ВВЕДЕНИЕ
Вусловиях бурного развития нефтяной промышленности разведаны уникальные запасынефти и газа, и началось создание новых крупнейших нефтедобывающих районов вЗападной Сибири, одним из которых является Сургутский район, где образоваласьОАО «Сургутнефтегаз». Нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть»,одно из структурных подразделений открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз»,образовалось в 1979 году.
Лянторскоеместорождение нефтяники называли уникальным и отнесли его к сложнопостроенным иименно объединению «Сургутнефтегаз» в 1979 году предстоялоразрабатывать столь необычное месторождение. Нефтегазодобывающее управление «Лянторнефть»в структуре «Сургутнефтегаз» считается одним из стабильных, несмотряна всю сложность построения месторождения.
Современныесистемы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин предусматриваютмаксимальное использование давления на устье скважин для обеспечениятранспортирования нефтегазоводяной смеси как по промысловым трубопроводам, таки через все технологические установки, включая установки подготовки нефти иводы. При этом высокая эффективность производства достигается в результатесовмещения различных технологических процессов в одних аппаратах. В настоящеевремя разработаны унифицированные системы сбора и подготовки нефти, газа иводы, в которых используется индустриализация обустройства всех объектов.Индустриализация обустройства промысловых объектов представляет собойкомплектно-блочное исполнение заводского изготовления всего оборудования, врезультате чего объем монтажных операций на месте эксплуатации оборудованиярезко сокращается. В этой связи на нефтяных месторождениях за последние годыпоявился ряд новых технологических процессов и аппаратов, обслуживание которыхтребует специальных знаний. Так, эффективное использованиереагентов-деэмулъгаторов для разрушения нефтяных эмульсий требует знания нетолько концентраций и дозировок вводимого реагента, но и умения создатьнеобходимый режим турбулентного перемешивания потока и т. п. Изложениематериала построено в соответствии с технологической цепочкой операций по сборуи подготовке нефти и воды. Сведения по технике безопасности и охране окружающейсреды, приведенные в конце глав, необходимы для правильной эксплуатациисовременного оборудования на нефтяных месторождениях.
1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1Орогидрография
На Лянторскомместорождении гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим исетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различныхразмеров. Озера занимают 22% территории месторождения. Наиболее крупные озера:Энтьлор, Токтурылор, Монкетлор, Сыхтынглор, Киуснэлор, Неримлор и другие.
На территорииместорождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрытатруднопроходимыми болотами, на северо-востоке отличается сплошнаяозерно-болотная система.
Лесныемассивы расположены вдоль реки и на водоразделах участками среди обширныхболот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны иберезы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.
Климат районарезко континентальный. Зима продолжительная и снежная, часты метели иснегопады, толщина снежного покрова достигает 1,5 метров. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районеместорождения составляют -3°С...-4°С. Районный центр г. Сургут является крупнымречным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень,Нижневартовск, Тобольск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населеннымипунктами севера и юга области, а также с европейской частью страны.
Средиисточников питьевого и технического водоснабжения возможно использованиепресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогеновыхотложений, а так же минерализованных и высокотемпературных водаптальбсеноманского водоносного комплекса.
Районотносится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человекана 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы)занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последниегоды местное население принимает активное участие в проведении работ поразработке и добыче нефти. В непосредственной близости от месторождения находитсягород Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупныйнаселенный пункт город Сургут, расположен в 80 километров к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омскпроходит в 75 километров, к юго-востоку от месторождения. С развитием работ поразработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы дляэкономического развития всего народного хозяйства.
/>
Рисунок 1.1.1- Обзорная карта
1.2 Тектоника
В пределахЗападносибирской плиты выделяются три структурнотекто-нических этажа.Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальномуэтапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными иметаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.
Промежуточныйструктурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасовоговозраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами(туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По даннымсейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа натерритории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивныхнарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту представляетчередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разностиабсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.
Отложенияверхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались вусловиях устойчивого пригибания фундамента и представлены терригеннымиотложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.
Согласнотектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехлаЗападносибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределахХантыйской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесьвыделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимскийвалы.
Пимский валпо отражающему горизонту «А» оконтуривается сейсмоизогипсой — 2700 метров, в пределах которой, его размеры составляют 20x190 километров. Он имеет субмеридиональноепростирание с погружением его оси в южном направлении на 300 метров. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит всостав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой — 2680 метров и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 метров. К северу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имеющий такжесубмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 километров. Он осложненподнятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское,составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структураявляется наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту «А»изогипсой — 2680 метров и имеет форму брахиантиклинальной складкимеридионального простирания с размерами 4x16 километров. Ее амплитуда достигает 15 метров. Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождениячастей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту «А»,ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качествосейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесьВостокинско-Пимского вала как единой структуры. С востока к Востокинскомуподнятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальныхподнятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в составЛянторского месторождения.
В целом дляЛянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованностьразвития структурных форм.
