Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

отходящей с установки обезвоженной нефти и одновременного ох-

лаждения подготовленной нефти перед откачкой ее в магистраль-

ный нефтепровод.

Как видно из описания принципиальных схем теплохимиче-

ских установок, основной аппаратурой для осуществления про-

цессов служат нагреватели и отстойники. При выборе конструк-

ции 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 за-

щитных пленок под воздействием теплоты и химических реаген-

тов;

2) осаждение укрупнившихся капель под воздействием сил

тяжести и разности плотностей нефти и воды.

Кроме того, в основу разработки конструкций отстойной ап-

паратуры, помимо указанных и прочих обычных условий, долж-

ны быть положены еще и условия сокращения времени отстоя.

При определенном столбе жидкости капли воды, опускаясь в

нижние слои, на своем пути сталкиваются, укрупняясь при этом.

Практикой доказано, что при увеличении слоя эмульсии (до оп-

ределенных пределов в зависимости от физико-химических

свойств нефтей) время отстоя резко сокращается.

В зависимости от принятой схемы термохимической установ-

ки различают отстойники, работающие без избыточного давления

и с повышенным давлением. Первые конструктивно представля-

ют собой простейшие емкости, преимущественно вертикальные.

Наиболее распространены обычные вертикальные резервуары,

отличающиеся лишь внутренним устройством, приспособлением

для вывода нефти (распределительные маточники, способствую-

щие равномерному распределению вводимой в резервуар эмуль-

сии, газовые якоря для отвода выделяющихся газов и т. д.). Как

уже было указано, отстойники, работающие без давления, могут

эксплуатироваться как периодически, так и непрерывно с поддер-

жанием уровней нефти и раздела фаз нефть — вода. Для отвода

отстоявшейся нефти очень часто пользуются нижншм штуцером,

что нельзя признать рациональным, так как при откачке в чистую

нефть попадают включения загрязненной нефти. Этот недостаток

устраняется при откачке нефти при помощи шарнирного устрой-

ства, подъемная труба которого при работе жестко связывается с

поплавком на поверхности нефти.

Сброс из резервуара отстоявшейся воды, как правило, осуще-

ствляется при помощи специального регулирующего прибора (на-

пример, РУМФ-1) либо сифонного устройства (рис. 23). Высота

сифонной трубы (водоотводящей) специально подсчитывается с

таким расчетом, чтобы при наивысшем уровне нефти в отстойни-

ке столб этой нефти высотой #i и удельным весом YI И воды (со-

ответственно Яг и Y2) уравнивался столбом воды в сифоне высо-

той #з удельным весом -уг:

газ

Рис. 23. Сифонное устройство для

сброса воды из резервуара

Рис. 24. Силовые линии в электри-

ческом поле:

а — в чистой нефти; б — в нефти с поляр-

ными каплями воды

Отстойники, работающие под давлением, выполняются конст-

руктивно (по внутреннему оборудованию) полыми и секционны-

ми, по конфигурации вертикальными, горизонтальными и сфери-

ческими. Отличаются они пропускной способностью.

Электрическое обезвоживание и обессолив а-

ние. Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно из-

вестен как эффективный и широко распространенный способ в

промысловой и особенно заводской практике. Электрический спо-

соб имеет ряд преимуществ перед другими, одно из которых —

возможность сочетать его с другими способами (термическим, хи-

мическим и др.).

При удачно подобранных режимах разрушаются эмульсии

практически любого типа.

Наиболее эффективно электрическому воздействию поддают-

ся эмульсии типа «вода в нефти», так как электрическая прово-

димость воды, да еще и соленой, во много раз превышает прово-

димость нефти. Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде»,

как правило, невозможна в связи с постоянной угрозой коротко-

го замыкания электродов через эмульсию.

Применяемые электрические способы обезвоживания и обес-

соливания различаются конструкциями применяемой аппаратуры

и видом напряжения (постоянным и переменным, промышлен-

ной и высокой частоты).

Механизм разрушения эмульсий, помещенных в электриче-

ском поле, следующий.

Если безводную нефть налить между двумя плоскими парал-

лельными электродами, находящимися под высоким напряжени-

ем, то возникает однородное электрическое поле, силовые линии

которого параллельны друг другу (рис. 24,а). При замене без-

р.ъ

водной нефти эмульсией типа «вода в нефти» расположение си-

ловых линий меняется и однородность поля нарушается (рис.

24, б). В результате индукции электрического поля диспергиро-

ванные капли поляризуются и вытягиваются вдоль силовых ли-

ний с образованием в вершинах капель воды электрических за-

рядов, 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 воз-

растает, повышается вероятность деформации, разрыва и слия-

ния их в крупные. Изменение градиента электрического поля не-

обходимо, чтобы преодолеть существующие силы отталкивания у

капель с одноименными зарядами. Кроме того, благодаря элект-

рической индукции между каплями, соприкасающимися в цепоч-

ках, возникают свои элементарные поля, приводящие к пробою и

разрывам оболочек капель и их слиянию.

Под воздействием приведенных факторов капли воды беспре-

рывно сливаются, оседают, начинается интенсивное расслоение

эмульсии.

