28/12-himt приложение №5 Технические условия на поставку деэмульгаторов нефти водорастворимых. Деэмульгаторы нефти гост


РД 39-1-1261-85 - Технологический регламент по применению деэмульгаторов в процессах подготовки нефти.

1. Общие положения

2. Технические требования к технологии применения деэмульгаторов

3. Техническая характеристика обрабатываемых сред и вспомогательных материалов

3.1. Характеристика нефти и нефтяной эмульсии

3.2. Общая характеристика деэмульгатора

4. Выбор деэмульгатора

5. Технологические схемы дозирования деэмульгатора

5.1. Способы дозирования

5.2. Способ дозирования деэмульгатора в товарной форме

5.3. Способ приготовления и дозирования деэмульгатора в виде раствора (дисперсии) в нефти

5.4. Способ приготовления и дозирования деэмульгатора в виде водного раствора

5.5. Способ дозирования деэмульгатора в виде нефтеводореагентной эмульсии

6. Оборудование реагентного блока установок предварительного сброса воды в подготовки нефти

7. Пункты подачи деэмульгатора

7.1. Особенности подачи деэмульгатора при промежуточном сбросе воды на месторождении

7.2. Особенности дозирования деэмульгатора на одноступенчатой УПН

7. 3. Дозирования деэмульгатора на многоступенчатой УПН

8. Контроль технологического процесса подготовки нефти с применением деэмульгаторов

8.1 Показатели технологического режима подготовки нефти (технологическая карта)

8.2. Аналитический контроль технологического процесса

8.3. Возможные неполадки технологического процесса и способы их устранения

8.4. Совместное применение деэмульгатора с ингибиторами коррозии и солеотложений

9. Транспортировка и хранение деэмульгатора

10. Основные правила безопасного ведения технологического режима

10.1 Общие нормативные документы

10.2 Опасные факторы промысловой подготовка нефти с применением деэмульгаторов

10.3 Требования безопасного ведения работ с деэмульгаторами

10.4 Требования промсанитарии

10.5 Охрана окружающей среды

10.6 Первая (доврачебная) помощь при работе с деэмульгаторами

11. Методы исследования деэмульгаторов

11.1 Входной контроль качества

11.2. Исследование эффективности действия деэмульгаторов

11.3. Исследование распределения деэмульгатора в нефтяной и водной фазах

11.4 Определение условий разрушения нефтяных эмульсий с применением деэмульгатора

12.Опытно-промышленные испытания деэмульгатора

13. Рекомендуемый состав технологического регламента по применению деэмульгаторов в процессах подготовки нефти

Приложения

snipov.net

Характеристика реагентов – деэмульгаторов — МегаЛекции

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 Cnh3n- 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».

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Деэмульгаторы - Справочник химика 21

из "Товарные нефтепродукты"

ДлЕ разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгатор НЧК и деэмульгатор ОЖК. [c.419] Деэмульгагор НЧК, ТУ 38 101615—76, получают сульфированием 80з прямогонных и гидроочищенных керосиновых фракций. Применяют НЧК в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности в процессе обессоливания нефти, а также в литейном деле для приготовления быстротвердеющих смесей. [c.419] Пробы деэмульгатора НЧК отбирают по ГОСТ 2517—69. Среднюю пробу помещают в сухую чистую склянку с притертой пробкой или в бутылку, наклеивают этикетку с обозначениями наименование продукта, номер партии, дата отбора. Перед каждым анализом среднюю пробу тщательно перемешивают. [c.419] Упаковывают, маркируют, транспортируют и хранят деэмульгатор НЧК по ГОСТ 1510—76. Транспортируют НЧК в железнодорожных цистернах. Каждая поставляемая партия деэмульгатора должна сопровождаться документом, удостоверяющим его качество. В документе должны быть указаны наименование продукта и предприятия-изготовителя или его товарный знак, номер партии, дата изготовления, номер настоящих ТУ, масса нетто, показатели технических требований и нормы, показатели качества по результатам испытаний или подтверждения о соответствии качества продукта требованиям настоящих ТУ. [c.420] Поверхностное натяжение водного раствора концентрации 0,05%, дин/см, не более примечания. [c.420] Упаковывают, маркируют, хранят и транспортируют деэмульгатор ОЖК по ГОСТ 1510—76. Деэмульгатор должен быть принят техническим контролем предприятия-изготовителя. Изготовитель должен гарантировать соответствие ОЖК требованиям настоящих ТУ при соблюдении потребителем условий транспортирования и хранения, предусмотренных ГОСТ 1510—76. Гарантийный срок хранения ОЖК 5 лет со дня изготовления. [c.421]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Транспортирование деэмульгаторов - Справочник химика 21

