книги из ГПНТБ / Багиров, И. Т. Современные установки первичной переработки нефти
.pdfперегонки. При подогреве нефти до 120 °С и выше в присутствии воды хлориды интенсивно гидролизуются с выделением сильно кор родирующего соединения — хлористого водорода (НС1). Наиболь шей способностью подвергаться гидролизу обладает хлористый магний (MgCl2) :
MgCI2 + Н ,0 <— >- MgOHCl + НС1
При 117°С идет реакция:
MgCla-6H20 ----->■ MgCl2-4H20 + 2Н20
а при 180 °С протекает следующая реакция:
MgCI2-4H,0 ----->- MgCI2-2H20 + 2Н„0
MgCl2-2H20 ----->- MgOHCl + HCl + Н20
По мере повышения температуры количество НС1 значительно возрастает.
Проведенные на заводах опыты показали, что даже небольшое количество в нефти MgCl2 вызывает значительную коррозию ап паратуры. Хлористый кальций (СаС12) значительно меньше диссо циирует, чем хлористый магний. Тем не менее он является актив ным источником коррозии, поскольку содержание СаС12 в нефтях гораздо больше, чем MgCl2. Хлористый натрий (NaCl) диссоцииру ет в меньшей степени, поэтому он относится к разряду слабых ис точников коррозии.
При наличии сероводорода (H2S), выделяющегося при перера ботке сернистых нефтей, коррозия от совместного его действия с соляной кислотой значительно увеличивается. Реагируя с железом, H2S образует сульфид по следующему уравнению:
Fe + H2S ----->- FeS + Н2
В воде FeS нерастворим; поэтому, накапливаясь на поверхности металла, сернистое железо играет до некоторой степени роль за щитной пленки, предотвращающей дальнейшую коррозию. При взаимодействии FeS с соляной кислотой пленка превращается в хлорное железо, легко растворимое в воде. Наличие соляной кис лоты способствует обнажению чистого металла, и его коррозия возрастает. Поэтому содержание солей в нефтях, выделяющих при переработке H2S, особенно опасно. Следовательно, сернистые нефти необходимо предварительно полностью обессоливать. Хло риды способствуют увеличению образования сероводорода при пе регонке примерно в 2—3 раза. Сероводород (FI2S) крайне ядови тый газ, вызывающий отравление обслуживающего персонала и за грязнение атмосферного воздуха.
Из всего изложенного ясно, что нефть, поступающая на пере работку, должна быть освобождена от пластовой воды, солей и механических примесей.
Предварительная подготовка нефти обычно производится на нефтепромыслах путем отстоя ее в специальных отстойниках и уда ления буровой воды и механических примесей. Поскольку после
10
этого содержание в ней воды и солей выше предусмотренных норм, окончательную подготовку нефти осуществляют на нефтеперера батывающих заводах.
Физико-химическая характеристика нефтяных эмульсий
Нефтяная эмульсия представляет собой дисперсную систему, состоящую из двух взаимно нерастворимых жидкостей. Внешней дисперсной средой является нефть, а внутренней дисперсной фазой капельки воды, крупинки глины, соль, песок и другие механические примеси. Эмульсии могут быть сильно- и слабоконцентрированны ми, что определяется количественным содержанием одной фазы в другой. Слабоконцентрированные (сильно разбавленные) эмуль сии характеризуются малым количеством весьма мелких глобул (диаметром 1 мк) диспергированной фазы в большом объеме дис персионной среды. Такая глобула при малых ее размерах под дей ствием межмолекулярных сил и поверхностного натяжения обычно приобретает сферическую форму, близкую к форме шара. Эту форму может исказить лишь сила тяжести или сила электрическо го поля.
Значительную стойкость природным нефтяным эмульсиям при дает обычно присутствующий в нефти эмульгатор, который адсор бируется на поверхности диспергированных частиц. Эмульгатора ми для нефтяных эмульсий являются коллоидные растворы: смо лы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот, а также тонко диспер гированные глины, мелкий песок, суспензии металлов и др. Они ■обладают способностью прилипать к поверхности раздела двух фаз] эмульсии, образуя защитную броню глобулы. Эмульгаторы, кото рые способствуют образованию эмульсии масла в виде глобул в дисперсионной среде — воде (гидрофильные эмульгаторы), пред ставляют собой коллоидные растворы веществ, активных в воде, т. е. растворяющихся или разбухающих в ней (например, щелоч ные мыла, белковые вещества, желатин). Вещества, растворимые в маслах (например, смолы, известковые мыла, окисленные неф тепродукты), носят названия гидрофобных, или олеофильных эмульгаторов. В этой эмульсии вода содержится в виде глобул, взвешенных в дисперсионной среде — нефти.
Основные промышленные способы разрушения эмульсий
Существуют следующие промышленные способы удаления воды, -соли и грязи из нефтей.
Отстой эмульсии. Некоторые нестойкие эмульсии достаточно полно разлагаются'и отделяют воду при длительном отстое в по кое без применения каких-либо специальных методов деэмульсации. Однако такие легкоотстаивающиеся эмульсии встречаются до
11
вольно редко. Отстоем удавалось достигнуть положительных ре зультатов при достаточно высокой температуре воздуха в летнее время, обычно в южных районах. Спускаемые при этом в специ альные пруды или резервуары отстоенные эмульсии содержали 50—60% воды. Более стойкие эмульсии — небитдагская и калинская нефти — совершенно не отстаиваются даже при очень дли тельном отстое. Поэтому отстаивание является малоэффективным способом и распространения не получило.
Отстой с подогревом эмульсии. Вследствие длительности про цесса при тепловом способе требуется значительный объем емко стей для отстоя подогретой нефти. Эмульсионную нефть подогре вают паром в теплообменниках, огнем в трубчатых подогревате лях и электричеством в специальном аппарате.
Электролитический способ. В нефть вводят десятые, сотые и да же тысячные доли процента специальных, растворимых в ней хи мических реагентов (соли кальция, алюминия и других двух- и трехвалентных металлов, нафтеновых, сульфонафтеновых, а так же других органических кислот). Эмульсия расслаивается с по мощью электролитов при 30—40 °С. Этот способ широко не исполь зуется.
Механические способы — центрифугирование и фильтрация. Для уменьшения вязкости эмульсию предварительно подогревают. Эти способы приемлемы лишь для малых количеств эмульсии.
В промышленных условиях, |
вследствие дороговизны аппаратуры |
и малой производительности, |
они непригодны. |
Электрический способ обезвоживания и обессоливания являет ся весьма эффективным; он широко применяется на промыслах и на нефтеперерабатывающих заводах и вытеснил другие способы, ранее применявшиеся для этой цели, благодаря своей универсаль ности и возможности сочетания с тепловым и химическим способа ми. При правильном подборе режима обессоливания этот способ дает отличные результаты; эксплуатационные расходы относитель но невелики. Мощность установки электрообессоливания на заво дах рассчитывается на полную нефтеперерабатывающую мощ ность. Электрический способ обессоливания включает две опера ции: 1) введение в частично обезвоженную нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку эмульсии 10—15% от объема нефти); 2) раз рушение образовавшейся эмульсии в электрическом поле. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Обыч но при использовании этого способа остаточное содержание воды в нефти 0—2,5%; количество удаляемых из нее солей—95% и бо лее.
Выделение воды из эмульсии подчиняется закону Стокса, по которому скорость движения выпадающих частиц дисперсной си стемы равна (в см/с):
2 г а (Ух — у 2) g
9т)
12
где г — радиус выпадающих |
капель, см; |
— плотность капель, г/см3; у2 — |
плотность среды, окружающей каплю, г/см3; |
g — ускорение силы тяжести (g = |
|
= 981 см/с); Т) — вязкость |
среды, г/(см-с). |
|
Из формулы видно, что с ростом величины капли скорость ее выпадения возрастает пропорционально квадрату линейных раз меров капли. Однако основную роль в разрушении эмульсии игра ет не скорость выпадающих капель диспергированной фазы, а раз рушение защитных пленок глобул и соединение их в крупные кап ли, которые выпадают с линейной скоростью, определяемой зако ном Стокса. На этом основан электрический метод — разрушение эмульсии в электрическом силовом поле между электродами. Гид рофобные эмульсии, состоящие из глобул воды в нефтяной среде, разлагаются электрическим током достаточно эффективно. Это обусловлено значительно более высокой электрической проводи мостью воды (да еще содержащей соли) по сравнению с прово димостью нефти (проводимость чистой воды 4-10-8, проводимость нефти 3-10-13).
В электрическом поле постоянного напряжения все глобулы эмульсии стремятся расположиться вдоль силовых линий поля, так как вода имеет большую диэлектрическую постоянную, чем нефть (для нефти она равна примерно 2, для воды — около 80). Элемен тарные глобулы образуют между электродами водяные нити-цепоч ки, что вызывает увеличение проводимости эмульсии и увеличение протекающего через нее тока. Между цепочками глобул возника ют свои электрические поля, ведущие к пробою и разрыву оболо чек и к слиянию глобул в капли. При увеличении размеров ка пель согласно закону Стокса они начинают быстрее оседать, и та ким путем из эмульсии выделяется чистая вода. При помещении эмульсии в электрическое поле, созданное переменным током, ско рость слияния глобул и расслоения эмульсии в 5 с лишним раз больше. Это объясняется большей вероятностью столкновения глобул при наличии переменного тока. Кроме того, при этом раз рыв оболочек адсорбированного на глобулах эмульгатора облег чается возникающим в них натяжением и перенапряжением.
Термохимический способ. В подогретую нефть вводят 0,5—2,0% различных химических реагентов (деэмульгаторов), например ней трализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой водный раствор кальциевых или натриевых солей сульфокислот, получаемых из отбросных кислых гудронов. К настоящему време ни синтезировано большое количество поверхностно-активных ве ществ (ПАВ), используемых в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. По внешнему виду это густые жидкости, мазеобразные или твердые вещества. Деэмульгаторы растворяют в широких фракциях (160—240°С; 170—270 °С) ароматических углеводородов или в метиловом спирте и в виде 40—70%-ных растворов постав ляют потребителям.
В табл. 1 приведены данные работы установок ЭЛОУ при ис пользовании различных деэмульгаторов.
13
Т а б л и ц а 1. Показатели работы ЭЛОУ при использовании различных деэмульгаторов
|
|
|
Содержание в сырой нефти |
Содержание в обессоленной |
||||
|
|
|
|
|
|
нефти |
|
|
Нефть |
Деэмульгатор |
Расход |
|
|
I ступень |
II ступень |
||
деэмульгатора, |
|
|
||||||
|
|
г/т |
воды, % |
хлоридов, |
воды, |
хлори |
воды, |
хлори |
|
|
|
мг/л |
|||||
|
|
|
|
|
% |
дов, |
% |
дов, |
|
|
|
|
|
|
мг/л |
|
мг/л |
Туркменская |
н ч к |
506 |
2,0 |
1793 ' |
i ,i |
|
0,3 |
193 |
|
1500—2000 |
0,7—2,7 |
2070—3985 |
— |
— |
0,3 |
86 |
|
Туйманзинская |
|
1500 |
0,2 |
402 |
0,3 |
15 |
0,3 |
12 |
Бугурусланская |
|
2000 |
0,2 |
592 |
— |
— |
0,1 |
308 |
Ишимбанская |
о ж к |
4000 |
2,8 |
7469 |
0,22 |
444 |
0,25 |
100 |
— |
20 |
1,8 |
1947 |
0,4 |
533 |
0,1 |
26 |
|
— |
|
40 |
1,1 |
2712 |
0,1 |
338 |
0,1 |
127 |
Серноводская |
|
44 |
0,3 |
877 |
0,1 |
175 |
|
— |
Бугурусланская |
|
47 |
0,7 |
3760 |
0,1 |
231 |
— |
— |
Туркменская |
Блоксополнмер |
58 |
1,1 |
1182’ |
0,1 |
324 |
Следы |
72 |
|
19 |
|
3200 |
0,2 |
|
|
|
|
— |
186 |
1,8 |
331 |
0,1 |
43 |
|||
Серноводская |
157 |
36 |
0,3 |
558 |
0,3 |
287 |
0,1 |
123 |
Бугурусланская |
385 |
16 |
2,2 |
4390 |
0,2 |
404 |
0,1 |
43 |
385 |
14 |
0,4 |
1252 |
0,3 |
334 |
0,05 |
56 |
|
Серноводская |
146 |
39 |
0,4 |
482 |
0,2 |
318 |
0,1 |
104 |
Туркменская |
Диссольван |
36 |
1,3 |
1075 |
Следы |
180 |
Нет |
30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
4411 |
31 |
2,2 |
4220 |
0,2 |
350 |
0,10 |
47 |
Серноводская |
4411 |
40 |
0,3 |
681 |
0,4 |
317 |
0,10 |
127 |
Туркменская |
4411 |
43 |
1,3 |
1165 |
Следы |
134 |
Нет |
38 |
— |
4411 |
46 |
1,2 |
2321 |
» |
209 |
Следы |
37 |
Смесь ромашкииской п шлаков- |
4411 |
28 |
2,8 |
6282 |
0,3 |
38 |
0,40 |
26 |
ской |
|
|
|
|
|
|
|
|
Серноводская |
ОП-7 |
2000 |
1,0 |
3386 |
— |
— |
0,10 |
236 |
Ромашкинская |
ОП-Ю |
47 |
1,36 |
2620 |
0,38 |
360 |
0,28 |
53 |
|
|
39 |
2,0 |
2070 |
0,5 |
389 |
0,06 |
28 |
Деэмульгаторы способствуют четкому разделению фаз, исклю чают возможность образования промежуточных эмульсий. Все это значительно облегчает эксплуатацию электрообессоливающих уста новок. Эффективность обезвоживания и обессоливания определяет ся правильным выбором деэмульгатора.
Промышленные установки электрообезвоживания и электрообессоливания нефти (ЭЛОУ)
В промышленности для обезвоживания и обессоливания эмуль сионных нефтей применяют в основном электродегидраторы верти
кальные, шаровые и горизонтальные.
Вертикальные электродегидраторы представляют собой верти кальную цилиндрическую емкость с полусферическими днищами
Рис. 1. Вертикальный электро дегидратор:
1 — аппарат; 2 — высоковольтные транс
форматоры; |
3 — стержень |
для |
подве |
|||
шивания |
изоляторов; 4 — проходные |
|||||
изоляторы; |
|
5 — реактивная |
катушка; |
|||
6, |
7 —электроды; |
8 — распределитель |
||||
ная |
головка; |
9 — подвеска |
для |
трубы. |
||
/ — сырая |
нефть; |
// — обессоленная |
||||
нефть; /// |
— вода |
и соль. |
|
|
диаметром 3 м, высотой 5 м, объемом 30 м3 (рис. 1). Внутри аппа рата 1 (примерно на его середине) на изоляторах подвешены гори зонтальные электроды 6 я 7, питающиеся от двух высоковольтных трансформаторов 2 мощностью по 5 кВА каждый. Напряжение между электродами обычно 15—35 кВ. Распределительная голов ка 8 обеспечивает поступление эмульсионной нефти в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Расстояние между электро дами 10—14 см. Обычно его подбирают экспериментально. Дли тельность пребывания эмульсии в электрическом поле несколько минут.
15
Производительность типового электродегидратора 15—25, а в некоторых случаях 30 м3/ч. Линейная скорость движения нефти между электродами около 2—4 м/ч, или 3—6 см/мин. Важными элементами электродегидратора являются проходные и подвесные
изоляторы. Обычно их изготовляют |
из фарфора (тип П-4,5) или |
||
стекла (тип ПС-4,5). Поскольку эти |
изоляторы работают |
в очень |
|
трудных условиях — в среде горячей |
нефти, содержащей |
соленую |
|
воду и механические примеси, они |
часто разрушаются. В связи |
||
с тенденцией повышения температуры обессоливания |
(до ПО— |
||
115°С и даже до 160—180 °С) продолжаются поиски |
материала |
для изоляторов, способного работать при таких температурах. Из известных материалов таким является фторопласт-4. Электроде гидратор оборудован реактивными катушками 5, сигнальными лам пами, регулирующей тягой щели в распределительной головке 8, змеевиком для подогрева низа аппарата, шламовым насосом, ма нометром, мерным стеклом, поплавковым выключателем и предо хранительным клапаном. Вертикальные электродегидраторы при меняют на старых заводах и на нефтепромыслах. Из-за ограничен ного объема и небольшой производительности (300—600 т/сут) • на современных нефтезаводах их не устанавливают.
Шаровые электродегидраторы. В связи с увеличением мощности современных установок первичной перегонки нефти сооружение электрообессоливающих установок или блоков на основе малопро изводительных вертикальных электродегидраторов оказалось тех нически и экономически нецелесообразным. При средней пропуск ной способности вертикального электродегидратора 400 т/сут для
установок |
АТ и АВТ производительностью 2,0; 3,0; 6,0 |
и 8,0 млн. |
т/год требуется следующее их число: |
Мощность АВТ, |
Число |
электродегид |
|
млн. т/год |
раторов, 1ГТ. |
2,0 |
15 |
3.0 |
25 |
6.0 |
50 |
8,0 |
62 |
Наличие большого числа мелких аппаратов требует большой площади, увеличенного штата обслуживающего персонала и ослож няет эксплуатацию установки. Поэтому возникла необходимость в создании электродегидратора с большой пропускной способно стью. В основу конструкции такого электродегидратора был поло жен сферический резервуар объемом 600 м3, диаметром 10,5 м, оборудованный электродами, распылительным устройством и дру гими приспособлениями. Такой шаровой электродегидратор (рис. 2) может находиться в длительной эксплуатации.
Принцип действия электродегидраторов такой же, как и верти кальных. Эмульсионная нефть поступает в аппарат по трем стоя кам 8 с распределительной головкой 7, расположенной симметрич но в экваториальной плоскости шара, на расстоянии 3 м от его
16
вертикальной оси. Внутри электродегидратора на изоляторах 5 подвешены три пары горизонтальных электродов 6 диаметром 2— 3 м. Верхний электрод каждой пары расположен над соответствую
щей |
головкой, |
нижний электрод находится под ней. Расстояние |
||||||||
между |
|
|
электродами |
|
|
|
||||
(13—17 см) регулирует |
|
|
|
|||||||
ся |
специальным устрой |
|
|
|
||||||
ством. Электроды пита |
|
|
|
|||||||
ются током высокого на |
|
|
|
|||||||
пряжения |
от |
трансфор |
|
|
|
|||||
маторов 3 типа ОМ-66/35. |
|
|
|
|||||||
Всего |
имеется |
шесть |
|
|
|
|||||
трансформаторов |
мощ |
|
|
|
||||||
ностью 50 кВА и шесть |
|
|
|
|||||||
проходных |
|
|
изоляторов |
|
|
|
||||
(по два на каждую пару |
|
|
|
|||||||
электродов). Номиналь |
|
|
|
|||||||
ное напряжение на пер |
|
|
|
|||||||
вичных |
обмотках |
транс |
|
|
|
|||||
форматоров 380 В. На |
|
|
|
|||||||
пряжение |
на |
вторичных |
|
|
|
|||||
обмотках, |
в |
зависимости |
|
|
|
|||||
от |
|
способа |
соединения, |
|
|
|
||||
11; |
16,6 или 22 кВ. Транс |
|
|
|
||||||
форматоры |
|
питаются от |
|
|
|
|||||
сети |
трехфазного |
тока |
|
|
|
|||||
3X380 |
В. |
|
Напряжение |
|
|
|
||||
между |
|
|
электродами |
Рис. 2. Шаровой электрогидратор: |
||||||
обычно |
равно |
33 000 или |
/ — корпус; |
2 — предохранительный |
клапан; 3—транс |
|||||
форматор; |
4 — подвеска для изоляторов; 5 — проход |
|||||||||
44 000 |
В, |
напряженность |
ные изоляторы; 6 — электроды; 7 — распределительная |
|||||||
электрического |
поля 2— |
головка; |
8 — стояки для подачи |
сырой нефти. |
||||||
/ — обессоленная нефть; // — вода н соль в коллектор |
||||||||||
3 кВ/см. Для |
ограниче |
загрязненных вод.. |
|
|||||||
ния силы тока |
и защиты |
|
|
|
оборудования от короткого замыкания в цепь первичных обмоток каждого трансформатора включены реактивные катушки типа РОМ-50/05. При нормальной работе шарового электродегидратора сила тока одного трансформатора не превышает 30—35 А.
На рис. 3 показана принципиальная схема работы электрообез воживающей и электрообессоливающей установки (ЭЛОУ) с ша ровыми электродегидраторами. Сырая нефть забирается из резер вуара сырьевым насосом 1 и прокачивается через теплообмен ник (или подогреватель) 2 в термохимический отстойник 4. Осво божденная от воды и, следовательно, частично от растворенных солей и механических примесей нефть, выходящая сверху отстой ника, под собственным давлением проходит последовательно элек тродегидраторы 5 и 6 (1 и 2 ступени). Обессоленная нефть из послед ней ступени электродегидратора направляется через теплообмен ник в отстойник или резервуар (на рисунке не показаны). Деэмуль
2—2551 |
17 |
гатор вводят в нефть на линии нестабильной сырой нефти (на выкид сырьевого насоса 1), а вода и щелочь подаются перед каждым электродегидратором насосами 9 и 10 через смесительные устрой ства 3. В первый электродегидратор направляется вода, дреннруе-
мая из второго электродегидратора. |
Отстоявшаяся |
вода с |
низа |
дегидраторов |
спукается |
в канализацию. На индивиду |
||
альных установках ЭЛОУ по |
||
догревающим агентом являет |
|
|
|
|
|
|
|
ся |
водяной |
пар давлением ■ |
|||
|
|
|
|
|
|
|
10—12 кгс/см2. |
комбини |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
На |
современных |
|||
|
|
|
|
|
|
|
рованных установках |
блок |
||||
|
|
|
|
|
|
|
ЭЛОУ совмещается с блока |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
ми первичной перегонки неф |
|||||
Рис. 3. Принципиальная схема рабо |
ти. |
Нестабильное |
нефтяное |
|||||||||
сырье |
перед |
электродегидра |
||||||||||
ты ЭЛОУ с шаровыми электродеги |
торами |
подогревается |
горячи |
|||||||||
драторами: |
|
|
|
|
|
|||||||
1, 9, 10 — насосы; 2 — теплообменник сырой |
ми |
нефтепродуктами |
в |
основ |
||||||||
нефти; |
3 — смесительные |
устройства; |
ном атмосферной и вакуум |
|||||||||
4 — термохимический отстойник; |
5, |
б — |
||||||||||
электродегндраторы |
(1 |
и |
2 |
ступени); |
ной колонны; |
при этом не тре |
||||||
7 — холодильник |
обессоленной |
несЬтн; |
буется |
расходовать |
большие |
|||||||
8 — отстойник. / — промывная |
вода; |
// — |
||||||||||
раствор |
щелочи; |
/ // |
— сырая |
нефть; |
количества пара, поступающе |
|||||||
IV — деэмульгатор. |
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
го извне. |
|
Они гро |
|||
Шаровые электродегидраторы имеют ряд недостатков. |
моздки и их изготовление трудоемко. Вес аппарата 6—9 тс, а с уче том металлоконструкций, электрооборудования и обвязочных тру бопроводов достигает 100 тс. Изготовлять их можно только на площадке строительства. Толщина стенки аппарата при диаметре 10,5 м и внутреннем давлении 6 кгс/см2 составляет 24 мм, а в слу чае их работы при 140 °С и 10 кгс/см2 достигает 40 мм. Тогда об щий вес аппарата равен 140 тс. Кроме того, наличие на установке двух и трех аппаратов объемом по 600 м3 пожароопасно. По уста новленным нормам шаровые электродегидраторы должны распо лагаться (при комбинировании процессов первичной переработки) на расстоянии не менее 30 м от технологических аппаратов уста новок АТ и АВТ.
Горизонтальные электродегидраторы. На отечественных и зару бежных нефтеперерабатывающих заводах широко применяют го ризонтальные электродегидраторы. В типовых комбинированных установках первичной переработки нефти А-12/9, А-12/9В, А-12/10, 11/3 и др. блоки ЭЛОУ оборудованы горизонтальными электроде гидраторами конструкции ВНИИнефтемаш. Емкость их примерно- в 3 раза меньше, чем шарового электродегидратора. Диаметр электродегидратора 3,0—3,6 м, длина цилиндрической части 18 м. Аппараты рассчитаны на температуру 135—150 °С и на максималь ное давление до 20 кгс/см2. Горизонтальные электродегидраторы объемом 80—160 м3 и диаметром 3—3,4 м имеются на заводах и на.
18
нефтепромыслах. Принцип работы этих электродегидраторов при мерно такой же, как вертикальных и шаровых.
На рис. 4 представлен общий вид типового горизонтального электродегидратора 2ЭГ-160 конструкции ВНИИнефтемаш. В от личие от других конструкций, в этом электродегидраторе на высоте
Рис. 4. Горизонтальный электродегидратор типа 2ЭГ-160, конструкции ВНИИ нефтемаш (V = 160 м3; d = 3,5 м; I — 18,2 м):
I — корпус; 2 — коллектор обессоленной нефти; 3 — штуцер для |
предохранительного клапана; |
||
4, 5 — патрубки |
для проходных |
изоляторов; 6, 9 — люки-лазы; |
7 — коллектор сырой нефти; |
8 — электроды, |
/ — сырая нефть; |
/ / — обессоленная нефть; III — шлам; IV — водяной пар; |
V — соляной раствор; VI — промывная вода.
немного более половины высоты аппарата подвешаны горизонталь но, друг над другом, два прямоугольных рамнык электрода 8. Они занимают почти все продольное сечение аппарата и питаются от двух трансформаторов типа ОМ-66/35 мощностью по 5 кВА каж дый. Расстояние между электродами 25—40 см. Равномерное по ступление сырья по всему сечению электродегидратора обеспечи вается расположенным вдоль аппарата горизонтальным маточни ком. Вначале сырье попадает в слой отстоявшейся воды, затем поступает в зону под электродами, а оттуда проходит через электро ды в межэлектродное пространство. После этого оно вытесняется в зону над электродами и выше, по направлению к выходным кол лекторам обработанной нефти 2, расположенным наверху электро дегидратора равномерно по всей его длине.
Благодаря контактированию нефти с водой и с расстворенным в ней деэмульгатором достигается более полное удаление воды и солей. Крупные частицы воды выпадают из нефти по пути к элек тродам; на них воздействует относительно слабое поле, создавае мое между нижним электродом и зеркалом воды. В зону сильного поля между электродами попадает нефть со сравнительно мелкими частицами воды, не успевшими выделиться из нефти и нуждаю щимися в воздействии электрического поля большой напряжен ности.
Производительность любого электродегидратора ограничивает ся, в основном, скоростью выпадения взвешенных в ней частиц во ды. Скорость движения нефти вверх аппарата не должна превы шать скорости оседания диспергированных частиц. В противном
19