Сокращение потерь нефти. Особенности принципиальной газоуравнительной системы(ГУС)

ГУС (газоуравнительная система)

1- резервуаров

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

3 – конденсатосборник

4 – огневой предохранитель

5 – дыхательный клапан

6 – резервуар компенсатор

Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше температура, тем выше ее испаряемость, а следовательно, больше ее потери в резервуаре. Величина потерь нефти значительно возрастает также, если частота наполнения и опорожнения резервуаров увеличивается. Для существенного снижения потерь легких фракций нефти необходимо: 1) чтобы все сырьевые и товарные рез-ры имели понтоны или плавающие крыши; 2) при отсутствии понтонов или плавающих крыш нефть следует стабилизировать перед трансп-ем ее в товарные резервуары.

Сокращение потерей нефти и газа за рубежом ведется применением различных видов методов.

1. Улавливание легких фракций из межтрубного пространства скважин, главным фактором которого является необходимость ее эксплуатации при очень низких давлениях на линии всасывания. Установка может использоваться также для отбора легких фракций и из резервуара. При создаваемом в установке вакууме пары из резервуара перемещаются по трубопроводам обвязки.

2. Система УЛФ позволяет одновременно решить 2 проблемы: сокращение потерь ценных УВ-дов и охраны окружающей среды. При этом потери УВ-дов с применением этих систем сокращаются на 98%.

3. Стабилизация нефти, после которой упругость ее паров снижается до уровня, обеспечивающего минимальные потери (обычно 0,07МПа при 38С). Стабилизация нефти достигается многоступенчатой сепарацией (4-7ступеней).

4.Обагащение нефти легкими фракциями.

24.Принципиальная технологическая схема системы УЛФ.

1 – резервуар 2 – предохранительный клапан 3 – манифольд 4 – блок регулятора давления 5 – уклон 6 – линия возврата углеводородов из скруббера 7 – линия связи 8 – электродвигатель (привод) 9 – скруббер 10 регулятор верхнего пределв уровня жидкости в скруббере 11 – компрессор 12 – 3-хходовая задвижка 13 – обратный клапан 14 – регулятор предельного давления на выходе из компрессора 15 – линия реализации газа 16 – газовый счетчик

Из резервуаров применяют тонкостенные трубы большого диаметра. Для обеспечения отбора большого объема газа при низких перепадах давления. Часто давление в резервуаре не превышает 0,132 МПа, поэтому потери напора в газопроводе не должны превышать 0,1%. Компрессор блока УЛФ включается при достижении давления в резервуаре 50 мм.ртут. ст.. При падении давления ниже 33 мм открывается клапан соединяющий входную и выкидную линии компрессора. Компрессор работает сам на себя. При снижении давления до 20, компрессор останавливается и открывается клапан соединяющий входную линию компрессора с выкидной. В связи с чем газ с предыдущей ступени поступает в скруббер и резервуары, т. е. осуществляется подпитка системы к газопроводу с высоким давлением. При повышении давления до 30 мм, клапан закрывается и при дальнейшем превышении давления до 50 компрессор заново включается в работу.

Система УЛФ позволяет одновременно решить две проблемы: сокращения потерь ценных углеводородов и охраны окружающей среды. В этом случае затраты на охрану окружающей среды многократно компенсируются и приносят прибыль не только от улуч­шенного состояния воздушного бассейна, но и от утилизации за­грязняющего продукта - углеводородов. При этом потери УВ-дов с применением этих систем сокращаются на 98%. Применение системы УЛФ значит-но расширяет возможности ув-ния прибыли на промыслах и НПЗ, поскольку на продажу на­правляются: терявшиеся ранее углеводороды из затрубного про­странства скв-н и попутный газ, пары нефти из резервуаров и аппаратов низкого и среднего давл-я, тяжелые компоненты газа, отбираемые при его осушке с применением гликолей, смеси УВ-дов с сероводородом и углекислым газом (концевых и кислых газов на промыслах и НПЗ), углеводородная часть газа, зака­чиваемая в пласт при нагнетании горячего пара, пары нефти и ее продуктов при товарно-транспортных операциях на нефтебазах, заправочных станциях, танкерном флоте и т.д

25.Система УЛФ для блоков высокого и низкого давлений.