    Патент США, № 3974220, 1976 г. При добыче сырой нефти коррозия промыслового оборудования является серьезной проблемой, особенно усложняющейся в присутствии соды. Сырая нефть, поступающая из скважины, содержит различные количества коррозионно-активных компонентов, таких как диоксиды углерода, сероводород и вода различной степени минерализации. В начале работы скважины, когда поступает относительно чистая нефть, коррозия обычно незначительна. Положение быстро ухудшается по мере увеличения разбавления водой. На большинстве промыслов это является очень серьезной проблемой. Даже относительно малое количество воды должно быть полностью отделено от сырой нефти до ее транспортирования по трубопроводам или в цистернах. Для этой цели крайне важно использовать деэмульгаторы, так как вода дает довольно устойчивые эмульсии с нефтью. [c.95]     Упаковку, маркировку, хранение, транспортирование и приемку деэмульгатора НЧК производят по ГОСТ 1510-60. [c.367]

    Упаковывают, маркируют, хранят и транспортируют деэмульгатор ОЖК по ГОСТ 1510—76. Деэмульгатор должен быть принят техническим контролем предприятия-изготовителя. Изготовитель должен гарантировать соответствие ОЖК требованиям настоящих ТУ при соблюдении потребителем условий транспортирования и хранения, предусмотренных ГОСТ 1510—76. Гарантийный срок хранения ОЖК 5 лет со дня изготовления. [c.421]

    Деэмульгатор сульфонафт, ТУ 331—48, представляет собой водный раствор нейтрализованного кислого гудрона, получаемого при очистке легких минеральных масел. Предназначен для разбивки эмульсий нефти и масел. Упаковку, маркировку, хранение и транспортирование деэмульгаторов НЧК и сульфонафт производят по ГОСТ 1510—60 отбор проб —по ГОСТ 2517—60. Характеристика деэмульгаторов приведена в табл. 164. [c.370]

    Аналогичная картина наблюдается при транспортировании сероводородсодержащей нефти, прошедшей на промысле обезвоживание, когда оставшиеся в нефти 3—5 % воды выделяются из эмульсии под действием остаточного количества деэмульгатора. На нижней части внутренней поверхности трубопровода, где скапливается сероводородсодержащая вода, развиваются глубокие язвенные поражения. Такие поражения, развивавшиеся со скоростью 10 г/м ч, наблюдались в Оренбургской области на головном участке нефтепровода Покровка — Кротовка, который через год эксплуатации по этой причине вышел из строя [12]. [c.157]

    На нефтеперерабатывающих заводах осуществляется большое число разнообразных процессов, предназначенных для получения из исходного сырья (нефти или газа) целевых продуктов бензина, керосина, дизельного топлива, масла, парафина, битумов, нафтеновых кислот, сульфокислот, деэмульгаторов, кокса, сажи и др., Е1ключая сырье для химической промышленности. Такими процессами являются транспортирование газов, жидкостей и твердых материалов нагревание, охлаждение, перемешивание и сушка веществ разделение жидких и газовых неоднородных смесей измельчение и классификация твердых материалов и другие физи-ч еские и физико-химические процессы. В последние годы в нефтеперерабатывающей промышленности все больший объем занимают химические процессы как основа глубокой переработки нефтяного сырья. [c.9]

    Проведенные промышленные испытания неионогенных ПАВ УФЭв, КАУФЭ,4, ОП-7 и ОП-10 подтвердили, что эти реагенты являлись высокоэффективными деэмульгаторами по сравнению с широко применявшимися НЧК и давали вполне удовлетворительные результаты по содержанию в товарной нефти воды и солей. Применение их в качестве деэмульгаторов нефтей позволяло снизить затраты на деэмульгаторы в 2—2,5 раза и в десятки раз сократить расходы на их транспортирование. [c.77]

