Разработка нефтедобывающей отрасли

Введение.

С развитием нефтедобывающей отрасли  промышленности шло непрерывное  совершенствование систем сбора  продукции нефтегазодобывающих  скважин на промыслах. Возникло и  внедрилось в производство множество  систем сбора, таких как: открытая самотечная, Бароняна – Везирова, Грозненская напорная, Гипровостокнефть, унифицированная схема Гипровостокнефти. Все они в различных интерпретациях сообразны с условиями нефтепромыслов, работали и во многих местах продолжают работать [2].

В условиях нефтепромыслов Татарстана системы сбора и подготовки продукции скважин нашли свою специфическую форму развития во многом благодаря блестящим работам профессора В. П. Тронова и его учеников [1] в виде совмещённых технологических схем.

1. Технологическая часть.
1. Сбор и подготовка скважинной продукции.

1.1 Совмещённые технологические  схемы.

Наиболее эффективна и получает всё более широкое применение технология, разработанная институтом ТатНИПИнефть и объединением Татнефть и получившая название «совмещённой». Обладая достоинством всех известных способов подготовки нефти, последняя отличается от каждого из них в отдельности и вместе взятых рядом особенностей, которые в конечном итоге и обеспечили ей неоспоримые преимущества [1]:

- дифференцирование процесса подготовки на отдельные операции и осуществление каждой из них при наиболее благоприятном гидродинамическом режиме;

- выбор на основе критериев  технологической совместимости  операций, совместимых друг с  другом при сборе, транспортировании,  деэмульсации нефти, сепарации газа и очистке сточных вод и их одновременное осуществление в одном и том же технологическом оборудовании, применяемом на любой стадии разработки нефтяных месторождений;

- осуществление обезвоживания  и обессоливания нефти в режиме, обеспечивающем эффективную сепарацию газа, и получение непосредственно на технологических аппаратах подготовки нефти сточной воды, удовлетворяющей существующие требования;

- включение подготовки нефти  в комплекс промысловых процессов  в качестве одной из последовательно  осуществляемых операций, не выделяя её в автономный процесс, связанный со строительством и эксплуатацией сложных дорогостоящих установок.

К первой группе технологически совместимых  по времени и режиму процессов  при движении эмульсии по трубопроводам  промысловых систем сбора и другим коммуникациям относятся:

- введение деэмульгатора для  нейтрализации вредной работы  трубопроводов по формированию  стойких эмульсий;

• снижение вязкости транспортируемой системы;
• разгазирование нефти с последующей сепарацией газа на конечных участках трубопроводов увеличенного диаметра;

- добавление ингибитора в поток  для предотвращения коррозии  оборудования, удаление или предотвращение  отложений парафина;

- разрушение бронирующих оболочек  на каплях пластовой воды в  результате последовательно протекающих в присутствии ПАВ процессов дробления и слияния капель;

• укрупнение капель пластовой воды;
• расслоение потока на нефть и воду как при ламинарном, так и при турбулентном режиме (при определённых параметрах);
• очистка дренажных вод от нефти при их совмещённом движении с эмульсией по трубопроводам в турбулентном режиме надкритической зоны перед объектами предварительного или глубокого сброса воды.

Вторая группа технологически совместимых  операций связана с разгазированием  нефти в аппаратах ступеней сепарации и их коммуникациях при перекачке газа:

- разрушение бронирующих оболочек  на глобулах пластовой воды  при дроблении в процессе интенсивного  разгазирования и осуществление  массообменных процессов по распределению  ПАВ в каплях;

- вытеснение глобул пластовой воды в слой дренажной воды под действием энергии расширяющего газа в процессе сепарации в водой среде или в присутствии большого количества крупных капель эмульгированной воды («пенная» деэмульсация);

- отбор газа от частично обезвоженной нефти и сброс выделившейся воды;

- перекачка газа компрессоро  - насосами и поглощение его  тяжёлых фракций нефтью, применяемой  для охлаждения.

Третья группа технологически совместимых  процессов связана с операциями нагрева и транспортирования  эмульсии по коммуникациям объектов подготовки нефти:

- разрушение бронирующих оболочек  на глобулах пластовой воды  под действием тепла, ПАВ, турбулентных  пульсаций, неравномерных скоростных  напоров по сечению трубопровода;

- сближение капель под воздействием  турбулентных пульсаций потока и предварительная (перед отстоем) их коалесценция;

- расслоение потока на нефть  и воду (при благоприятном гидродинамическом  режиме).

