2.2 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	2
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

2. 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	300	3,9	1500	800	BAO2-560-4У2		6 (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.