    Упаковка, транспортирование и хранение реагент-деэмульгатор марки Реапон-4В транспортируют в железнодорожных цистернах. Хранить продукте герметичной таре. [c.267]

    Транспортирование любым видом транспорта в металлической или пластмассовой таре Гарантийный срок хранения 12 месяцев со дня изготовления ALKAN DE-318A Деэмульгатор [c.272]

chem21.info

Изменение N 3 ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей, ГОСТ от 04 апреля 1976 года №21534-76, Изменение от 16 сентября 2013 года №3

______________* Государство-разработчик Россия. Приказом Росстандарта от 16.09.2013 N 1057-ст вводится в действие на территории РФ с 01.07.2014 (ИУС N 12, 2013). - Примечание изготовителя базы данных. МКС 75.040Принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 54-П от 3.12.2012)Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС N 7364За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: BY, KG, MD, RU, TJ, UZ [коды альфа-2 по МК (ИСО 3166) 004]Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации*_______________* Дата введения в действие на территории Российской Федерации - 2014-07-01.

Пункт 1.2. Четвертый - седьмой абзацы изложить в новой редакции:"цилиндры исполнения 1 или 3, вместимостью 10, 25, 50, 100 и 250 см, 1-го или 2-го класса точности по ГОСТ 1770;колбы исполнения 1, 2 или 2а, вместимостью 100, 250, 500 и 1000 см 1-го или 2-го класса точности по ГОСТ 1770;пипетки градуированные, любого типа, 1-го или 2-го класса точности, вместимостью 1, 2, 5, 10 и 25 см по ГОСТ 29227 или пипетки с одной меткой, любого исполнения, 1-го или 2-го класса точности, вместимостью 1, 2, 5, 10, 25, 50 и 100 см по ГОСТ 29169;бюретки типа I или типа II, исполнений 1, 2, 4 или 5, 1-го или 2-го класса точности, вместимостью 5 см с наименьшей ценой деления 0,02 см и вместимостью 10 см с наименьшей ценой деления 0,02 или 0,05 см по ГОСТ 29251";девятый абзац изложить в новой редакции:"воронки лабораторные из химически стойкого стекла, диаметром 75 или 100 мм, высотой 110, 140 или 150 мм";двенадцатый абзац изложить в новой редакции:"рН-метр, милливольтметр лабораторный или иной потенциометр с ценой деления шкалы не более 5 мВ или титратор автоматический в комплекте с лопастной мешалкой и бюреткой вместимостью 10 см или менее, с наименьшим дозируемым объемом титранта, равным 0,005 см с комбинированным серебряным электродом для аргентометрического титрования;тринадцатый абзац дополнить словами: "или другие подходящие электроды";семнадцатый абзац изложить в новой редакции:"кислоту азотную по ГОСТ 4461, х.ч. или ч.д.а. плотностью при 20 °С не менее 1,40 г/см и растворы 5 моль/дм и 0,2 моль/дм";двадцатый абзац дополнить словами: "для приготовления раствора необходимой концентрации возможно использовать стандарт-титр хлорида натрия";двадцать восьмой абзац изложить в новой редакции:"деэмульгаторы, способные разрушить эмульсию нефти с водой, 2%-ные растворы в воде или в толуоле";тридцатый абзац дополнить словами: "или такую же товарную фильтровальную бумагу";тридцать первый и тридцать второй абзацы изложить в новой редакции:"бумагу фильтровальную по ГОСТ 12026, проверенную на отсутствие ионов хлора по ГОСТ 12524 или фильтры обеззоленные "красная лента";бумагу лакмусовую или бумагу универсальную индикаторную";тридцать шестой абзац изложить в новой редакции:"фарфоровую ступку и пестик любого типа по ГОСТ 9147";тридцать восьмой абзац изложить в новой редакции:"Допускается применять посуду и аппаратуру импортного производства класса точности и реактивы, в том числе стандарт-титры используемых растворов, квалификации не ниже предусмотренных стандартом, допущенные к применению в странах СНГ";дополнить абзацами:"водорода пероксид по ГОСТ 10929, х.ч. или ч.д.а. или водный раствор перекиси водорода медицинской или технической марки А по ГОСТ 177, с массовой долей основного вещества 30%-40% или перекись водорода марок, соответствующих квалификации ос.ч.;стаканы типа В, исполнения 1, вместимостью 150, 250 см по ГОСТ 25336;плитки нагревательные лабораторные или нагревательные платформы любого типа;нефрас С2-80/120".

