Автономная некоммерческая организация 2 страница

Утилизация же пластовых высокоминерализованных вод в районах расположения нефтеперерабатывающих заводов всегда сопровождается опасностью засолонения вблизи рек, загрязнение которых отрицательно сказывается также на состоянии морей, в которые эти реки впадают.

Таблица 2

Показатели качества подготовленной воды	Группа нефти
I	II	III
Массовая доля остаточной воды в нефти, не более,%	0,5
Содержание в нефти хлористых солей (мг/л), не более
Массовая доля механических примесей в нефти, не более,%	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров нефти (Па), не более

Качество нефти, поставляемой не нефтеперерабатывающие заводы, в Советском Союзе регламентируется специальным ГОСТом, который устанавливает три группы нефтей в зависимости от степени их подготовки (табл.2).

В составе I группы выделяется подгруппа нефти с содержанием хлористых солей до 40 мг/л и массовой долей воды до 0,5%.

Способы обезвоживания и обессоливания нефти

Существуют следующие основные методы разрушения нефтяных эмульсий: гравитационный отстой; центрифугирование; фильтрация; термохимический метод и деэмульсация нефти с применением электрических полей.

Гравитационный отстой происходит за счет разности плотностей пластовой воды (1050-1200 кг/м³) и нефти (790-960 кг/м³) в отстойниках или резервуарах. Гравитационный отстой может осуществляться без нагрева эмульсии, когда нефть и вода не подвергаются сильному перемешиванию, в нефти практически отсутствуют эмульгаторы (особенно асфальтены) и обводненность нефти достаточно велика (более 50-60%). Гравитационный отстой в чистом виде (т.е. без нагрева и применения деэмульгаторов) применяется очень редко.

Этот способ предшествует окончательной обработке нефти. Если в эмульсию ввести большое количество воды при одновременном перемешивании, то происходит диспергирование нефти в воде, т.е. обращение фаз, и при создании определенных условий – немедленное расслаивание нефти и воды. Капли воды, сливаясь, оседают. Вымывание капель в воде происходит тем быстрее, чем вязкость нефти больше вязкости воды. При этом сокращается время отстоя. Этим способом можно отделять основную массу пластиковой воды от нефти.

При применении описанного способа можно исключить совместное транспортирование большого количества балласта с нефтью и осуществить без значительных капиталовложений подачу ее на большие расстояния до центральных узлов подготовки нефти.

Характерной особенностью способа следует считать почти полное исключение расхода теплоты на технологические нужды. Принципиальную схему проведения данного процесса можно представить в след.виде. Нефтяная эмульсия из промежуточной емкости системы сбора нефти поступает на прием насосов, куда в необходимом количестве подаются деэмульгатор и пластовая вода для осуществления обращения фаз. Обращенная эмульсия поступает в отстойники, в которых отстаивается основное количество пластовой воды. Отстоявшаяся нефть при обводненности 5-6% под остаточным давлением отводится по трубопроводам для последующей обработки. Отстоявшаяся вода с реагентом, необходимые для обращения фаз эмульсии, вновь поступают на смешивание со свежей эмульсией, избыток пластовой воды из отстойника сбрасывается в канализационные коллекторы для последующей очистки и закачки в поглощающие или продуктивные горизонты.

Для деэмульсации используется также центрифугирование. Нефтяная эмульсия подается в центрифугу, в которой размещается быстро вращающийся направляющий аппарат, придающий ей определенное направление движения. Благодаря центробежной силе капли воды, как более тяжелые, приобретают большую скорость и стремятся выйти из связанного состояния, концентрируясь и укрупняясь вдоль стенок аппарата и стекая вниз. Обезвоженная нефть и вода отводятся по самостоятельным трубам.

Фильтрация. В практике эксплуатации нефтяных месторождений при движении в промысловых коллекторах наблюдается расслаивание нефтяных эмульсий при большой обводненности нефти, а иногда при малой, если эмульсия нестойкая. При этом нередко во взвешенном состоянии, что характерно для эмульсий с незначительной разностью плотностей. Для эмульсации таких нефтей иногда пользуются способом фильтрации, основанным на явлении селективного смачивания. Фильтрующее вещество должно отвечать след. требованиям: иметь плотность и упругость, достаточные для того, чтобы глобулы воды при прохождении растягивались и разрушались; обладать хорошей смачиваемостью, благодаря чему осуществляется сцепление молекул фильтрующего вещества и воды, что обусловливает изменение относительной скорости движения эмульсии и, как следствие, разрыв оболочки глобул воды.