Четвёртая группа процессов позволяет  совмещать операции по получению  сточных вод требуемого качества с деэмульсацией нефти и предусматривает:

- предварительный нагрев эмульсии  за счёт тепла дренажных вод,  разрушение бронирующих оболочек  и коалесценцию капель, дополнительную  сепарацию газа при возврате  дренажных вод в сырьевую линию;

- взаимную очистку воды от нефти и нефти от воды в результате массообменных процессов в турбулентном потоке;

- разрушение эмульсии в гидрофильном  фильтре (водном слое) и улучшение  качества воды за счёт эффектов  жидкостной флотации;

- тонкую очистку воды в слое  нефти (гидрофобном фильтре).

В пятую группу входят процессы по улучшению качества нефти за счёт гидродинамических факторов и эффектов последствия ПАВ, возникающих при  перекачке нефти, подвергавшейся деэмульсации, в интервалах установка – товарный парк, промысловый товарный парк – головные сооружения, головные сооружения – нефтеперерабатывающий завод:

- осуществление массообменных  процессов – доведение деэмульгаторов  до наиболее тонкодисперсной  части эмульсии и разрушение  бронирующих оболочек на глобулах  пластовой воды;

- последующее сближение и укрупнение  капель;

- переход капель воды (при соответствующем  режиме движения) в свободное  состояние;

- введение пресной воды и,  возможно, деэмульгатора для удаления  солей из нефти.

Совмещение этих процессов позволяет улучшать качество нефти – в ряде случаев достигать глубокого обессоливания.

Шестая группа технологически совмещённых  процессов связана с осуществлением товарно-транспортных операций, включающих заполнение и опорожнение резервуаров  различного назначения:

- осаждение воды и механических  примесей на дно резервуаров;

- сброс выделившегося балласта  и дополнительное улучшение качества  нефти.

2. Поинтервальное совмещение технологических операций

В наиболее общем виде варианты совмещённых  технологических схем сбора и подготовки нефти представлены на рис. 1, 2.

О совмещаемых операциях в различных  интервалах технологической схемы  сбора, транспорта, сепарации газа, подготовки нефти и воды можно  судить по данным на рис. 3.

Интервал скважины – УПС. Осуществление массообменных процессов, коалесценция глобул пластовой воды, расслоение продукции скважин, сброс выделившейся воды, коалесценция пузырьков попутного газа. При этом         используется оборудование 1-2-3-4-5.

Рис.1. Принципиальные схемы совмещённой технологии сброса, сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовых вод.

а – с применением  блочного оборудования установки подготовки нефти без промежуточных насосов; б – с использованием сырьевых резервуаров для предварительного сброса пластовых вод и оборудования обезвоживающей установки; в – в трубопроводах и резервуарах промысловой системы сбора без использования оборудования установки подготовки нефти; г – то же, что и «в» с путевым подогревом.

1 – скважины; 2 – групповые  установки; 3 – дозатор реагента; 4 – трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 – концевой делитель фаз; 6 – сепаратор – газоочиститель; 7, 11 – каплеобразователи; 8 – узел газосбора; 9 – трёхфазный сепаратор; 10 – нагреватель; 12 – отстойник; 13 – концевая ступень сепарации; 14 – узел измерения объёма продукции; 15 – отстойник с гидрофобным жидкостным фильтром; 16 – ёмкость; 17, 20 – насосы; 18 – очищенная вода; 19 – обезвоженная нефть; 21 – сброс воды; 22 – на УЛФ.

Рис.2. Принципиальные совмещённые  технологические схемы обессоливания нефти в интервалах.

а – установка –  товарный парк; б – промысловый  товарный парк – головные сооружения; в – установка – товарный парк; товарный парк – головные сооружения; головные сооружения – головные сооружения; головные сооружения – НПЗ (методом компаундирования).

I – без использования  воды и реагента; II, III – подачей  пресной воды или реагента; IV –  с использованием воды и реагента.

1 – сырая нефть; 2 –  обезвоживающая установка; 3, 8 –  насосы; 4,7 – сброс воды; 5, 13, 16 –  трубопроводы, используемые для обессоливания; 6, 14, 17 – резервуары; 9  - обессоленная нефть; 10 – дозатор реагента; 11 – насос пресной воды; 12 – обезвоженная нефть; 15 – смеситель; 18 – на УЛФ (установки улавливания паров и лёгких фракций нефти).

