Сбор и. Сбор и подготовка скважинной продукции
 Скачать 3.83 Mb.
|
|
Растворители успешно применяются для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3-4 ч, потом запускают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м3 растворителя. Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя — за счет теплоносителя. Все вышеописанные способы борьбы с отложениями парафина при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями парафина в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ депарафинизации. Однако изучение условий отложения и свойств парафина обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением парафина предпочтение следует отдавать способам предупреждения отложений. 14. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИНа нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти: термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ); электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). В  Рис.38. Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти термохимической установке обезвоживания нефти (рис.38) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4 * 10-6 м2/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод. Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод. Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.39). При этом для стабилизации обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят реагент-деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти в  Рис.39. Технологическая схема электрообезвоживающей установки ыделяется основное количество пластвой .воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1—2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в .поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8—15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть Vнасосом откачивается в магистральный нефтепровод. |