Характеристика Жирновского месторождения. Разработка мероприятий по реконструкции системы сбора и подготовки нефти

Q_{бал.ост}. = Q_бал - Q_доб, (1.3)

Q_доб - накопленная добыча нефти

Q _{бал.ост.} = 7222018 - 2700000 = 4522018 т;

Расчет остаточных извлекаемых запасов нефти:

Q_{изв.ост.} = Q_н.изв. - Q_доб., (1.4)

Q_{изв.ост}. = 3683229 - 2700000 = 983229 т;

Расчет балансовых запасов газа:

V_бал. = Q_бал. * G, (1.5)

V_бал. = 7222018 *65 = 469431170 м³;

Расчет извлекаемых запасов газа:

V_н.изв. = Q _н.изв. * G, (1.6)

V_н.изв. = 3683229 * 65 = 239395000 м³;

Расчет остаточных балансовых запасов газа:

V_{бал.ост.} = V_бал. - V_доб. (1.7)

V_{бал.ост.} = 469431170 - 206900000 = 262531170 м³;

Расчет остаточных извлекаемых запасов газа:

V_{изв.ост}. = V_изв. - V _доб., (1.8)

V_{изв.ост}. = 239395000 - 206900000 = 32499000 м³.

Данные расчетов

Таблица № 1.2

Запасы нефти, т.т	Запасы газа, т.м3
Начальные	Остаточные	Начальные	Остаточные
Балан-совые	Извле-каемые	Балан-совые	Извле-каемые	Балан-совые	Извле-каемые	Балан-совые	Извле-каемые
7222,02	3683,23	4522,02	983,23	469431,2	239395	262531,2	32499

2. Технологическая часть

2.1 Системы сбора продукции скважин в Российской Федерации (литературный обзор)

Системы сбора продукции скважин - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для размещения добываемых флюидов и их доставки до пунктов подготовки.

Любая система сбора продукции скважин должна обеспечивать осуществление следующих операций:

1. Замер дебита каждой скважины;

2. Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов ее подготовки;

3. Сепарацию нефти от газа;

4. Отделение от продукции скважин свободной воды;

5. Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводненности или физико-химическими параметрами.

6. Подогрев продукции скважин или ее специальная обработка при невозможности транспортирования в обычных условиях.

Универсальной системы сбора продукции скважин, т.е. такой, которую можно было бы эффективно применять на любом углеводородном месторождении в течении всего периода эксплуатации, не существуют. Поэтому для каждого месторождения приходится либо создавать индивидуальную систему сбора, либо пользоваться унифицированными технологическими схемами.

В настоящее время, индивидуальные системы сбора разрабатываются, как правило, лишь для уникальных или особо крупных месторождений, имеющих общегосударственное значение. В остальных случаях используют унифицированные схемы, разумеется приспосабливая их к конкретным реальным условиям.

Основными требованиями к подобным схемам являются:

1. Полная герметизация процессов сбора, подготовки и транспорта продукции;

2. Обеспечение достижения ею кондиций, предусмотренных нормативными документами.

Унификация технологического оборудования правила к возникновению комплектно-блочного метода (КМБ) обустройства нефтяных и газовых месторождений, ставшего в настоящее время основными. Его суть сводится к следующему: из тыловых опорно-производственных базах из широкого набора унифицированного оборудования, изготовленного на заводах, собирают блоки, из которых непосредственно в нефтегазодобывающих районах и собирают необходимый технологический комплекс. Собранные блоки называют блочно-комплексным устройством (БКУ).

В настоящее время принято следующая унификация БКУ

1. Технологические блоки;

2. Блоки энергоснабжения;

3. Компрессорные блоки;

4. Насосные блоки;

5. Блоки автоматического управления;

6. Блоки связи;

7. Блоки теплоснабжения и вентиляции;

8. Блоки ремонтных механических мастерских;

9. Блоки бытовых помещений;

10. Блоки очистных сооружений.

Научно-исследовательским институтом по комплексно-блочному строительству (НИПИКБС) Миннефтегазстроя СССР в 1987г. проведена унификация проектных решений при сооружении любого БКУ. А в Миннефтегазстрое СССР в 1982г. введена в действие «Инструкция по разработке ограничительных стандартов на комплектующие изделия, материалы, оборудования для БКУ нефтяной и газовой промышленности» - так называемое РД 102-007-81.

При самотечности системе сбора сепарация газа от жидкости (нефти и воды) может происходить или у устья каждой скважины - индивидуальная замерная установка (ИЗУ) - или на групповой замерной установке (ГЗУ), обслуживающей несколько скважин. Характерной особенностью самотечной системы сбора нефти как индивидуальной, так и групповой является, то что жидкость по выкидным линиям и сборным коллекторам движется за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце трубопровода.

ИЗУ самотечной системы работает следующим образом. Нефть, газ и вода (рис 2.1 а) из скважины поступает в трап (сепаратор) 4, расположенный в непосредственной близости от устья скважины. Отделившегося от газа нефть и вода в трапе могут направляться в открытый мерник 1 или в выкидную самотечную линию 10, ведущую к сборному пункту (СП), на котором смонтированы открытое участковые резервуары и сырьевые насосы.

При нестойкой эмульсии количество нефти и воды измеряют в трапе 4 с помощью водомерного стекла 2 или в мернике 7 по скорости подъема уровня нефти при закрытой задвижке 8.

При поступлении из скважин стойких эмульсий из мерника 7 отбираются пробы и в лабораторных условиях на аппарате Дина - Старка определяется обводненность нефти.

Отсепарированный от нефти газ в трапе 4 проходит регулятор давления «до себя» 3 и направляется в газопровод, идущий на ГПЗ.

ГЗУ самотечной системы сбора нефти, газа и воды работает следующим образом (рис. 2.1 б). Продукция нескольких скважин (4-8) по выкидным линиям 8 направляется в распределительную батарею 7, откуда она может поступать в трап первой ступени 10, затем - в трап второй ступени 2. Жидкость из трапа второй ступени 2 по самотечному коллектору 3 поступает в сборный пункт. Отделившийся от нефти газ в трапе первой 10 и второй 2 ступеней направляется через соответствующие регуляторы давления «до себя» 1 в газопроводы, подводящие его на ГПЗ или местным потребителям.