Фильтрующие вещества должны иметь противоположный по знаку заряд, чем у глобул воды. Тогда при прохождении эмульсии через фильтр происходит снятие заряда с глобул воды, чем устраняется отталкивающая сила между ними. Укрупнившиеся капли воды стекают вниз, а нефть, свободно пройдя фильтр, выводится с установки. В качестве фильтрующих веществ используются такие материалы, как гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и т.д. Особенно успешно применяется стекловата, обладающая хорошей смачиваемостью водой и несмачиваемостью нефтью, большой устойчивостью и долговечностью.

Подогретая до 70-90°С эмульсия прокачивается через фильтры. При прохождении эмульсии через фильтры отделившиеся капли воды укрупняются и стекают вниз, откуда сбрасываются в канализацию. Нефть из верхней части колонны либо последовательно подаются еще в одну колонну (если это требуется по условиям деэмульсации), либо через группу сырьевых теплообменников отводится с установки в емкость, либо поступает на обессоливание.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание. Процессы обезвоживания и обессоливания технологически идентичны и сводятся к разрушению глобул водонефтяной эмульсии и созданию благоприятных условий для их слияния и последующего отстоя.

На промыслах Советского Союза наиболее распространено разрушение эмульсий термохимическими способами. Такое широкое распространение эти способы получили благодаря присущим им таким преимуществам, как возможность менять деэмульгаторы без замены оборудования и аппаратуры, предельная простота способа, нечувствительность режима к любым колебаниям содержания воды.

Недостатки: большие затраты на деэмульгаторы, через большие потери легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогретой эмульсии в обычных негерметизированных резервуарах, повышенный расход теплоты, обусловленный большими потерями его в окружающую среду.

Термохимические установки, работающие под атмосферным давлением, следует признать самыми простыми в нефтедобывающей промышленности.

Собранная на промысле и освобожденная от газа нефтяная эмульсия по сборным коллекторам поступает в приемные резервуары, откуда насосами подается через подогреватели в отстойные резервуары. Перед поступлением на подогреватели в эмульсию вводится деэмульгатор, а иногда и рециркулируемая отстойная вода. Деэмульгатор подается дозировочным насосом, допускающим регулирование и обеспечивающим равномерное поступление его в нефть. Дозирование и учет деэмульгатора осуществляются при помощи мерников, однако в последнее время мерники все чаще заменяют приборами автоматического регулирования расхода.

На термохимических установках для подогрева нефтяной эмульсии применяют различные подогреватели, в частности трубчатые подогреватели с плавающей головкой, подогреватели типа «труба в трубе».

Предельно допускаемое давление в этих резервуарах 2000 Па. Отстой нефти в резервуарах можно осуществлять по трем схемам.

1. с периодическим отключением отдельных резервуаров на отстой по мере их заполнения. Продолжительность цикла определяется временем для отстоя, емкостью резервуаров, их числом, количеством нефти. обычно период отстоя колеблется в пределах от нескольких часов до нескольких суток.

2. с полунепрерывным отстоем обработанной эмульсии. Последняя поступает в нижнюю часть резервуара, в котором поддерживается слой горячей воды. Нефть, пройдя через слой воды, собирается в верхней части резервуара для окончательного отстоя. Высота слоя воды в первом резервуаре меняется в связи с интенсивностью отделения основной части воды из поступающей эмульсии. Поэтому вода периодически спускается в канализацию.

3. с непрерывным отстоем в группе резервуаров с автоматическим сбросом отстаивающейся воды в канализацию. В резервуарах необходимо поддерживать уровень раздела нефти и воды.

При сильной обводненности для более полного использования неотработанного деэмульгатора иногда целесообразно проводить деэмульсацию в две ступени с предварительной обработкой нефти горячей водой, сбрасываемой из отстойных резервуаров.

Термохимические установки, работающие под избыточным давлением. Стремление к сокращению расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышению температур процессов обезвоживания и обессоливания и, как следствие, сокращение потерь легких фракций при отстое в резервуарах привело к необходимости проведения указанных процессов под повышенным давлением.

К преимуществам этих установок можно отнести следующее.

1. отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизированных емкостях с давлением до 1 МПа, а иногда и выше (в зависимости от свойств нефтей) позволяет почти ликвидировать потери легких фракций.