1.3Характеристика продуктивных горизонтов
НефтегазоносностьЛянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
Основнаяхарактеристика продуктивных горизонтов приведена в таблице 1.3.1
В подсчетезапасов 1994 года были выделены следующие залежи: газонефтяные — в пластахАС-9, АС-10, АС-11;
— нефтяные — в пластах БС-81, БС-82, БС-16-17, БС-18, БС-19-20, ЮС-2.В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС-9, АС10, АС-11, БС-82, БС18. По соотношению газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивныхпластов АС 9…11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, погеологическому строению -сложнопостроенным.
Залежь пластаАС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС 9...11 ихарактеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим иформы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы,полулинзы, врезы и т.д.).
Общая толщинапласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 метров. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутыеполосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией ихприуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторскойструктур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурнымпогружениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянторской,Январской и Востокинской структур). Эффективные толщины пласта АС11 такжехарактеризуются широким диапазоном изменения от 2...4 до 28...30 метров. Зоныэффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную(относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участкахсубширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6).Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественнойприуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.Максимально опесчаненным пласт является на Лянторской площади, на западном исеверном структурных погружениях Востокинского поднятия; в пределах восточной июжной частей месторождения его песчаность снижается. В подсчете запасов 1994года запасы нефти пласта АС 11 утверждены по 4 залежам: в районе разведочнойскважины 79Р (Востокинское поднятие), в районе скважины 2Р и 11Р (Январскаяструктура), в районе скважин 9Р, 25Р, 5Р (Лянторская площадь).
Залежь нефтирайона скважины 79Р (Востокинская площадь) приурочена к куполовидному поднятиюс размерами 5,5x2,0 километров. ВНК принят на абсолютной отметке — 2047 метров. Высота залежи — 7 метров. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта — 4,5 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Запасы нефти оценены по категории С2.Залежь района скважины 2Р (Январская площадь) приурочена к локальному поднятиюс размерами 4,2x2,0 километров ВНК отбивается на отметке 2050 метров. Высота залежи 15 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая.Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 5.5 метров при среднем значении 1.7 метров.
Толщинаперемычки, отделяющей рассматриваемый пласт от вышележащего, изменяется от 2 до 4 метров и лишь в районе скважин 7116, 7115, 6109 оказывается меньше 2 метров. Толщина плотного раздела на уровне ВНК изменяется от 2 до 4 метров. За контуром залежи толщина перемычки оказывается меньше 2-х метров. Запасы нефти залежиотнесены к категории С1 и связаны с водонефтяной зоной. Залежь района скважины11Р (Январская структура) имеет размеры 7.5x2.5 километров и контролируетсябрахиантиклинальной складкой северо-восточного простирания.
Высотазалежи достигает 32 метров. ВНК принят на отметке — 2050 метров. По типу залежь пластово-сводовая, водоплавающая.
Нефтенасыщеннаятолщина пласта АС 11 изменяется от 1.0 до 15.4 метров при среднем значении 7.0 метров. В пределах залежи выделяются водонефтяная,газоводонефтяная и газонефтяная зоны, из которых водонефтяная является самойзначительной, занимая 95% площади. На 71% площади залежи нефть находится вконтакте с водой; толщина перемычки в этой части менее 2 метров. На уровне ГНК преимущественная толщина перемычки находится в пределах от 0 до 2,0 метров. Залежь пласта АС И Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию,вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крылорегиональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 метров. Значительная часть площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносностиявляется неразбуренной в связи с низкими предполагаемыми значениями или полнымотсутствием нефтенасыщенных толщин в этой зоне. Залежь пласта АС 11 отвышележащего пласта АС 10 на рассматриваемом участке отделяются весьманезначительной и очень изменчивой по толщине перемычкой, значение которойизменяется от 0,6 до 3,0 метров. В ряде скважин песчаные пласты сливаются,образуя единый гидродинамически связанный резервуар. Проницаемая часть пластаАС 11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщеннаячасть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет24,5 % (25%) по нефтенасыщенной части 23,9 %, по водо-насыщенной — 25,8%.