Из распределительной батареи 7 продукция какой-либо одной скважины может направляется также для измерения ее количества в замерной трап 6 или мерник 4, при этом все другие скважины, подключенные к ГЗУ, будут подавать свою продукцию в трапы первой и второй 2 ступеней. В замерном трапе 6 отделившийся от нефти газ проходит измерительную диафрагму 9 с самопишущим вторичным прибором и регулятор давления «до себя» 1, после которого направляется в газопровод местным потребителям

Рисунок 2.1 Замерно-сепарационные установки самотечной системы сбора нефти

а -- индивидуальная:

1- заглушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 2 - водомерное стекло 3 - регулятор давления «до себя»; 4 - трап (сепаратор); 5 - предохранительный клапан, 6 - регулятор уровня поплавкового типа; 7 - мерник; 8 - задвижки для отключения и подключения в работу мерника при измерении дебита скважины; 9 - пьедестал для мерника; 10 - выкидная самотечная линия;

б -- групповая:

1 - регулятор давления «до себя»; 2 - трап второй ступени; 3 - самотечный коллектор 4 - мерник; 5 - регулятор уровня; 6 - замерный трап; 7 - распределительная батарея (гребенка); 8 - выкидные линии; 9 - замерная диафрагма; 10 - трап первой ступени.

Анализ работы самотечной системы (рис. 2.2) сбора и транспортирования нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием приводит к следующим выводам.

Нефтепроводы (рис. 2.2 поз. 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 7 (см. рис. 2.1 а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефтепроводов, чтобы обеспечить нужный напор, а следовательно, и их пропускную способность.

При этой системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного образования в нефтепроводах газовых «мешков», существенно снижающих пропускную способность нефтепроводов.

Выкидные линии и сборные коллекторы не рассчитаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способностью. Скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а следовательно, уменьшается и их пропускная способность.

Потери нефти от испарения легких фракций и газа достигают 3 % от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти--негерметизированные мерники и резервуары, устанавливаемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках



Рисунок 2.2 Самотечная двухтрубная схема сбора нефти:

I -- индивидуальная замерно-сепарационная установка:

1 - скважины; 2 - индивидуальные замерные установки (ИЗУ); 3 - газопроводы; 4 - выкидные самотечные линии; 5 - сборный газопровод; 6 - сырьевой резервуар; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевой насос; 9 - участковый негерметизированный резервуар;

II -- групповая замерно-сепарационная установка (ГЗУ):

1 - скважины; 2 - выкидные самотечные линии; 3 - групповая замерная установка; 4 - сборный самотечный коллектор; 5 - участковые негерметизированные резервуары; 6 - сырьевой насос; 7 - сборный коллектор; 8 - сырьевые резервуары; 9 - сборный газопровод.

Рисунок 2.3. Герметизированная блочная система расположения оборудования:

I -- блок сбора и замера продукции скважин: 1 - устья скважин; 2 - выкидные линии; 3 - устьевые подогреватели (печи); 4 - «Спутник» для измерения продукции скважин;

II -- блок транспортирования продукции скважин: 6 и 5 - сборные коллекторы; 7 - ДНС - дожимная насосная станция; 8 - сборный коллектор; 9 - газовый коллектор;

III -- блок подготовки нефти; IV -- блок подготовки сточной воды; V -- блок подготовки нефтяного газа; VI -- блок товарных резервуаров нефти.

Системы сбора нефти трудно поддаются автоматизации, требуют многочисленного обслуживающего персонала (операторов, лаборантов), имеют большую металлоемкость. Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объемов продукции каждой скважины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера ДП-430.

Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, но на старых площадях может еще долго находиться в эксплуатации.

Современные системы сбора нефти, газа и воды

В настоящее время имеется достаточно много разновидностей высоконапорных герметизированных и автоматизированных систем сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды [1, 5].

На месторождениях, имеющих многолетнемерзлотные породы (рис. 2.3, I, а), площади разбуриваются по нормальной сетке скважин 1, а выкидные линии 2, идущие к «Спутнику» 4, гидротеплоизолируются и прокладываются на опорах или на подсыпке.

На месторождениях, содержащих в нефти много парафина (6-- 20%), смол и асфальтенов, площади разбуриваются нормальной сеткой скважин, но непосредственно у устьев этих скважин (рис. 2.3, I, б), в начале выкидной линии 2, устанавливается автоматически работающая печь (нагреватель) 3.

На месторождениях с ровным рельефом местности (рис. 2.3, I, в), площади разбуриваются нормальной сеткой скважин, а выкидные линии к «Спутнику» 4 подключаются, как показано на схеме сбора I.

На месторождениях, имеющих сильно пересеченную оврагами я холмами местность, разбуривание площадки производится с нескольких кустов (рис. 2.3, I, г) наклонными скважинами, а выкидные линии подключаются к «Спутнику» 4, расположенному на ГЗУ.

На месторождениях, имеющих сильную заболоченность (Самотлор), площади разбуривают с целого ряда искусственно созданных намывных островков (рис. 2.3, I, д) наклонными скважинами с подключением их к «Спутнику» 4, расположенному на томже островке.

Система транспортирования (рис. 2.3, II) имеет обычно один или два сборных коллектора 5 и 6 и дожимную насосную станцию (ДНС) 7 - если площадь месторождения большая или вытянутая, - предназначенную в основном для установки дожимных насосов и сепараторов первой ступени, а в конце разработки месторождения - и для установки отстойников предварительного сброса пластовой воды. С ДНС 7 нефть транспортируется насосом по трубопроводу 5 на блок подготовки нефти (рис. 2.3, III), а газ под собственным давлением в сепараторе направляется в газопровод 9, а затем - на блок подготовки газа (рис. 2.3, V).

Оборудование блока подготовки нефти, где происходит ее обезвоживание и обессоливание, располагается обычно на одной площадке с оборудованием блока подготовки пластовой (сточной) воды (рис. 2.3, IV). Оба этих блока обычно называют ЦПС - центральный пункт сбора или установкой подготовки нефти (УПН) и установкой подготовки воды (УПВ).

Оборудование блока подготовки газа, предназначенного для получения широкой фракции жидких углеводородов (C₂H₆ -- C₅H₁₂), обычно монтируется пока только на месторождениях, где имеются большие запасы нефтяного газа.