Для разработки схемы деэмульсационной установки с исполь-

зованием электрического поля необходимо знать следующие ос-

новные факторы, повышающие эффективность процесса: дисперс-

ность, содержание воды в эмульсии, плотность и вязкость нефти

(существенно влияющие на сроки отстаивания), электропровод-

ность эмульсии, прочность поверхностных слоев капель воды.

Влияние каждого из перечисленных факторов можно в той или

иной степени изменить подогревом эмульсии до соответствующей

температуры, введением химических реагентов и деэмульгаторов,

ускоряющих процессы электродеэмульсации. Однако основным

фактором, способствующим протеканию рассматриваемого про-

цесса, остается напряженность электрического поля.

В 'настоящее время из электрических способов деэмульсации

наиболее широко применяется способ, использующий переменные

токи промышленной частоты 50 Гц. Для осуществления этого

процесса разработаны электродегидраторы с открытыми электро-

дами.

Электрообезвоживающие и обессоливающие

установки, работающие на токах промышленной

частоты, получили широкое распространение в практике оиес-

соливания нефтяных эмульсий. Несмотря на высокие качествен-

ные показатели при обессоливании нефтей, установки эти очень

чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной нефти,

что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания про-

мысловых установок. Как показала практика, наиболее эффек-

тивным следует считать способ обессоливания, в котором для

обеспечения постоянства обводненности нефти перед электроде-

гидраторами вводится термохимическая ступень (рис. 2о).

ЛА -

Рис. 25. Схема установки электрообессоливания нефти:

/ — сырая нефть; //— деэмульгатор; III — пресная вода; IV— пластовая вода; V —

обессоленная нефть; VI — смесь пластовой и пресной воды; V// —уловленная нефть;

Н-1 — сырьевой насос; Н-2 — реагентный насос; Н-3 — насос уловленной нефти; Г-/—

теплообменники; П-1 — подогреватели; 0-1 — нефтяной отстойник; Э-1, Э-2 — электро-

дегидраторы первой и второй ступеней соответственно; Е-1 — отстойник для воды

Обводненная нефть /с промысла поступает на прием насосов

Н-1, куда также подается и деэмульгатор и через теплообменни-

ки Т-1 и подогреватели П-1 подается в отстойники 0-1 термохи-

мической ступени. В теплообменниках нефть за счет теплоты от-

ходящей обессоленной нефти подогревается до 30 — 40 °С, а в

подогревателях — до 70 — 90 °С (в зависимости от типа нефтяной

эмульсии). Отстоявшаяся нефть обводненностью до 1 — 2 % по-

ступает под остаточным давлением в подэлектродное прост-

ранство электродегидраторов Э-1, перед электродегидраторами в

поток нефти добавляется пресная вода III в количестве 5— 10 %

от объема нефти.

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 отстаи-

ваются в виде слоя свободной воды. В верхней части дегидрато-

ра, куда поднимается обработанная нефть, размещены проходные

и подвесные изоляторы электродов. Таким образом, в электро-

дегидраторе совмещены два процесса — обработка эмульсии в

электрическом поле и отстой нефти от воды.

Для улучшения контакта вводимых воды и деэмульгаторов

перед электродегидраторами устанавливается эмульсионный кла-

пан. Из дегидраторов обессоленная нефть через сырьевые тепло-

обменники Т-1 направляется в резервуары товарной нефти. Плас-

товая вода, отделившаяся в отстойнике и электродегидраторах,

5-1113

сбрасывается в канализацию. При обработке стойких эмульсий

тяжелых нефтей в схему иногда вводится еще вторая электриче-

ская ступень. Тогда, как и на первой ступени обессоливания, в

нефть вводится пресная вода.

ОСОБЕННОСТИ ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ,

ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ И СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ

НЕФТЕЙ

В последнее время открыто и введено в разработку много мес-

торождений с высоковязкой и высокосернистой нефтью, а также

месторождений, нефти которых характеризуются повышенным

содержанием свободного сероводорода.

Подготовка таких нефтей значительно сложнее, чем так назы-

ваемых легких или средних нефтей, вязкость которых не превы-

шает 0,2 — 0,5 см

/с, а содержание серы составляет не более 2 —•

3%.

Подготовка высоковязких и высокосернистых нефтей, кото-

рые, как правило, отличаются высокой плотностью (более

900 кг/м

) и поэтому еще называются тяжелыми нефтями, осуще-

ствляется при более высоких температурах (80—100 °С, а иног-

да и выше). Для подготовки тяжелых нефтей эффективны только

отдельные деэмульгаторы, расход которых часто превышает

100— 150 г на 1 т нефти.

Время отстоя тяжелой нефти также больше, нежели легких

или средних нефтей. С целью обеспечения более жестких техно-

логических параметров для подготовки тяжелых нефтей разраба-

тываются специальные огневые нагреватели нефти (до 100 —

120 °С), электродегидратО'ры (например 2ТЭД-400) и другое

оборудование.

Сбор и подготовка сероводородсодержащих нефтей должны

производиться с применением специального оборудования, стой-

кого против сероводородной коррозии. В настоящее время разра-

ботаны и производятся серийно различные виды такого оборудо-

вания— сепараторы, деэмульсаторы и др.

В обозначении (шифре) такого оборудования проставляется

буква А. Например, сепараторы УБС-А, сепарационные установ-

ки с насосной откачкой УБСН-А, деэмульсаторы УД-А на раз-

личную производительность.