2. повышение температуры обрабатываемых эмульсий до 80-90°С дает возможность резко снизить из вязкость, что позволяет сократить время отстоя до 0,5-2 ч, уменьшить прочность защитных слоев глобул эмульгированной воды, способствуя этим проникновению в них вводимых химических веществ, а также снижая при этом расход последних.

3. снижение расходуемой на подогрев эмульсии теплоты за счет регенерации основной части теплоты потоков нефти.

4. способ характеризуется большой устойчивостью и надежностью ведения процессов, возможностью широко регулировать режим при различных обводненности и стойкости эмульсий.

Принципиальная схема теплохимической установки, работающей под давлением:

Нефть, собранная на промысле, поступает в резервуары Р-1, откуда насосом Н-1 вместе с деэмульгатором, подаваемым из емкости Е-1, прокачивается через теплообменник Т-1 в отстойник Е-2. в отстойнике под давлением 0,5-0,7 МПа нефть при ее динамическом отстое находится в течение 0,2-2 ч. Обезвоженная нефть через теплообменник Т-1 в резервуар Р-2. В резервуаре нефть дополнительно отделяется от воды. Отстоявшаяся вода сбрасывается в ловушку нефти Е-2, а затем закачивается в скважину А-1.

В качестве подогревателя можно использовать теплообменники с паровым или водяным теплоносителем или различные огневые нагреватели нефти.

Теплообменник Т-1 при термомеханическом обезвоживании применяют для предварительного подогрева нефти за счет теплоты отходящей с установки обезвоженной нефти и одновременного охлаждения подготовленной нефти перед откачкой ее в магистральный нефтепровод.

При отборе конструкции отстойника необходимо иметь в виду, что в этих аппаратах должно происходить:

1. слияние мелкодисперсных капелек воды в более крупные под действием сил взаимного притяжения после разрушения защитных пленок под воздействием теплоты и химических реагентов;

2. осаждение укрупнившихся капель под воздействием сил тяжести и разности плотностей нефти и воды.

При определенном столбе жидкости капли воды, опускаясь в нижние слои, на своем пути сталкиваются, укрупняясь при этом.

Электрическое обезвоживание и обессоливание. Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно известен как эффективный и широко распространенный способ в промысловой и особенно заводской практике. Электрический способ имеет ряд преимуществ перед другими, одно из которых – возможность сочетать его с другими способами.

Наиболее эффективно электрическому воздействию поддаются эмульсии типа «вода в нефти», т.к. электрическая проводимость воды, да еще и соленой, во много раз превышает проводимость нефти. Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде», невозможна в связи с постоянной угрозой короткого замыкания электродов через эмульсию.

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электрическом поле, следующий. Если безводную нефть налить между двумя плоскими параллельными электродами, находящимися под высоким напряжением, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии которого параллельны друг к другу. При замене безводной нефти эмульсией типа «вода в нефти» расположение силовых линий меняется и однородность поля разрушается. В результате индукции электрического поля диспергированные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий с образованием в вершинах капель воды электрических зарядов, противоположных зарядам на электродах. Под действием основного и дополнительного электрических полей происходит сначала упорядоченное движение, а затем столкновение капель воды под действием электрических сил.

С увеличением напряжения, приложенного к электродам, уменьшением вязкости скорость перемещения капель воды возрастает, повышается вероятность деформации, разрыва и слияния их в крупные. Изменение градиента электрического поля необходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у капель с одноименными зарядами.

Факторы, повышающие эффективность процесса: дисперсность, содержание воды в эмульсии, плотность и вязкость нефти, электропроводность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды.

Электрообезвоживающие и обессоливающие установки, работающие на токах промышленной частоты. Несмотря на высокие качественные показатели при обессоливании нефтей, установки эти очень чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной нефти, что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания промысловых установок.

В электродегидраторах промышленной частоты применяются открытые неизолированные электроды, находящиеся под высоким напряжением. Эмульсионная нефть поступает в межэлектродное пространство. Капли воды, укрупнившиеся в электрическом поле, оседают в нижнюю часть дегидратора, где окончательно отстаиваются в виде слоя свободной воды. В верхней части дегидратора, куда поднимается обработанная нефть, размещены проходные и подвесные изоляторы электродов. Таким образом, в электродегидраторе совмещены 2 процесса – обработка эмульсии в электрическом поле и отстой нефти от воды.