Рис.3. Совмещённая схема сбора, сепарации газа, подготовки нефти и очистки сточных вод в интервале скважина НПЗ.

1 – скважины; 2 – блочная  групповая замерная установка  (Спутник); 3, 11, 19 – блочный дозатор  реагента; 4 – промысловые системы  сбора, используемые в технологических целях; 5 – блочный трёхкомпонентный сепаратор I ступени с каплеобразователем 30 и гидрофильным фильтром; 6 – блочный нагреватель; 7 – трубчатый каплеобразователь; 8 – блочный трёхкомпонентный сепаратор (горячей) II ступени с каплеобразователем и гидрофобным жидкостным фильтром; 9 – компрессор в блочном варианте; 10 – промежуточная ёмкость (отстойник); 12, 25 – узлы подачи пресной воды; 13, 21, 26, 38 – насосы; 14 – замерное устройства типа «Рубин»; 15 – резервуары промыслового товарного парка и ёмкости с гидрофильным жидкостным фильтром; 16 – трубопровод; 17 – резервуары головных сооружений; 18  - магистральный насос; 20 – резервуар сточных вод; 22 – магистральные насосы перекачивающих станций; 23 – резервуар очистки сточных вод с жидкостныи гидрофобным фильтром или аппарат АОСВ-2; 24 – дозатор реагента на выходе из товарного парка; 27 – промежуточныя ёмкость; 28 – магистральный нефтепровод, улучшающий качество нефти в процессе транспортирования; 29 – нефтеперерабатывающий завод (НПЗ); 30 – каплеобразователь; 31 – линия дренажной воды; 32 – дозировочный насос для химреагента на перекачивающей станции; 33 – узел подачи пресной воды в магистральный трубопровод на перекачивающей станции; 34 – узел подачи пресной воды на блоке обессоливания; 35 – блочный дозатор на блоке обессоливания; 36 – трубчатый каплеобразователь; 37 – отстойник – водоотделитель; 38 – насос для откачки воды в систему ППД; 39 – резервуары ЭЛОУ; 40 – резервуары ТСБ; 41 – КДФ; 42 – на УЛФ; 43 – сброс балласта; 44 – путевой сброс воды в удобных точках; 45 – установка предварительного сброса воды – УПС с аппаратом очистки воды АОСВ-2. Узлы: I – группа скважин; II – спутники и промысловые системы сбора;  III – центральный сборный пункт; IV – обессоливающий блок; V – промысловый товарный парк; VI – товарный парк головных сооружений; VII – нефтеперерабатывающий завод.

Интервал скважины – центральный  сборный пункт, узлы I – III. 1) обезвоживание нефти до заданной глубины; 2) очистка сточных вод до заданных кондиций для закачки в систему ППД; 3) отбор попутного газа; 4) осуществление горячей сепарации и предотвращение потерь лёгких фракций; 5) повышение производительности скважин; 6) снижение вязкости продукции скважин в системе сбора; 7) борьба с отложениями парафина; 8) борьба с коррозией оборудования.

При осуществлении упомянутых выше технологических операций в технологический  цикл включаются следующие оборудования и объекты: 1 – 10, 13 – 15, 23, 25 – 27, 41. При  этом в отдельных видах оборудования совмещаются следующие технологические  операции.

На блоке 2 с помощью блочного дозатора 3 совмещается ввод химических реагентов или веществ, имеющих  необходимый комплекс свойств, включая  деэмульгирующую способность, а  также способность предотвращать  отложения парафина и коррозию оборудования (например, сепароль 25 с ингибитором 3).

На блоке 3,4 транспортирование продукции  скважин по системам сбора совмещается  с глубоким разрушением эмульсии, снижением вязкости системы, предотвращением  парафинизации промысловых трубопроводов  за счёт воздействия химических реагентов на стенки труб и кристаллы парафина, защитой трубопроводов от коррозии.

На блоке  5 совмещаются операции по отбору попутного газа I ступени  сепарации, отделению воды от нефти, очистке сточных вод в подводящем сырьевом трубопроводе и в жидкостном фильтре сепаратора.

На блоке 8 совмещаются операции по отбору газа II ступени горячей  сепарации с глубоким обезвоживанием нефти в жидкостном гидрофильном фильтре с использованием эффектов вспенивания.