Пункт 1.3.1 дополнить абзацем:"0,01 моль/дм раствор хлористого натрия возможно приготовить из раствора стандарт-титра концентрации 0,1 моль/дм, для чего 100 см приготовленного 0,1 моль/дм раствора хлористого натрия количественно помещают пипеткой в мерную колбу вместимостью 1000 см и доводят дистиллированной водой до метки".

Пункт 1.3.3. Первый абзац. Заменить значение: "1,67 г" на "(1,67±0,01) г";заменить слова: "и титруют 0,005 моль/дм раствора азотнокислой ртути" на "и титруют приготовленным раствором азотнокислой ртути";дополнить словами: "Раствор годен к употреблению через 2 суток. Приготовленный раствор азотнокислой ртути хранят в склянке из темного стекла";второй абзац изложить в новой редакции:"Для установки титра определяют объемы раствора азотнокислой ртути, израсходованные на титрование раствора с хлористым натрием и контрольного (холостого) раствора без добавления хлористого натрия".

Пункт 1.3.4 изложить в новой редакции:"1.3.4 Приготовление 2%-ного раствора деэмульгатора в воде или в толуоле (2,00±0,01) г деэмульгатора растворяют в 100 см дистиллированной воды (для водорастворимых деэмульгаторов), при необходимости нагревают раствор на водяной бане или растворяют в 100 см толуола (для маслорастворимых деэмульгаторов). Раствор деэмульгатора готовят за сутки до использования и хранят не более 3 месяцев".

Подпункт 1.3.5.1. Первый абзац изложить в новой редакции, дополнить абзацем (после первого):"(1,70±0,01) г азотнокислого серебра помещают в мерную колбу вместимостью 1000 см и доводят до метки дистиллированной водой.Для приготовления 0,01 моль/дм раствора азотнокислого серебра допускается использовать стандарт-титр, из которого готовят 0,1 моль/дм (0,1 н.) раствор азотнокислого серебра. Затем 100 см раствора отбирают пипеткой в мерную колбу вместимостью 1000 см и доводят объем раствора до метки дистиллированной водой. Растворы азотнокислого серебра хранят в склянках из темного стекла в защищенном от света месте";второй абзац изложить в новой редакции, дополнить абзацами (после второго):"Титр 0,01 моль/дм раствора азотнокислого серебра устанавливают по 0,01 моль/дм раствору хлористого натрия, приготовленного по 1.3.1. рН-метр включают в электросеть за 30 мин до начала титрования.При определении титра 0,01 моль/дм раствора азотнокислого серебра потенциометрическим титрованием с применением автоматического титратора необходимо следовать инструкциям к прибору и электроду, а также учитывать следующие положения:- устанавливать медленную или среднюю скорость титрования;- для титрования контрольной (холостой) пробы минимальный объем дозирования раствора азотнокислого серебра должен составлять не более 0,005 см, при определении титра и анализе водных вытяжек - не более 0,01 см;- рекомендуется режим динамического титрования;- для стабилизации показаний электрода требуется предварительное перемешивание пробы не менее 1 мин;- в бюретке, линиях подачи титранта не должно быть пузырьков воздуха, мембрана комбинированного электрода должна находиться под слоем анализируемого раствора, а уровень электролита в электроде быть выше уровня анализируемого раствора.Для установки титра определяют объемы раствора азотнокислого серебра, расходующиеся при титровании контрольной (холостой) пробы и пробы с добавкой раствора хлористого натрия";третий абзац дополнить словами: "или 5 моль/дм азотной кислоты".

Подпункт 1.3.5.2 дополнить абзацами:"При использовании автоматического титратора для полного погружения электродов при титровании используют большие объемы растворов для основного и контрольного опытов.Раствор для титрования с добавкой хлористого натрия состоит из 25 см дистиллированной воды, 5 см 0,01 моль/дм раствора хлористого натрия, 100 см ацетона. Пробу подкисляют 10 каплями (0,2-0,3 см) 5 моль/дм азотной кислоты и титруют.В контрольном опыте в стаканчик для титрования помещают 30 см дистиллированной воды, 100 см ацетона и добавляют 10 капель 5 моль/дм азотной кислоты и титруют. Контрольный опыт проводят дважды, объем титранта, израсходованный на контрольный опыт (), рассчитывают с точностью до второго десятичного знака как среднеарифметическое двух определений".