Особенности подготовки высоковязких, высокосернистых и сероводородсодержащих нефтей

В последнее время открыто и введено в разработку много месторождений с высоковязкой и высокосернистой нефтью, а также месторождений, нефти которых характеризуются повышенным содержанием свободного сероводорода.

Подготовка таких нефтей значительно сложнее, чем так называемых легких или средних нефтей, вязкость которых не превышает 0,2-0,5 см²/с, а содержание серы не более 2-3 %.

Подготовка высоковязких и высокосернистых нефтей, которые отличаются высокой плотностью и поэтому еще называются тяжелыми нефтями, осуществляется при более высоких температурах (80-100°С, а иногда и выше).

С целью обеспечения более жестких технологических параметров для подготовки тяжелых нефтей разрабатываются специальные огневые нагреватели нефти (до 100-120°С), электродегидраторы (например 2ТЭД-400) и другое оборудование.

Сбор и подготовка сероводородсодержащих нефтей должны производиться с применением специального оборудования, стойкого против сероводородной коррозии.

В обозначении (шифре) такого оборудования проставляется буква А. Например, сепараторы УБС-А, сепарационные установки с насосной откачкой УБСН-А, деэмульгаторы УД-А на различную производительность.

При смешивании сероводородсодержащих нефтей с другими нефтями, которое иногда допускается при сборе, часто образуются эмульсии, трудно поддающиеся деэмульсации.

Стабилизация нефти

После промысловой сепарации в нефти остается значительное количество углеводородов С₁-С₄, значительная часть которых может быть потеряна при перекачке из резервуара в резервуар, при хранении и транспортировке нефти.

Чтобы ликвидировать потери легких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение воздуха, необходимо максимально извлечь углеводороды С₁-С₄ из нефти перед тем, как отправить ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непосредственной близости от места ее добычи.

Повышенные потери легких углеводородов объясняется тем, что им свойственны низкие температуры кипения – значительно ниже температуры нефти, при которой она находится в резервуарах.

Давлением насыщенных паров или упругостью паров жидкости называется давление паров данной жидкости, находящейся с жидкостью в равновесном состоянии, при равной с жидкостью температуре.

При наличии двухфахной системы в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения последней, т.е. при динамическом равновесии число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую.

Упругость паров возрастает с повышением температуры, зависит от состава жидкой и паровой фазы.

Упругость насыщенных паров нефти определяет в лаборатории на специальных аппаратах.

Давление насыщенных паров нефти регламентируется ГОСТом.

С целью снижения давления насыщенных паров и на этой основе сокращения потерь нефти от испарения производят стабилизацию нефти.

Существуют различные методы стабилизации нефти. Наибольшее распространение получили методы ректификации и горячей сепарации нефти. метод горячей сепарации является наиболее простым. Нефть с установки подготовки нефти при температуре или после дополнительного подогрева в нагревателях. Температура сепарации в зависимости от состава нефтей и заданного значения упругости паров стабильной нефти обычно выбирается в пределах от 40 до 80°С.

Давление сепарации в аппарате С-1 устанавливается близким к атмосферному. С помощью компрессоров ВК-1, отсасывающих паровую фазу, давление в сепараторе может быть снижено до 0,085-0,098 МПа.

В сепараторе С-1 происходит однократное испарение легких фракций нефти. стабильная нефть из сепаратора через холодильник Х-1 отводится в резервуарный парк. паровая фаза отбирается из сепаратора компрессором или эжектором и через холодильник Х-2 направляется в бензосепаратор С-2. В результате охлаждения более тяжелые углеводороды конденсируются и собираются в бензосепараторе, откуда конденсат откачивается насосом.

Не сконденсировавшиеся газы из сепаратора С-2 направляются в газовую систему. Метод горячей сепарации имеет ряд недостатков. К ним относятся низкая степень стабилизации нефти и низкое качество полученного конденсата.

Стабилизация нефти не является только средством сокращения потерь нефти. перед процессом стабилизации ставится и другая не менее важная задача – создание на основе этого процесса прочной сырьевой базы развивающейся нефтехимической промышленности нашей страны. Перед нестабилизационными установками ставится задача по извлечению определенной части пантановых фракций, достаточной для удовлетворения потребности этих нефтехимических производств.

Аппаратура и оборудование установок подготовки нефти и их обслуживание

Отстойники нефти

Отстойник ОГ-200°С предназначен для разделения нефтяных эмульсий на нефть и пластовую воду. Техническая характеристика ОГ-200°С приведена ниже.