Весь комплекс оборудования блока V называется газоперера-батывающим заводом (ГПЗ).

Блок товарных резервуаров (рис. 2.3, VI) предназначается в основном для двухсуточного накопления и хранения нефти, передачи ее товарно-транспортной организации, а также при аварийных ситуациях на промыслах с трубопроводами и оборудованием. Из товарных резервуаров нефть транспортируется по магистральным нефтепроводам на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), не показанные на рисунке.

Герметизированные системы сбора, обусловленные величиной и конфигурацией площади нефтяного месторождения

Нефтяные месторождения по площади могут быть большими (30Х60 км), средними (10Х20 км) и малыми (до 10 км²). По форме эти месторождения могут быть вытянутыми (рис. 2.4, а), круглыми (рис. 2.4, б) и эллиптическими (рис. 2.4, в). В зависимости от площади и формы нефтяного месторождения система сбора, транспортирования нефти, газа и воды может существенно изменяться.

Анализ систем сбора, транспорта и подготовки для этих месторождений показывает, что набор трубопроводов, оборудования и установок один и тот же, но расположены они по-разному. Поэтому опишем только схему движения нефти, газа и воды от скважин до потребителя, приведенную на рис. 2.4, в и имеющую дополнительное оборудование 12.

Нефть, газ и вода из добывающей скважины 1 под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них--на АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор 4. Из него также под собственным давлением нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени, смонтированные на площадке БДНС 12. Газ из сепараторов БДНС под собственным давлением по газопроводу 10 подается на ГПЗ 11, а нефть и вода насосами по сборному коллектору направляются на УПН 8, находящуюся на значительном расстоянии от БДНС (10--20 км). На УПН 8 окончательно разделяются нефть, газ в вода. Вода с УПН 8 поступает на УПВ 7, из которой насосами подается на блочную кустовую насосную станцию БКНС 5. Насосы высокого давления 5 нагнетают дренажную воду в нагнетательные скважины 6. Газ с УПН 8 подается по сборному газопроводу 10 на ГПЗ 11, а товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку 9 сначала в товарный коллектор нефти 16, а из него--в парк товарных резервуаров 15. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной насосной станции 14, а оттуда--в магистральный нефтепровод 13, из которого она поступает на НПЗ (на рисунке не показан).

Если товарная нефть, проходящая через автоматизированную замерную установку 9, окажется некондиционной (завышенное содержание солей и воды), то этот автомат снова подает ее на УПН 8.

Рисунок 2.4. Герметизированные однотрубные высоконапорные системы сбора в транспортирования нефти, газа и воды

2.1.1 Системы сбора продукции скважин за рубежом

Процессы обезвоживания осуществляют, как правило, на отдельных скважинах и групповых установках (ГУ). Это объясняется тем, что промысловые товарные парки обычно принадлежат не нефтедобывающим, а нефтепроводным компаниям, которые принимают добытую нефть непосредственно на ГУ, а иногда -- и на отдельных скважинах. Для обезвоживания небольшого количества нефти широко применяют подогреватели-деэмульсаторы. На средних и крупных месторождениях широко применяют промывные резервуары.

Месторождение Сигнал Хил (США)

Месторождение расположено в окрестностях крупного города (Лос-Анджелес) и разрабатывается компанией Шелл. Годовой объем добычи невелик и составляет 0,05 млн.т

Рисунок 2.5 Схема сбора и обработки продукции скважин месторождения Сигнэл Хил:

1 - скважины; 2 - манифольд; 3 - дозатор реагента; 4 - сепараторы первой ступени; 5 - устройство для замера газа; б - устройство для замера нефти и влагомер; 7 - трехфазные сепараторы второй ступени; 5 - устройство для замера воды; 9 - выход газа со второй ступени; 10 - концевая ступень сепарации и обезвоживание нефти; 11 - сброс воды; 12 - линия отбора газа из резервуаров; 13 - резервуар товарной нефти; 14 - резервуар пластовой воды; 15 - установка улавливания легких фракций; 16 - насос; 17 - насос; 18 - система ЛАКТ; 19 - напорные фильтры очистки воды; 20 - выход товарной нефти; 21 - флотаторы; 22 - амбар для шлама; 23 -- ввод пресной воды; 24 -- компрессорная установка флотаторов; 25 - резервуар очищенной воды для закачки в пласт; 26 - насос для откачки пленочной нефти; 27 - линия откачки пленочной нефти; 28 - насос для закачки воды в пласт; 29 -- линия закачки воды в пласт нефти в год.

Предполагаемый уровень добычи 0,5 млн.т в год. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Обводненность нефти достигает 88 %. Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин представлена на рис. 2.5. Нефть со скважин через манифольдную линию после обработки деэмульгатором поступает на ступень сепарации, где замеряется газ и нефть, а затем -- в два трехфазных сепаратора второй ступени, из которых осуществляется предварительный сброс воды. Окончательно нефть обезвоживается в двух промывных резервуарах объемом 830 м³ каждый, которые были смонтированы вместо имевшихся здесь ранее электродегидраторов ввиду их неэкономичности. Пребывание в них нефти составляет несколько суток. Естественная температура нефти 21°С, дополнительный подогрев не применяется. Обезвоженная нефть перетекает в резервуар товарной нефти (800 м³), а замер ее и определение качества осуществляются с помощью объемного счетчика и влагомера системы ЛАКТ. Несмотря на небольшое количество газа и нефти, резервуары герметизированы, используются в качестве концевой ступени сепарации и оборудованы системой отбора легких фракций, включающей небольшой вакуум-компрессор. Отобранный газ полностью утилизируется. Пластовая вода в количестве 1000 м³/сут очищается напорными фильтрами (четыре секции) в двух секциях флотаторов, использующих в качестве флотагента нефтяной газ. Теоретическая производительность флотационой установки составляет 2,4 тыс.м³/сут. Каждая секция снабжена двумя флотационными головками. Содержание примесей в воде до очистки составляет 100 мг/л, а после -- 5 мг/л. Очищенная вода (1,0 тыс.м³) после флотаторов попадает в резервуары, где смешивается с пресной водой (8,4 тыс.м³). Уловленная пленочная нефть собирается в резервуаре объемом 500 м³, а вода после дополнительной очистки на песчаных фильтрах закачивается в пласт.