При смешивании сероводородсодержащих нефтей с другими

нефтями, которое иногда допускается при сборе, часто образуют-

ся эмульсии, трудно поддающиеся деэмульсации.

Кроме этого, для подготовки смеси нефтей приходится приме-

нять оборудование в антикоррозийном исполнении, что приводит

к удорожанию объектов подготовки нефти. Для предотвращения

этих отрицательных факторов целесообразно осуществлять раз-

дельный сбор и подготовку сероводородсодержащих нефтей.

СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТИ

После промысловой сепарации в нефти остается значительное

количество углеводородов Q — С

, значительная часть которых

может быть потеряна при перекачках из резервуара в резервуар,

при хранении и транспортировке нефти.

Чтобы ликвидировать потери легких бензиновых фракций,

предотвратить загрязнение воздуха, необходимо максимально

извлечь углеводороды Ci — С

из нефти перед тем, как отправить

ее на нефтеперерабатывающие заводы. Эта задача решается на

установках стабилизации нефти, расположенных обычно в непо-

средственной близости от места ее добычи.

Повышенные потери легких углеводородов объясняются тем,

что им свойственны низкие температуры кипения — значительно

ниже температуры нефти, при которой она находится в резервуа-

рах. Ниже приведены температуры кипения некоторых низших

углеводородов.

Углеводород Метан Этан Пропан Бутан Пентан Гекса

СН4 C

He C

C^Hxo C

H!2 C

Hi4

Температура кипе-

ния при 0,1 МПа,

°С ,..,.. —162 —89 —42 —0,5 +36 +69

"• Легкие углеводороды, испаряясь из нефти, увлекают за собой

более тяжелые, т. е. являются инициаторами интенсивного испа-

рения нефти из резервуаров. Способность нефтей к испарению ха-

рактеризуется давлением их насыщенных паров.

Давлением насыщенных паров или упругостью па-

ров жидкости (в нашем случае нефти) называется давление па-

ров данной жидкости, находящихся с жидкостью в равновесном

состоянии, при равной с жидкостью температуре.

При наличии двухфазной системы в условиях равновесия не

происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения по-

следней, т. е. при динамическом равновесии число молекул, пе-

реходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно

числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую. Обычно

теоретически определить упругость паров нефтяных фракций

трудно из-за невозможности получения полных данных о составе

и процентном содержании углеводородов. Нефть, как известно,

представляет собой сложнейшую углеводородную смесь, и давле-

ние ее паров определяется как сумма парциальных давлений от-

дельных компонентов, входящих в ее состав.

Упругость паров возрастает с повышением температуры, за-

висит от состава жидкой и паровой фазы.

Упругость насыщенных паров нефти определяют в лаборато-

рии на специальных аппаратах.

Как уже отмечалось, давление насыщенных паров нефти рег-

ламентируется ГОСТом.

Ч/V

П-1

BK-i X-Z

(

c-z

)

*•

///////////,

Рис. 26. Схема горячей сепарации нефти:

/ — нестабильная нефть; // — газ; /// — газовый конденсат; IV — стабильная нефть;

V — вода или холодная нефть; П-1— нагреватель нефти; С-1 — нефтегазовый сепара-

тор; ВК-1 — вакуумные компрессоры; Х-1 — теплообменники для охлаждения нефти;

Х-2 — теплообменники для охлаждения парогазовой смеси; С-2 — сепаратор

С целью снижения давления насыщенных паров и на этой ос-

нове сокращения потерь нефти от испарения производят стаби-

лизацию нефти.

Существуют различные методы стабилизации нефти. Наиболь-

шее распространение получили методы ректификации и горячей

сепарации нефти. Метод горячей сепарации является наиболее

простым (рис. 26). Нефть с установки подготовки нефти при тем-

пературе подготовки нефти или после дополнительного подогре-

ва в нагревателях П-1 поступает в сепараторы С-1 горячей сту-

пени. 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, как правило, устанавли-

вается близким к атмосферному. С помощью компрессоров ВК-1,

отсасывающих паровую фазу, давление в сепараторе может быть

снижено до 0,085 — 0,098 МПа.

R г-Апрпотппо ("-I rmr\ur>Yn7TiIT ппттпттятнпс» НСПЯПЙННО TIPFI^ITY

фракций нефти. Стабильная нефть из сепаратора через холодиль-

ник Х-1 отводится в резервуарный парк. Паровая ф.аза отбирает-

ся из сепаратора компрессором или эжектором и через холодиль-

ник Х-2 направляется в бензосепаратор С-2. В результате охлаж-

дения более тяжелые углеводороды конденсируются и собирают-

ся в бензосепараторе, откуда конденсат откачивается насосом.

Несконденсировавш'иеся газы из сепаратора С-2 направляются в

газовую систему.

Метод горячей сепарации имеет ряд недостатков. К ним отно-

сятся низкая степень стабилизации нефти и низкое качество полу-

ченного конденсата.

