22. Основные функции концевого делителя фаз (кдф). Определение длины и диаметра кдф.

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки перед узлами сепарации и выполняет следующие функции:

- гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды;

- осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

- повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов,

отстойников и т.д.);

- отбора и сброса выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения;

- сепараторов любой ступени.

Определение длины и диаметра КДФ.

При выборе d и длины КДФ следует руков-ся тем, что для разделения ГЖС на фазы структ-ра потока д.б. расслоенной; необ-мо чтобы капли воды были дост-но эфф-но коалесцировали и, как следствие, водонефт. эмульсия расслаивалась. Min диаметр КДФ, исходя из условия Fr см<Fr см кр:

Qж-сумма расходов нефти и воды. Для малых рабочих газовых факторов приним-ся, что жид-ть занимает все сечение трубы. Исходя из этого ф-ла для min-го диаметра трубы из условия необ-ти полного рассл-я водонефтяной эмульсии имеет вид:

Необх-е сечение КДФ для газовой фазы:

Qж-произ-ть по жид-ти, м3/сут

Г-газовый фактор, м3/м3

υ_д- допустимая скорость газа, м/с

Р и Р0- Р соот-но сепарации и атм., кгс/см2

Т и Т0- темпер-ра соот-но сепар-ии и станд-я, К

z и z0- коэфф-т сжимаемости газа в рабочих и станд-х усл-х

КL-коэфф-т длины

(L и D-длина и диаметр КДФ)

Кп-коэфф-т пульсации.

Это уточняется после расчета разделения жидкой фазы на нефть и воду:

Длина аппарата рассчит-ся из условия расслоения эмульсии на нефть и воду. Полная площадь поперного сечения КДФ опр-ся как сумма:

23 Стабилизация нефти методами горячей сепарации и ректификации.

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих УВ (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

1, 3, 10, 11, 12, 13 - насосы, 2, 4 - теплообменники, 8-ректификационная колонна, 6,14-подогреватели, 7-конденсаторы-холодильники, 8-сепараторы бензина, 9-сборник нестабильного бензина, 15-блок обезвоживания и обессоливания, I-сырая нефть, II-стабильная нефть, III-парогазовая смесь, IV-нестабильный бензин, V-газ

Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание направляется в теплообменную группу 4 при узле стабилизации, в которой за счет тепла отходящего потока стабильной нефти подогревается до 150-200⁰С, а затем поступает в зону питания ректификационной колонны 5. В эвапорационном пространстве зоны питания колонны подогретая подогретая нефть разделяется на жидкую и паровую фазы. Паровая фаза, ректифицируясь в верхней части колонны до определенной четкости, отводится сверху и поступает в конденсаторы-холодильники 7. Для поддержания температуры верха колонны (65-96⁰C) подается орошение, равновесное по составу с верхним продуктом. Паровая фаза, представляющая смесь паров верхнего продукта и орошения, пройдя конденсаторы-холодильники, полностью или частично конденсируютсяи поступает в бензиновые сепараторы 8 для отделения конденсата от несконденсировавшихся газов. Часть конденсата подается на орошение колонны, а оставшаяся часть насосами 11 отводится в емкости, откуда специальными насосами направляется на внешний транспорт для последующей переработки его. Жидкая фаза через систему тарелок отпарной части спускается в нижнюю часть колонны. Для поддержания температурного режима колонны предусматривается принудительная циркуляция части нефти через печь. С этой целью нефть с низа колонны специальными насосами 12 забирается и подается в огневые подогреватели 6, откуда возвращается в колонну с более высокой температурой.

Другая часть нефти с температурой 230-280⁰С под остаточным давлением в колонне через теплообменники 4 поступает на прием насосов 13, которыми подается в сырьевую группу теплообменников, а затем с температурой 40-45⁰С в емкости товарной нефти. Для поддержания теплового режима работы теплообменных групп установки, меняющегося в зависимости от обводненности исходного сырья, часть стабильной нефти перед сырьевыми теплообменниками подогревается в специальных огневых подогревателях 14 и смешивается с основным количеством стабильной нефти. Таким образом, её температура поддерживается в пределах 130-150⁰С.

24. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу.

Можно разбить на 3 группы:

1. Методы, предупреждающие испарение нефти.

2. Методы, уменьшающие испарение нефти.

3.Методы, основанные на сборе продуктов испарения.