Таблица1.3.1 — Характеристика продуктивных горизонтов.Параметры АС 9 АС10 АС11 АС9..11 Средняя глубина залегания, м 2093 2099 2101 - Тип залежи Терригенный Тип коллектора Площадь нефтегазоносности, тыс. м 1060535 675899 18653 1060535 Средняя общая толщина, м 11,73 22,84 23,1 62,57 Эффективная средняя толщина, м 8,6 16,71 13,26 37,66 Средняя газонасыщенная толщина, м 6,59 7,29 5,84 6,82 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 4,42 7,5 5,72 5,89 Средняя водонасыщенная толщина, м 4,07 10,5 12,69 20,89 Пористость газонасыщенного коллектора, доли единиц. 0,248 0,247 0,24 0,247 Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли единиц. 0,248 0,251 0,246 0,25 Начальная насыщенность нефтью, доли единиц. 0,625 0,623 0,639 0,629 Объемный коэффициент газа, доли единиц. 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 Объемный коэффициент нефти, доли единиц. 1,7 1,7 1,7 1,7 Объемный коэффициент воды, доли единиц. 1,01 1,01 1,01 1,01
Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 0,686 0,636 0,686 0,686 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м 891 905 906 897
Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 1009 1008 1008 1008
Средняя проницаемость по керну, мкм2 0,299 0,399 0,266 0,347
Средняя проницаемость по геофизике, мкм2 0,432 0,539 0,496 0,517
Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2 0,122 0,109 0,1 Вязкость газа в пластовых условиях, мПа-с 0,0188 0,0188 0,0188 0,0188 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 3.67,4.5 6.18,4.2 6.18,4. 2 6.18,4. 26 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 0,49 0,49 0,49 0,49
Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3 144,8 144,8 144,8 144,8
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 812,795 846,796 846,796 846,796
Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1000 999 999 999 Газовый фактор, м /т 84 89 78 87
Пластовая температура,0С 61,5 61,5 61,5 61,5 Пластовое давление, МПа 21 21 21 21 Давление насыщения нефти газом, МПа 15.2,20 14.5,19 14.5,19 14.5,19.4
Средняя продуктивность, 10м3/(сут-МПа) 0,96 1,13 1,08 1,01 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,733 0,732 0,574 0,602 Коэффициент расчлененности, доли ед. 2,295 4,048 5,193 11,147 Содержание серы в нефти, % 1 1,22 1,22 1,22 Содержание парафина в нефти, % 2,33 1,98 1,98 1,98 Содержание стабильного конденсата, г/м 39,7 39,7 39,7 39,7 Начальные балансовые запасы нефти, тыс. т 325233 554394 94344 54217
в том числе по категории В+Сь 319538 546561 51 132 917331 по категории С2; 5695 8288 3085 17013 Начальные балансовые запасы свободного газа, млн.м 166919 87558 3187 257694
в том числе по категории Сь 166839 87558 3187 257582 по категории С2; 80 2 82 Начальные балансовые запасы конденсата, тыс. т 6627 3476 126 10229
в том числе по категории Сь 6624 3476 126 10226
по категории С2; 3 3
Проницаемостьизменяется от 2.2·10-3 до 698·10-3 мкм2присреднем значении 266·10-3 мкм, по нефтенасыщенной части 258·10-3мкм2, по водонасыщенной 276·10-3 мкм2. Среднеезначения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229·10-3до 316·10-3 мкм2. Коллекторские свойства пласта АС11определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21до 26% присреднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536·10-3мкм2при вариациях 1·10-3...149·10-3 мкм2. Эффективныетолщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4...8 до 24 метров. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки. На Январском поднятииони тяготеют к его юго-западному и западному погружениям, а на Востокинском — связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных иминимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половинеместорождения.Широкой кольцеобразной полосой они трассируются отТайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинскойструктур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходятна его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС 2,4,1,19. Значительная поразмерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простиранияотмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры. Характеризменения песчанности пласта АС 10, очень близок поведению эффективных толщин.Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах0.2...1,0.Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектомЛянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).В подсчетезапасов 1994 года залежи пласта АС 10 были выделены в пределах единого контуранефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, врайоне Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре.На южномокончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 километров. Основная залежь представлена нефтяной оторочкой подстилающего типа с газовой шапкой иподошвенной водой. Газовая шапка приурочена к центральным частям структур.Чисто нефтяная зона практически отсутствует. Запасы нефти пласта АС 11 связаныс водонефтяной, газонефтяной и газоводонефтяной зонами. Размеры залежи впределах основной площади 57x19 километров, высотой нефтяной оторочки 15...17метров, высотой газовой шапки на Лянторской структуре — 44 метров, Январской – 35 метров, Востокинской — 18 метров.Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4до 22 метров при среднем значении 7,5 метров.Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 метров. Газовые шапки небольших размеров на Лянторском поднятиипоследовательно окаймляются газонефтяной и газоводонефтяной зонами. На Январском иВостокинском поднятиях, чистогазовая зона выделяется в единичных скважинах.Водонефтяная зона приурочена к краевой части залежей и имеет максимальноеразвитие в прогибах между поднятиями. Подгазовая зона характеризуетсяконтактным залеганием нефти и газа на 94,6% площади; толщина глинистого разделана уровне ГНК менее 3-х метров.
Неконтактныенефтенасыщенные толщины выделяются в скважинах водонефтяной и чистонефтянойзон, где в разрезе отсутствует газ и толщина глинистого раздела на уровне ВНКболее 2-х метров (22,5% площадизалежи).
Залежи пластаАС 10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 метров и более, имеющий почти повсеместное распространение.
Проницаемаячасть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками спрослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно — и среднезернистых.
Открытаяпористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%).Большая часть пород (66%) имеет пористость 24...28% Проницаемость изменяется от1,3·10-3до 2735·10-3мкм при среднем значение399·10-3мкм2. По площади месторождения наибольшаячасть пород имеет проницаемость от 100·10-3до 500·10-3мкм2. Участки с проницаемостью менее 100·10-3мкм2тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.
Песчаныйпласт АС9 выделяется в составе сангопайской подсвисты, характеризуется всеобщимраспространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистымианалогами пластов АС7 и АС8, а также типично морскими осадками быстринскойпачки глин. Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся насеверную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участкиВостокинской и Январской структур.
Зоныминимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январскойструктур и к северной периклинали Востокинского поднятия.
Эффективнаятолщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 2...4 до 16 метров.
Вгеоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективныхмаксимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурныхподнятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого ониобразуют достаточно обширную зону, совпадающую в плане с территорией ДНС 10,13, 14.
