 |
Характеристика реагентов – деэмульгаторов
|
|
|
|
Характеристика транспортируемой нефти
Нефть – это смесь большого количества различных углеводородов и других органических и неорганических веществ.
Движение нефти по трубопроводным системам осложняется присутствием в потоке жидкости твердых частиц – механических примесей и выпадающих из раствора парафинов и асфальтенов.
Характеристика нефти Южной части Приобского месторождения приведена в таблице 2.1
Таблица 2.1 - Характеристика нефти Южной части Приобского месторождения
| № п/п | Наименование параметра | Параметр | Источник Информации |
| Название вещества | |||
| 1.1 | химическое | Углеводороды | Справочник нефтей |
| 1.2 | торговое | Нефть | -//- |
| Формула | |||
| 2.1 | эмпирическая | СnН2n+2 – предельные у/в | -//- |
| 2.2 | структурная | CnH2n- нафтены | -//- |
| Состав, % масс. | |||
| 3.1 | основной продукт | Азот –0,006; углекислый газ –0,042;, метан – 2,266; этан – 0,195; пропан – 0,788; i-бутан – 0,790; n-бутан – 2,31; i-пентан – 1,079; n-пентан – 1,450; гексан – 3,269; гептан – 3,574; октан – 3,232; декан+высш. – 77,872 | Проект разработки месторождения |
 3.2
| примеси (с идентификацией) | Вода пластовая - до 50 %. Плотность воды - 1,007 т/м3 | -//- |
| Содержание парафинов по ГОСТ 11851-86, метод А, – до 4,0 | -//- | ||
| Содержание серы по ГОСТ 1437-75 – 1,3 | -//- | ||
| Содержание смол силикогелевых по ГОСТ11858-66 – 8,07 | -//- | ||
| Содержание асфальтенов по ГОСТ 11851-86 – 2,48 | -//- |
Продолжение таблицы 2.1
| № п/п | Наименование параметра | Параметр | Источник Информации | |
| Общие данные | ||||
| 4.1 | молекулярная масса, г/моль | 154,1 | Справочник нефтей | |
| 4.2 | температура начала кипения при давлении 101 кПа по ГОСТ 2177-82,°С | 99,0 | Вредные вещества в промышленности | |
| 4.3 | плотность безводной разгазированной нефти при 20 °С, кг/м3 по ГОСТ 3900-85 | 868,0 | Проект разработки месторождения | |
| 4.4 | вязкость нефти кинематическая при t=20 ° С по ГОСТ 33-2000, мм2/с | 70,3 | -//- | |
| Данные о взрывопожароопасности | ||||
| 5.1 | температура вспышки, °С | минус 14 | ГОСТ Р 51330.19-99 | |
| 5.2 | температура самовоспламенения, °С | - | -//- | |
| 5.3 | пределы взрываемости, % для газа (по метану) | 5...15 | -//- | |
| Данные о токсической опасности | ||||
| 6.1 | ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3 | ГОСТ 12.1.005-88 | ||
| 6.2 | ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3 | 50 (ОБУВ) | Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух | |
| Реакционная способность | – | Вредные вещества в промышленности | ||
| Запах | Своеобразный (керосин) | -//- | ||
| Коррозионное воздействие | Некорозионна | По аналогам | ||
| Меры предосторожности | Приточно-вытяжная вентиляция, индивидуальные средства защиты | Вредные вещества в промышленности | ||
| Информация о воздействии на людей | Отравления, кожные поражения | Вредные вещества в промышленности | ||
| Средства защиты | Индивидуальные средства защиты | Вредные вещества в промышленности | ||
| Методы перевода вещества в безвредное состояние | Механические, химические | Вредные вещества в промышленности | ||
| Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества | Вынести из отравленной атмосферы. При тяжелых отравлениях – искусственное дыхание. | Вредные вещества в промышленности | ||
Характеристика реагентов – деэмульгаторов
|
|
|
Реагенты - деэмульгаторы дозируются в товарном виде. Расходы (г/т) применяемых реагентов - деэмульгаторов зависят от их эффективности разрушения водонефтяных эмульсий и уточняются в процессе отработки технологии подготовки нефти.