На блоке 9 совмещаются операции по откачке горячего газа II ступени с отбором и возвратом в нефть тяжёлых углеводородов.

На блоке 23 совмещаются операции по тонкой очистке сточных вод  от нефтепродуктов с помощью гидрофобного фильтра или аппарата АОСВ-2 с  отделением механических примесей до кондиций, обеспечивающих закачку сточных вод в систему ППД без дополнительной очистки. При включении в технологическую схему оборудования 34 – 37 обессоливающей ступени IV в интервале скважина – центральный сборный пункт успешно решается и проблема обессоливания нефти. Эту же задачу (а также задачу глубокого обезвоживания и опреснения нефти) можно решить и при совмещении процессов заполнения резервуаров промыслового товарного парка с операциями по сбросу отделившейся от нефти в трубопроводах пластовой воды при её транспортировании в товарный парк, минуя узел IV.

В этом случае для обессоливания  нефти подача пресной воды (а при  необходимости – реагента – деэмульгатора) осуществляется с помощью оборудования 11, 12.

Интервал скважины – центральный  сборный пункт (промысловый товарный парк) – головные сооружения, узлы I – III, V, VI. В этом интервале при максимально возможном совмещении операций и рациональном использовании промыслового оборудования возможно решение следующих задач в области подготовки нефти: 1) глубокое обезвоживание; 2) опреснение; 3) обессоливание до экспортных кондиций. Процесс глубокого обезвоживания нефти в этом интервале совмещается с операцией по прокачке нефти по межпромысловому трубопроводу и товарно-транспортными операциями в резервуарах головных сооружений.

При введении в поток нефти пресной  воды (12) и реагента с ингибитором  коррозии (11) на головных участках трубопровода (16) при соответствующих температурных  условиях решается проблема опреснения нефти либо её обессоливания до экспортных кондиций.

В этом случае совмещаются транспортирование  водонефтяной смеси с процессами активного вымывания солей из нефти и операции по заполнению нефтью резервуаров головных сооружений со сбросом дренажной воды. Улучшение  качества нефти достигается также  и применением методов компаундирования.

Интервал скважины – центральный  сборный пункт – головные сооружения – завод. Использование магистральных трубопроводов в технологических целях позволяет: 1)решить проблему глубокого обессоливания на НПЗ, не прибегая к строительству дополнительных установок ни на промыслах, ни на заводах; 2) улучшить гидродинамические характеристики трубопроводов; 3) предотвратить отложения парафина.

Для решения этих задач в магистральный  трубопровод на головных его участках (в узел IV вводится ингибитор коррозии и деэмульгатор, гидрофилизующий внутреннюю поверхность трубопровода). Транспортирование обезвоженной нефти совмещается с операциями по многократному разрушению бронирующих оболочек на каплях оставшейся в нефти пластовой воды как в магистральных насосах 21, так и пристенных зонах трубопроводов, а также гидрофилизацией их стенок. Это обеспечивает снижение вязкости эмульсии, предотвращение отложений парафина и возможность глубокого обессоливания нефти на НПЗ без изменения режима работы заводских ЭЛОУ. В отдельных случаях на конечных перекачивающих станциях возможна дозировка в трубопровод необходимого количества пресной промывочной воды, что позволяет получить обессоленную нефть при её прохождении транзитом через резервуары товарных парков ТСБ и обеспечивает условия для переработки нефти на заводах, не имеющих ЭЛОУ или при её остановке.

3. Совмещение процессов борьбы с коррозией и отложениями парафина деэмульсацией нефти.

Сбор нефти на месторождениях нередко  осложняется отложениями парафина на стеках труб и их коррозией (для сернистых нефтей). Эффективное решение проблемы борьбы с этими процессами в большом числе случаев достигается за счёт использования гидродинамических эффектов, возникающих при транспорте по трубопроводам эмульсий, обработанных специальными деэмульгаторами, которые содержат ингибирующие компоненты и гидрофобизируют стенки трубопроводов. К числу таких реагентов относится, в частности, сепароль-25 и ингибитором III и ряд других продуктов. При гидрофилизации труб на их поверхности возникает тонкая плёнка воды, и в связи с этим обеспечиваются благоприятные условия для разрушения бронирующих оболочек на каплях воды при их контакте с водной плёнкой. Это же приводит к нивелированию микронеровностей металла и обеспечивает низкий уровень адгезии промыслового парафина к ней. Поэтому трубопроводы могут работать в режиме самоочищения (аналогично режиму работы трубопроводов с защитными покрытиями) с соблюдением следующей последовательности процессов: накопление отложений парафина до критической толщины слоя; отслаивание их от поверхности труб; срыв, дробление и последующее транспортирование парафинистой массы в виде тонкодисперсной взвеси потоком нефти. С увеличением степени гидрофильности стенок сопротивляемость их запарафиниванию I, при всех прочих равных условиях возрастает по закону цепной функции

где I – интенсивность запарафинивания поверхности, смоченной водной плёнкой, при уровне энергии связи воды и парафина 27,6 эрг/см².