На территории промысла имеется здание, в котором расположены насосная, пульт контроля и управления, лаборатория. Оборудование скважин на территории промысла размещается в бетонированных траншеях, над которыми располагается стоянка автомашин.

Отличительными особенностями пункта сбора и подготовки нефти этого месторождения являются: комплексное проведение всех промысловых операций на одной площадке (сепарация газа, предварительный сброс воды, обезвоживание, очистка воды, закачка ее в пласт и т.д.); использование резервуаров в качестве концевой ступени сепарации, одновременно выполняющих функции отстойной аппаратуры и резервуаров товарной нефти; осуществление обезвоживания при естественной температуре нефти (21°С), отсутствие нагревательной и теплообменной аппаратуры; полная герметизация процессов и оборудования при эксплуатации месторождения.

Месторождение Ландау (ФРГ)

Основные нефтяные районы ФРГ в настоящее время - северо-западный бассейн. Рейнская долина и Маласский бассейн. В стране насчитывается около 100 нефтяных месторождений, суммарная добыча нефти которых достигает 8 млн.т в год. Значительная часть месторождений малопроизводительна. В стране имеется лишь около десяти месторождений с годовой добычей 200--600 тыс.т. К месторождениям этого типа относятся Рулермоор, Георгсдорф, Хан-ценсбюттель, Гоонэ, Гиснгаген, Штеймбке, Гейде, Райтбрук, Ландау и др. Степень подготовки нефти на промыслах ФРГ определяется требованиями к ее качеству со стороны нефтеперерабатывающих заводов и уровнем затрат, необходимых для обезвоживания нефти до того или иного уровня.

В ФРГ приняты следующие ограничения к качеству нефти, поступающей с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы; содержание воды в нефти -- менее 1 % по объему, содержание солей в пересчете на NaCl -- менее 200 мг на один кг нефти. Если нефтяной кокс, изготавливаемый из продуктов этой нефти, предполагается использовать для изготовления электродов в алюминиевой или сталелитейной промышленности, то вводятся ограничения и на содержание в ней золы, которое не должно превышать в данном случае 200 мг/кг нефти.

Вид анализа для оценки качества нефти определяется минерализацией пластовой воды. Если минерализация пластовой воды превышает (в пересчете на NaC1) 20 г/л, то анализ осуществляют только на содержание солей, а если меньше -- то критерием качества нефти служит содержание в ней воды. Наиболее интересна схема подготовки нефти на месторождении Ландау, нефть которого содержит в себе большое количество парафина и отличается повышенной вязкостью.

Pисунок 2.6 Принципиальные технологические схемы сбора и обезвоживания нефти на месторождениях в ФРГ:

а - для парафинистых нефтей; б -- для высокопарафинистой нефти месторождения Ландау: 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - дозаторы деэмульгатора; 4 - нагреватели сборного пункта, узел предварительного сброса воды; 5 -- деэмульсаторы; 6 -- резервуар товарной нефти; 7 -- буферный резервуар; 8 - насос; 9 - линия товарной нефти; 10 - нефтеловушка; 11 - буферная емкость; 12 - линия дренажной воды; 13 - трубопровод для закачки воды в пласт; 14 -- трубопровод, используемый для разрушения эмульсии; 15 - сепаратор; 16 - линия газа; 17 - аппарат предварительного отбора воды

Месторождение Ландау относится к Верхне-Рейнской провинции и расположено на юге ФРГ. Месторождение разрабатывается с поддерживанием пластового давления за счет заводнения. Объем закачиваемой воды достигает 600 т/сут. Около 100 добывающих скважин обеспечивают добычу 400 - 600 т/сут (1969 г.) нефти обводненностью до 40 %. Нефть парафннистая (15%), вязкая, с температурой застывания 30єС, плотностью 0,84 г/см³. Пластовая вода содержит 10--12 % растворенных в ней солей. Борьба с парафином в промысловом оборудовании осуществляется с помощью депрессатора типа сепапар (фирма "БАСФ"), закачиваемого в скважины один раз в неделю. Расход депрессатора составляет 15 г/т. Сбор нефти проводится на центральном пункте, являющемся одновременно и базой промысла (рис. 2.6). Давление на устье скважин летом составляет 1,0 МПа, а зимой возрастает до 6,0 МПа, что значительно затрудняет перекачку нефти.

В отличие от рассмотренного выше случая, деэмульсация нефти осуществляется по комбинированной схеме, предусматривающей работу подогревателей-деэмульсаторов в блоке с промысловой системой сбора. Для этого на крайних участках месторождения в трубопроводы вводится реагент сепароль 9172 (БАСФ) из расчета 15 г/т. Нефть из скважин поступает на пункт предварительного нагрева и сброса воды, расположенный на территории промысла, что обеспечивает возможность ее дальнейшего транспортирования. На пункте подогрева работают три вертикальных сепаратора-подогревателя, в которых нефть нагревается от 25 до 42 °С. Время пребывания нефти в сепараторах около 0,5 ч, часть воды при этом сбрасывается. Вода очищается от нефти в ловушке и после дополнительной очистки на фильтрах закачивается в пласт. Нефть с остаточным содержанием воды 5 -- 10 % по трубопроводу длиной около 5 км транспортируется на базу промысла, где подвергается дальнейшей деэмульсации в пяти вертикальных сепараторах-подогревателях фирмы "Нейшенел Тэнк Компани" (четыре в работе, один -- в резерве) при температуре 60 °С (рис. 43). Остаточное содержание воды в нефти после деэмульсаторов составляет 1--3 %. Обезвоженная нефть поступает в резервуар товарной нефти, из которого также сбрасывается выделившаяся вода, после чего нефть с остаточным содержанием воды порядка 0,2 % и солей 200 -250 мг/л (после предварительного подогрева) откачивается на НПЗ в Людвигсхафен. Обслуживание промысла, включающего механические мастерские и производство ремонтных работ на скважинах, осуществляется персоналом в 30 человек. При рассмотрении технологии сбора и подготовки нефти месторождения Ландау следует обратить особое внимание на то обстоятельство, что глубокое обезвоживание вязкой высокопарафинистой нефти входит в промысловую систему сбора (отсутствие отдельной установки подготовки нефти), а вода сбрасывается во многих местах по пути ее движения от скважин к нефтеперерабатывающему заводу.