Залежи пластаАС 9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности. Продуктивныеотложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30…44метров.
В подсчетезапасов 1994 года газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределахосновной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также врайоне Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.
Запасы нефтипласта АС9 связаны, в основном, с газонефтяной и водонефтяной зонами. Чистонефтянаязона выделяется условно при рассмотрение пласта АС9 отдельно от пласта АС 10.
Вморфологическом отношение пласт АС9 на большей части площади имеет монолитноестроение со средним коэффициентом песчанности 0,73 и расчлененностью 2,2. Наюге, юго-востоке Лянторской залежи коэффициент песчанности снижается до 0,46,расчлененность увеличивается до 3,3. Высоким коэффициентом песчанностихарактеризуется восточный склон Востокинского поднятия (0,9...1,0), гдепесчаные коллектора пластов АС9 и АС10 сливаются в единый резервуар. Вкрыльевой части структур кровельная и подошвенная части пласта частоглинизируются.
Основнаязалежь пласта АС9 имеет размеры 72x22 километров, высоту нефтяной оторочки 17 метров, газовой шапки на Лянторской структуре — 74 метров, Январской — 48 метров, Востокинской — 43 метров. Чистогазовая зона занимает основную площадь залежи ипредставлена двумя газовыми шапками. Газоводонефтяная зона выделена лишь вотдельных скважинах. Газонефтяная, нефтяная и водонефтяная зоны узким кольцомокаймляют газовые шапки. На Январском поднятие и в прогибах между поднятиямиширина нефтяной оторочки увеличивается до 5...6 метров. Нефтенасыщенная толщинаизменяется от 0,4 до 15 метров, составляя в среднем 4,3 метров. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 19,8 метров.
Восточнаязалежь, расположенная в пределах Таняунской и Тайбинской структур, имеетразмеры 15x5 километров, высоту нефтяной оторочки — 20 метров, высоту газовой шапки — 24 метров.
Проницаемаячасть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистымиалевролитами.
Коллекторскиесвойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость,изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% присреднем значении 24,3% (24%)
Наибольшаячасть пород (80%) имеет пористость 22...26%, у 13%) пород — более 26%.
Проницаемостьпо пласту в среднем составляет 299·10-3 мкм2 и изменяетсяот 1,1·10-3до 1830·10-3 мкм2. Большая частьобразцов (64%)имеет проницаемость 100·10-3...500·10-2мкм2,проницаемость более 500·10-3 мкм2 характеризуется 16%пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемостьот 102 · 10-3 до 495·10-3 мкм. Участки с проницаемостьюболее 500·10-3 мкм2 отмечаются в центральной частиместорождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на югеТаняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10·10-3до 100·10 -3 мкм2 выделяются на западном и восточномсклонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной частиместорождения и на севере.
Возможно ицелесообразно выделения эксплуатационного объекта АС 9…11 обусловливаетсяусловиями залегания углеводородов (нефти и газа), а также особенностямистроения и взаимоотношением (в частности, степенью литологической игидродинамической связанности) песчаных резервуаров и тел, формирующих пластыАС9, АС10, АС11.
В пределахместорождения, оконтуриваемого внешним контуром нефтеносности плата АС 9,толщина перемычек между пластами АС9 и АС 10 изменяются в очень широкомдиапазоне значений 0...14 метров.
На большейчасти Лянторского месторождения перемычка между пластами АС9 и АС 10незначительна по толщине и платы, по видимому, гидродинамически связаны.Толщина перемычки между пластами АС 10 и АС 11 изменяется в пределах от 0 до24м. Зоны максимальных толщин непроницаемых разделов в плане размещены крайненеравномерно. Максимальная по размерам зона увеличенных толщин перемычки (от 6до 20...24 метров) приходится на собственно Лянторскую структуру (район ДНС-19,2). Они часто характеризуются вытянутыми формами (район ДНС-1, 3, 5, 6),образуя полукольца и кольца. В центральной и северной частях месторождения, атакже в пределах Тайбинской и Таняунской структур — зоны максимальных толщинраспределены крайне неравномерно по площади, а преимущественный диапазонизменения перемычек здесь составляет 0...4.0 метров.
1.4 Состояниеразработки Лянторского месторождения
Лянторскоенефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносностьместорождения связана с отложениями | нижнего мела: нефтегазонасыщенные пластыАС-9, АС-10, АС-11,; объединенные в один объект АС, нефтенасыщенные — БС-8,БС-18. Разработка месторождения осуществляется в соответствии с «Дополнениемк технологической схеме разработки Лянторского месторождения»,выполненного ТО «СургутНИПИнефть» (протокол №2375 ЦКР Министерстватоплива и энергетики РФ от 15.07.99г.) и «Авторского надзора зареализацией дополнения к технологической схеме разработки», выполненногоТО «СургутНИПИнефть» в 2004 году (протокол №3270 ЦКР МЭ РФ от28.10.04г.), в которых предусматривается:
-выделениетрех эксплуатационных объектов разработки: АС 9. ..11, БС-18, БС-82;
По основномуобъекту разработки АС 9...11 :
-размещение добывающихи нагнетательных скважин по! обращенной девятиточечной системе с плотностьюсетки 16 га/скв с организацией на отдельных участках залежи барьерного,очагового и приконтурного заводнения;
-поТайбинско-Таняунской залежам — трехрядной по квадратной сетке (400x400м) сплотностью 16 га/скв.;
на участке1утлимскои залежи — трехрядной по квадратной сетке (500x500м) с плотностью 16га/скв.;
- по пластуАС-9 на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей — трехрядной системыразработки с размещением скважин по квадратной сетке (566x566м) с плотностью 32га/скв.;
-по пластуАС-11 на участке северного купола — трехрядной системы разработки с размещениемскважин по квадратной сетке (400x400м) с плотностью 16га/скв.