Пункт 1.4.1. Первый абзац. Заменить слова: "пипеткой берут пробу" на "цилиндром или пипеткой достаточной вместимости отбирают образец".

Пункт 1.4.2. Первый абзац изложить в новой редакции:"Пробу анализируемой нефти количественно переносят в делительную воронку с предварительно заполненным дистиллированной водой коленом. Остаток нефти с внутренних стенок пипетки или цилиндра смывают растворителем (толуолом, ксилолом или нефрасом) в объеме, указанном в таблице 2. Если после промывки толуолом на пипетке или цилиндре заметны капли эмульсии, кристаллики солей, непрозрачные участки, их дополнительно промывают небольшим количеством горячей дистиллированной воды. При этом объем воды, взятый на промывку, должен быть учтен (суммарный объем дистиллированной воды для приготовления одной водной вытяжки должен составлять 150 см)";третий абзац изложить в новой редакции:"Если при экстрагировании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то перед экстракцией к образцу анализируемой нефти добавляют 5-7 капель 2%-ного раствора деэмульгатора и содержимое воронки перемешивают, покачивая воронку или включив мешалку на низких оборотах на непродолжительное время";шестой абзац изложить в новой редакции:"Для подтверждения полноты извлечения хлористых солей из образца испытуемой нефти готовят последовательно несколько водных вытяжек, при этом экстракцию каждой из них проводят в течение не менее 5 мин. Каждую водную вытяжку анализируют отдельно, как указано в 1.4.3-1.4.6";седьмой абзац исключить.

Пункт 1.4.3. Четвертый абзац. Исключить слова: "Затем вытяжку нейтрализуют 5%-ным раствором гидроокиси натрия по лакмусовой бумажке";дополнить абзацами:"Для удаления сероводорода и других растворенных в водной вытяжке сернистых соединений взамен серной кислоты возможно использовать концентрированную перекись водорода. Для этого до кипячения к вытяжке приливают 1 см концентрированной перекиси водорода и кипятят в течение 2 мин. Если указанного объема перекиси водорода для полного окисления сернистых соединений недостаточно, что проявляется в помутнении и появлении посторонней окраски раствора, мешающих проведению титрования по 1.4.5, повторяют анализ по 1.4.1 с другой порцией нефти, добавив к водной вытяжке перед кипячением 2 см концентрированной перекиси водорода.Водную вытяжку доводят до нейтральной реакции среды 5%-ным раствором гидроокиси натрия или 5 моль/дм раствором азотной кислоты по универсальной индикаторной бумаге".

Пункт 1.4.5. Первый абзац изложить в новой редакции:"При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 см 0,2 моль/дм раствора азотной кислоты и 10 капель дифенилкарбазида и титруют 0,005 моль/дм раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 мин";третий абзац дополнить словами: "В случае использования перекиси водорода при подготовке водной вытяжки при проведении контрольного опыта, кроме указанных растворов, в коническую колбу помещают 1 см перекиси водорода";дополнить абзацем:"Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется раствора азотнокислой ртути столько же, сколько на контрольный опыт, который проводят одновременно".

Пункт 1.4.6 дополнить абзацем:"Для проведения потенциометрического титрования с применением автоматического титратора, каждую водную вытяжку, подготовленную по 1.4.1-1.4.3, упаривают до объема 30 см в стакане для титрования вместимостью 250 см. Водную вытяжку охлаждают до комнатной температуры, добавляют 100 см ацетона, подкисляют 10 каплями 5 моль/дм раствора азотной кислоты и титруют 0,01 моль/дм азотнокислого серебра в соответствии с инструкцией к титратору. В контрольном опыте взамен водной вытяжки используют дистиллированную воду, упаривая ее со 150 см до 30 см".

Пункт 1.5.2. Последний абзац изложить в новой редакции:"Результаты вычислений, полученные для каждой вытяжки, суммируют".