Месторождение Магнолия (США)

Систему устройства и подготовки нефти небольших месторождений, разрабатывающих залежи нефти, содержащей сероводород, можно рассмотреть на примере месторождения Магнолия (штат Арканзас). Основными особенностями месторождения и принятой системы обустройства являются: применение групповой герметизированной системы сбора и обработки продукции скважин (четыре групповые установки для замера и учета нефти), направляемой на центральный пункт; ежедневное измерение добытого газа счетчиками; автоматический замер скважин по предварительно составленной программе; применение раздельной системы сбора и оборудования для обводненной и безводной нефти; полная герметизация технологических процессов; применение системы улавливания легких фракций из резервуаров и емкостей. Система сбора рассчитана на сбор и обработку 2777 м³ нефти в сутки. Производительность скважин на месторождении изменялась от 16 до 317 м³/сут, продукция которых сосредоточивалась на четырех групповых промежуточных пунктах, расположенных в различных частях месторождения. Расположение групповых установок выбиралось исходя из соображений удобства их обслуживания с учетом рельефа местности. Каждая из групповых установок запроектирована с учетом возможности приема продукции близлежащих скважин, объема, газового фактора и обводненности добываемой нефти (рис. 2.7).

На групповой установке расположены сепараторы: первый для обводненной нефти, второй для безводной. Третий сепаратор является замерным. Раздельный сбор обводненной и безводной нефти обусловлен экономическими соображениями, так как позволяет резко уменьшить эксплуатационные затраты на деэмульсацию нефти. Безводная нефть направляется на центральный сборный пункт, минуя деэмульсатор, включенный в состав оборудования групповой установки. Распределительная гребенка позволяет направлять продукцию скважин в любой из сепараторов или деэмульсатор. Направление продукции скважин на замер осуществляется автоматически по программе.

Манифольд объединен в блок с панелью контроля уровня жидкости в любом из вспомогательных аппаратов. Это позволяет при повышении заданного уровня автоматически закрыть все скважины, продукция которых поступает в эти емкости. Отключающие устройства -- главное звено, обеспечивающее нормальную работу объекта и скважин в целом.

Рисунок 2.7 Технологическая схема сбора и обработки продукции скважин, содержащей сероводород:

1 -- скважины; 2 -- распределительная гребенка; 3 -- сепаратор для безводной нефти; 4 -- замерный сепаратор; 5 - сепаратор для обводненной нефти; 6 - счетчик газа высокого давления; 7 - счетчик газа низкого давления; 8 - деэмульсатор; 9 - компрессор; 10 - линия безводной нефти; 11 - линия газа высокого давления; 12 - выход нефти после деэмульсаторов; 13 - выход воды в систему сбора для закачки; 14 -- линии низкого давления; 15 - сепараторы центрального сборного пункта; 16 -- линии нефти с групповых установок; 17 - монитор-влагомер; 18 -- буферный резервуар; 19 - система улавливания легких фракций; 20 -- подпорный насос; 21 - линии газа низкого давления с групповых установок; 22 -компрессор высокого давления; 23 - коммерческий газопровод; 24 - дегазатор; 25 - фильтр; 26 - счетчики с температурным компенсатором; 27 - прувер; 28 -насос; 29 -- деэмульсаторы; 30 -- аварийный регулятор давления; 31 -- системы ЛАКТ других потребителей. А - групповая установка; Б - центральный сборный пункт

При неисправностях на центральном сборном пункте перекрываются задвижки на трубопроводах, идущих от групповых установок, что может привести к переполнению емкостей на групповых установках, автоматические устройства которых в свою очередь закрывают скважины. Для устранения аварии задвижки автоматически возвращаются в нормальное положение и скважины включаются в работу. Газ первой ступени сепарации с групповых установок по газопроводу направляется на центральный сборный пункт и затем -- на продажу. Газ из деэмульсаторов нескольких групповых установок проходит различный путь. В соответствии с одним из них, газ из деэмульсаторов подается на прием компрессора и после некоторого сжатия направляется в линию низкого давления. Другой вариант состоит в смешении этого газа с нефтью в трубопроводе к центральному сборному пункту (ЦСП) и в последующей сепарации на его концевой ступени. Когда скважина переключена на замер, газ, идущий из замерного сепаратора, измеряется с помощью счетчика высокого давления диафрагменного типа, фиксирующего суточный газовый фактор. Газ из деэмульсаторов также измеряется ежесуточно с помощью счетчика низкого давления. На некоторых групповых установках применяют по два счетчика, устанавливаемых параллельно после замерных сепараторов, что обусловлено производительностью скважин.

Месторождение Нигерии

На рис. 2.8 приведена технологическая схема обработки продукции скважин одного из месторождений Нигерии, разрабатываемого в шельфовой зоне Атлантического океана. На месторождении добывалось около 12,7 млн. м³ нефти в год. Обводненность нефти составляет 2,5 %, минерализация пластовой воды 12 г/л, а рН--8, что несколько снижает коррозию оборудования. Деэмульсация нефти в значительной мере затруднена в связи с большим количеством в ней кристаллического парафина. Нефть на месторождении обезвоживается в герметизированных резервуарах, а блочные деэмульсаторы используются лишь для обработки промежуточного слоя.

Нефть, поступающая с морских платформ с введенным в нее деэмульгатором (дислован 20 г/т), проходит две ступени сепарации и глубоко отделяется от газа. Подача нефти в сепараторы второй ступени и в резервуары-отстойники осуществляется с помощью насосов. Отсепарированная нефть поступает через распределительные устройства, выполненные в виде маточника, в четыре параллельно и непрерывно работающих резервуара объемом 10 тыс.м³ каждый. Отстоявшаяся в них нефть с остаточным содержанием воды менее 1 % с помощью поворотных труб отбирается из верхней части резервуаров и насосами откачивается в резервуары товарной нефти, расположенные в порту и снабженные плавающими крышами для снижения потерь легких фракций.