1. Плавающие крыши и понтоны. В наст. в. для борьбы с потерями нефти, хранящихся в рез-рах реком-ся применять плавающие крыши и понтоны, в кот-х газовое пространство сведено к минимуму. Для уменьшения испарения нефти в рез-рах за рубежом широкое распространение получили экраны из пластмассовых полых шариков и пластмассовых пленок. Пластмассовые шарики диаметром 0,01-0,2 мм изготавливают из фенольных, формальдегидных и карбамидных смол, шарики заполнены азотом. Применение экрана из них позволяет уменьшить испарение нефти в 5-6 раз. 2. К ним относят цвет окраски резервуаров. Защита рез-ров от нагрева солнечными лучами и уменьшение испарения нефти. Для этого рез-ры следует покрывать лучеотражающими светлыми красками с высоким коэфф-том отражения. Наиболее распр-ми теплоотражающими красками яв-ся: белые и алюминиевые. Белые эффектив-ее. Также окраска яв-ся защитой от внешней коррозии. 3. ГУС (газоуравнительная система).

1- резервуары, работ-щие в разнобой 2 – дыхательный клапан 3 – конденсатосборник

4 – огневой предохранитель

5 – наклонный газопровод (наклон не мене 3^о)

6 – резервуар-компенсатор

Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

К третьей группе методов снижения потерь нефти при хранении ее в резервуарах относится использ-е газоуравнительной системы, сущность кото.сводится к следующему. Газовые пространства резервуаров через систему газопроводов соединяются между собой. Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна тогда, когда газы из заполняемых резервуаров перетекают в опоражнивающиеся, и потери от больших «дыханий» сводятся к нулю. Однако в связи с возможными трудностями осуществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно подключают резервуары-компенсаторы и резервуары с подъемными крышами. Из резервуаров 1, работающих несинхронно, излишний газ поступает по наклонному газопроводу 5 (во избежание образования гидравлических и гидратных пробок) сначала в кондесатосборник 3, а затем в резервуар-компенсатор 6 с подъемной крышей. В этот резервуар поступает избыток газов из газовых пространств резервуаров 1, когда подача нефти в них превышает отпуск, и, наоборот, из резервуара-компенсатора газ поступает в рез-ры 1, когда отпуск нефти преобладает над поступлением. Для контроля за работой обвязанных газопроводами резервуаров устанавливают самопишущие манометры.

25.Расчет потерь легких фракций нефти при «дыхании» резервуаров.

При негерметизированных системах сборах нефти в резервуарных парках потери легких фракций могут достигать 3% от добычи нефти. Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющих понтона и плавающей крыши, зависит от:

1)плотности, вязкости и темп-ры нефти;

2)степени очистки нефти от окклюдированного газа на последней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3)времени хранения нефти и темп-ры окруж воздуха;

4)частоты наполнения и опорожнения рез-ра (большие «дыхания» рез-ра)…

Процесс опорожнения и наполнения товарного рез-ра нефтью сопровожд-ся в начале впуском воздуха в газовое прост-во (ГП) рез-ра, а затем выбросом газовоздушной смеси (ГВС) в атм-ру, наз-ся большим «дыханием».

Под большим «дыханием» понимают увеличение концентрации воздуха в газе парового пространства резервуаров в момент откачки нефти, сопровождающееся вхождением воздуха через дыхательные клапаны и последующего выброса смеси через дыхательную арматуру при заполнении резервуара.

Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше темп-ра, тем выше ее испаряемость и больше ее потери в рез-ре. Величина потерь нефти значит возрастает, если частота наполнения и опрожнения рез-ов увеличивается. Для сущ сниж-я потерь легких фракций нефти необходимо: 1)все сырьевые и товарн рез-ры имели понтоны и плавающие крыши – при этом газовое пространство (ГП) в них сведется к нулю и прктически не будет испаряться нефть; 2) при их отсутствие нефть след стабилизировать перед транспортированием ее в товарн рез-ры.

Малые «дыхания» товарного рез-ра возникают в результате впуска воздуха и выпуска ГВС (газовоздушная смесь) через дыхательные клапаны при изменении t-ры и Р в течение суток.

Факторы, влияющие на дыхания:

1. Св-ва нефти 2. Давление на последней ступени 3. Качество сепарации на последней ступени 4. Время хранения нефти 5. Перепады t-ры дневного и ночного времени 6. Степень заполнения резервуаров 7. Частота и скорость заполнения и опорожнения резервуаров 8. Конструктивные особенности резервуаров 9. Состояние крыши и дыхательной арматуры 10. Цвет окраски.

Оценка потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

Массовые потери УВ, выбрасыв-х в атмосферу из рез-ров:

(кг)

V₀–объем ГВС, вышедшей из рез-ра за измеряемый промежуток времени при норм-х усл-х, м3

с – средняя концентрация УВ в ГВС, д.е.; ρ0 - плотность вышедших из рез-ра УВ (газа) при нормальных условиях, кг/м3

Определение инт-ти выделения газа и испарения нефти при заполнении рез-ра проводят также с учетом объема и концентрации УВ:

При хранении нефти в рез-ре интен-ть выделения газа и испарения нефти, вытесняемых в атмосферу:

Для опред-я потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ров польз-ся ф-лой (АНИ):

Годовые потери от испарения из рез-ра с плавающей крышей, м3/год:

Потери нефти или нефтеп-в от больших дыханий:

Потери продукта при опорожнении рез-ра из-за налипания на внутр. поверх-ть:

26. Характеристика системы УЛФ. Принципиальная схема обвязки установки УЛФ. Регулирующие устройства системы УЛФ.

Принципиальная схема обвязки установки УЛФ.

1-резервуар; 2-предохранительный клапан; 3-манифольд; 4-блок регуляторов Р; 5-уклон; 6-линия возврата жидких УВ из скруббера в резервуар; 7-линия связи; 8-привод (двигатель); 9-скруббер; 10-регулятор верхнего предела уровня жид-ти в скруббере; 11-компрессор; 12-трехходовая задвижка; 13-обратный клапан; 14- регулятор предельного Р на выкиде компрессора;15-линия выхода газа в систему газосбора или на продажу; 16-газовый счетчик.

По мере выделения газа и легких фракций из нефти, находящихся в резервуаре 1, повышается давление. Вследствие этого включается компрессор 11 и откачивает выделившийся газ. Газ с частицами уловленной жидкости поступает в манифольд 3, а затем по наклонному трубопроводу (чтобы избежать накопления в нем конденсата) поступает в скруббер 9. В 9 газ очищается от уловленной жидкости, которая возвращается по линии возврата жидкости 6 в 1. Затем газ компрессором откачивается из скруббера и через газовый счетчик 16 поступает по линии 15 в систему газосбора. При снижения давления компрессор отключается и процесс повторяется. Регулятор верхнего предела уровня жид-ти в скруббере 10 нужен для замера уровня, если система сброса в скруббере перестанет работать, то 10 отключит систему до устранения неисправностей. При превышении давления открывается предохранительный клапан 2.

1- патрубок, 2-огневой предохранитель, 3-дыхательный клапан, 4-взрывной клапан, 5-контрольная линия, 6-линия отбора паров, 7-уклон, 8-регулятор избыточного давления, 9-манометр, 10-регулятор уровня, 11,12-манометр, 13-опора и трап, 14-дренажный вентиль трапа, 15-дренажный вентиль грязеуловителя, 16-уровень земли, 17-грязеуловитель, 18-водосборник, 19-выход сырого газа, 20-обратный клапан сухого газа, 21-линия сухого газа, 22-сборный коллектор газа группы резервуаров, 23-крыша резервуара.

На манифольде устанавливается дыхат-ый клапан, предохраняющий рез-ры от избыточного Р или вакуума, возникновение кот-х возможно в связи с ненормальной работой регулятора Р или компрессора. На дыхательном клапане предусмотрена установка предохранителя, защищающего рез-р от проникновения огня внутрь во время работы дыхат-го клапана.

Откидная крыша люка-лаза, имеющегося на каждом рез-ре, служит для аварийного сброса газа при чрезмерном повышении Р. Для контроля Р в газовом простр-ве рез-ров предусмотрены 2 регулятора, один из кот-х контролир-т max-но допустимое Р в рез-рах и поддерживает его на заданном уровне путем сброса избыточного газа на прием компрессора, а второй-min-но допустимый вакуум, поддержание его в заданных пределах путем впуска в паровое пространство сухого газа. Установленный здесь же манометр позволяет оператору следить за работой системы в пределах заданных Р.

Датчик регулятора реагирует на изменение перепада Р между газовым пространством рез-ра и атмосферой. В одних случаях для этого использ-ся диафрагрыммы, в др-х -дифференциальные манометры. После регулятора Р предусматривается уст-ка обратного клапана, предназ-го для защиты системы от возможного распрост-я огня через регулятор сырого газа.

27. Классификация и условия образования нефтяных эмульсий. Основные свойства нефтяных эмульсий.

Дисперс-я среда-жид-ть, в кот. содер-ся мелкие капельки другой жид-ти (внешняя, неразрывная).

Диспер. фаза- капельки жид-ти, размещенные в дисперсионной среде (внутр., разобщенная).

Лиофобные, т.е. тнрмод-ки неустойчивые эмульсии, стрем-ся разделиться, к ним отн-ся нефт-е, классиф-ся:

-по полярности диспер. фазы и дисп. среды

-конц. диспер. фазы в системе.

Нефтяные эмульсии делятся на 3 группы:

1) эмульсия 1-го рода (прямая, М/В)-неполяр. жид-ть

(нефть) в полярной воде. Она обр-ся в процессах разрушения обратных эмульсий при высоком содержании воды в продукции и при деэмульсации нефти. Стойкие эмульсии этого типа могут образовываться в процессе паротеплового воздействия на пласт.

2) эмульсии 2-го рода (обратная, В/М) эмульсия полярной жид-ти в неполяр. жид-ти (нефти). В ней содерж-е дисп. фазы (воды) в диспер. среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95 %, такой тип эмульсии охватывает диапазон разбав-х и высококонц. эмульс-х сист-м, где в большей степени прояв-ся различие в факторах стабилиз-ции.

3) множественные эмульсии (в-н-в, н-в-н) – характеризуются повышенным содержанием ТВЧ, они накапливаются на границе раздела фаз в УПН.

Тип эмульсии опр-т по св-вам дисп. среды.

Основные физико-химические свойства.

1.Дисперсность – степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсионной среде. Она опр-ся св-вами эмульсии и хар-ся 3-мя величинами:

1) dk-диаметр капель; 2) дисперсность-D=1/d_k; 3) удельная межфазная повер-ть, т.е. отношение суммар. повер-ти капелек к общему их объему. Все эти величины взаимосвязаны:

S_уд=6/d_k=3/r_k

2. Вязкость нефтяных эмульсий-не аддитивное св-во, т.е.

Динамическая вязкость эмульсии зависит от:

- вязкости саиой нефти;

- t-ры образования эмульсии;

- содержания воды в нефти;

- степени дисперсности или d капель дисп.ф. в дисп.с. (для эмульсий типа В/М).

3. Плотность эмульсий

Vн и Qв- соот-но расход нефти и воды, м3

ρэ, ρн, ρв-плотность эмульсии, нефти и воды, кг/м3

q- содержание воды и растворенных солей в эмульсии, масс. %

φ- объемная доля дисп.с.

q0- содержание чистой воды в эмульсии; х- сод-е раствор-х солей в воде,%.

4. Электрические свойства

Нефть и вода в чистом виде-хорошие диэлектрики.

При незначительном содержании в воде растворенных солей и кислот ее электропроводимость увелич-ся в десятки раз. Вода из месторождений с вязкой нефтью менее минерализована, поэтому она тяжелее расслаивается.

Электропроводимость нефт. эмульсии обуслав-ся:

1) кол-вом содер-ся воды

2) степенью дисперсности воды

3) кол-вом растворенных в воде солей и кислот.

Кинетическая устойчивость(седиментационная)-способность системы противостоять оседанию или всплыванию частиц дисп.фазы под действием архимедовых сил. Хар-т возможность рассл-я эмульсии на нефть и воду.

-Для разбавленных эмульсий, с содер-ем дисп.ф. менее 3 % кинет. устойчивость можно опр-ть по ф-ле:

υ- скорость оседания или всплывания частиц дисп.фазы с радиусом r.

Агрегативная уст-ть-способность глобул дисп.фазы при их столкновении друг с другом или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Хар-т способность глобул к укрупнению.

Флокуляция- слипание глобул при столкновении с образованием агрегатов из 2-х и более глобул. Коалесценция –процесс слияния (укрупнения) глобул при столкновении друг с другом или границей раздела фаз.

28. Состав природных стабилизаторов и их влияние на устойчивость эмульсии.

Естественные эмульгаторы-в-ва, содержащиеся в нефти (асфальтены, нафтены, смолы, парафины, мех. примеси различ-х типов) и пл. воде (соли, к-ы).

Естественные эмульгаторы (кроме мех. примесей и парафинов) могут быть:

1) ионогенными (диссоц-т в водных р-рах на ионы, несут элект. заряды)

2) неионогенными (не диссоц-т в водных р-рах на ионы, предст-ны в виде молекул).

Наибольшее влияние на поверх-е св-ва эмульсий оказ-т нафтеновые к-ы и асфальтосмолистые в-ва. Наличие асфальтенов в нефтях яв-ся пок-лем крайне высокой устойчивости их эмульсий. К-ы и соли не уменьшают, а увеличивают поверх-е натяжение, и поэтому они наз-ся инактивными в-вами. Эти в-ва с поверх-ти жид-ти перех-т в объем (отриц. адсорбция).

Образование эмульсий

Молекулы ПАВ дифильны, т.е. состоят из 2 частей

1) полярной группы

2) неполярного УВ-го радикала.

Чем лучше сбалансированы полярные и неполярные части молекул эмульгатора между обеими фазами эмульсии, тем эффективнее эмульгирующее действие ПАВ. Полярная группа ПАВ имеет сродство с водой. Гидрофоб. УВ-й радикал – с нефтью. Молекулы эмульгатора ориентированы на межфазной границе так, что УВ-е уч-ки направ-ны в дисп.с., а полярные гидратированные группы в воду-дисп.ф.

Действие естеств-х эмульгаторов

-Эмульгаторы, у кот-х действие полярной части преобладает над неполярной (лучше раствор-ся в воде) образ-т эмульсии 1-го рода (М/В)-а) б)

- Эмульгаторы, у кот-х действие неполярной части преобладает над полярной способствуют образ-ю эмульсии 2-го рода -в) г)

Состав бронир-щих оболочек эмульсии

1) неорганич. ч. (не связанная с природой нефти и пл. воды)- вынос твердых минералов из пл., загрязнение продукции скв. глинистыми р-рами, баритом, продуктами коррозии.

2) органич. ч. (растворимая в хлороформе) – парафины (П), гексановые смолы (С), бензольные асфальтены (А).

Состав природных стабилизаторов эмульсий.

В зав-ти от соотн-я (С+А)/П, сумм-го содержания основных («черных») компонентов стабилиз-го слоя и содерж-я высокоплав-х парафинов-х УВ, сабилизаторы нефт-х эмульсий на 3 типа:

1) асфальтеновые (С+А)/П>1

2) парафиновые (С+А)/П <1

3) смешанный (С+А)/П~1 (0,8-1,2).

Асфальтены участв-т в стабилизации эмульсии при всех усл-х. Стабилиз-е действие парафинов прояв-ся при опред-х усл-х.

29. Методы разрушения нефтяных эмульсий обратного типа.

При совместном движении нефти и воды по эксплуатац.колонне труб и при выходе жидкостей из скважины с большой скоростью появляются условия для эмульгирования нефти с водой, в результате чего образуются нефтяные эмульсии. Эмульсия - дисперсная система двух нерастворимых или малорастворимых жидкостей(дисперсионная среда и дисперсионная фаза).

В настоящее время сущ-т след-щие методы деэмульгирования (разрушения) нефт-х эмульсий типа В/М:

1) путевая (внутритрубная) деэмульсация за счет подачи искусст-х более эфф-х ПАВ, чем естеств-е ПАВ 2)гравитац-е разделение (отстой) 3)центрифугирование

4)фильтрация в порист-х средах (через твердые гидрофильные и гидрофобные поверх-ти)

5)промывка в водном слое 6)термохимическое возд-е (тепло+химреагенты)

7)электродегидрирование 8)барботирование через слой воды или комбинация переч-х методов 9)выпаривание 10)применение р-лей 11)вымораживание (прим-сь в начале прошлого века).

Из всех перечисл-х методов самым эфф-м на сегодня яв-ся применение искусст-но синтезированных ПАВ, использ-х в кач-ве деэмульгаторов - хим. методы.

Производ-е показ-ли эфф-ти деэмульгатора яв-ся:

-его расход -кач-во подготавливаемой нефти: содерж-е ост-х хлористых солей, воды и мех.примесей) -минимальная темпер-ра и прдолжит-ть отстоя нефти -кач-во деэмульгированной воды, т.е. сод-е в ней нефти.

Путевая (внутритрубная) деэмульсация; метод гравитационного разделения (остой); центрифугирование; фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные, гидрофобные); термохимическое воздействие; электродегедрирование; барботирование через слой воды.

На эффективность внутритрубной деэмульсации влияет:

1. интенсивность и длительность перемешивания с ПАВ; 2. Обводненность и дисперсность эмульсии; 3. температура транспортирования эмульсии и темп ее падения; 4. физ-хим свойства нефти и воды, особенно вязкость сплошной среды; 5. эффективность деэмульгатора.

Деэмульсация НЭ за счет выделяющегося из нефти газа (барботаж) При движении эмульсии по нефтесборным системам, а также в оборудовании установок подготовки нефти и воды происходит постепенное снижение давления, приводящее к непрерывному зарождению, коалесценции, а затем расширению пузырьков газа, выделяющихся из нефти. В реальных условиях на границе трех фаз вода—газ—нефть всегда имеет место неравенство

т. е. поверхностное натяжение системы вода—газ всегда больше поверхностного натяжения системы нефть—газ и нефть—вода.

Гравитационное разделение (холодный отстой)

-применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным рассл-ся на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, состав-щих эмульсию. Нагрев эмульсии при отстое ускоряет их разруш-е (т.к. при этом уменьшается прочность бронир-х оболочек, увеличив-ся интенсивность движ-я,, увелич-ся частота столкновения глобул воды, уменьшается вяз-ть среды и увеличивается разность плотностей)

Разрушение НЭ в центрифугах (центрифугирование)

-при центрифугировании вода и мех.примеси выд-ся из нефти под действием центробеж.силы. Можно воспольз-ся ур-ем Стокса, заменив в нем ускорение силы тяж-ти g ускорением центроб.силы а:

Fц=mυ²/R

υ- окружная скорость ч-цы жид-ти

R-радиус вращения.

Ускорение цетробежной силы опрд-ся:

n-число оборотов центрифуги

Электродегидраторы

Электродегидратор (ЭДГ) применяют для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Устанавливают его после блочных печей нагрева или других нагревателей и после отстойников. Расстояние между электродами 25-40 см, питаются они от 2-х трансформаторов мощностью по 50кВт.

ЭДГ сост-т из 3 зон:

1)водная подушка через кот. пропускают эмульсию. Она поддер-ся на 20-30 см выше раздаточного колл-ра

2)обезвоженная эмульсия двигаясь вертикально с небольшой скоростью подверг-ся обработке слабой напряж-ю (2 зона), м/у уровнем отстаявшейся воды и нижним электродом, а затем в зоне сильной напряж-ти, м/у обоими электродами. Производ-ть ЭДГ по товарной нефти: 2-5 до 8-11,5 тыс.т./сут.

-Под действием сил эл.поля происходит сближение капель на такое расст-е, когда начинают действовать межмол.силы притяж-я, достигающие при малых расст-х м/у каплями значит.величины.

Термохимическое возд-ие (каплеобразователи) Изготавливают из обрезков труб разных диаметров, располагаемых на опорах в горизонтальной плоскости. Диаметр труб возрастает от секции к секции в направлении движения жидкости. Состоит из 3-х секций: массообменная, предназначенная для разрушения «бронирующих» оболочек на каплях пластовой воды и укрупнения их за счет турбулентности потока; для коалесценции капель воды до более крупных размеров при снижении турбулентности потока; для возможности расслоения потока на нефть и воду за счет гравитационных сил.

Фильтрация через твердые гидрофильные поверхности

Нестойкие эмульсии (В/М) успешно разрушаются при прохождении их через фильтрующий слой, которым может служить гравий, битое стекло, полимерные шарики, древесные и металлические стружки.

Деэмульсация нефтей при помощи твердых поверхностей основана на явлении селективного смачивания, сущность которого та же, что и явлений, сопровождающих адсорбцию.

Требования к твердым фильт-щим в-вам:

-иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим в-вом, разрыв межфазных пленок и произошла коалесценция (слияние) капель воды -быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксп-цию

Показания:

-большая обвод-ть нефти

-малая обводненность, но эмульсия не стойкая

-незначительная разность плотностей воды и нефти.