Регенты - деэмульгаторы обычно относятся к третьему классу опасности по степени воздействия на организм человека. Они обладают токсичностью вследствие наличия в них растворителей (метилового спирта, ароматических углеводородов), а поэтому при обращении с ними соблюдаются особые меры предосторожности. Товарная форма реагентов - деэмульгаторов по содержанию активного вещества различна и при прочих одинаковых условиях различны и дозировки реагентов - деэмульгаторов, применяемых для обезвоживания нефти.
|
|
|
Реагенты - деэмульгаторы, как правило, имеют сложный химический состав, поставляются в смеси с различными растворителями, вследствие этого получение строгой характеристики по их составу является затруднительным процессом.
В процессе обезвоживания нефти на ЦПС (ЦППН) Южной части Приобского 
месторождения применяется реагент - деэмульгатор «Интекс 1018» (ТУ 2458-010-40666476-2003 производства компании ЗАО «АТОН» (г. Казань).
Реагент - деэмульгатор «Интекс 1018»представляет собой раствор неионогенного ПАВ (с массовой долей /50±5/ %) в смеси растворителей сольвент нефтяной тяжелый («Нефрас А 130/150» или «Нефрас А 120/200)» - метанол, взятых в соотношении 3:1.
Характеристики реагента - деэмульгатора «Интекс 1018» приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Характеристика реагента – деэмульгатора «Интекс 1018»
| № п/п | Наименование показатели | Норма |
| 1. | Плотность при (20 + 0,1) оС, г/cм3, в пределах | 0,900 –0, 980 |
| 2. | Вязкость кинематическая при (20 + 0,1) оС, мм2/с, в пределах | 20-60 |
| 3. | Массовая доля активной основы, %, в пределах | 45,0-55,0 |
| 4. | Температура вспышки в закрытом тигле, оС | - |
| 5. | Температура застывания, оС | не выше минус 50 |
| 6. | Агрегатное состояние | однородная жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета, допускается опалесценция |
3 
Краткое описание технологии транспорта нефти по нефтепроводам внешнего транспорта
Технологическое назначение нефтепроводов внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения в целом заключается в доставке нефти товарной формы (условно безводной нефти) от НПС «Приобская» до магистрального нефтепровода
Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» и в частности по участкам:
· по нефтепроводу Ø325 мм от НПС «Приобская» до т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· по нефтепроводу Ø426 мм от НПС «Приобская» до т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
|
|
|
· по нефтепроводу Ø426 мм от узла приема ОУ 129 км Южной части Приобского месторождения до т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· по нефтепроводу Ø530 мм (перемычка) от 28,5 км до 91 км Южной части Приобского месторождения;
· по нефтепроводу подключения Ø720 мм от камеры запуска ОУ ЛДПС «Демьянское» до ЛДПС «Демьянское»;
· по нефтепроводу Ø720 мм от 91 км Южной части Приобского месторождения до т. вр. в магистральный нефтепровод Ø 1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· по нефтепроводу Ø426 мм от НПС «Приобская» до камеры запуска СОД 1 км Южной части Приобского месторождения.
Транспорт условно безводной нефти по участкам осуществляется по однотрубным герметизированным напорным нефтепроводам с наружными диаметрами труб Ø325 мм, Ø426 мм, Ø530 мм и Ø720 мм общей протяженностью 359738 метров.
В приложении 1 представлена принципиальная технологическая схема нефтепроводов внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения.
Перекачка условно безводной нефти по нефтепроводам внешнего транспорта нефти осуществляется насосами внешней откачки, установленными на площадке НПС «Приобская».