Стабилизация нефти не является только средством сокраще-

ния потерь нефти. Перед процессом стабилизации ставится и дру-

гая не менее важная задача — создание на основе этого процес-

са прочной сырьевой базы развивающейся нефтехимической

промышленности нашей страны. Поэтому товарной продукцией

не может быть просто произвольная смесь углеводородов, полу-

чаемая одно- или двукратным испарением нефти без какого бы то

ни было обоснования, а определенная фракция — наиболее ценная

часть нефти для нефтехимической промышленности. Часто в не-

посредственной близости от нефтяных месторождений размеще-

ны нефтехимические предприятия, предусматривающие получе-

ние изопреновых каучуков, исходным сырьем для которых слу-

жит широкая фракция от переработки нефтяных газов и стабили-

зации нефтей. Перед нефтестабилизационными установками ста-

вится задача по извлечению определенной части пентановых

фракций, достаточной для удовлетворения потребности этих

нефтехимических производств.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Назовите физико-химические свойства нефтяных эмульсий.

2. Для чего предназначены деэмульгаторы? Какие требования

предъявляются к деэмульгаторам?

3. Чем обусловлена необходимость обезвоживания и обессо-

ливания нефти на промыслах?

4. Какие требования предъявляются к нефтям, поставляемым

на нефтеперерабатывающие заводы?

5. Перечислите способы обезвоживания нефти.

6. Как производится термохимическое обезвоживание нефти

при атмосферном давлении?

7. Расскажите о технологической схеме термохимического

обезвоживания нефти под давлением.

8. Расскажите о технологической схеме обезвоживания и

обессоливания нефти.

9. Для чего применяется стабилизация нефти? Какие применя-

ются методы стабилизации нефти на промыслах?

Глава 4. АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ

УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

И ИХ ОБСЛУЖИВАНИЕ

ОТСТОЙНИКИ НЕФТИ

Отстойник ОГ-200С предназначен для разделения нефтяных

эмульсий на нефть и пластовую воду (рис. 27). Техническая ха-

рактеристика ОГ-200С приведена ниже.

Пропускная способность по нефти, т/сут, не менее ..... 3000

Обводненность нефти, %, не более:

на входе 30

на выходе 1

Рабочее давление, МПа 0,6

Температура рабочей среды,

С, не более 100

Объем аппарата (сосуда), м

2С0

Емкость отстойника разделена на сепарационный и отстой-

ный отсеки, которые сообщаются друг с другом при помощи

двух коллекторов-распределителей, расположенных в нижней

части корпуса.

В верхней части сепарационного отсека установлены рас-

пределитель эмульсий со сливными полками и сепаратор газа.

В нижней части отстойного отсека расположены два трубча-

тых перфорированных коллектора, над которыми размещены

7 1ГГ--Е—

,~ . 4

Рис. 27. Принципиальная схема отстойника ОГ-200С:

/ — сепарационный отсек; // — отстойный отсек; / — корпус; 2 — регулятор уровня; 3—

каплеотбойник; 4 — перегородка; 5 — сборник нефти; 6 — регулятор межфазного уров-

ня; 7 — переливное устройство; 8 — коллектор пропарки; 9 — штуцер зачистки; 10 —

коллектор распределителей; 1 — обводненная нефть; 2 — обезвоженная нефть; 3 —

пластовая вода; 4 — нефтяной газ

распределители эмульсии коробчатой формы. В этой части

имеются также два коллектора для пропарки аппарата. В верх-

ней части отсека расположены четыре сборника нефти, соеди-

ненные со штуцером выводы нефти из аппарата. В передней

части корпуса перегородкой и переливными устройствами выде-

лена водосборная камера, в которой помещен регулятор меж-

фазного уровня. I

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 обслужи-

вания.

Отстойник работает следующим образом.

Подогретая эмульсионная нефть с введенным в нее реаген-

том-деэмульгатором поступает в распределитель эмульсии сепа-

рационного отсека и по сливным полкам и стенкам корпуса

стекает в нижнюю часть отсека. Выделившийся из нефти в ре-

зультате ее нагрева и снижения давления газ проходит через

сепаратор и при помощи регулятора уровня «нефть — газ» вы-

водится в газосборную сеть.

Нефтяная эмульсия поступает из сепарационного в отстой-

ный отсек по двум перфорированным коллекторам, проходит че-

рез отверстия коробчатых распределителей и поднимается

в верхнюю часть отсека. При этом происходит промывка нефти

пластовой водой и ее обезвоживание. Обезвоженная нефть по-

ступает в сборный коллектор и выводится из аппарата.

Отделившаяся от нефти вода через переливные устройства

поступает в водосборную камеру и с помощью регулятора уров-

ня «вода — нефть» сбрасывается в систему подготовки дренаж-

ных 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 разде-

ла 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 регулято-

ров межфазного уровня.

На принципе вертикального движения жидкости (аналогич-

ном отстойному отсеку ОГ-200С) сконструированы и произво-

дятся отстойники типа ОВД-200.

Отстойник нефтяной ОБН-3000/6 предназначен для

разделения водонефтяной эмульсии, сброса выделившейся воды

и получения кондиционной нефти. Техническая характеристика

ОБН-3000/6 приведена ниже.

Номинальная пропускная способность по товарной нефти,

т/сут

Обводненность поступающей эмульсии, %, не более .

Обводненность нефти на выходе, %, не более

Рабочее давление, МПа

Температура рабочей среды, "С, не более

Вязкость эмульсии, см

/с, не более

Плотность эмульсии, г/см

. . . . . . •,

Содержание газа в нефтяной эмульсии, м

/м

, не более

Содержание механических примесей, мг/л, не более .