Формула справедлива при значениях  угла смачивания от 0 до 105°.

Ингибитор коррозии, вводимый в нефть  в составе реагента – деэмульгатора, автоматически нейтрализует агрессивное  воздействие пластовых вод на стенки промыслового оборудования на всём пути движения продукции скважин, вплоть до закачки воды в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.

Все эти процессы органически совместимы, так как для своего эффективного осуществления требуют движения потока в чётко выраженном турбулентном режиме и протекают практически во всём диапазоне температур, складывающихся на практике как в присутствии газовой фазы, так и без неё. Таким образом, одной технологической операцией – введением в промысловые системы сбора реагента – деэмульгатора с ингибитором коррозии – решается проблема деэмульсации нефти, депарафинизации оборудования и защиты его от коррозии. При этом упомянутые процессы оказываются совмещёнными во времени и осуществляются на всём пути движения нефти практически без вмешательства обслуживающего персонала.

Совмещение процессов деэмульсации нефти с предотвращением парафинизации  подземного и наземного оборудования с помощью реагентов – деэмульгаторов широко распространено на промыслах  объединения Татнефть и в других районах страны. При подаче ПАВ на забой скважин полностью очищаются от парафина рабочие органы центробежных насосов, насосно-компрессорные трубы, фонтанная арматура и выкидные линии.

1.4.Совмещение процессов  транспортирования  и деэмульсации  нефти.

Наиболее экономичное и удобное  транспортирование нефти и нефтепродуктов на любые расстояния по трубопроводам  обусловило их широкое применение в  нефтяной и газовой промышленности страны. Однако целесообразно использовать трубопроводы не только в транспортных, но и в технологических целях одновременно для решения такой важнейшей задачи, как глубокое обезвоживание нефти на промыслах и обессоливание на нефтеперерабатывающих заводах. Трубопровод исключительно важен как активное технологическое звено в цепи процессов подготовки нефти в интервале промысел – НПЗ.

Обезвоженная и обессоленная на термохимических установках нефть  транспортным управлениям на промысловых  или собственных товарных парках. После этого она транспортируется на головные сооружения и затем по магистральным нефтепроводам направляется на нефтеперерабатывающие заводы. Среднее время пребывания нефти в технологическом цикле при подготовке на установке 2 – 4 часа. А время движения её от скважины до НПЗ в различных районах исчисляется от одних до десятков суток. При таком громадном запасе времени, совершенно не используемом в технологических целях, на промыслах зачастую вынуждены добиваться получения качественной обезвоженной и обессоленной нефти исключительно за счёт ужесточения технологических режимов. Это приводит к большим затратам на подготовку нефти. Полезное использование времени движением нефти от скважины до НПЗ позволяет резко сократить эти затраты, т.е. решить такую проблему, которая считалась неразрешимой без строительства дорогостоящих установок на промыслах или НПЗ.

Целесообразность совмещения процессов  транспортирования эмульсии по трубопроводам  с её деэмульсацией связана с  разработкой и проверкой в  широких промышленных масштабах  новых, отличающихся от сложившихся  ранее представлений об оптимальных условиях разрушения водонефтяных эмульсий. Исследования, выполненные в ТатНИИ (Тронов в. п.) в течение 1964 – 1966гг., показали, что механизм процессов, обусловливающих эффективное разрушение эмульсий под воздействием тепла реагентов и других факторов, более сложен, чем это представлялось ранее, и требует для своего осуществления разработки новых технологических схем, учитывающих эти особенности.

1.5.Обезвоживание продукции  скважин на промыслах.