По объектуБС-18:
-эксплуатациябокового горизонтального ствола в углубленной скважине №2134.
По объектуБС-82:
-размещениескважин по треугольной сетке (600x600м). Разработка в процессе уточнениягеологического строения залежи на упруговодонапорном режиме. Решение оформировании системы воздействия принять после разбуривания и уточнениягеологического строения залежи.
Проектныйфонд по месторождению составляет 6278 скважин. Не. 01.01.2010пробурено 5952 скважины, из них: добывающих — 4370 нагнетательных — 1430.Проектный фонд реализован на 94,8 %.
С началаразработки месторождения отобрано 216287,622 тыс.т нефти, что составляет 91,4%от начальных извлекаемых запасов.
За отчетныйгод по месторождению добыто 5821,675 тыс.т нефти. Темп отбора от начальныхизвлекаемых запасов составил 2,46%, от текущих извлекаемых запасов — 22,3%. В2009 году введены в эксплуатацию 5 новые добывающие скважины, добыча из нихсоставила 9,932 тыс.т. нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефтисоставил 13,12 т/сут, по жидкости 79,22 т/сут, среднегодовая обводненность83,44%.
Добыча жидкостипо месторождению за 2010 год составила 13262,407 тыс.т. Среднегодовой дебитодной действующей скважины составил по нефти — 4,94 т/сут, по жидкости — 113,24т/сут, среднегодовая обводненность 95,64%.
/>
Рисунок 1.4.1 Динамикадобычи
Эксплуатационныйфонд добывающих скважин на конец года составив 3454, действующих — 3255. Попричине слабого притока 91 скважину работают в периодическом режиме. На01.01.2010 года на месторождении эксплуатационный фонтанный фонд составил 47скважин, действующий — 16, со средним дебитом нефти за год 7,51 т/сут) Добычанефти за 2009 год фонтанным способом составила 37,735 тыс.т — 0,65% от общейдобычи по месторождению. Максимальный объем добычи — 97,7% составляет добыча изскважин, оборудованных ЭЦН (5689,287 тыс.т).
Эксплуатационныйфонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 01.01.2010 года составил 3258, действующий- 3132 со среднегодовым дебитом нефти 5,03 т/сут, жидкости 117,38 т/сут.
Эксплуатационныйфонд скважин, оборудованных ШГН — 149; действующий — 107, средний дебит нефтиза год 2,31 т/сут, добыча за 2010 год из них составила 94,653 тыс.т (1,62%).
Неработающийфонд добывающих скважин на 01.01.2010 года по месторождению составил 231скважину, или 6,68 % от эксплуатационного фонда. 6 бездействующем фондеЛянторского месторождения находится 199 нефтяных скважин. Основной причинойбездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокойобводненности продукции (169 скважин, или 84,9% от бездействующего фонда).
Эффектот проведения капитальных ремонтов за 2010 год составил 384,447 тыс.т нефти (втом числе по нагнетательным скважинам -31,121 тыс.т нефти). От приобщенияпласта в 17 добывающих и 1 нагнетательной скважинах дополнительно добыто 11,019тыс.т нефти. В отчетном году бригадами капитального ремонта скважин проведеныработы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 20 добывающихи 6 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидацииперетоков проведены в 13 добывающих и 17 нагнетательных скважинах, в том числепо ликвидации межпластовых перетоков в 12 добывающих и 17 нагнетательныхскважинах; по снижению обводнённости продукции проведена селективная изоляция в95 добывающих скважинах отключение отдельных обводнённых пластов — в 17добывающих скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пластав 3 и селективную изоляцию в 26 нагнетательных скважинах.
Эксплуатацияпласта БС8/2 ведется с 2002 года. На 01.01.2010 года с начала разработкиотобрано 1107,117 тыс.т нефти, за текущий год добыча нефти составила 133,994тыс.т. Пласт БС8/2 эксплуатировался 30 скважинами, средний дебит нефти однойскважины за год составил 12,39 т/сут, жидкости — 73,67 т/сут при среднегодовойобводненности: 83,19%.
ПластБС18 в 2009 году эксплуатировался одной скважиной, введенной в работу в декабребоковым стволом. По пласту с начала разработки отобрано 3,542 тыс.т, чтосоставляет 1,96% от начальных извлекаемых запасов. За текущий год по пластуотобрано 28 т нефти Среднегодовой дебит нефти одной скважины составил 1,56т/сут, жидкости — 35,56 т/сут при обводненности 95,63%.