Устройство и работа отстойника. Отстойник вы-

полнен в моноблоке и состоит из блока отстоя, площадки обслу-

живания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля

и управления.

Блок отстоя представляет собой технологическую емкость

диаметром 3400 мм (объем 200 м

), устанавливаемую при помо-

щи трех опор на фундаменте. Для более полного использования

объема емкости она оснащена распределительным устройством

для ввода водонефтяной эмульсии, смонтированным по оси от-

стойника. Сборник воды (длинная перфорированная труба)

расположен внизу емкости, а сборник нефти — поперек емко-

сти 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.

Отстойник оснащен приборами контроля и регулирования —

манометрами, термометрами, блоком регулирования межфазно-

го уровня «нефть — вода», а также подачи водонефтяной эмуль-

сии в отстойник.

Обслуживание отстойника. Для пуска отстойника

необходимо:

открыть задвижки на линии отвода выделившейся воды и от-

стоявшейся нефти;

открыть задвижку на линии ввода эмульсии;

включить систему контроля и управления;

отрегулировать задатчик прибора и перевести его на авто-

матический режим.

При работе отстойника оператор обязан:

периодически контролировать ход технологического процес-

са 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;

3000

0,5

0,6

100

0,1

0,86—0,98

100

закрыть 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 разруше-

ние эмульсий проводят в электрическом поле переменного то-

ка. Электродегидратор любого типа состоит из корпуса, в кото-

ром размещены подвешенные на изоляторах электроды, уст-

ройств для ввода и распределения эмульсии и отвода отстояв-

шейся воды и нефти. Ток на электроды подается от индивиду-

ального трансформатора высокого напряжения. В межэлектрод-

ном пространстве под влиянием электрического поля высокой

напряженности капли укрупняются и под действием гравитаци-

онных сил осаждаются. Процессу разрушения пленки эмульга-

тора, обволакивающей капли воды, способствуют вводимые

в эмульсию деэмульгаторы.

Взаимодействие между диспергированными в нефти каплями

воды зависит от напряженности электрохимического поля и ре-

гулируется напряжением тока или расстоянием между элек-

тродами.

Важный узел электродегидратора — изоляторы. В одних

конструкциях оба электрода отделены от корпуса подвесными

изоляторами и через проходные изоляторы присоединены к раз-

ным фазам повышающего трансформатора. В других аппаратах

имеются один высокопотенциальный и один заземленный элек-

троды; в этом случае изоляторы предусмотрены только у высо-

копотенциального электрода.

Качество обработанной нефти в значительной мере зависит

от организации движения потоков в электродегидраторе, опре-

деляемой устройством для ввода нефти и конструкцией корпу-

са. Существуют аппараты с горизонтальным, вертикальным вос-

ходящим и комбинированным потоком нефти.

На промыслах и нефтеперерабатывающих заводах эксплуа-

тируются электродегидраторы различных конструкций — верти-

кальные, шаровые и горизонтальные.

На промыслах наибольшее распространение получили гори-

зонтальные электродегидраторы типа ЭГ160 и 1ЭП60, на

НПЗ —типа 23П60.

В последние годы созданы более крупные аппараты типа

ЭГ200: ЭГ200-10 — для обработки легких и средних нефтей

(плотностью до 890 кг/м

) и 1ЭГ200-2Р —для средних и тяже-

лых нефтей (плотностью до 910 кг/м

). От аппаратов 1ЭП60,

кроме размеров корпуса, они отличаются конструкцией распре-

делительного устройства и более совершенным электрообору-

дованием.

Техническая характеристика электродегидраторов приведе-

на ниже.

Номинальная пропускная способ-

ность, м

/ч

Объем, м

Рабочее давление, МПа ....

1ЭП60

400

160

ЭГ200-10

500

200

1ЭГ200-2Р

500

200

Конструкция электродегидратора 1ЭГ200-2Р обеспечивает

возможность регулирования соотношения подачи сырья в меж-

электродное и подэлектродное пространства в зависимости от

свойств поступающей эмульсии, оптимизируя этим работу ап-

парата, поскольку более устойчивые эмульсии лучше разру-

шаются при подаче их непосредственно в межэлектродное про-

странство, а менее устойчивые—в подэлектродное пространство.

Для промысловой подготовки высокосернистых нефтей с со-

держанием сероводорода и углекислого газа в продукции сква-

жин до 6% ВНИИнефтемаш разработал блоки электродегид-

раторов из стали марки 20ЮЧ, стойкой к сероводородному кор-

розионному растрескиванию. Аппараты, изготовленные из этой

стали, в отличие от других электродегидраторов не требуют

внутреннего антикоррозийного покрытия. Из этой стали выпол-

няют и технологические трубопроводы, входящие в комплект

поставки блока вместе с запорной и регулирующей арматурой,

средствами контроля и автоматизации, площадками обслужи-

вания и лестницами. Техническая характеристика электроде-

гидраторов для высокосернистых нефтей приведена в табл. 3.

Рассмотрим более подробно работу электродегидраторов

1ЭГ-160, которых на промыслах пока больше, нежели электро-

дегидраторов других конструкций (рис. 28)..