Рисунок 2.8 Технологическая схема подготовки нефти с применением резервуаров и деэмульсаторов (Нигерия):

1 - скважины; 2 - ввод деэмульгатора; 3, 4 - выход газа первой и второй ступеней; 5, 6 -- насосы; 7 - технологические резервуары-отстойники; 8 - технологический резервуар для обработки промежуточного слоя; 9 - линия отбора газа из резервуаров; 10 -- насос для обезвоженной нефти; 11 -- дополнительный ввод деэмульгатора; 12 - насос для отбора промежуточного слоя; 13 - деэмульсаторы; 14 - резервуары товарной нефти; 15 - резервуары для дренажной воды; 16 - линия обработанного промежуточного слоя; 17 -- сброс дренажной воды; 18 - насос

Донный осадок в виде концентрированной эмульсии вместе с ловушечной нефтью очистных сооружений насосом перекачивается в два деэмульсатора-подогревателя, перед которыми в поток дополнительно вводится дисолван из расчета 5 г/т. Температура нагрева эмульсии составляет 70 -- 85 °С. Отделившаяся в деэмульсаторах вода направляется на очистные сооружения, а нефть попадает в отдельно стоящий резервуар, предназначенный для дополнительного отстоя эмульсии после обработки в деэмульсаторах. Качество нефти улучшается также и в резервуарах товарной нефти, расположенных в порту. Донный осадок из них вместе с выделившейся водой направляется на очистные сооружения, а очищенная вода сбрасывается в Атлантический океан.

Основная особенность рассмотренной технологической схемы -обезвоживание нефти в больших объемах (12,7 млн.м³ в год) в герметизированных технологических резервуарах при естественной температуре потока. Тепловой обработке, учитывая, что затраты на тепло обычно намного превышают затраты на деэмульгатор, подвергается лишь концентрированный донный осадок.

Месторождение Бачакеро (Венесуэла)

Несколько иная технологическая схема принята для обезвоживания тяжелой нефти месторождения Бачакеро (Венесуэла). В капиталистическом мире Венесуэла занимает по добыче нефти одно из первых мест. Добыча нефти осуществляется на большом числе месторождений (около 150), расположенных в основном на территории шести штатов. Наиболее крупные месторождения находятся в Западной Венесуэле в районе озера Маракайбо. Месторождение открыто в 1930 г. Дебит скважин, пробуренных на площади Бачакаро, достигал 600 м^з/cyт. Годовая добыча составляла около 35 млн.т/год нефти. Около 13 млн.т нефти к этому времени добывалось вместе с водой и подлежало деэмульсации. Содержание воды в нефти достигало 6 %. В этой связи инженерами американской компании "Креол петролеум корпорешн" были проведены интересные исследования, разработаны и внедрены рекомендации по экономичному обезвоживанию такого необычно большого для мировой практики количества нефти, подготавливаемого в одном пункте [II]. Пока объем обводненной нефти (плотность 0,97 г/см³) был невелик, ее обезвоживание осуществлялось в трех химэлектродегидраторах общей производительностью около 2,5 мли.т/год. Увеличение добычи нефти в этом районе в 5,5 раза ограничивалось неэкономичностью подготовки нефти в деэмульсаторах, которых потребовалось бы для этой цели более двух десятков (на объем добычи 15 млн. т). Расчеты, выполненные компанией, показали, что гораздо экономичней подготавливать нефть в двух технологических резервуарах больших объемов, имевшихся в товарном парке, в комплексе с нагревательной печью, используя эффекты предварительной обработки эмульсии реагентом в трубопроводах, соединяющих групповые установки на эксплуатационных платформах с товарным парком. Для полного удаления газа из нагретой нефти перед ее поступлением в технологические резервуары и для предотвращения ценообразования рядом с ними и чуть выше были смонтированы на технологических трубах небольшие сепараторы, работающие при атмосферном давлении. Резервуары имели также газовую обвязку. В технологических резервуарах, кроме распределительного устройства, были смонтированы специальные спиральные и зигзагообразные перегородки, удлиняющие путь нефти при ее всплывании в водном объеме резервуара, и устройство для поддержания постоянного уровня дренажных вод.



Рисунок 2.9 Технологическая схема обезвоживания нефти на объекте высокой производительности (Венесуэла):

1 -- групповые установки; 2 -- дозатор; 3 -- сепаратор; 4 --газовая линия; 5 - теплообменники; 6 -- горячий сепаратор; 7 - технологический резервуар; 8 - линия товарной нефти; 9 - газовая линия; 10 - насос; 11 - дренажная линия; 12 - насос; 13 - печи; 14 - линия горячей дренажной воды; 15 - буферный резервуар; 16 - линия дренажной воды на очистку

Нефть нагревалась горячей дренажной водой, забираемой насосами из технологических резервуаров и прокачиваемой через 11 нагревательных печей, установленных в товарном парке. В эксплуатацию было введено два технологических резервуара объемом 12,75 и 24,0 тыс.м³ соответственно. Подготовка нефти проводилась по следующей схеме. В дегазированную и обработанную реагентом на промыслах эмульсию (из расчета 100--150 г/т жидкости) перед входом в резервуары вводят дренажную воду в соотношении 1:1 при температуре, обеспечивающей нагрев смеси до 82 -- 85 °С. Горячая смесь поступает в сепаратор, где осуществляется ее горячая сепарация при атмосферном давлении, и под действием силы тяжести стекает по сливной трубе в центр технологического резервуара под слой дренажной воды, в котором благодаря спиральным перегородкам медленно всплывает, двигаясь от центра к его стенкам. Обезвоженная нефть из нефтесборных лотков в верхней части технологических резервуаров стекает по отводной трубе (рис.2.9).

Применение этой схемы позволило эффективно решить проблему обезвоживания 13 млн.т/год тяжелой нефти. Компания считает, что эффективность этой технологии, низкая себестоимость и несложность управления процессом позволяют рекомендовать ее для подготовки меньших объемов легких нефтей. Циркулирующая в системе пластовая вода, по мнению специалистов компании, не создает больших неудобств, так как коррозия оборудования и отложения солей в печах и технологическом резервуаре незначительны.