А – блок выс.давл-я; Б – блок низкого давл-я; 1 – ДС; 2 – распределительная гребенка; 3 – сепаратор высокого давл-я; 4 – замерный сепаратор; 5 – счетчик нефти; 6 – буферный резервуар; 7 – компрессор; 8 – насос; 9 – распределит-ное у-во; 10 – нагреватель; 11 – подогреватель-деэмульсатор, сепаратор низкого давл-я; 12 – резервуар товарной нефти; 13 – компрессор; 14 – ЛАКТ; 15 – распределительная гребенка; 16 – КС; 17, 18 – трубчатые перемычки; 19, 20 – газопроводы высокой и низкой ступеней сепарации; 21, 22 – резервуары; 23, 24 – датчики; 25 – регулирующий клапан; 26, 27 – перемычки; 28 – ТП-д.

Обводненная газированная продукция скв-н 1 поступает на распределительную гребенку 2 и за­тем в сепаратор 3 высокого давл-я, где от нефти отделяется основное кол-во свободного газа. После отделения газа нефть через счетчик 5 поступает в буферный резервуар 6, в котором поддерживается постоян­ное давл-е и из которого сбрасывается пластовая вода, отделившаяся от нефти, и отбираются остаточный газ и пары легких фракций нефти с помощью компрессора 7 системы УЛФ. Компрессор работает непрерыв­но, что обеспечивается постоянным давл-ем в месте соединения пере­мычки 17 С газоотводным патрубком 21, поддерживаемым датчиком 23 и непрерывным поступлением газа как из резервуара 6, так и от сепара­тора 3 высокого давл-я через перемычки 17 и регулирующий клапан 25, который приоткрывается при снижении давл-я в резервуаре 6 вы­ше допустимого и прикрывается при его возрастании до заданного уровня. В сепараторе при этом поддерживается более высокое давл-е. Многократное превышение объема газа, транспортируемого от сепара­тора 3 по газопроводу 19,над производительностью компрессора 7 на­дежно гарантирует непрерывность его работы.

Предварительно обезвоженная и отсепарированная нефть насосом 8 через распределительное устройство 9 поступает в нагревател~ 10, где предварительно нагревается перед поступлением в подогреватель­деэмульсатор 11, из которого сбрасывается отделившаяся от нефти вода и отбираются легкие фракции, выделившиеся при нагреве (сепаратор низкого давл-я). Затем нефть поступает в герметизированный резер­вуар 12, из которого также осуществляется сброс выделившейся из нефти воды и дополнительный отбор легких фракций с помощью компрессора 13, работающего в комплексе с подогревателем-деэмульсатором 11 и резервуаром 12 аналогичным образом, как и в блоке высокого давл-я А.

Газ, отобранный компрессорами систем УЛФ, направляется по ТП-ду 29 через распределительную гребенку 15 на компрессорную станцию 16, либо по перемычкам 26 и 27, ТП-д 28 в линию перед сепаратором 3 и резервуаром 6.

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

Нефтяные эмульсии - это механическая смесь нефти и пластовой воды, нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии.

Лиофобные, т.е.термодин-ки неустойчивые эм-ии, к которым относ-ся нефтяные.

Нефтяные эмульсии делятся на 3 группы. 1) эмульсии первого рода или прямые (М/В), когда неполярная ж-ть (Н) в полярной воде. Образуются в процессах разрушения обрат.эм-ий, а также при ↑ обвод-ях, в процессах паротепл-го воздействия. 2) эмульсии второго рода или обратные, эм-ия поляр.жид-ти в неполярной жид-ти (Н). При повышенном содерж-ии воды 90-95%. 3) множественная эм-ия (В/Н/В, Н/В/Н). Эм-ия в эмульсиях.

Классификация нефтяных эмульсий.

Нефтяные эмульсии классифицируют по концентрации дисперсной фазы в дисперсионной среде, и подразделяются на три типа: разбавленные, концентрированные и высококонцентрированные.

Особенности разбавленных эмульсий незначительный диаметр капелек дисперсной фазы (10^-5 см); существование электрических зарядов на капельках этих эмульсий, движущихся в дисперсионной среде; отсутствие столкновений капелек, так как вероятность их столкновения очень мала, к тому же они имеют одноименные заряды, и поэтому эмульсии эти весьма стойкие.

Особенности концентрированных эмульсий: возможность осаждения капелек; в завис-ти от св-в эмульгатора эм-ии м.б.весьма устойчивыми.

Особенности высококонцентрированных эмульсий: капельки дисперсной фазы не способны к седиментации; вследствие большой концентрации капельки дисперсной фазы в процессе движения м.деформироваться. Такие эмульсии являются нестойкими.

Размеры капелек дисперсной фазы в эмульсиях могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 до 100 мкм. Дисперсные системы, состоящие из капелек одного и того же диаметра, называются монодисперсными, а дисперсные системы, состоящие из капелек различного диаметра - полидисперсными. Нефтяные эмульсии (НЭ) относятся к полидисперсным системам. НЭ – микрогетерогенные сис-ы.

Образование нефтяных эмульсий.

Нефтяные эмульсии в пластовых условиях отсутствуют. На образование эмульсий требуются большие затраты энергии, поэтому они могут образовываться в ПЗС или в стволе скважины, особенно там, где бурно выделяется газовая фаза, способствующая турбулизации потока.

Образование и стойкость нефтяных эмульсий в основном определяются скоростью движения нефге-водяной смеси, соотношением фаз (нефти и воды), физико-химическими свойствами этих фаз и температурным режимом.

В нефти и пластовой воде всегда содержатся вещества, которые способствуют образованию эмульсий, влияют на их стойкость, они называются естественными эмульгаторами. В нефти это асфальтены нафтены, смолы парафин, в воде - соли и кислоты.

Естественными эмульгаторы м/б: ионогенные и неионогенные.

Наибольшее влияние на поверх.св-ва эм-ий оказ-т нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые в-ва.

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими основными физико-химическими свойствами

1) Дисперсность эмульсии - это степень раздробленности дисперсной фазы в дисперсной среде. Характеризуется 3-мя вел-ми:1-d_k-диаметр капель; 2- D=1/d_k; 3- S_уд=6/d_k=3/r_k; Дисперсность - основная характеристика эмульсии, определяющей их свойства. Исключительно быстро растет ст.дисперс-ти эм-ии после штуцера, к.устанавливают перед сепаратором.

2) Вязкость эмульсий зависит:

- от вязкости самой нефти, - температуры образования эмульсии, - содержания воды в нефти, - степени дисперсности. При определенном содержании воды в нефти происходит обращение фаз ВН в НВ или инверсия эмульсии.

3) Плотность эмульсии можно рассчитать, зная плотности нефти и воды, образующих эмульсию, и их процентное содержание по следующей формуле

ρ_э=ρ_н*(1-φ)+ρ_в*φ

q= q0/1-0,01х – содерж-ие воды и растворенных солей в эм-ии, р_эм, р_н и р_в - соответственно плотность эмульсии, нефти и воды, кгм3; φ=Qв/ Vн+ Qв – объем.доля дисперсной фазы, q0- содерж-ие чистой воды в эмульсии, х – содерж-ие растворенных солей в воде.

Электрические свойства. Нефть и вода в чистом виде - хорошие диэлектрики. Проводимость Н 10^-10 – 10^-15, В – 10^-7 – 10^-8

При незначительном содержании в воде растворенных солей или кислот электропроводимость ее увеличивается в десятки раз. Электропроводимость нефтяной эмульсии обусловливается: кол-ом содерж-ия воды; степенью ее дисперсности; кол-ом растворенных в воде солей и кислот.

Устойчивость НЭ

Кинематическая устойчивость – способность системы противостоять оседанию или всплыванию дисп.фазы под действием архимедовых сил:

к_у=1/ ν

ν – скорость оседания или всплывания ч-ц дисперс.фазы с радиусом r.