Электродегидратор оборудован двумя электродами, подве-

шенными параллельно и имеющими форму решетчатых прямо-

угольных" рам. Электроды через проходные изоляторы подсоеди-

нены к высоковольтным выводам двух трансформаторов

ОМ-66/35 мощностью по 50 кВ-А, установленных в верхней час-

Таблица 3

Показатели

ЭП00-10-20ЮЧ

ЭГ200-10-20ЮЧ

Расчетная пропускная способность аппара-

та по сырью (при средней плотности неф-

ти),

т/ч

Объем, м

Рабочее давление, МПа

Установленная мощность трансформатора,

кВ-А

250

100

0.7

160

500

200

•н

<и

о,

ь*

оо:

со

<Т|

<1J

«)

а*

О о

CD и

<П

о.

F-

СО

1=1

(=(

и.

У.

О)

•Н-

"-ч

эму

ти аппарата. Переключением выводов трансформатора на элек-

трод можно подать напряжение 11, 16,5 или 22 кВ. Первичные

обмотки трансформаторов подключаются к противофазе, поэто-

му напряжение между электродами удваивается (вследствие

разных полярностей). Таким образом, напряжение между элек-

тродами может иметь значения 22, 33 и 44 кВ.

Для ограничения силы тока и защиты электрооборудования

от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформа-

торов включены реактивные катушки типа РОС-50/05. Их уста-

навливают на площадке рядом с трансформаторами. Благода-

ря 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 освобож-

дается от основной массы пластовой воды и, двигаясь в верти-

кальном направлении, последовательно подвергается обработке

в зоне низкой напряженности электрического поля, образующе-

гося между уровнем отделившейся воды и нижним электродом,

затем в зоне высокой напряженности, между электродами

(верхним и нижним), расстояние между которыми может изме-

няться от 20 до 40 см.

ЭЛЕКТРОКОАЛЕСЦЕРЫ

По мере истощения нефтяных месторождений возрастает до-

ля устойчивых нефтяных эмульсий, трудно поддающихся разру-

шению в электродегидраторах традиционных конструкций. В свя-

зи с этим в последние годы разработаны электрокоалесцирую-

щие устройства, обеспечивающие устойчивость электрического

поля на высокообводненных устойчивых эмульсиях и их эффек-

тивное разрушение.

К электрокоалесцерам предъявляются следующие требова-

ния: работа при более высокой, чем в обычных электродегидра-

торах, напряженности электрического поля; создание условий,

исключающих пробой между электродами.

Для обработки на промыслах высокообводненных (содержа-

щих воды более 10%) эмульсий создан трехходовой электроде-

гидратор, представляющий собой комбинацию электрокоалесце-

ра с изолированными электродами и отстойника. Аппарат

(рис. 29) снабжен заземленным цилиндром 8, стержневым 9

и к'олоколообразным 10 электродами, отделенными от цилиндра

изоляторами 6.

В аппарате осуществляется двукратный резкий поворот

эмульсий, в результате чего из нее выпадают крупные капли

воды, осаждающиеся в нижней части емкости. Кольцевые зазо-

ры между стержневым электродом и цилиндром, цилиндром

и колоколообразным электродом, а также между последним

10 S

Рис. 29. Схема трехходового электро-

дегидратора:

/ — патрубок для вывода нефти; 2 — пе-

регородки (верхняя и нижняя); 3 — пере-

пускная труба; 4 — корпус узла электро-

дегидратора; 5 — отстойная емкость; 6 —

изоляторы; 7 — патрубок сброса воды; 8—

заземленный электрод (цилиндр); 9 —

центральный (стержневой) электрод; 10 —

колоколообразный электрод

Рис. 30. Схема электрокоалесцера с перфорированным диэлектрическим экра-

ном ЭКУ-3

и корпусом уменьшаются в направлении от стержневого элек-

трода к корпусу. Это обеспечивает обработку эмульсии в раз-

ных по напряженности электрических полях при условии трех-

кратного протока ее через межэлектродные пространства с из-

менением направления движения потока при переходе из одной

зоны в другую. В каждой' последующей зоне эмульсия стано-

вится менее обводненной и по мере освобождения от крупных

капель воды приобретает более равномерную мелкодисперсную

структуру.

Из зоны электрообработки нефть по перепускной трубе 3 по-

ступает в отстойную зону аппарата, из которой удаляется через

штуцер /. Вода из нижней части емкости 5, обтекая перегород-

ки 2, направляется к выпускному патрубку 7. Предусмотрена

автоматическая регулировка вывода воды из аппарата.

Пропускная способность трехходового электродегидратора,

совмещенного с отстойником в емкости объемом 200 м

, дости-

гает 6000 т/сут.

Высокую надежность и эффективность показал в процессе

опытно-промышленной эксплуатации электрокоалесцер ЭКУ-3

с ограниченной областью формирования токопроводящих цепо-

чек, созданный Казанским педагогическим институтом, ВНИИ-

нефтемашем и объединением «Татнефть» (рис. 30).

Высокое напряжение от трансформатора / через проходной

изолятор 2 подается на электрод 4, размещенный по оси цилин-

дрического заземленного корпуса 5, служащего вторым элек-

тродом. Между электродами установлена перфорированная тру-

ба 6 из диэлектрического материала. Диаметр отверстий пер-

форации в несколько раз меньше толщины стенки трубы. Пере-

городка 3 разделяет входную и выходную полости аппарата.

Поток сырья / поступает внутрь перфорированной трубы,

где эмульсия обрабатывается электрическим полем большой на-

пряженности вблизи высокопотенциального электрода 4. Затем

эмульсия через отверстия, называемые областями ограниченного

формирования цепочек, поступает на дообработку в зону с мень-

шим значением напряженности электрического поля вблизи за-

земленного корпуса. Разрушенная эмульсия с укрупненными

каплями воды // удаляется через нижний штуцер и направляет-

ся в отстойник или электродегидратор для отделения воды.

Расчленение потока водонефтяной эмульсии на элементар-

ные струйки при помощи отверстий в трубе способствует тому,

что количество воды в каждом элементарном канале ограничи-

вается, исключается втягивание капель воды из прилегающего

объема, токопроводящая цепочка получается малого сечения

и большого сопротивления; ток элементарного короткого замы-

кания через цепочку, прежде чем достигнуть критической вели-

чины, вызывает вскипание эмульсии и блокировку каналов па-

рогазовыми пузырьками. В результате достигается самоблоки-

ровка тока в каждом отверстии и не возникает короткого замы-

кания между электродами.

Аппарат позволяет поддерживать высокую напряженность

поля и обеспечивает эффективную коалесценцию капель пласто-

вой воды на стадии обезвоживания нефти, а также эффектив-

ную коалесценцию капель пластовой и пресной воды на стадии

обессоливания нефти. Применение такого аппарата также це-

лесообразно для разрушения ловушечных эмульсий в промыс-

ловых и заводских условиях.

ПУСК, ОБСЛУЖИВАНИЕ И ОСТАНОВКА

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРОВ 1ЭГ-160 И ЭГ-200

Подготовка электродегидратора к заполнению

До включения электродегидратора в эксплуатацию необхо-

димо убедиться в правильности наладки и работоспособности:

а) сигнализатора уровня напряжения, автоматически отклю-

чающего напряжение при исчезновении или резком снижении

внешнего напряжения;

б) регулятора уровня, автоматически поддерживающего по-

стоянный уровень раздела фаз и стабильность электрического

режима в аппарате;

в) двух реле максимального тока, автоматически отключаю-

щих напряжение при возникновении перегрузки в любой фазе;

г) предохранительного клапана, срабатывающего при уве-

личении рабочего давления до расчетного (1 МПа);

д) манометров для контроля за рабочим давлением;

е) термометра для контроля за температурой;

ж) пробоотборных клапанов для визуального контроля за

процессом обессоливания в электродегидраторе.

Необходимо проверить также систему сигнализации, положе-

ние контактора, наличие напряжения в цепях аварийных отклю-

чений электродегидратора.

Перед заполнением электродегидратора жидкостью прове-

ряется и фиксируется межэлектродное расстояние. Для этого

проводится специальный осмотр плоскостей электродов. Высту-

пающие прутки и концы шпилек подвесных изоляторов должны

быть обрезаны. Оставлять посторонние предметы и монтажный

инструмент на электродах недопустимо. Затем проводится

осмотр состояния проходных и подвесных изоляторов, а также

всех токонесущих элементов.

Поверхности всех изоляторов тщательно очищаются спиртом

(ацетоном), высушиваются и покрываются сухим трансформа-

торным маслом.

Опрессовка электродегидратора и заполнение

его нефтью

От правильного заполнения нового или вводимого после ре-

монта электродегидратора во многом зависит последующая ра-

ботоспособность проходных и подвесных изоляторов аппарата.

На поверхности изоляторов некоторое время сохраняются кап-

ли среды, которой он перед этим заполнялся. Это необходимо

учитывать при опрессовке аппарата водой и последующем вы-

теснении его нефтью.

С целью предохранения поверхности изолятора от контакта

с водой при опрессовке изоляторы покрывают сухим трансфор-

маторным маслом. Лучшие результаты может обеспечить вазе-

линовое или силиконовое масло. Однако срок сохранности мас-

ляной пленки на поверхности изолятора ограничен, поэтому ре-

комендуется:

время заполнения и выдержки электродегидратора с водой

по возможности сократить;

использовать для опрессовки холодную пресную воду; нагре-

тая дренажная вода, содержащая моющие ПАВ, опасна для

масляной пленки.

Вслед за опрессовкой необходимо заполнить электродегид-

ратор нефтью, lie рекомендуется оставлять аппарат заполнен-

ным водой.. В случае необходимости длительной выдержки ап-

парата с водой верхнюю часть (четверть) объема электродегид-

ратора желательно заполнить обезвоженной или обессоленной

нефтью, вытеснив воду нефтью через трубопровод выхода про-

дукта с одновременным дренированием воды. Заполнение про-

водится постепенно, при открытом воздушнике на факел. Для

исключения образования газовой подушки в штуцерах вводов

высокого напряжения газ следует отвести через специальный

штуцер и патрубок на выкидной коллектор нефти или в линию

сброса предохранительных клапанов. Пуск электродегидратора

на поток недопустим до опробования и установления рабочих

параметров электрической части. Через 30—60 мин после вытес-

нения всего воздуха из аппарата подают напряжение на один

из трансформаторов. После того как установлена сила тока на

нем, подают напряжение на второй трансформатор. После ста-

билизации тока начинают постепенно прикрывать задвижку на

обводной линии (байпасе), увеличивая загрузку электродегид-

ратора не более чем на 20—30 м

/ч за один прием и не более

чем на 50 м

в течение часа. Контроль за стабильностью элек-

трического режима ведут по силе тока. При подаче напряжения

уровень раздела фаз должен быть не выше 1 м от нижней об-

разующей корпуса. Оптимальный уровень раздела фаз зависит

от свойств эмульсии и определяется в процессе эксплуатации

опытным путем.