Информационные данные. Пункт 5. Таблицу дополнить обозначениями НТД с соответствующими номерами пунктов:"ГОСТ 177-88, 1.2ГОСТ 10929-76, 1.2ГОСТ 29169-91, 1.2".Стандарт дополнить библиографическими данными:

"УДК 665.61:546.131.06:006.354

МКС 75.040

Ключевые слова: нефть, хлористые соли, титрование индикаторное, дифенилкарбазид, титрование потенциометрическое"

Электронный текст документаподготовлен АО "Кодекс" и сверен по:официальное изданиеИУС N 12, 2013

docs.cntd.ru

28/12-himt приложение №5 Технические условия на поставку деэмульгаторов нефти водорастворимых

28/12-HIMT

Приложение №5

Технические условия

на поставку деэмульгаторов нефти водорастворимых

1. Дуэмульгаторы в добыче нефти используются для разрушения водонефтяных эмульсий, и обеспечения содержания воды в товарной нефти не выше предельно допустимого по действующим нормам (до 0,5 % ).

2. Участники тендера должны представить сертификат соответствия на деэмульгатор водорасворимый. К рассмотрению на тендерной комиссии допускаются претенденты, у которых сертификат удовлетворяет нижеследующим требованиям:

- рабочая температура реагента при обезвоживании - не выше +60 °С

- температура вспышки - не ниже +10 °С

- удельный расход дуэмульгатора на подготовку

одной тонны маловязкой нефти - 50-80 гр/тн.

- удельный расход деэмульгатора на подготовку

одной тонны высоковязкой битуминозной нефти - 100-250 гр/тн.

- растворимость в воде - полная

- остаточное содержание воды в нефти после

подготовки согласно ГОСТ 9965-76 - до 0,5 %

3. На тендер принимаются только предложения о поставке деэмульгаторов, которые успешно прошли лабораторные и опытно-промышленные испытания в условиях промыслов АК «Узнефтегаздобыча». Лабораторные испытания по идентификации представленного образца деэмульгатора водорастворимого и определение его физико-химических показателей проводит испытательная лаборатория, аккредитованная в Республики Узбекистан. Опытно промышленные испытания проводятся на одном из промыслов АК «Узнефтегаздобыча» в реальных производственных условиях.

4. Технологичность – деэмульгатор в рабочих концентрациях не должен способствовать образованию эмульсий, пены, не оказывать влияния на технологическое оборудование и технологические процессы НПЗ.

5. При недопоставке продукции по отношению к количеству указанному в ж/д накладной или некачественной продукции (по анализу входного контроля) поставщик несет юридическую ответственность и ему выставляются штрафные санкции.

6. Расфасовка – в бочках до 200 кг каждая. Сроки поставки: один или несколько раз в год.

Количество поставки – 136,5 тн.

Станция назначения: - ж-д ст.Мубарек

При этом ЗАКАЗЧИКОМ определена максимальная цена приобретаемого товара в размере: 4552,00 (четыре тысячи пятьсот пятьдесят два) долл. США за одну тонну на условиях поставки DAP пункт назначения Республика Узбекистан.

uz.denemetr.com

Расход - деэмульгатор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Расход - деэмульгатор

Cтраница 2

Для регулирования расхода деэмульгатора в функции от расхода нефти на первой ступени обезвоживания и расхода свежей воды в функции от расхода обезвоженной нефти перед второй ступенью дегидраторов использованы схемы регулирования соотношения параметров. В этих схемах применены реле переключения для перехода с автоматического на ручное управление, дифференциальное реле и реле соотношения, регулирующий блок соотношения, дающий командный импульс на исполнительный механизм, и вторичные записывающие или показывающие приборы.  [16]

По мере увеличения расхода деэмульгатора степень обезвоживания и обессоливания сначала растет, а в дальнейшем падает.  [17]

Для определения зависимости расхода деэмульгатора от температуры нефти во ВНИИНП проведены опыты обессоливания нефти при разных температурах с выявлением для каждой из них минимального расхода деэмульгатора, при котором обеспечивается нормальная работа электродегидратора. На рис. 7 приведена полученная таким образом для застарелой эмульсии ромашкинской нефти ( содержащей большое количество воды - 1 7 % и солей - 1450 мг / л) зависимость расхода деэмульгатора - диссольвана 4411 от температуры обессоливания.  [18]