Пропускная способность по нефти, т/сут, не менее
Обводненность нефти, %, не более: На входе На выходе
Рабочее давление, МПа	0,6
Температура рабочей среды, °С, не более
Объем аппарата (сосуда), м^3

Емкость отстойника разделена на сепарационный и отстойный отсек, которые сообщаются друг с другом при помощи двух коллекторов – распределителей, расположенных в нижней части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены распределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два трубчатых перфорированных коллектора, над которыми размещены распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части имеются также два коллектора для пропарки аппарата. В верхней части отсека расположены четыре сборника нефти, соединенные со штуцером выводы нефти из аппарата. В передней части корпуса перегородкой и переливными устройствами выделена водосборная камера, в которой помещен регулятор межфазного уровня.

Отстойник оснащен приборами контроля за параметрами технологического процесса, регуляторами уровней раздела фаз, предохранительной и запорной арматурой.

Для удобства обслуживания приборов, расположенных в верхней части корпуса, аппарат снабжен площадкой обслуживания.

Отстойник работает следующим образом.

Подогретая эмульсионная нефть с введенным в нее реагентом-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепарационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса стекает в нижнюю часть отсека. Выделившийся из нефти в ре­зультате ее нагрева и снижения давления газ проходит через сепаратор и при помощи регулятора уровня «нефть — газ» вы­водится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстой­ный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит че­рез отверстия коробчатых распределителей и поднимается в верхнюю часть отсека. При этом происходит промывка нефти пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть по­ступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уров­ня «вода — нефть» сбрасывается в систему подготовки дренаж­ных вод.

Отстойник оснащен приборами контроля и автоматического регулирования, позволяющими контролировать давление среды в аппарате, уровень раздела фаз в каждом из отсеков, а также обеспечивающими автоматическое поддержание уровней разде­ла фаз.

Для контроля за давлением среды в аппарате на верхней части его корпуса устанавливается технический манометр.

Контроль за уровнями раздела фаз «нефть — газ» и «нефть— пластовая вода» в отсеках аппарата осуществляется визуально при помощи четырех указателей уровня.

Автоматическое поддержание уровня раздела фаз «нефть — газ» в первом отсеке отстойника и уровня раздела газ «нефть— вода» во втором отсеке осуществляется при помощи регулято­ров межфазного уровня.

На принципе вертикального движения жидкости (аналогич­ном отстойному отсеку ОГ-200С) сконструированы и произво­дятся отстойники типа ОВД-200.

Отстойник нефтяной ОБН-3000/6 предназначен для разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды и получении кондиционной нефти. Устройство и работа отстойника. Отстойник вы­полнен в моноблоке и состоит из блока отстоя, площадки обслу­живания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Блок отстоя представляет собой технологическую емкость диаметром 3400 мм (объем 200 м³), устанавливаемую при помо­щи трех опор на фундаменте. Для более полного использования объема емкости она оснащена распределительным устройством для ввода водонефтяной эмульсии, смонтированным по оси от­стойника. Сборник воды (длинная перфорированная труба) расположен внизу емкости, а сборник нефти — поперек емко­сти в ее верхней части. На сборнике имеются два штуцера для выхода нефти, позволяющие вести технологический процесс в режимах полного и неполного заполнения. В емкости имеются люки-лазы, предохранительный клапан, дренажная система.

Обслуживание отстойника. Для пуска отстойника необходимо: открыть задвижки на линии отвода выделившейся воды и от­стоявшейся нефти; открыть задвижку на линии ввода эмульсии; включить систему контроля и управления; отрегулировать задатчик прибора и перевести его на авто­матический режим.

При работе отстойника оператор обязан: периодически контролировать ход технологического процес­са по контрольно-измерительным приборам; периодически осматривать установку и средства автоматики; проверять работоспособность предохранительных клапанов 1 раз в смену.

Для остановки отстойника необходимо: отключить систему автоматического контроля и управления; задвижку на линии ввода сырой продукции; закрыть задвижки на линиях отвода выделившейся воды и отстоявшейся нефти.

Электродегидраторы для обезвоживания и обессоливания нефти

Наиболее эффективное оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти - электродегидраторы; в них разруше­ние эмульсий проводят в электрическом поле переменного то­ка. Электродегидратор любого типа состоит из корпуса, в кото­ром размещены подвешенные на изоляторах электроды, уст­ройств для ввода и распределения эмульсии и отвода отстояв­шейся воды и нефти. Ток на электроды подается от индивиду­ального трансформатора высокого напряжения. В межэлектрод­ном пространстве под влиянием электрического поля высокой напряженности капли укрупняются и под действием гравитаци­онных сил осаждаются. Процессу разрушения пленки эмульга­тора, обволакивающей капли воды, способствуют вводимые в эмульсию деэмульгаторы.