Месторождение Пембина (Канада)

На сборных пунктах проводились: сепарация нефти (включая горячую сепарацию), обезвоживание, подготовка воды и ее закачка в пласт. Технологические схемы обоих пунктов сбора одинаковы (рис. 2.10) и предусматривают работу деэмульсационного оборудования в комплексе с другим промысловым оборудованием по следующей схеме. Продукция скважин после теплообменников нефть-нефть с введенным в нее реагентом направляется в два вертикальных сепаратора первой ступени, работающих при давлении 0,4 - 0,5 МПа. После сепарации нефть подогревается в теплообменниках (до 25°С) и поступает в горизонтальную емкость предварительного сброса воды и затем - в три печи общей мощностью 12,6 млн. кДж/ч, где температура нефти повышается до 60 °С. Нагретая нефть попадает в сепаратор второй ступени, смонтированный на технологическом резервуаре, где осуществляется сепарация нефти при атмосферном давлении. Дегазированная нефть с помощью распределительного устройства вводится в технологический резервуар под слой дренажной воды для обезвоживания и обессоливания. Товарная нефть с остаточным содержанием балласта 0,2 - 0,3 % перетекает в концевой сепаратор, где газ отбирается под небольшим вакуумом. Газ первой ступени сепарации транспортируется на газоперерабатывающий завод под давлением сепарации, а газ второй и концевой ступеней -- с помощью компрессоров. Пройдя теплообменники, нефть поступает в четыре буферных резервуара объемом 400 м³ каждый, оснащенный газовой обвязкой, и затем насосом подается в систему ЛАКТ, установленную за пределами сборного пункта. При содержании балласта в нефти более 0,5 % система ЛАКТ возвращает ее в резервуары некондиционной нефти, имеющие газоуравнительную обвязку для доработки. Измерение объема нефти осуществляется с помощью расходомеров, установленных параллельно.

Рисунок 2.10 Технологическая схема сбора и подготовки нефти крупного участка месторождения Пембина (Канада):

1 -- сырьевой трубопровод; 2 -- дозатор; 3 - теплообменник; 4 - газовый сепаратор; 5 -- теплообменник; 6 -- емкость предварительного сброса; 7 - печи; 8 - ступень горячей сепарации; 9 - технологический резервуар; 10 - подогреватель-сепаратор; 11 - буферные резервуары для выветривания нефти перед поступлением в систему ЛАКТ; 12 - насос; 13 -- резервуары некондиционной нефти; 14 -- рециркуляционный насос; 15, 16, 17 - газовые линии; 18 -- насос внешней перекачки; 19 - трубопровод внешнего транспорта; 20 -- переключающее устройство; 21 - дренажные линии; 22 - счетчики

Таким образом, обессоливание нефти осуществляется автоматически за счет ее промывки закачиваемыми пресными водами. Одновременно с этим на узле практически полностью решены вопросы предотвращения потерь легких фракций и учета нефти. Обращает на себя внимание тот факт, что в технологической схеме подготовки нефти вместо деэмульсаторов применены нагревательные печи в блоке с технологическими резервуарами, расстояние между которыми составляет 100 м. Это позволяет разрушать эмульсию в связывающем их трубопроводе, придает системе большую гибкость и улучшает качество нефти.

Месторождение (Иран)

Обессоливание нефти на месторождениях, содержащих сероводород, применяется редко и осуществляется по более сложным технологическим схемам. Для удаления сероводорода из нефти используют продувку нагретой до 100--120°С нефти чистым углеводородным газом. Продувку осуществляют в отпарной колонне специальной конструкции. Так, на одном из промыслов Ирана с общей добычей нефти около 22 000 м³/сут плотностью 0,86 г/см³, содержащей 7 % пластовой воды минерализацией 140--165 г/л, содержание сероводорода достигало 2000 мг/л. Для удаления основного количества газа и сероводорода из нефти сепарация ее проводится в две ступени, причем на второй ступени предусмотрено использование трехфазных аппаратов, позволяющих сбрасывать свободную пластовую воду (рис. 2.11). Остаточное содержание воды в нефти после предварительного сброса составляет около 3 %. Отделение нефти от сероводорода до 30 -- 50 мг/л осуществляется в отпарной колонне при температуре 115°С и времени обработки нефти в течение 13 мин. Здесь же в связи с высокой температурой нагрева и присутствием в нефти деэмульгатора происходит глубокое разрушение эмульсии перед ее поступлением в электродегидратор. Освобожденная от значительного количества воды и сероводорода разрушенная эмульсия подвергается дальнейшей обработке в три ступени, две из которых представлены электродегидраторами и третья - товарным резервуаром, выполняющим технологические функции.

Рисунок 2.11 Технологическая схема сбора и обработки нефти, содержащей сероводород (Иран):

1 - скважины; 2 - манифольд групповой установки; 3 - двухфазные сепараторы первой ступени; 4 -- трехфазные сепараторы второй ступени; 5 - теплообменники; 6 - отпарная колонна; 7 - печь; 8 - воздушный холодильник; 9, 10 - электроде-гидраторы ступени обезвоживания и обессоливания; 11 - резервуар товарной нефти, выполняющий технологические функции; 12 - вывод нефти на откачку; 13 - сброс воды; 14 - нефтяная линия на охлаждение; 15 - рециркуляционный насос для воды; 16 -- ввод пресной воды; 17 -- сброс пластовой воды из электродегидратора; 18 - ввод продувочного газа; 19 - сброс пластовой воды из сепараторов; 20 - ввод деэмульгатора

Содержание воды в нефти на входе в электродегидраторы составляет 4 %, а время обработки нефти в них на каждой из ступеней не превышает 13 мин. Содержание воды в нефти на выходе из дегидратора первой ступени снижается до 0,2 %, а солей - до 330 мг/л. Перед второй ступенью в поток нефти вводится промывочная вода, которая затем по выходу из электродегидратора подается на прием аппарата первой ступени. Остаточное содержание воды и солей в нефти на выходе второй ступени обессоливания составляет 0,2 % и 120--300 мг/л. Дальнейшее снижение содержания солей в нефти до 30 мг/л достигается в технологическом резервуаре и при последующих товарно-транспортных операциях. Дозировка реагента типа дисолван 4462 осуществляется перед первой ступенью сепарации из расчета 8--12 г/т.

Ингибитор коррозии типа додиген 5462 вводится в поток нефти на групповой установке, а пеиоподавляющее вещество силиконового типа марки АК-6000 - перед сепараторами и продувочной колонной.

Месторождение Рулермоор (ФРГ)

Разрабатывается на поздней стадии (обводненность продукции 400 скважин - 90 %), подготовка нефти осуществлялась практически в шесть ступеней (рис. 2.12). Плотность нефти при 15°С составляет 0,9 г/см³, вязкость при температуре 30 °С достигает 260 мм²/с, а при температуре 75 °С - 60 мм²/с. Температура застывания нефти +3 °С, газовый фактор 54 м³/м³. Минерализация пластов эй воды в начальный период эксплуатации составляла 120 г/л, но вследствие заводнения месторождения пресной водой была снижена до 70 г/л. До реконструкции водорастворимый деэмульгатор (дисолван 4411) вводился на групповых сепарационных установках из расчета 80 г/т. После первой ступени сепарации, на которой отделялось до 95 % газа, нефть с оставшимся в ней газом направлялась на центральный пункт сбора для обработки в трехфазных сепараторах второй ступени.

Рисунок 2.12 Схема подготовки высоковязкой нефти на поздней стадии разработки месторождения Рулермоор (ФРГ):

а - до реконструкции; б - после реконструкции: 1 - скважины; 2 - ввод реагента; 3 - вывод газа после первой ступени сепарации; 4 -- сепаратор первой ступени; 5 -- сепаратор второй ступени; 6, 7, 8 -- технологические резервуары-отстойники; 9 - газовая линия низкого давления; 10 - подогреватели; 11 - линия дренажной воды; 12 -- сброс воды из сепараторов второй ступени; 13 -- ввод пресной воды; 14 -- насос; 15 -теплообменник; 16 - электродегитраторы; 17 -- ввод уксусной кислоты; 18 -- сброс дренажной воды; 19 - рециркуляция дренажной воды; 20 -- резервуар товарной нефти

Температура нефти на этом узле - 32 °С. Выделившийся газ попадал в газопровод, а отделившаяся от нефти свободная вода сбрасывалась на очистные сооружения. Остаточное содержание воды в нефти после ступени предварительного сброса составляло 75 %. Предварительно обезвоженная нефть поступала в три последовательно расположенные герметизированные резервуары-отстойники объемом 5000 м³ каждый и оборудованные системой подогрева. В первом из них температура нефти поддерживалась на уровне 45°С, а время отстаивания составляло 24 ч. Ввод эмульсии осуществлялся под слой дренажной воды. Обезвоженная нефть с остаточным содержанием воды 12 - 25 % отбиралась с помощью поворотной трубы из верхней части резервуара. Во втором отстойнике-резервуаре температура повышалась до 60°С, а время отстаивания составляло 33 ч. Остаточное содержание воды в нефти на выходе из резервуара не превышало 1 %. Увеличение температуры в третьем резервуаре и отстаивание нефти в течение 34 ч позволяли снизить содержание воды в ней до 0,4% (солей 150--250 мг/л). Обезвоженная нефть направлялась на обессоливание в две ступени в элекродегидраторы. Расход пресной воды на промывку составлял 5 %, температура нагрева 75°С. Для снижения содержания золы в нефтяном коксе, используемом при изготовлении электродов, перед второй ступенью обессоливания в нефть вводили уксусную кислоту. Обессоленная нефть (до 200 мг/л) направлялась в буферный резервуар и затем перекачивалась на нефтеперерабатывающий завод.

Переход на нефтерастворимый деэмульгатор 4490 (фирма "Хехст") и небольшая, но эффективная реконструкция технологической схемы

позволили существенно улучшить технико-экономические показатели подготовки нефти. Реконструкция объекта предусматривала ввод эмульсии в верхнюю часть резервуара-отстойника вместо нижнего распределенного ввода. Это позволило избежать вредного влияния газа и выходящей составляющей скорости потока на осаждение капель и снизить содержание воды в нефти на этой ступени до 11%, хотя остаточное содержание воды в нефти после ступени предварительного сброса (трехфазные сепараторы) , как и прежде, составляло 75 %. Более того, уменьшение содержания воды в нефти было достигнуто при температуре процесса 32 °С (против 45 °С в предыдущем случае), от нагрева нефти на этой ступени отказались. Более глубокое обезвоживание нефти в первом резервуаре позволило увеличить время ее обработки во втором до 32 ч и снизить в связи с этим содержание воды в нефти до 0,8 % при температуре процесса 32 °С. Оказалось возможным отказаться от нагрева нефти и на этой ступени, что позволило в резервуаре третьей ступени при температуре нефти 75 °С снизить остаточное содержание воды до 0,2 %, а солей - до 150 мг/л. Такая нефть по содержанию в ней воды и солей полностью отвечала требованиям нефтеперерабатывающих заводов, и необходимость в электро-дегидраторах, с этой точки зрения, практически отпала. Однако они были использованы для снижения в нефти зольности, но уже без применения уксусной кислоты. Реконструкция схемы и применение эффективных реагентов позволили на этом объекте снизить расход деэмульгатора более чем в 2 раза, уменьшить расход пара, что в денежном выражении составляло 0,255 млн.руб/год (0,8 млн. марок/год). В рассмотренной технологической схеме обращает на себя внимание эффективное использование в технологических целях резервуаров больших размеров и проведение подготовки высоковязкой нефти при низкой температуре.

2.2 Деэмульгаторы

Деэмульгаторы -- химические реагенты с большой поверхностной активностью -- могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование); термических (подогрев при атмосферном или избыточном давлении, промывка горячей водой); электрических (обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока); химических (обработка реагентами) и т. д.

Деэмульгаторы -- основное средство разрушения эмульсий и интенсификации какого-либо способа разрушения.

Механизм действия деэмульгаторов П. А. Ребиндер и его ученики объясняют следующим образом. Вводимый в систему химический реагент обладает большей поверхностной активностью, чем природные эмульгаторы. Поэтому деэмульгатор вытесняет эмульгаторы из поверхностного слоя диспергированных частиц воды и образует гидрофильный адсорбционный слой с низкими структурно-механическими свойствами. Частицы с такими слоями при столкновении легко коалесцируют с образованием легкооседающих крупных глобул воды.

...