В целях сокращения расхода деэмульгатора для сильно обводненных нефтей целесообразно применять двухступенчатое обезвоживание нефти с двукратной подачей деэмульгатора: сначала на первую ступень для предварительного удаления основной массы воды, затем на вторую для окончательного обезвоживания. Поскольку объем жидкости, поступающей на вторую ступень ( после удаления воды), значительно меньше, чем на первую, то и расход деэмульгатора соответственно уменьшается.  [19]

По мере увеличения расхода деэмульгаторов, синтезированных на основе пропиленгликоля, этилендиамина, моноэтаноламина, различие в их действии на эмульсию уменьшается. Очевидно, способность веществ адсорбироваться на границе раздела нефть-вода зависит от их строения и от того, какие оксиалкиленовые группы расположены на концах молекулы блоксополимера. Соединения разветвленного строения занимают большую площадь при адсорбции, вступают во взаимодействие с большим количеством эмульгатора и, десорбируя его, лучше разрушают эмульсию, чем вещества линейного строения.  [20]

По мере увеличения расхода деэмульгатора степень обезвоживания и обессоливания сначала растет, а в дальнейшем падает.  [21]

Исследования показали, что расход деэмульгатора, необходимый для эффективного сброса воды на ДНС, не будет равен расходу, необходимому для снижения вязкости эмульсии. Это связано с различным качественным состоянием эмульсии. Решение задачи в первом случае требует полного расслоения потока, тогда как эффективное снижение вязкости происходит и в результате только укрупнения эмульгированных капель без отделения воды в свободную фазу. При достижении определенного диаметра капель эмульгированной воды снижение вязкости достигает уровня, вполне удовлетворительного с этих позиций, и дальнейшее увеличение расхода деэмульгатора только для снижения вязкости оказывается нецелесообразным. Наличие горизонтального участка на кривой свидетельствует о том, что увеличение расхода деэмульгатора больше определенной величины не приводит к заметному изменению вязкости. При этом дозировка деэмульгатора, необходимая для полного отделения воды из эмульсии, может быть достигнута при дополнительном дозировании деэмульгатора на других объектах сбора продукции скважин ( ГЗУ, ДНС) по мере ее продвижения.  [22]

Некоторый резерв по снижению расхода деэмульгатора существует и при замене деэмульгатора более эффективным. Как следует из лабораторных исследований, достаточно эффективное разделение эмульсии исследуемого объекта происходит при использовании целого ряда деэмульгаторов.  [23]

При использовании переменного магнитного поля расход деэмульгатора СНПХ-4705 может быть снижен на 20 % при сохранении динамики отстоя и вязкости нефтяной фазы.  [24]

На рис. 3.1 приведена зависимость расхода деэмульгатора ( дисольвана 4411) от температуры при обессоливании ромашкинской нефти. Видно, что при повышении температуры с 60 до 120 С требуемый расход деэмульгатора ( для достижения одинаковой степени обессоливания) уменьшается почти в три раза.  [25]

На рис. 6.10 показана зависимость расхода деэмульгатора при разрушении эмульсий, стабилизированных природными стабилизаторами различного типа.  [27]

Эффект увеличения устойчивости эмульсии при увеличении расхода деэмульгатора и интенсивности перемешивания эмульсии, характеризуемый как эффект, эквивалентный передиспергированию, оценивается по остаточному содержанию воды в эмульсии по формуле 3.5 ( см. разд. Для этого в эмульсию дозируют де-эмульгатор в дозировке, являющейся оптимальной для данной эмульсии и дозировке, превышающей оптимальную в k раз ( от 4 до 8), при температуре 20 С и перемешивают с помощью пропеллерной мешалки при заданной скорости вращения.  [28]

В июне было отмечено значительное увеличение расхода деэмульгатора - в целом по ЦДНГ-6 до 148 3 г / т ( против 112 3 г / т в мае), что, очевидно, не может быть объяснено только технологической необходимостью.  [29]

Из изложенного следует, что для снижения расхода деэмульгатора он должен слабо растворяться в сплошной и в дисперсной фазе и обладать высокими поверхностно-активными свойствами. В зависимости от того, в какой фазе его растворимость выше, различают водорастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Однако такое разделение достаточно условно и истинной растворимости деэмульгатора не отражает.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru