Деэмульсатор горизонтальный

Расчет Деэмульсатора.docx

Расчет Деэмульсатора
Расчет скорости жидкости в патрубке ввода эмульсии:
U – скорость жидкости в трубе в ;
Q – производительность в ;
d – внутренний диометр трубы в м .
Коэффициент запаса прочности корпуса из Стали 25
n – коэффициент запаса прочности ;
– предел текучести напряжение в МПа ;
[] – допускаемое напряжение
Допускаемое напряжение стали 25:
dн – наружный диаметр корпуса;
dв – внутренний диаметр корпуса;
Р – внутреннее давление.

введение на деэмулсаторы.docx

Устойчивость эмульсий в большей степени зависит от состава компонентов входящих в защитную оболочку которая образуется наповерхности капли .На поверхности капли также адсорбируются покрывая ее бронирующим слоем стабилизирующие вещества называемые эмульгаторами В дальнейшем этот сдой препятствует слиянию капель т.е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии. Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода содержит хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи способствующей снижению прочности бронирующих слоев и как следствие разделению нефтяной эмульсии на составные компоненты.
Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации)необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям т.е. эмульсии образуются там где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти которая в свою очередь определяется характером месторождения периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.
При фонтанном способе который характерен для начального периодаэксплуатации залежи нефти происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой. При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках самих клапанах в цилиндре насоса в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса в подъемных трубах. В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух закачиваемый иногда вместо газа в скважину который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий отличающихся высокой стойкостью.
В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу — жидкость в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости называют дисперсионной внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде принято называть дисперсной разобщенной или внутренней фазой.
Различают два типа эмульсий - «нефть в воде» (нв) и «вода в нефти» (вн). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз дисперсионной средой стремится стать та жидкость объем которой больше. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии тина «вода в нефти».
На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов. Эмульгаторы — это вещества которые способствуют образованию эмульсин. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы растворимые в воде способствуют созданию эмульсии «нефть в воде». К таким гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла желатин крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий «вода в нефти». К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот смолы мелкодисперсные частицы сажи глины и других веществ которые легче смачиваются нефтью чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью дисперсностью плотностью электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти температуры соотношения нефти и воды.
Капли сближаясь постепенно вылавливают защитный слой. Если силы достаточно для полного разрушения бронирующих оболочек капли сливаются. Применяют ряд технологических приемов обезвоживания нефти. Выбор способа обезвоживания нефти и эффективность работы сооружений для этого предназначенных в значительной степени зависит от количества воды а также от состояния в котором она находится.
Вода содержащаяся в сырой нефти в некоторых случаях оказывается в свободном т.е. недиспергированном состоянии. Такая вода выделяется нефти путем осаждения.
Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий: механические нестабилизированные и и стабилизированные поверхностно-активными веществами. Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти. Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются более сложные приемы такие как интенсивное нагревание химическая обработка электрическая обработка а также комбинирование этих приемов.
При проектировании сооружений для обезвоживания нефти при конкретных производственных условиях необходимо проводить исследование нефтей подвергаемых обезвоживанию. При таких исследованиях выявляется содержание воды в нефти вид и число примесей в воде а также состояние в котором вода находится в нефти.
Процессы обезвоживания и обессоливания совершенно аналогичны так как вода извлекается из нефтей вместе с растворенными в ней минеральными солями. При необходимости для более полного обессоливания можно подавать дополнительно в нефть пресную воду которая растворяет минеральные соли.
К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание центрифугирование и фильтрация.
Отстаивание применяется для обработки нестойких эмульсий. При этом взвешенные частицы расслаиваются вследствие разности плотностей компонентов.
Основными факторами влияющими на эффективность разделения эмульсий являются:
плотность жидкостей составляющих эмульсию (различие плотностей фаз эмульсий является основной причиной вызывающей их гравитационное разделение);
вязкость жидкостей составляющих эмульсию особенно вязкость сплошной фазы т.е. дисперсионной среды (этот фактор оказывает значительное влияние на эффективность обезвоживания нефти);
диаметр частиц дисперсной фазы (данный фактор имеет большое значение так как скорость падения капли дисперсной фазы возрастает пропорционально квадрату ее диаметра);
площадь поверхности отстаивания.
Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяют наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий.
Принципиальными основами этих приемов являются:
повышение температуры обрабатываемых эмульсий которое снижает вязкость жидкостей составляющих эмульсию и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти);
увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсации в частности деэмульсация при помощи химических реагентов и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти);
увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замещения естественной силы тяжести более мощной центробежной силой. При этом способе на воду и механические примеси действует центробежная сила. Плотность воды и механических примесей выше плотности нефти и частицы под действие центробежной силы прижимаются к стенке и стекают вниз. Но метод центрифугирования низкопроизводителен сложен дорог и широкого применения на промыслах не нашел;
увеличение полезной площади отстаивания без увеличения общей площади отстойника. На этом основано применение параллельных пластин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.
Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них взвешенных частиц плотность которых мало отличается от плотности дисперсной среды (сплошной фазы). Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Значительная часть эмульсий воды в нефти относится к этой категории.
Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания такие как турбулентность конвекция потоков перемешивание и др. Значительное новышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.

схема с деэмульсатором описание.docx

Сырую нефть содержащую газ и пластовую воду подают с объектов промыслового сбора (скважин или групповых установок) 1 по трубопроводу 2. На групповой установке осуществляют замер дебита. По пути движения в сырую нефть могут подавать деэмульгатор через дозатор 3 деэмульгатора. Затем в поток сырой нефти подают балластную воду с установки 4 товарной подготовки нефти по трубопроводу 5. Сырую нефть тщательно перемешивают в смесителе 6 с балластной водой.
Нефте-газо-водную смесь после смесителя 6 под давлением 3-6 ата подают в сепаратор 7 гидроциклонного (или другого) типа где происходит отделение основного колличества газа. Из этого сепаратора смесь подают в совмещенный сепаратор 8. Интенсивное выделение газа из сырой нефти в сепараторе 7 приводит к более тщательному перемешиванию сырой нефти с балластной водой и к началу разрушения водо-нефтяной эмульсии. Выделившийся газ по коллектору 9 с эжектором 10 подают под собственным давлением на прием газокомпрессорной станции или непосредственно на газобензиновый завод или другим потребителям.
Нефте-газо-водную смесь в сепараторе 8 через распределительное устройство 11 подают под водяную подушку 12. Уровень водяной подушки поддерживают постоянным и равным 1 м. Зависимости от обводненности сырья и производительности уровень водяной подушки может быть изменен.
Действие на сырую нефть тепла и деэмульгатора содержащегося в балластной воде а также при необходимости специально подаваемого через дозатор 3 реагента при вертикальном движении через слой воды и столб жидкости приводят к разрушению эмульсии и предварительному обезвоживанию и обессоливанию сырой нефти. Дополнительное выделение газа приводит к дополнительному перемешиванию эмульсии и ее разрушению что еще более интенсифицирует процесс частичного обезвоживания и обессоливания.
Частично обезвоженную и обессоленную нефть подают в отсек 13 образованный перегородкой 14 из которого под давлением на установку 4 товарной подготовки нефти где давление поддерживается в пределах 2-4 ата и обработку ведут термохимическим (термическим или другим) способом.
Сточную воду отделившуюся в сепараторе 8 подают на блок очистки 15. Очищенную сточную воду с блока очистки подают в систему поддержания пластового давления. Отстоявшуюся нефть с блока очистки 15 возвращают на установку 4 товарной подготовки нефти.
Отсепарированный газ через брызгоулавливатель 16 под давлением поддерживаемым в сепараторе подают в сборный газовый коллектор 9.
На установке 4 нефть доводят до товарной кондиции и подают за счет разницы давления в буферную емкость 17 где поддерживают давление порядка 1 ата. Выделившийся газ при товарной подготовке нефти также подают за счет разницы давления в буферную емкость 17 по коллектору 18 через регулятор давления 19 а выделившуюся при этом балластную воду с установки 4 вновь подают насосом в поток сырой нефти.
В буферной емкости 17 за счет зеркала газосепарации при давление порядка 1 ата происходит окончательное выделение газа который эжектором 10 подают в общий газовый коллектор. Товарная нефть через замерное устройство 20 непрерывно откачивается потребителю.
Необходимым условием стабильности режима и высокой производительности является непрерывность потока сырья.
Сепарационная установка и установка товарной подготовки нефти выполнены блочными что обеспечивает увеличение производительности по мере увеличения добычи и роста обводненности сырой нефти. При этом типо-размеры установок выбираются в зависимости от производительности промысла.

описание к патентам.docx

Устройство состоит из корпуса 1 с патрубками для ввода нефти 2 вывода обезвоженной нефти 3 отвода газа 4 сброса воды 5 и подвода пресной воды 6. К патрубку 2 через изолятор 7 подсоединен полый электрод 8 с перфорацией 9 служащей для разбрызгивания нефти. К электроду 8 через проходной изолятор 10 подводится высокое напряжение от источника постоянного тока. Ниже полого электрода 8 расположен пористый электрод 11 который прикреплен к корпусу 1 и вертикальной перегородке 12. Перегородка 12 и электрод 11 образуют камеру электрообработки причем электрод 11 отделяет последнюю от остального объема отстойной емкости. Над пористым электродом 11 размещена система перфорированных труб 13 соединенная с патрубком 6 подвода пресной воды.
Устройство работает следующим обазом
Водонефтянная эмульсия вводится через патрубок 2 в полый электрод 8 и разбрызгивается через перфорацию 9 на пористый электрод 11. За счет избыточного давления создаваемого при подаче эмульсии в камеру электрообработке эмульсия перетекает в отстойную часть корпуса 1. Оптимальный перепад давления поддерживают отводом газа через патрубок 4. В процессе разбрызгивания эмульсии через полый электрод 8 кпли нефти и содержащиеся в ней глоблы воды приобретают индуцированный электрический заряд. Поэтому при прохождении эмульсии через пористый электрод 11 происходит осаждение заряженных глобул воды на пористой поверхности электрода 11. После этого разрушенная эмульсия попадает в отстойную часть корпуса 1 где происходит окончательное разделение эмульсии на безводную нефть и воду. Обезвоженная нефть отводится через патрубок 3 а вода накапливающаяся на дне корпуса 1 через патрубок 5 сбрасывается в дренаж.
Для улучшения качества обессоливания нефти через патрубок 6 подают пресную воду в систему перфорированных труб 13 расположенных в камере электообработки над пористым электродом 11. Благодаря орошению электрода 11 на его пористой поверхности обазуются пленки прсной воды роисходит интенсивный масообмен пресной и соленой пластовй воды чем достигается снижение концентрации солей в эмульсионной воде. Целесообразно осуществлять орошение электрода 11 через разбрызгивателиблагодаря чему массобмен начинается еще в газовой фазе в камере электрообработки.
Таким образом в предлагаемом устройстве за счет индукционной зарядки эмульсии при разбрызгивании через полый элкектрод и электрического осаждения воды при протекании эмульсии отстойную емкость через пористый электрод достигается высокая эффективность процесса обезвоживания и обессоливания нефти.
Электрогидратор имеет емкость 1 внутри которой расположены электроды 2 вертикальная перегородка 3 и перевернутый горизонтальный лоток 4 снабженный распределителем 5 эмульсии. Перегородка 3 делит емкость на камеру электрообработки 6 и газоотделения 7. Часть перевернутого лотка 4 расположенная в камере 7 газоотделения выполнена с отверстиями 8 и снабжена днищем 9.Емкость имеет патрубок 10 выхода газа снабженный каплеуловителем 11 патрубок 12 выхода нефти и патрубок 13 выхода воды.
Электрогидратор работает следующим образом.
Эмульсия содержащая газ поступает по распределителю 5 под перевернутый лоток 4. Выделившийся газ скапливается под лотком 4 создавая избыточной давление и вытесняя эмульсию из-под лотка. При снижении уровня эмульсии под лотком до отверстий 8 газ выходит через них в камеру газоудаления которая отделена от камеры электрообработки 6 вертикальной перегородкой 3.Газ выходит через слои воды и нефти и отводится через патрубок 10 имеющий каплеуловитель 11.Эмульсия из-под лотка поступает в слой воды в емкости и затем проходит электроды 2. Чтобы не обработанная эмульсия не поступала из-под лотка в камеру газоудаления часть лотка расположенная в этой камере снабжена днищем.Нефть всплывает в емкости перетекает через верх перегородки 3 в камеру 7 газоудаления и выводится через патрубок 12.Вода скапливается в нижней части емкости и выводится через патрубок 13.
Электрогидратор предлагаемый конструкции исключает попадание газовой фазы в дальнейшей нефтеобработки что позволяет повысить производительность аппарата и обеспечить его взрывобезопасность.
С целью повышения эффективности работы электрогидратора возможности обработки высокообводненных нефтей уменьшения потребляемой мощности возможности изменения режима обработки в процессе дегидратации уменьшения вероятности поверхностных пробоев в предлагаемом электрогидраторе заземленные электроды выполнены в виде ряда концентрически расположенных полуцилиндров а высоковольтные электроды – в виде коаксиальных цилиндров разрезанных на кольца образующие вместе с заземленными электродами отдельные секции. Обрабатываемая нефть проходит через отдельные секции последовательно. Каждую секцию можно питать от независимого источника напряжения.
Для уменьшения вероятности поверхностных пробоев высоковольтные изоляторы выполнены в виде диэлектрических экранов имеющих изогнутый профиль со скошенными концами для крепления высоковольтных электродов.
На рисунке изображен предлагаемый электрогидратор продольный и поперечный разрезы.
Электрогидратор нефти содержит ряд коаксиальных цилиндров помещенных в корпус 1 и разрезанных на кольца 2 образующие систему высоковольтных электродов. Корпус дегидратора центральный целиндр 3 и сплошные полуцелиндры 4 заземлены. Ряд коаксиальных колец 2 и заземленные электроды образуют отдельные секции дегидратора. Электроды крепятся на диэлектрических экранах 5. Все высоковольтные электроды относящиеся к одной секции подключены к одному источнику высокого напряжения 6 погруженному в масло и следовательно находятся под одинаковым потенциалом.Для повышения взрывобезопасности часть целиндров находящихся вне нефти покрыта диэлектриком 7 а объем дегидратора свободный от нефти заполнен углекислым или инертным газом.Диэлектрические экраны 5 прилегают и к заземленному и к высоковольтному электродам. Экраны обработаны на скос их толщина вблизи слоя нефти близка к нулю. Так как фторопласт не смачивается эмульсией можно считать что поверхностный пробой полностью исключен.Нефть поступает в дегидратор по штуцеру 8 и заполняет несколько меньше половины объема внешнего целиндра корпуса 1. По центральному целиндру 3 нефть не протекает так как из-за отсутствия электрического поля процесс дегидратации там не проходит. Очищенная нефть выходит по штуцеру 9.
При питании от независимых источников наличие ряда секций обеспечивает отключение лишь малой доли рабочего объема дегидратора при образовании цепочек глобул. Действительно при 20 секциях отключение одной из них меняет объем всего лишь на 5%. Время нахождения эмульсии в поле выбрано примерно на 10% большим чем требуется для нормальной дегидратации поэтому изменение рабочего объема на 5-10% не уменьшает эффективности работы системы.
Разрушение цепочек глобул в предлагаемом дегидраторе осуществляется за счет снятия напряжения и не требуется затраты мощности.
Предлагаемый электрогидратор позволяет производить дегидратацию высокообводненных нефтей более эффективно использовать объем установки изменять режим в процессе обработки нефти осуществлять выбор оптимального режима в соответствии с физико-химическими свойствами нефти.
Для повышения скорости и степени обезвоживания и обессоливания нефти предлагается поверхность границы раздела фаз нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии и воды подвергать переодическому возмущению например путем периодической подачи поступающей на отстой нефти под слой нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии в отстойнике.При этом происходит «встряхивание» промежуточного слоя и процесс коалесценции глобул с друг другом принимает лавинообразный характер. Для такого возмущения поверхности границы раздела фаз могут быть использованы любые пригодные для этой цели устройства например устройство для создания слабого гидравлического удара.
Частота и интенсивность импульсов возмущения границы раздела фаз устанавливается в зависимости от физико-химических свойств нефтяной эмульсии и режима работы отстойной аппаратуры.
Нефть по сырьевой трубе 1 через открытый клапан 2 переодически перепускается по коллектору 3 через сопла 4 под уровень раздела фаз нефть – вода. Ударное действие струй обеспечивает возмущение промежуточного слоя представляющего собой концентрированную эмульсию из плотно упакованных глобул пластовой воды и реагентоносителя и интенсивное разрушение глобул воды в этой зоне.
Проверка описываемого способа в лабораторных условиях показала что время отстоя нефти по сравнению с известным способом уменьшается на 20-25% или при одинаковом времени отстоя остаточное содержание воды в нефти уменьшается на 20%.
Способ обезвоживания и обессоливания нефти путем ее отстоя в присутствии деэмульгаторов отличающийся тем что с целью повышения скорости и степени обезвоживания и обессоливания поверхность границы раздела фаз нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии и воды подвергают переодическому возмущению.
Деэмульсатор состоит из емкости 1 штуцеров ввода смеси 2 и вывода разделившихся фаз: воды3 нефти 4 и газа 5.
В зоне завершения выделения свободной воды смонтирован трубный с соплами распределитель 6 для подачи рабочего агента (нагретой продукции) 7.
Рабочий реагент 7 (нефть эмульсия вода) взятый непосредственно из процесса и нагретый с помощью теплообменника или печи подается насосом внутрь емкости 1 деэмульсатора с помощью распределительного устройства 6 представляющий из себя перфорированную трубу с соплами.
При этом нагретый рабочий реагент подается широким профилем по сечению аппарата в виде затопленных струй создающих гидродинамическую структурированную (решетку) систему пронизывающую объем обрабатываемой эмульсии.
В свою очередь обработанная деэмульгатором эмульсия собираемая с нефтяных скважин поступает внутрь деэмульсатора и занимая соответствующий объем емкости просачивается сквозь гидродинамическую решетку обтекая и контактируя с ней.
Перемещение эмульсии в которую вытекает струя под определенным углом к оси струи приводит увеличению интенсивности турбулентного обмена количеством движения между двумя потоками. В результате образуются вихревые зоны. Макрочастицы вихревой зоны дискретно обновляются за счет массообмена турбулентного ядра струи с потоком эмульсии при этом за счет контакта и перемещения происходит переход тепла от струй к потоку эмульсии проходящему через гидродинамическую решетку. Также происходит смешение и слияние однородных по физико-химическим свойствам капель.
За счет одновременности совокупности перечисленных воздействий (термическое химическое гидродинамика затопленных струй) прочность защитного слоя глобул снижается и процесс разрушения эмульсий ускоряется.
Температура нагрева подаваемого рабочего реагента выбор состава самого агента (нефть нефтяная эмульсия вода их смесь с деэмульгатором) фронтальная иили объемная плотность затопления струй их форма (плоская или круглая) а также количество источников подачи рабочего агента на аппарат зависят от физико-химических свойств обрабатываемой нефтяной эмульсии термобарических условий промысла и конкретно решаемых задач и определяются инженерным расчетом.
Дальнобойность струи определяется также инженерным расчетом в зависимости от оптимально поддерживаемой толщины слоя эмульсии в аппаратах.
Простота осуществления способа при использовании для инженера-нефтяника методов подготовки нефти ( например теплохимического воздействия) не исключает его технологичности и гибкости к различным условиям промысла.
Так предусмотрев организацию подвижности узла подачи рабочего агента например с помощью осей с возможностью регулирования углов наклона распределительного устройства с наружи аппарата можно обеспечить обработку нефтяных эмульсий различных свойств и составов.

патент 1.frw

патент 6.frw

патент 5.frw

патент 2.frw

Патент 4.frw

Схема.bak.frw

патент 3.frw

Чертеж схемыcdw А1.cdw

Объект промыслового сбора
Дозатор деэмульгатора
Установка товарной подготовки нефти
Распределительное устройство
Схема подготовки нефти

6 03.00.05 Кольцо.cdw

5 03.10.00 СБ Салазки.cdw

Салазки изготовленны из уголков толщиной 10 мм
Сварные соединения по ГОСТ 5264-80-С18
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.10.00
Сталь 40Х13 ГОСТ 5632-72

7 03.00.07 Перегородка.cdw

4 03.07.00 СБ патрубка.cdw

0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.07.00
Патрубок сброса воды
Сталь 40Х13 ГОСТ 5632-72

1 03.01.00 СБ Корпус.cdw

8 03.00.09 Прокладка.cdw

3 03.06.00 СБ патрубка.cdw

0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.06.00
Патрубок отвода газа
Сталь 40Х13 ГОСТ 5632-72

2 03.02.00 СБ Корпус крышки.cdw

Пояснительная записка исправ.docx

Описание гидравлической схемы
Расчет деэмульсатора
Список используемой литературы
ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ИХ ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА
Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации)необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства. В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям т.е. эмульсии образуются там где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти которая в свою очередь определяется характером месторождения периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.
При фонтанном способе который характерен для начального периода
эксплуатации залежи нефти происходит интенсивный отбор жидкости изскважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубахскважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижениидавления ниже давления насыщения что приводит к образованию эмульсий ужена ранней стадии движения смеси нефти с водой.
При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в
клапанных коробках самих клапанах в цилиндре насоса в подъемных трубахпри возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании электропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса в подъемных трубах.
В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух закачиваемый иногда вместо газа в скважину который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий отличающихся высокой стойкостью.
В эмульсиях принято различать две фазы — внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу — жидкость в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости называют дисперсионной внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу — жидкость находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде принято называть дисперсной разобщенной или внутренней фазой.
Различают два типа эмульсий - «нефть в воде» (нв) и «вода в нефти» (вн). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз дисперсионной средой стремится стать та жидкость объем которой больше. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии тина «вода в нефти».
На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз
оказывает влияние присутствие эмульгаторов. Эмульгаторы — это вещества которые способствуют образованию эмульсин. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы растворимые в воде способствуют созданию эмульсии «нефть в воде». К таким гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла желатин крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий «вода в нефти». К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот смолы мелкодисперсные частицы сажи глины и других веществ которые легче смачиваются нефтью чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью дисперсностью плотностью электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти температуры соотношения нефти и воды.
Нефтяные эмульсии являясь дисперсными системами при определенных условиях обладают аномальными свойствами т.е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.
Дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d обратной величиной диаметра капель D == 1d обычно называемой дисперсностью или удельной межфазной поверхностью которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему.
В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды а также
условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми
разнообразными и колебаться в пределах от 01 мкм до нескольких десятых миллиметра. Дисперсные системы состоящие из капель одного диаметра называются монодисперсными а системы состоящие из капель разных размеров — полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам так как содержат частицы разных размеров.
Критические размеры капель которые могут существовать в потоке при
данном термодинамическом режиме определяются скоростью совместного движения воды и нефти величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом пульсации потока.
В турбулентном потоке возникают зоны обусловленные неравномерностью пульсации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости в которых возможно существование капель различного диаметра. Мелкие капли перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны более низких градиентов скорости и меньших масштабов пульсации испытывают тенденцию к укрупнению а попадая в зоны высоких градиентов и больших масштабов пульсаций - испытывают тенденцию к дроблению. Наличие дополнительных факторов (нагрев введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии транспортируемой по трубопроводам.
Устойчивость эмульсий в большей степени зависит от состава компонентов входящих в защитную оболочку которая образуется на
поверхности капли.На поверхности капли также адсорбируются покрывая ее бронирующим слоем стабилизирующие вещества называемые эмульгаторами В дальнейшем этот сдой препятствует слиянию капель т.е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии.
Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа — жесткая вода содержит хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа — щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи способствующей снижению прочности бронирующих слоев и как следствие разделению нефтяной эмульсии на составные компоненты.
ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ОТДЕЛЕНИЯ ВОДЫ ОТ НЕФТИ
Капли сближаясь постепенно вылавливают защитный слой. Если силы достаточно для полного разрушения бронирующих оболочек капли сливаются.
Применяют ряд технологических приемов обезвоживания нефти. Выбор способа обезвоживания нефти и эффективность работы сооружений для этого предназначенных в значительной степени зависит от количества воды а также от состояния в котором она находится.
Вода содержащаяся в сырой нефти в некоторых случаях оказывается в
свободном т.е. недиспергированном состоянии. Такая вода выделяется нефти путем осаждения.
Чаще вода в сырой нефти находится в диспергированном состоянии в виде эмульсии воды в нефти. Имеются две разновидности таких эмульсий:механические нестабилизированные и и стабилизированные поверхностно- активными веществами. Это различие эмульсий являются весьма существенным при обезвоживании нефти. Вода из нестабилизированных эмульсий сравнительно легко отделяется путем обычного отстаивания а также путем отстаивания с умеренным обогревом. Для отделения воды из стойких мелкодисперсных стабилизированных эмульсий требуются
более сложные приемы такие как интенсивное нагревание химическая обработка электрическая обработка а также комбинирование этих приемов.
При проектировании сооружений для обезвоживания нефти при кокретных производственных условиях необходимо проводить исследование нефтей подвергаемых обезвоживанию. При таких исследованиях выявляется содержание воды в нефти вид и число примесей в воде а также состояние в котором вода находится в нефти.
Процессы обезвоживания и обессоливания совершенно аналогичны так как вода извлекается из нефтей вместе с растворенными в ней минеральными солями. При необходимости для более полного обессоливания можно подавать дополнительно в нефть пресную воду которая растворяет минеральные соли.
К механическим способам обезвоживания относятся: отстаивание
центрифугирование и фильтрация.
Отстаивание применяется для обработки нестойких эмульсий. При этом взвешенные частицы расслаиваются вследствие разности плотностейкомпонентов.
основными факторами влияющими на эффективность разделения эмульсий являются: плотность жидкостей составляющих эмульсию (различие плотностей фаз эмульсий является основной причиной вызывающей их гравитационное разделение); вязкость жидкостей составляющих эмульсию особенно вязкость сплошной фазы т.е. дисперсионной среды (этот фактор оказывает значительное влияние на эффективность обезвоживания нефти); диаметр частиц дисперсной фазы (данный фактор имеет большое значение так как скорость падения капли дисперсной фазы возрастает пропорционально квадрату ее диаметра); площадь поверхности отстаивания.
Выявление указанных факторов и характера их влияния позволяют наметить технические приемы повышения эффективности разделения эмульсий. Принципиальными основами этих приемов являются: повышение температуры обрабатываемых эмульсий которое снижает вязкость жидкостей составляющих эмульсию и уменьшает поверхностное натяжение на границе раздела фаз (на этом принципе основаны термические методы обезвоживания нефти); увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной жидкости за счет различных приемов деэмульсации в частности деэмульсация при помощи химических реагентов и электрического поля (на этом принципе основаны химические и электрические методы обезвоживания нефти); увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы путем замещения естественной силы тяжести более мощной центробежной силой. При этом способе на воду и механические примеси действует центробежная сила. Плотность воды и механических примесей выше плотности нефти и частицы под действие центробежной силы прижимаются к стенке и стекают вниз. Но метод центрифугирования низкопроизводите
лен сложен дорог и широкого применения на промыслах не нашел;
увеличение полезной площади отстаивания без увеличения общей площади отстойника. На этом основано применение параллельных плстин в горизонтальных отстойниках и разделительных дисков в сепараторах.
Эффективность разделения эмульсий снижается при наличии в них
взвешенных частиц плотность которых мало отличается от плотности
дисперсной среды (сплошной фазы). Не поддаются очистке механическими методами стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Значительная часть эмульсий воды в нефти относится к этой категории.
Отрицательное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприятные гидравлические условия отстаивания такие как турбулентность конвекция потоков перемешивание и др. Значительное новышение эффективности разделения нефтяных эмульсий достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическими химическими и электрическими методами обработки нефти в процессе ее обезвоживания.
Механическое обезвоживание нефти
Основная разновидность механических приемов обезвоживания нефти - гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания периодический и непрерывный которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия.
В качестве отстойников периодического действия обычно применяют
цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания) аналогичные резервуарам которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть подвергаемая обезвоживанию вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть в вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти в свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии.
Различают горизонтальные и вертикальные отстойники непрерывного
действия. Горизонтальные отстойники подразделяются на продольные и радиальные. Продольные горизонтальные отстойники в зависимости от формы поперечного сечения могут быть прямоугольные и круглые.
В гравитационных отстойниках непрерывного действия отстаивание
осуществляется при непрерывном потоке обрабатываемой жидкости через отстойник.
Термическое обезвоживание нефти
Одним из основных современных приемов обезвоживания нефти является термическая или тепловая обработка которая заключается в том что нефть подвергаемую обезвоживанию перед отстаиванием нагревают. Нагрев вызывает разрушение эмульсии воды в нефти и способствует коалесценции мелких капель воды в более крупные. В водонефтяной эмульсии на поверхности частиц воды образуются бронирующие слои состоящие из асфальто-смолистых веществ и парафинов. При обычной температуре эти слои создают прочную структурную оболочку которая препятствует слиянию капель. При повышении температуры вязкость веществ составляющих защитные оболочки значительно уменьшается. Это приводит к снижению прочности таких оболочек что облегчает слияние глобул воды. Кроме того в результате нагревания понижается вязкость нефти что способствует ускорению выделения воды из нефти путем отстаивания. В сочетании только с отстаиванием такая обработка применяется редко. В современных условиях тепловая обработка обычно используется как составной элемент более сложных комплексных методов обезвоживания нефти например в составе термохимического обезвоживания (в сочетании с химическими реагентами и отстаиванием) в комплексе с электрической обработкой и т.д.
Нагревание нефти подвергаемой обезвоживанию осуществляется в
специальных нагревательных установках. Разработано большое число
разновидностей таких установок. Нагреватели устанавливают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения (сепарации) из нефти газов но ранее ввода нефти в отстойник.
Химическое обезвоживание нефти
В современной нефтяной промышленности наиболее широко применяются химические методы обезвоживания нефти. Основным элементом таких методов является разрушение эмульсий воды в нефти при помощи химических реагентов. Разработано довольно много таких реагентов. Кроме того организовано их промышленное производство. Эффективность химического обезвоживания нефти в значительной степени зависит от вида применяемого реагента. Выбор эффективного реагента в свою очередь зависит от вида водонефтяной эмульсии подвергаемой разрушению и других особенностей нефти подвергаемой обезвоживанию. Выбор реагентов-деэмульгаторов в каждом конкретном случае производится на основе специальных лабораторных и промысловых исследований.
Необходимым элементом химического обезвоживания как и в прочих комбинированных методах обезвоживания нефти является гравитационное отстаивание обрабатываемой водонефтяной эмульсии. В некото-
рых системах обезвоживания в сочетании с использованием реагентов- деэмульгаторов применяется также и нагревание нефти подвергаемой обезвоживанию. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том что реагент вводится в эмульсию подвергаемую разрушению и перемешивается с ней после чего создаются условия для выделения воды из нефти путем отстаивания. Можно применять как периодическое так и непрерывное разрушение эмульсий но в настоящее время предпочтение отдается непрерывным процессам. Применяют три варианта реализации химического обезвоживания нефти: обезвоживание основанное на дэмульсации которая осуществляется в нефтяной скважине («внутрискважинная деэмульсация»); обезвоживание основанное на деэмульсации которая осуществляется в нефтесборном трубопроводе («путевая деэмульсация»); деэмульсация и обезвоживание нефти непосредственно в отстойных резервуарах когда реагент вводится в резервуар после его заполнения эмульсией подвергаемой обработке.
Первые два метода имеют некоторые преимущества и являются более
Для деэмульсации нестойких эмульсий применяется метод фильтрации основанный на явлении селективной смачиваемости веществ различными жидкостями. Материалом фильтрующего слоя может служить обезвоженный песок гравий битое стекло стекловата древесная стружка из осины клена тополя и других несмолистых пород древесины а также металлическая стружка. Особенно часто применяется стекловата которая хорошо смачивается водой и не смачивается нефтью. Фильтры из стекловаты устойчивы и долговечны. Обезвоживание нефти фильтрацией применяется очень редко вследствие малой производительности громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Вышеперечисленные способы деэмульсации эффективны в сочетании с процессами предварительного снижения прочности.
Теплохимическое деэмульгирование
Теплохимические методы снижают прочность бронирующих оболочек или полностью их разрушают что ускоряет и удешевляет процессы разделения нефтяной эмульсии. В настоящее время более 80% всей обводненной нефти проходит обработку на теплохимических установках. Такое широкое применение этот метод получил благодаря возможности обрабатывать нефти с различным содержанием воды без изменения оборудования и аппаратуры установки возможности менять деэмульсатор в зависимости от свойств эмульсии без замены оборудования. Однако теплохимический метод имеет ряд недостатков например большие затраты на деэмульсаторы и повышенный расход тепла.
На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температурах
—100° С. При более высоких температурах процессы обессоливания
и обезвоживания проводятся под повышенным давлением (поскольку необходимо сохранить однофазное состояние эмульсии) для чего надо увеличивать толщину стенок оборудования что в свою очередь приводит к уведичению металлоемкости установок.
На снижение защитного действия поверхностных слоев на глобулах воды существенно влияет присутствие деэмульсаторов. По воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульсаторы делятся на электролиты неэлектролиты и коллоиды. Деэмульсаторами-электролитами могут быть некоторые органические и минеральные кислоты (серная соляная и уксусная) щелочи и соли (поваренная соль хлорное железо нафтенат алюминия и др.) Электролиты могут образовывать нерастворимые осадки с солями эмульсии снижать стабильность бронирующей оболочки или способствовать разрушению эмульсаторов бронирующей пленки. Электролиты как деэмульсаторы применяют крайне ограниченно вследствие их высокой стоимости или особой коррозионной активности к металлу оборудования. К неэлектролитам относятся органические вещества способные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать вязкость нефти что ускоряет осаждение капель воды. Такими деэмульсаторами могут быть бензин ацетон спирт бензол четыреххлористый углерод фенол и др. Неэлектролиты в промышленности не применяются из-за высокой их стоимости.
Деэмульсаторы-коллоиды — это поверхностно-активные вещества которые в эмульсии разрушают или ослабляют защитную оболочку и могут преобразовать исходную эмульсию (вн) в эмульсию противоположного типа (нв) т. е. способствовать инверсии эмульсии.
Наиболее эффективны деэмульсаторы полученные присоединением окиси этилена к органическим веществам; они наиболее широко применяются на практике. Деэмульсирующую способность этой группы ПАВ можно регулировать изменяя число молекул окиси этилена вступивших в реакцию. Растворимость деэмульсатора в воде увеличивается с удлинением окись-этиленовой цепи. При необходимости можно придать этим веществам гидрофобные свойства путем присоединения окиси пропилена т.е. имеется возможность создавать деэмульсаторы с любыми необходимыми свойствами.
Деэмульсаторы должны хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в воде или нефти) т.е. быть гидрофильными или гидрофобными иметь поверхностную активность достаточную для разрушения бронирующих слоев оболочек глобул быть инертными но отношению к металлам не ухудшать качества нефти быть дешевыми и по возможности универсальными по отношению к эмульсиям различных нефтей и вод.
Чем раньше деэмульсатор вводится в смесь воды и нефти тем легче
происходит дальнейшее разделение эмульсии. Однако для деэмульсации еще недостаточно одного введения деэмульсатора необходимо обеспечить полный контакт его с обрабатываемой эмульсией что достигается ин
тенсивной турбулизацией и подогревом эмульсий.
Электрическое обезвоживание и обессоливание нефти особенно широко распространено в заводской практике реже применяется на нефтепромыслах. Возможность применения электрического способа в сочетании с другими способами можно отнести к одному из основных его преимуществ.
Установлено что деэмульсация нефти в электрическом поле переменной частоты и силы тока в несколько раз эффективней чем деэмульсация при использовании постоянного тока.
На эффективность электродеэмульсации значительно влияют вязкость и плотность эмульсии дисперсность содержание воды электропроводность а также прочность адсорбированных оболочек. Однако основным фактором является напряженность электрического поля. В настоящее время электродеэмульсаторы в основной работают на токе промышленной частоты (50 Гц) реже — на постоянном токе. Напряжение на электродах деэмульсаторов колеблется от 10 000 до 45 000 В.
По форме электродегидраторы бывают сферическими и цилиндрическими причем последние можно устанавливать горизонтально и вертикально.
Сырую нефть содержащую газ и пластовую воду подают с объектов промыслового сбора (скважин или групповых установок) 1 по трубопроводу 2. На групповой установке осуществляют замер дебита. По пути движения в сырую нефть могут подавать деэмульгатор через дозатор 3 деэмульгатора. Затем в поток сырой нефти подают балластную воду с установки 4 товарной подготовки нефти по трубопроводу 5. Сырую нефть тщательно перемешивают в смесителе 6 с балластной водой.
Нефте-газо-водную смесь после смесителя 6 под давлением 3-6 ата подают в сепаратор 7 гидроциклонного (или другого) типа где происходит отделение основного колличества газа. Из этого сепаратора смесь подают в совмещенный сепаратор 8. Интенсивное выделение газа из сырой нефти в сепараторе 7 приводит к более тщательному перемешиванию сырой нефти с балластной водой и к началу разрушения водо-нефтяной эмульсии. Выделившийся газ по коллектору 9 с эжектором 10 подают под собственным давлением на прием газокомпрессорной станции или непосредственно на газобензиновый завод или другим потребителям.
Нефте-газо-водную смесь в сепараторе 8 через распределительное устройство 11 подают под водяную подушку 12. Уровень водяной подушки поддерживают постоянным и равным 1 м. Зависимости от обводненности сырья и производительности уровень водяной подушки может быть изменен.
Действие на сырую нефть тепла и деэмульгатора содержащегося в балластной воде а также при необходимости специально подаваемого через дозатор 3 реагента при вертикальном движении через слой воды и столб жидкости приводят к разрушению эмульсии и предварительному обезвоживанию и обессоливанию сырой нефти. Дополнительное выделение газа приводит к дополнительному перемешиванию эмульсии и ее разрушению что еще более интенсифицирует процесс частичного обезвоживания и обессоливания.
Частично обезвоженную и обессоленную нефть подают в отсек 13 образованный перегородкой 14 из которого под давлением на установку 4 товарной подготовки нефти где давление поддерживается в пределах 2-4 ата и обработку ведут термохимическим (термическим или другим) способом.
Сточную воду отделившуюся в сепараторе 8 подают на блок очистки 15. Очищенную сточную воду с блока очистки подают в систему поддержания пластового давления. Отстоявшуюся нефть с блока очистки 15 возвращают на установку 4 товарной подготовки нефти.
Отсепарированный газ через брызгоулавливатель 16 под давлением поддерживаемым в сепараторе подают в сборный газовый коллектор 9.
На установке 4 нефть доводят до товарной кондиции и подают за счет разницы давления в буферную емкость 17 где поддерживают давление порядка 1 ата. Выделившийся газ при товарной подготовке нефти также подают за счет разницы давления в буферную емкость 17 по коллектору 18 через регулятор давления 19 а выделившуюся при этом балластную воду с установки 4 вновь подают насосом в поток сырой нефти.
В буферной емкости 17 за счет зеркала газосепарации при давление порядка 1 ата происходит окончательное выделение газа который эжектором 10 подают в общий газовый коллектор. Товарная нефть через замерное устройство 20 непрерывно откачивается потребителю.
Необходимым условием стабильности режима и высокой производительности является непрерывность потока сырья.
Сепарационная установка и установка товарной подготовки нефти выполнены блочными что обеспечивает увеличение производительности по мере увеличения добычи и роста обводненности сырой нефти. При этом типо-размеры установок выбираются в зависимости от производительности промысла.
Устройство состоит из корпуса 1 с патрубками для ввода нефти 2 вывода обезвоженной нефти 3 отвода газа 4 сброса воды 5 и подвода пресной воды 6. К патрубку 2 через изолятор 7 подсоединен полый электрод 8 с перфорацией 9 служащей для разбрызгивания нефти. К электроду 8 через проходной изолятор 10 подводится высокое напряжение от источника постоянного тока. Ниже полого электрода 8 расположен пористый электрод 11 который прикреплен к корпусу 1 и вертикальной перегородке 12. Перегородка 12 и электрод 11 образуют камеру электрообработки причем электрод 11 отделяет последнюю от остального объема отстойной емкости. Над пористым электродом 11 размещена система перфорированных труб 13 соединенная с патрубком 6 подвода пресной воды.
Устройство работает следующим обазом
Водонефтянная эмульсия вводится через патрубок 2 в полый электрод 8 и разбрызгивается через перфорацию 9 на пористый электрод 11. За счет избыточного давления создаваемого при подаче эмульсии в камеру электрообработке эмульсия перетекает в отстойную часть корпуса 1. Оптимальный перепад давления поддерживают отводом газа через патрубок 4. В процессе разбрызгивания эмульсии через полый электрод 8 кпли нефти и содержащиеся в ней глоблы воды приобретают индуцированный электрический заряд. Поэтому при прохождении эмульсии через пористый электрод 11 происходит осаждение заряженных глобул воды на пористой поверхности электрода 11. После этого разрушенная эмульсия попадает в отстойную часть корпуса 1 где происходит окончательное разделение эмульсии на безводную нефть и воду. Обезвоженная нефть отводится через патрубок 3 а вода накапливающаяся на дне корпуса 1 через патрубок 5 сбрасывается в дренаж.
Для улучшения качества обессоливания нефти через патрубок 6 подают пресную воду в систему перфорированных труб 13 расположенных в камере электообработки над пористым электродом 11. Благодаря орошению электрода 11 на его пористой поверхности обазуются пленки прсной воды роисходит интенсивный масообмен пресной и соленой пластовй воды чем достигается снижение концентрации солей в эмульсионной воде. Целесообразно осуществлять орошение электрода 11 через разбрызгивателиблагодаря чему массобмен начинается еще в газовой фазе в камере электрообработки.
Таким образом в предлагаемом устройстве за счет индукционной зарядки эмульсии при разбрызгивании через полый элкектрод и электрического осаждения воды при протекании эмульсии отстойную емкость через пористый электрод достигается высокая эффективность процесса обезвоживания и обессоливания нефти.
Электрогидратор имеет емкость 1 внутри которой расположены электроды 2 вертикальная перегородка 3 и перевернутый горизонтальный лоток 4 снабженный распределителем 5 эмульсии. Перегородка 3 делит емкость на камеру электрообработки 6 и газоотделения 7. Часть перевернутого лотка 4 расположенная в камере 7 газоотделения выполнена с отверстиями 8 и снабжена днищем 9.Емкость имеет патрубок 10 выхода газа снабженный каплеуловителем 11 патрубок 12 выхода нефти и патрубок 13 выхода воды.
Описание работы электрогидратора.
Эмульсия содержащая газ поступает по распределителю 5 под перевернутый лоток 4. Выделившийся газ скапливается под лотком 4 создавая избыточной давление и вытесняя эмульсию из-под лотка. При снижении уровня эмульсии под лотком до отверстий 8 газ выходит через них в камеру газоудаления которая отделена от камеры электрообработки 6 вертикальной перегородкой 3.Газ выходит через слои воды и нефти и отводится через патрубок 10 имеющий каплеуловитель 11.Эмульсия из-под лотка поступает в слой воды в емкости и затем проходит электроды 2. Чтобы не обработанная эмульсия не поступала из-под лотка в камеру газоудаления часть лотка расположенная в этой камере снабжена днищем.Нефть всплывает в емкости перетекает через верх перегородки 3 в камеру 7 газоудаления и выводится через патрубок 12.Вода скапливается в нижней части емкости и выводится через патрубок 13.
Электрогидратор предлагаемый конструкции исключает попадание газовой фазы в дальнейшей нефтеобработки что позволяет повысить производительность аппарата и обеспечить его взрывобезопасность.
С целью повышения эффективности работы электрогидратора возможности обработки высокообводненных нефтей уменьшения потребляемой мощности возможности изменения режима обработки в процессе дегидратации уменьшения вероятности поверхностных пробоев в предлагаемом электрогидраторе заземленные электроды выполнены в виде ряда концентрически расположенных полуцилиндров а высоковольтные электроды – в виде коаксиальных цилиндров разрезанных на кольца образующие вместе с заземленными электродами отдельные секции. Обрабатываемая нефть проходит через отдельные секции последовательно. Каждую секцию можно питать от независимого источника напряжения.
Для уменьшения вероятности поверхностных пробоев высоковольтные изоляторы выполнены в виде диэлектрических экранов имеющих изогнутый профиль со скошенными концами для крепления высоковольтных электродов.
На рисунке изображен предлагаемый электрогидратор продольный и поперечный разрезы.
Электрогидратор нефти содержит ряд коаксиальных цилиндров помещенных в корпус 1 и разрезанных на кольца 2 образующие систему высоковольтных электродов. Корпус дегидратора центральный целиндр 3 и сплошные полуцелиндры 4 заземлены. Ряд коаксиальных колец 2 и заземленные электроды образуют отдельные секции дегидратора. Электроды крепятся на диэлектрических экранах 5. Все высоковольтные электроды относящиеся к одной секции подключены к одному источнику высокого напряжения 6 погруженному в масло и следовательно находятся под одинаковым потенциалом.Для повышения взрывобезопасности часть целиндров находящихся вне нефти покрыта диэлектриком 7 а объем дегидратора свободный от нефти заполнен углекислым или инертным газом.Диэлектрические экраны 5 прилегают и к заземленному и к высоковольтному электродам. Экраны обработаны на скос их толщина вблизи слоя нефти близка к нулю. Так как фторопласт не смачивается эмульсией можно считать что поверхностный пробой полностью исключен.Нефть поступает в дегидратор по штуцеру 8 и заполняет несколько меньше половины объема внешнего целиндра корпуса 1. По центральному целиндру 3 нефть не протекает так как из-за отсутствия электрического поля процесс дегидратации там не проходит. Очищенная нефть выходит по штуцеру 9.
При питании от независимых источников наличие ряда секций обеспечивает отключение лишь малой доли рабочего объема дегидратора при образовании цепочек глобул. Действительно при 20 секциях отключение одной из них меняет объем всего лишь на 5%. Время нахождения эмульсии в поле выбрано примерно на 10% большим чем требуется для нормальной дегидратации поэтому изменение рабочего объема на 5-10% не уменьшает эффективности работы системы.
Разрушение цепочек глобул в предлагаемом дегидраторе осуществляется за счет снятия напряжения и не требуется затраты мощности.
Предлагаемый электрогидратор позволяет производить дегидратацию высокообводненных нефтей более эффективно использовать объем установки изменять режим в процессе обработки нефти осуществлять выбор оптимального режима в соответствии с физико-химическими свойствами нефти.
Для повышения скорости и степени обезвоживания и обессоливания нефти предлагается поверхность границы раздела фаз нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии и воды подвергать переодическому возмущению например путем периодической подачи поступающей на отстой нефти под слой нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии в отстойнике.При этом происходит «встряхивание» промежуточного слоя и процесс коалесценции глобул с друг другом принимает лавинообразный характер. Для такого возмущения поверхности границы раздела фаз могут быть использованы любые пригодные для этой цели устройства например устройство для создания слабого гидравлического удара.
Частота и интенсивность импульсов возмущения границы раздела фаз устанавливается в зависимости от физико-химических свойств нефтяной эмульсии и режима работы отстойной аппаратуры.
Нефть по сырьевой трубе 1 через открытый клапан 2 переодически перепускается по коллектору 3 через сопла 4 под уровень раздела фаз нефть – вода. Ударное действие струй обеспечивает возмущение промежуточного слоя представляющего собой концентрированную эмульсию из плотно упакованных глобул пластовой воды и реагентоносителя и интенсивное разрушение глобул воды в этой зоне.
Проверка описываемого способа в лабораторных условиях показала
что время отстоя нефти по сравнению с известным способом уменьшается на 20-25% или при одинаковом времени отстоя остаточное содержание воды в нефти уменьшается на 20%.
Способ обезвоживания и обессоливания нефти путем ее отстоя в присутствии деэмульгаторов отличающийся тем что с целью повышения скорости и степени обезвоживания и обессоливания поверхность границы раздела фаз нерасслоившейся нефтеводянной эмульсии и воды подвергают переодическому возмущению.
Деэмульсатор состоит из емкости 1 штуцеров ввода смеси 2 и вывода разделившихся фаз: воды3 нефти 4 и газа 5.
В зоне завершения выделения свободной воды смонтирован трубный с соплами распределитель 6 для подачи рабочего агента (нагретой продукции) 7.
Рабочий реагент 7 (нефть эмульсия вода) взятый непосредственно из процесса и нагретый с помощью теплообменника или печи подается насосом внутрь емкости 1 деэмульсатора с помощью распределительного устройства 6 представляющий из себя перфорированную трубу с соплами.
При этом нагретый рабочий реагент подается широким профилем по сечению аппарата в виде затопленных струй создающих гидродинамическую структурированную (решетку) систему пронизывающую объем обрабатываемой эмульсии.
В свою очередь обработанная деэмульгатором эмульсия собираемая с нефтяных скважин поступает внутрь деэмульсатора и занимая соответствующий объем емкости просачивается сквозь гидродинамическую решетку обтекая и контактируя с ней.
Перемещение эмульсии в которую вытекает струя под определенным углом к оси струи приводит увеличению интенсивности турбулентного обмена количеством движения между двумя потоками. В результате образуются вихревые зоны. Макрочастицы вихревой зоны дискретно обновляются за счет массообмена турбулентного ядра струи с потоком эмульсии при этом за счет контакта и перемещения происходит переход тепла от струй к потоку эмульсии проходящему через гидродинамическую решетку. Также происходит смешение и слияние однородных по физико-химическим свойствам капель.
За счет одновременности совокупности перечисленных воздействий (термическое химическое гидродинамика затопленных струй) прочность защитного слоя глобул снижается и процесс разрушения эмульсий ускоряется.
Температура нагрева подаваемого рабочего реагента выбор состава самого агента (нефть нефтяная эмульсия вода их смесь с деэмульгатором) фронтальная иили объемная плотность затопления струй их форма (плоская или круглая) а также количество источников подачи рабочего агента на аппарат зависят от физико-химических свойств обрабатываемой нефтяной эмульсии термобарических условий промысла и конкретно решаемых задач и определяются инженерным расчетом.
Дальнобойность струи определяется также инженерным расчетом в зависимости от оптимально поддерживаемой толщины слоя эмульсии в аппаратах.
Простота осуществления способа при использовании для инженера-нефтяника методов подготовки нефти ( например теплохимического воздействия) не исключает его технологичности и гибкости к различным условиям промысла.
Так предусмотрев организацию подвижности узла подачи рабочего агента например с помощью осей с возможностью регулирования углов наклона распределительного устройства с наружи аппарата можно обеспечить обработку нефтяных эмульсий различных свойств и составов.
Расчет Деэмульсатора
Расчет скорости жидкости в патрубке ввода эмульсии:
U – скорость жидкости в трубе в ;
Q – производительность в ;
d – внутренний диометр трубы в м .
Коэффициент запаса прочности корпуса из Стали 25
n – коэффициент запаса прочности ;
– предел текучести напряжение в МПа ;
[] – допускаемое напряжение
Допускаемое напряжение стали 25:
dн – наружный диаметр корпуса;
dв – внутренний диаметр корпуса;
Р – внутреннее давление.
Сила действующая на фланец:
P – максимальное рабочее давление;
S – площадь на которую действует нагрузка
- внутренний диаметр кольца
Сила действующая на одну шпильку:
k – коэффициент запаса прочности.
Коэффициент запаса прочности сварного соединения:
[с] – допустимое напряжение среза в сварном шве;
с - напряжение среза в сварном шве
k – катет поперечного сечения шва;
Частота колебаний трубы ввода эмульсии
Е – модуль упругости;
m – масса единици длины трубы;
J – момент инерции для трубы
dнар – наружный диаметр трубы;
dвн – внутренний диаметр трубы
Частота колебания трубы при i = 1:
Частота колебания трубы при i = 2:
Частота колебания трубы при i = 3:
Список используемой литературы:
Баграмов Р. А. Буровые машины и комплексы. Учебник для вузов. М.: Недра 1988 – 501с
Ильский А. Л. Буровые машины и механизмы. Учебник для вузов. М.: Недра 1980 – 391с

Титульный лист !.doc

Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов
Деэмульсатор горизонтальный
Пояснительная записка
подпись дата инициалы фамилия
код группы подпись дата инициалы фамилия

Чертеж патенты А1.cdw

Рисунок 1. Авторское свидетельство №283470
Устройство для обезвоживания и обессоливания нефти
Патрубок ввода эмульсии
Патрубок вывода нефти
Патрубок отвода газа
Патрубок сброса опресненной воды
Патрубок подвода пресной воды
Вертикальная перегородка
Система перфорированных труб
Рисунок 2. Авторское свидетельство №529204
перевернутый горизонтальный лоток
Распределитель эмульсии
Камера электрообработки
Камера газоотделения
Патрубок выхода газа
Патрубок выхода нефти
Патрубок выхода опресненной воды
Сплошные полуцилиндры
Диэлектрические экраны
Источник высокого напряжения
Рисунок 3. Авторское свидетельство №219731
Рисунок 4. Авторское свидетельство № 253282
Способ обезвоживания и обессоливания нефти
Рисунок 5. Авторское свидетельство №2136346
Способ обработки нефтяной эмульсии
Распределитель с соплами
Рисунок 6. Авторское свидетельство №763450
Горизонтальные перегородки
Распределительное устройство
Патрубок сброса воды

СБ А1.cdw

Схема расположения болтов крепления
опор сепаратора к фундаменту (1:20)
Технические требования:
Все работы по осмотру
ремонту и очистке должны
производиться в нерабочем состоянии.
Запрещается работа деэмульсатора со снятыми
Необработанные поверхности красить краской
серого цвета ПФ-125 по ГОСТ 17304-71.
Переодичность очистки осуществлять один раз
Рама на разрезе условно не показана.
Технические характеристики:
Производительность 1500 м3сут
Рабочее давление 1 МПа
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.00

не забытьпоменять.spw

0300 ЗФ 130602.65 КП 36 03.00.00 СП
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.01.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.02.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.03.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.04.00
Патрубок ввода пресной воды
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.05.00
Патрубок вывода нефти
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.06.00
Патрубок отвода газа
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.07.00
Патрубок сброса воды
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.08.00
Перфорированная труба ввода эмульсии
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.09.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.10.00
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.11.00
Система перфорированных труб
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.01
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.02
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.03
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.04
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.05
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.06
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.07
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.08
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.09
0300 ЗФ 130602 65 КП 36 03.00.10
Болт 4 М6-6g x 28.109.30ХГСА ГОСТ 7795-70
Болт М22-6g x 55.135 ГОСТ 22353-77
Винт В.М 1-6g x 2.109.30ХГСА ГОСТ 17474-80
Гайка М4 x 1-7H.04 ГОСТ 2524-70
Гайка М6 x 1-7H.04 ГОСТ 2524-70
Гайка М12 x 20-7H.04 ГОСТ 2524-70
Гайка М60 x 20-7H.04 ГОСТ 2524-70
Шайба 4 ГОСТ 22355-77
Шайба 6 ГОСТ 22355-77
Шайба 12 ГОСТ 22355-77
Шайба 22 ГОСТ 22355-77
Шайба 60 ГОСТ 22355-77
-6g х 120.109.40Х.26
-6g х 120.109.40Х.26