Основным объектомразработки является объект АС9-11, на долю которого приходится 97,7 % годовойдобычи нефти и 99,0 % действующего фонда нефтяных скважин. По объектуразработки АС9-11 за 2010 год извлечено 5687,653 тыс.т нефти, с началаразработки 215176,963 тыс.т — 91,5% от извлекаемых запасов, за год добыто 132596,890тыс.т. жидкости.
2.ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Обоснование необходимостипромысловой подготовки нефти
Процессподготовки добываемой газоводонефтяной эмульсии заключается в отделении отнефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды иполучении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76.Подготовка поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколькотехнологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа истойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, а такжефизических свойств.
Поступившаяна дожимную насосную станцию (ДНС) газо-водонефтяная эмульсия ступенчатосепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительноеотделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемыеили на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектныхрешений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическимиотстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием.
Предварительноподготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарныепарки, где на установках подготовки нефти (УПН), проходит ступенчатуюподготовку до товарной кондиции. Товарная нефть по системе трубопроводовпоступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системыконцевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием -сдача нефти всистему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании итранспортируется на нефтеперерабатывающие заводы (лист 1 графической части дипломногопроекта). Газо-водонефтяная эмульсия из системы нефтесбора поступает черезустройство предварительного отбора газа (УПОГ) в сепараторы 1 ступени сепарацииДНС, где сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется всепараторы-буферы. Из сепараторов-буферов нефть откачивается насосами внешнейперекачки на УПСВ или УПН. В связи с высокой коррозионной агрессивностьюобводненной нефти в напорный коллектор ДНС дозировочными насосами блокареагента (БДР) подается ингибитор коррозии. В случае невозможности внешнейоткачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправностьнасосоввнешнейперекачки и т.п.) предусмотрено поступление нефти из сепараторов-буферов ваварийный резервуар (РВС).
Газ,выделившийся из газо-водонефтяной эмульсии в УПОГ и сепараторах 1 ступенисепарации, через газосепаратор направляется в газопровод на компрессорныестанции (КС), газоперерабатывающий завод (ГПЗ) или Сургутскую ГРЭС. Газ,выделившийся из нефти в сепараторах-буферах, направляется на компрессор низкихступеней для последующей утилизации. Выделившийся в газосепараторе, конденсатотводится на вход сепараторов-буферов.
НаУПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия из сепаратора 1 ступени сепарациипоступает на печи трубчатые для нагрева и далее на отстойники, где происходитразделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников направляется всепараторы-буферы и далее насосами внешней перекачки откачивается на УПН.Выделившаяся в отстойниках из эмульсии, подтоварная вода поступает в очистныеРВС, где происходит подготовка подтоварной воды к утилизации в системуподдержания пластового давления (ППД). Очищенная вода с содержаниемнефтепродуктов до 100 мг/литр из очистных РВС насосами подтоварной водыподается на вход кустовой насосной станции (КНС) системы ППД. Нефтяная пленкаиз очистных РВС через сливной стояк отводится в аварийный РВС. Для ускоренияпроцесса разделения эмульсии на нефть и воду производится подача деэмульгаторав газо-водонефтяную эмульсию на входе УПСВ дозировочными насосами блокареагента.
Внастоящее время широко эксплуатируются УПСВ с аппаратами типа «Хитер-Тритер»,в которых процессы нагрева и разделения эмульсии на нефть и воду происходят втрехфазном аппарате. Для нагрева эмульсии используется часть попутногонефтяного газа, выделяющегося в самом аппарате. На УПН предварительноподготовленная на УПСВ, нефть после первичного подогрева в печи 1 ступени иразгазирования в сепараторе 1 ступени поступает в отстойники, где происходитдальнейшее разделение эмульсии на нефть и воду. Нефть из отстойников послеподогрева в печи 2 ступени, где происходит обезвоживание нефти до остаточногосодержания воды не более 1 %. Из электродегидраторов нефть черезсепараторы-буферы поступает в товарные РВС, откуда насосами внешней перекачкиоткачивается на коммерческий узел учета нефти. Выделившаяся в отстойниках иэлектродегидраторах, подтоварная вода поступает в очистные РВС, где происходитотстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде. Подготовленная вода изочистных РВС насосами подтоварной воды подается на вход кустовойнасосной станции (КНС) системы поддержания пластового давления. Нефтяная пленкаиз очистных РВС через сливной стояк насосами внутренней перекачки подается навход УПН. Для ускорения процесса отделения нефти от подтоварной водыпроизводится подача деэмульгатора на входе УПН дозировочными насосами блокареагента.
Газ,выделившийся из нефти в сепараторах 1 и 2 ступеней и сепараторах-буферах, используетсядля собственных нужд.
2.2 Нефтяные эмульсии, условия и факторы, влияющие наобразование эмульсий
Нефтяныеэмульсии — это механическая смесь нефти и пластовой воды, не растворимых друг вдруге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.
В нефтяныхэмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внутренняяназывается дисперсной фазой и она разобщена, а внешняя называется дисперсионнойсредой, представляющей собой сплошную неразрывную фазу.
Нефтяныеэмульсии делятся на два больших класса:
1) эмульсии первого рода или прямые, когда капельки нефти,являющиеся дисперсной фазой, равномерно размещены в воде, -дисперсионной среде.Такие эмульсии называются «нефть в воде» и условно обозначаются Н/В;
2) эмульсии второго рода или обратные, когда капельки воды-дисперсная фаза, равномерно или неравномерно размещены в нефти, являющейсядисперсной средой. Такие эмульсии называются «вода в нефти» и условнообозначаются В/Н.