При работе электродегидратора следует выбирать рабочее

давление, исключающее образование газовой подушки. Изме-

нение производительности следует осуществлять постепенно,

а регулирование сброса дренажной воды — плавно.

ОПРОБОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ

ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРА

Перед подачей напряжения на электроды необходимо прове-

рить сопротивление утечки каждого из электродов. Оно прове-

ряется мегомметром с выводов проходных изоляторов относитель-

но корпуса аппарата. Сопротивление 80—100 кОм считается хо-

рошим. При сопротивлении утечки менее 20 кОм подавать

напряжение не рекомендуется, если сопротивление утечки пони-

жено, рекомендуется дополнительный отстой нефти в аппарате

в течение 8—10 ч.

Опробование подачи напряжения на электроды необходимо

начинать с минимальной величины (11 кВ).

Перед подачей напряжения проверяется подключение реак-

тивной катушки. Она должна быть подключена на отпайке

«длительная работа».

Электроды опробуются по одному. При этом сила тока на

одном электроде не должна превышать 40—50 А. Следует иметь

в виду, что при включении обоих электродов сила тока на каж-

дом станет больше примерно в 2 раза.

Относительно высокая сила тока при первоначальном вклю-

чении пары электродов может быть вызвана наличием остаточ-

ной воды в нефти, которой заполнен аппарат. В таком случае

напряжение подают спустя 30—60 мин.

Если силы установившихся токов при включении обоих элек-

тродов не более 50—70 А, напряжение трансформаторов можно

последовательно повысить до 16,5 или 22 кВ.

У аппаратов с нижним вводом сырья сила тока нижнего

электрода на 10—20 % больше силы тока верхнего электрода,

а у электродегидратора с межэлектродным вводом эта разность

меньше.

ВКЛЮЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРА НА ПОТОК

И ЕГО ЭКСПЛУАТАЦИЯ

При включенных электродах в электродегидратор подают

обезвоженную нефть.

При исправной системе контроля за токами производитель-

ность электродегидраторов доводится до рабочей. Сила тока при

этом не должна превышать 70 А. После этого подается пресная

вода (до 5 % от объема нефти).

Дренаж отстоявшейся воды необходимо проводить постоянно

с тем, чтобы не создавать чрезмерно большой водяной подушки.

Уровень воды в электродегидраторе с центральным вводом оп-

ределяется чистотой сбрасываемой воды. Оптимальная высота

слоя дренажной воды подбирается в процессе эксплуатации.

Дальнейшая эксплуатация электродегидраторов осущест-

вляется по правилам для высоковольтных установок, сосудов,

работающих под давлением, и согласно технологической карте

установки.

При увеличении силы токов на нижнем электроде до близ-

ких к максимальным (120 А) необходимо проверить уровень во-

дяной подушки и понизить его до нижнего контрольного кра-

ника. Если уровень водяной подушки нормальный, а сила тока

растет, это означает, что в аппарат поступает стойкая эмульсия.

В этом случае необходимо выяснить и устранить причину обра-

зования и попадания в аппарат этой эмульсии (типичные вари-

анты— температура промывочной воды низкая, мала дозировка

реагента, большое количество механических примесей, большое

содержание воды в сырье). Если обводненность сырья более

15 %, необходимо уменьшить количество промывочной жидкости.

В случае если произошло отключение электродов из-за воз-

растания силы тока, необходимо попытаться осуществить по-

вторное включение двумя электродами сразу же после отклю-

чения. Если повторное включение двумя электродами не удает-

ся, то надо включить электродегидратор в работу только одним

верхним электродом. Если и в этом случае сила тока растет, то

ттогчЛ vn Т111\яг\ UG птгг тттгчтто сг о ттАТГтпт.цтсь/^trrw тталттт ociwm.iTL гтптю\т_

и v^4_/Ол-чу/л,^!i»i wj ii Vc

У-Г

i\.<;i

I\J хал

^i/i\<m.

LIII

iwivvii

T.U\,I

iij auivi/ XJX i и up jfrx\-. tYi

выкид электродегидратора, т. е. перейти на схему работы, ми-

нуя электродегидраторы, и следить за силами токов на верх-

нем электроде. В остановленном аппарате сила тока должна по-

степенно уменьшаться. При уменьшении силы тока до 50—70 А

надо попытаться включить второй (нижний) электрод. Если при

длительном пребывании нефти в аппарате сила тока не умень-

шается, необходимо сдренировать аппарат и поставить на про-

мывку (циркуляцию) обезвоженной нефтью.

6—1ПЗ