Взаимодействие между диспергированными в нефти каплями воды зависит от напряженности электрохимического поля и ре­гулируется напряжением тока или расстоянием между элек­тродами.

Важный узел электродегидратора — изоляторы. В одних конструкциях оба электрода отделены от корпуса подвесными изоляторами и через проходные изоляторы присоединены к раз­ным фазам повышающего трансформатора. В других аппаратах имеются один высокопотенциальный и один заземленный элек­троды; в этом случае изоляторы предусмотрены только у высо­копотенциального электрода.

Качество обработанной нефти в значительной мере зависит от организации движения потоков в электродегидраторе, опре­деляемой устройством для ввода нефти и конструкцией корпу­са. Существуют аппараты с горизонтальным, вертикальным вос­ходящим и комбинированным потоком нефти.

На промыслах и нефтеперерабатывающих заводах эксплуа­тируются электродегидраторы различных конструкций — верти­кальные, шаровые и горизонтальные.

На промыслах наибольшее распространение получили гори­зонтальные электродегидраторы типа ЭГ160 и 1ЭП60, на НПЗ—типа 2ЭГ160.

В последние годы созданы более крупные аппараты типа ЭГ200: ЭГ200-10 — для обработки легких и средних нефтей (плотностью до 890 кг/м³) и 1ЭГ200-2Р — для средних и тяже­лых нефтей (плотностью до 910 кг/м³). От аппаратов 1ЭП60, кроме размеров корпуса, они отличаются конструкцией распределительного устройства и более совершенным электрообору­дованием.

Конструкция электродегидратора 1ЭГ200-2Р обеспечивает возможность регулирования соотношения подачи сырья в меж­электродное и подэлектродное пространства в зависимости от свойств поступающей эмульсии, оптимизируя этим работу ап­парата, поскольку более устойчивые эмульсии лучше разру­шаются при подаче их непосредственно в межэлектродное про­странство, а менее устойчивые—в подэлектродное пространство. Для промысловой подготовки высокосернистых нефтей с со­держанием сероводорода и углекислого газа в продукции сква­жин до 6% ВНИИнефтемаш разработал блоки электродегид­раторов из стали марки 20ЮЧ, стойкой к сероводородному кор­розионному растрескиванию. Аппараты, изготовленные из этой стали, в отличие от других электродегидраторов не требуют внутреннего антикоррозийного покрытия. Из этой стали выпол­няют и технологические трубопроводы, входящие в комплект поставки блока вместе с запорной и регулирующей арматурой, средствами контроля и автоматизации, площадками обслужи­вания и лестницами.

Электродегидратор оборудован двумя электродами, подве­шенными параллельно и имеющими форму решетчатых прямо­угольных рам. Электроды через проходные изоляторы подсоеди­нены к высоковольтным выводам двух трансформаторов ОМ -66/35. мощностью по 50 кВ-А, установленных в верхней части аппарата. Переключением выводов трансформатора на элек­трод можно подать напряжение 11, 16,5 или 22 кВ. Первичные обмотки трансформаторов подключаются к противофазе, поэто­му напряжение между электродами удваивается (вследствие разных полярностей). Таким образом, напряжение между элек­тродами может иметь значения 22, 33 и 44 кВ.

Для ограничения силы тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформа­торов включены реактивные катушки типа РОС-50/05. Их уста­навливают на площадке рядом с трансформаторами. Благода­ря большой индуктивности реактивных катушек при увеличении силы тока происходит перераспределение напряжений.

Работает аппарат следующим образом. Эмульсионная нефть через два отдельных распределительных устройства поступает под слой отделившейся воды. После перехода через границу раздела (межфазный, слой) поток эмульсионной нефти освобож­дается от основной массы пластовой воды и, двигаясь в верти­кальном направлении, последовательно подвергается обработке в зоне низкой напряженности электрического поля, образующе­гося между уровнем отделившейся воды и нижним электродом, затем в зоне высокой напряженности, между электродами (верхним и нижним), расстояние между которыми может изме­няться от 20 до 40 см.

Дата добавления: 2015-08-27