Тип эмульсиилегко устанавливается определением свойств ее дисперсной среды. В эмульсиях Н/Ввнешней фазой является вода, и поэтому они смешиваются с водой в любыхсоотношениях и обладают высокой электропроводностью, в то время как эмульсииВ/Н смешиваются только с углеродной жидкостью и не обладают заметнойэлектропроводностью. Условленно, что тип образующейся эмульсии в основномзависит от соотношения объемов нефти и воды; дисперсионной
средой(внешней) обычно стремится стать та жидкость, объем которой больше.
Факторы,влияющие на образование эмульсии. В нефти и пластовой воде, поднимаемых наповерхность, всегда содержатся вещества в растворимом состоянии, которыеспособствуют образованию нефтяных эмульсий. Вещества, содержащиеся в нефти(асфальтены, нафтены, смолы, парафин) и в пластовой воде (соли, кислоты)оказывающие существенное влияние на образование эмульсии называютсяестественными эмульгаторами или естественные поверхностными веществами (ПАВ).Характерной особенностью строение молекул естественных ПАВ является ихдифильность, т.е. строение молекул, состоящих из двух частей — полярной группы(воды) и неполярного то образуется углеводородного радикала.
Полярнаягруппа ПАВ (гидрофильная) взаимодействие с водой, а неполярная (гидрофобная) — с нефтью.
Такимобразом, образование эмульсии — прямой или обратной -зависит от того, чегобольше находится в естественных молекулах ПАВ -полярных или неполярных групп.Если в естественных молекулах ПАВ содержится больше полярной группы, тообразуется эмульсии прямого типа — нефть в воде, если же в этих ПАВ большесодержится неполярной группы, эмульсии обратного типа — вода в нефти.
2.3Методыразрушения эмульсий
Существуетнесколько способов разрушения нефтяных эмульсий:
1) внутритрубнаядеэмульсация;
2) гравитационныйотстой;
3) центрофугирование;
4) фильтрация;
5) термохимическоевоздействие;
6) электродегидрирование;
7) сочетаниеперечисленных способов.
Длялегких и средних нефтей самые эффективные первый и пятый способы, а для тяжелыхнефтей шестой и седьмой способы.
Разрушениенефтяных эмульсий, осуществляемое в промысловых условиях, преследует две цели:
1)отделение от нефти воды и вывод воды из системы транспорта в пределах месторождения;
2)обессоливание нефти, способствующее продлению жизни трубопроводов иоборудованию за счет снижения коррозии.
2.3.1Внутритрубная деэмульсация
Разрушениенефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины,выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти.
Принципвнутритрубной деэмульсации очень прост и состоит. В межтрубное пространствоэксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом( 15...20 г на 1т нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильноперемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее.
Применениевнутритрубной деэмульсации стало возможным при появлении эффективныхдеэмульгаторов, что увеличило производительность УПН и качествоподготавливаемой нефти.
Эффективностьвнутритрубной деэмульсации зависит от многих факторов, основными из которыхявляются: эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительностьперемешивание эмульсии с ПАВ, количество воды, содержащейся в эмульсии, итемпература смешивания. Чем больше эффективность ПАВ, длительностьперемешивания, количество воды и температуры эмульсии, тем интенсивнеепроисходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубнойдеэмульсации падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов. А такжеплотности и вязкости этой нефти. Внутритрубная деэмульсация позволяеторганизовать предварительный сброс воды, который целесообразно при содержанииводы в продукции скважин более 30%.
2.3.2Гравитационный отстой и центрифугирование
Гравитационныйотстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1010… 1200кг/куб.м.) и нефти (790...95 кг/куб.м.) в герметизированных отстойниках исырьевых резервуарах. Гравитационный отстой может применяться также без нагреваэмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефтипрактически отсутствуют эмульгаторы и обводненность нефти достигает порядка60%. После внутритрубной деэмульсации расслоение эмульсии в резервуарах безподогрева происходит в течении 2...3ч содержание остаточной воды в нефти прихолодном отстое составляет 1...2%. Эмульсия должна подаваться в резервуарыравномерно по всей площади через распределительное устройство, котороенаходится под уровнем пластовой воды, что увеличивает поверхность эмульсии,контактирующей с водяной подушкой, и интенсифицирует процесс расслоенияэмульсии.
Сущностьцентрифугирования заключается в следующем. Нефтяная эмульсия подается вцентрифугу, в которой размещается направляющий аппарат, придающий ейопределенное направление движения. Благодаря центробежной силе вода, как болеетяжелая, сосредотачивается вокруг стенок аппарата и стекает вниз. Обезвоженнаянефть отводится из аппарата по центральной трубе. Этот способ ввиду большойстоимости, сложности и очень низкой производительности практически неприменяется.
2.3.3Фильтрация
Нестойкиеэмульсии иногда успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующийслой, которым должен быть гравий, битое стекло, древесные и металлическиестружки, стекловата и другие материалы.