Характеристики и количество насосов внешней откачки условно безводной нефти НПС «Приобская» приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Характеристики и количество насосов внешней откачки условно безводной нефти НПС «Приобская»
| Тип насоса | Характеристика рабочей точки | Тип электродвигателя | Кол-во | |||
| Q, м3/ч | Рвых в начальной точке нефтепроводов, МПа | n, об/мин | N, кВт | |||
| ЦНС 300×600 | 3,9 | BAO2-560-4У2 | (4 раб. + 2 рез.) |
По нефтепроводам внешнего транспорта перекачивается условно безводная нефть товарной формы до 25505 т/сут (содержанием воды в нефти до 0,5 %) при средней температуре до 20 оС.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø325 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 3.9 МПа, на конечном участке – 0.4 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
|
|
|
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø426 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык- 
Омск-1» 224 км составляет 3.9 МПа, на конечном участке – 0.3 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø426 мм узел приема ОУ 129 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 0,4 МПа, на конечном участке – 0.37 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø530 мм (перемычка) 28,5 км - 91 км Приобского месторождения составляет 1.7 МПа, на конечном участке – 0.7 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода подключения Ø720 мм камера запуска ОУ ЛДПС «Демьянское» - ЛДПС «Демьянское» составляет 0.37 МПа, на конечном участке – 0.36 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø720 мм
91 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод «Усть-Балык-Омск-1» 224 км составляет 0.7 МПа, на конечном участке – 0.3 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
Рабочее технологическое давление на начальном участке нефтепровода Ø426 мм НПС «Приобская» - камера запуска СОД 1 км Приобского месторождения составляет
3.9 МПа, на конечном участке – 3.2 МПа. Проектное (расчетное) рабочее давление нефтепровода – 6.3 МПа.
На нефтепроводах внешнего транспорта нефти установлена линейная запорная арматура с электроприводом, обеспечивающая возможность локализации поврежденных или неисправных участков нефтепроводов без нарушения всей системы транспорта условно безводной нефти.
4 
Классификация нефтепроводов внешнего транспорта нефти
В состав нефтепроводов внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос», на которые распространяется действие настоящего регламента, входят:
· нефтепровод Ø325 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· нефтепровод Ø426 мм НПС «Приобская» - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· нефтепровод Ø426 мм узел приема ОУ 129 км Приобского месторождения – т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· нефтепровод Ø530 мм (перемычка) 28,5 км – 91 км Приобского месторождения;
|
|
|
· нефтепровод подключения Ø720 мм камера запуска ОУ ЛДПС «Демьянское» - ЛДПС «Демьянское»;
· нефтепровод Ø720 мм 91 км Приобского месторождения - т. вр. в магистральный нефтепровод Ø1020 мм «Усть-Балык-Омск-1» 224 км;
· нефтепровод Ø426 мм НПС «Приобская» - камера запуска СОД 1 км Приобского месторождения.
Необходимый уровень конструктивной надежности трубопроводов обеспечивается путем категорирования трубопроводов и их участков в зависимости от назначения и определения коэффициентов надежности, характеризующих назначение и условия работы трубопроводов, применяемые для трубопроводов материалы и действующие на них нагрузки.
5 Техническое обслуживание и эксплуатация нефтепроводов внешнего транспорта нефти
Нефтепроводы внешнего транспорта нефти Южной части Приобского месторождения в целом находятся в зоне производственной деятельности и ответственности за техническое состояние нефтепроводов по безопасной промышленной эксплуатации «Управления эксплуатации трубопроводов» («УЭТ») ООО «Газпромнефть-Хантос». Нефтепроводы находятся в зоне производственного контроля и безопасной промышленной эксплуатации в зоне ответственности «ЦТО и РТ» («Цеха технического обслуживания и ремонта трубопроводов») при оперативном руководстве «ЦИТС» («Центральной инженерной технологической службы») предприятия.
Эксплуатация опасных производственных объектов нефтегазодобычи ООО «Газпромнефть-Хантос», в т. ч. нефтепроводов внешнего транспорта нефти, осуществляется в соответствии с «Лицензией на эксплуатацию взрыво-пожароопасных объектов ЭВ 00006176(ДКС) от 26.06.07г., сроком действия до 2011г., выданной Ростехнадзором по ХМАО-Югра г. Ханты-Мансийск».
|
|
|