Обезвоживание нефти на месторождениях в настоящее время в зависимости от ряда факторов осуществляется [1]:

- в оборудовании промысловых  систем сбора, включая трубопроводы  концевые, сепарационные установки  и резервуары товарных парков;

• на автономных обезвоживающих термохимических установках;
• в блочных деэмульсаторах и электродегидраторах;
• на автономных обезвоживающих установках, деэмульсаторах и электродегидраторах, работающих в блоке с промысловыми системами сбора или каплеобразователями;
• при перекачке нефти в интервалах: а) между промысловыми товарными парками; б) между промысловыми товарными парками и головными сооружениями магистральных нефтепроводов; в) между головными сооружениями и товарно-сырьевыми базами нефтеперерабатывающих заводов.

1.5.1.Технологические схемы обезвоживания  нефти.

Обезвоживание нефти в оборудовании промысловой системы сбора осуществляется в тех случаях, когда в связи с особенностями применяемой системы сбора и транспортирования нефть неизбежно попадает в резервуары (сбор продукции скважин, замер, учёт, ожидание откачки и т.д.). Строительство стационарной установки для обезвоживания нефти между промысловой системой сбора и товарным парком в таких случаях нецелесообразно и служит примером излишних затрат государственных средств. Разрушение эмульсии с достаточной степенью эффективности достигается в промысловых системах сбора (табл.1), а расслоение потока осуществляется в концевом делителе фаз или специальной секции трубопровода, проложенной между концевой ступенью сепарации и резервуарами товарного парка. Сброс воды при этом осуществляется в процессе заполнения резервуаров или в ожидании откачки (рис.4).

Таблица 1

Рис.4. Принципиальные совмещённые  технологические схемы обезвоживания  нефти.

а – в оборудовании промысловой системы сбора; б  – то же, с путевым подогревом после второй ступени сепарации; в – те же, с путевым подогревом до второй ступени сепарации; г – то же, с использованием встроенных печей и отстойных аппаратов; д – то же, без использования в технологических целях резервуаров.

1 – скважины; 2 – групповая установка; 3 – дозатор деэмульгатора; 4 – сборный трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 5 – трубчатый концевой делитель фаз; 6 – сепаратор первой ступени; 7 – газопровод; 8 – трубопровод для дренажной воды; 9 – сепаратор второй ступени; 10 – коммуникационный трубопровод – каплеобразователь; 11 – сепаратор; 12 – технологический резервуар; 13 – сброс дренажной воды; 14 – насос; 15 – трубопровод для товарной нефти; 16 – нагреватель; 17 – встроенный трубчатый каплеобразователь; 18 – водоотделитель; 19 – резервуар товарной нефти; 20 – УЛФ.

Если обрабатывается эмульсия повышенной стойкости, а также в зимний период применяют путевой подогрев (рис.4 б, в). При этом необходимая температура  нагрева не превышает 25 – 30 °C, что исключает потери лёгких фракций из резервуаров (сырьевые, товарные, технологические), которые должны быть герметизированы и снабжены системой отбора лёгких фракций.

Схема обезвоживания нефти, показанная на рис.4 а, применяется во многих районах  страны. Остаточное содержание воды в нефти, обезвоживаемой по этой схеме, в летний период нередко составляет 0,5 %. Деэмульгатор вводится на приём насосов дожимных насосных станций. Поступление сырья, сброс выделившейся воды и отбор обезвоженной нефти проводятся непрерывно.

По схеме рис.4 в система эксплуатировалась  в зимний период с производительностью 14 000 м³/сут при низкой себестоимости. По схеме на рис.4 б осуществлялась подготовка смеси эмульсий угленосной и девонской нефтей. Остаточное содержание воды в нефти после обезвоживания как в зимний, так и в летний периоды не превышало 0,3 – 0,5 %.

1.5.2 Обезвоживание нефти на автономных  термохимических установках

На промыслах продолжают эксплуатировать  большое число обезвоживающих установок, представляющих собой автономные объекты и имеющих в своём составе резервуарные парки. Большинство из этих установок рассчитано на обезвоживание нефти до остаточного содержания воды в ней не более 2 %. Установлено, что содержание балласта в обезвоженной нефти на этих же объектах без их расширения, повышения температуры нагрева, расхода деэмульгатора, а также без снижения производительности может быть снижено в 10 раз. Для этого установки переводят на режим работы в блоке с промысловой системой сбора и товарным парком. Кроме того, применяются встроенные секционные каплеобразователи. В наиболее общем виде такая схема представлена на рис. 4 г. Применяя отдельные элементы этой схемы или весь комплекс, можно получить глубоко обезвоженную нефть при низких эксплуатационных затратах.