Фильтрующеевещество должно отвечать следующим требованиям:
1)иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы глобулы воды припрохождении растягивались и разрушались;
2)хорошую смачиваемость, благодаря чему происходит изменение скорости движенииэмульсии и разрыв оболочек глобул воды;
3)иметь противоположный по знаку заряд, чем у глобул воды, тогда происходитснятие заряда с глобул, чем устраняется отталкивающая сила между ними.
Размерыфильтров, имеющих вид колонн, зависят от объема прокачиваемой эмульсии, еевязкости и скорости движения. Нефтяная эмульсии вводится в колонну снизу ипроходит через фильтр, где вода удерживается и сбрасывается через низ колонны,а нефть свободно проходит и отводится через верх.
2.4Требование, предъявляемые к качеству подготовки нефти
Подготовканефти на промыслах заключается в отделении от нефти пластовой воды,механических примесей и солей, а также легких газообразных углеводородов.Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть иснижает ее испаряемость. От качества подготовки нефти зависят эффективность инадежность магистрального транспорта нефти, качество полученных из неепродуктов. Повышенное содержание в товарной нефти воды, хлористых солей имеханических примесей способствует более интенсивному коррозионному износутрубопроводов, оборудования перекачивающих станций и аппаратовнефтеперерабатывающих заводов, снижает пропускную способность трубопроводов.
В зависимостиот содержания в товарных нефтях воды, хлористых солей и механических примесейони разделены на три группы представленные в таблице 2.4.1
Таблица 2.4.1-СодержаниепоказателейПоказатели Номер группы 1 2 3 Содержание воды, % не более 0,5 1 1 Содержание хлористых солей, мг/л, не более 100 300 1800 Содержание механических примесей, % не более 0,05 0,05 0,05 Давление насыщенных паров в пункте сдачи нефти, КПа, не более 66,66 66,66 66,66
2.5Типы и характеристика применяемых деэмульгаторов
Деэмульгаторы,применяемые для разрушения нефтяных эмульсий, делятся на две группы: наиногенные (образующие ионы в водных растворах) и неиногенные (не образующиеионов в водных растворах).
Кпервой группе относятся малоэффективные деэмульгаторы НЧК (нейтрализованныйчерный контакт) и НКГ (нейтрализованный кислый гудрон), применявшиеся ранее дляподготовки нефти и имеющие следующие недостатки: при взаимодействии с пластовойводой образуют твердые вещества, выпадающие в осадок (гипс, гидрат окиси железаи др.), являются эмульгаторами для эмульсий типа нефть в воде, что ухудшаеткачество воды, имеют большой удельный расход (0,5… 3 кг/т). Поэтому этидеэмульгаторы в настоящее время не используют.
Неионогенныедеэмульгаторы синтезируют на основе продуктов реакции окиси этилена соспиртами, жирными кислотами и алкилфенолами. Они имеют ряд преимуществ перединогенными: не взаимодействуют с растворенными в пластовой воде солямиметаллов, не образуют твердых осадков, имеют незначительный удельный расход(5...50г/т), хорошо расворяются в воде и нефти, имеют меньшую стоимость.
Кнеионогенным деэмульгаторам относятся: проксанол, проксамин, дипроксамин,сепорол, диссольван, из импортных — диссольван 4411, R-ll,диссольван 4490, сепарол 5084, вмско 3, серво, доуфас и др.
Деэмульгаторыдолжны удовлетворять следующим требованиям:
1.хорошорастворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или воде);
2. иметьдостаточную поверхностную активность, чтобы вытеснить с границы раздела «нефть-вода»естественные эмульгаторы;
3. обеспечиватьмаксимальное снижение межфазного натяжения на границе фаз «нефть-вода»при малых расходах реагента;
4. некоагулировать в пластовых водах;
5. бытьинертными по отношению к металлам.
Одновременнос этим деэмульгаторы должны быть дешевыми, транспортабельными, не изменятьсвоих свойств при изменении температуры, не ухудшать качества нефти послеобработки, обладать универсальностью, то есть разрушать эмульсии различныхнефтей и вод.
2.5.1Характеристика реагентов применяемых в ЦДНГ-3
Дляснижения сил поверхностного натяжения на поверхности глобул воды с цельюобеспечения первичной промысловой подготовки нефти на УПСВ ДНС-9 применяютсяразличные реагенты -деэмульгаторы, подаваемые в поток сырой нефти переднефтегазосепаратором первой ступени С-1/1,1/2. Удельная норма расходареагента-деэмульгатора по УПСВ-9 составляет 33 г/тн
Реагенты- деэмульгаторы являются неионогенными поверхностно-активными веществами ипредставляют собой в основном блоксополимеры окисей этилена. Содержаниеповерхностно-активных веществ в реагентах -деэмульгаторах обычно составляет 35-75%.
Деэмульгаторыв своем составе содержат от 25 до 65% растворителя, в качестве последнегоприменяются спирты (метиловый, бутиловый, изопропиловый) и ароматическиеуглеводороды (бензол, ксилол, толуол и др.), которые являютсялегковоспламеняющимися и ядовитыми веществами.
Краткаяхарактеристика основных рекомендуемых к применению, реагентов-деэмульгаторовуказана в таблице 2.5.1