Агрегативная устойчивость – способность глобул дисперс.фазы при их столкновении др.с др.или границей раздела фаз сохранять свой первоначальный размер. Характеризует способность глобул к укрупнению.

Флокуляция – слипание глобул (при столкновении с образованием агрегатов из 2х или более глобул).

Коалесценция – процесс слияния (укрупнения) глобул при столкновении др.с др.или границей раздела фаз.

Τ=Н/V; А_у=W₀ – W/W₀*100

Н – высота слоя; V – ср.скорость самопроизвольного расслоения; W₀ – общ.содерж-ие дисперс.фазы в эм-ии; W – кол-во дисп.фазы, расслоившейся в процессе центрифугирования.

На устойчивость НЭ оказ-т влияние: - дисперсность системы; - физико-химические свойства эмульгаторов, образующих на поверхности раздела фаз адсорбционные защитные оболочки; - наличие на глобулах дисперсной фазы двойного электрического заряда; - температура смешивающихся жидкостей; - величина рН эмульгированной пластовой воды.

По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяются на мелкодисперсные с размером капель воды от 0,2 до 20 мк, средней дисперсности с водяными капельками размером от 20 до 50 мк, грубодисперсные - с каплями воды размером от 50 до 300 мк.

НЭ полидисперсные, чем выше дисперсность эм-ии, тем она устойчивее.

27.Естественные эмульгаторы и их влияние на стойкость эмульсии

В-ва, содер-ся в Н (асфальтены, нафтены, смолы, парафины, мех.примеси различных типов) и пл.воде (соли, кислоты).

Естественными эмульгаторы м/б: ионогенные и неионогенные.

Наибольшее влияние на поверх.св-ва эм-ий оказ-т нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые в-ва.

Наличие асфальтенов в Н яв-ся показателем крайне высокой устойчивости и их эм-ий.

Кислоты и соли повышают поверхностное натяжение и поэтому их наз-т инактивными вещ-ми.

Чем лучше сбалансирована полярная и неполярная часть эмульгатора м/у обеими фазами эмульсии, тем эффективнее эмульгирующее действие ПАВ. ПАВ яв-ся дифильными в-ми. Полярная часть ПАВ им.родство с водой. Гидрофобный у/в радикал им.сродство с нефтью.

Состав бронирующей оболочки:

- неорганическая часть (не связанная с природой нефти и пл.воды): вынос тв.минералов пласта, загрязняющие прод-ию скв глинист.р-ми, баритом, продуктами коррозии.

- органическая часть (растворимая в хлороформе): парафины П, гексановые смолы С, бензольные асфальтены А.

В зависимости от соотношения асфальтенов и смол, суммарного содержания основных компонентов стабилизирующего слоя и содержания высокоплавких парафиновых УВ стабализаторы м.б. подразделены на след.3 типа: асфальтеновый (А+С)/II 1,0;

парафиновый (А+С)/II 1,0;

смешанный(А+С)/II 1,0 (0,8-1,2).

28. Промежуточные слои и способы их разрушения.

Промежуточный слой ПС-это слой эмульсии на границе раздела Н и В, образующийся в процессе разделения эмульсии при отстаивании. Характеризуется выс.концентрацией воды по сравнению с поступающим сырьем и находится в условиях динам.равновесия процессов, способствующих его образованию и разрушеню. Наличие промежуточных слоев в технологических аппаратах является результатом неполного разделения эмульсии.

Функции ПС:

- коалесценция, происходящая м/у каплями воды, находящимися в его объеме, м/у собой, и с располагающимся ниже слоем воды;

- фильтрующий эл-т для мелкодисперсной составляющей эм-ии. Замедляя скорость выноса мелких капель, эмульсионный слой увеличивает вероятность их коалесценции с более крупными компонентами.

Высота ПС в отстойнике РВС яв-ся показателем скорости межкапельной коалесценции и опр-ся физ/хим св-ми Н и В, условиями образования эм-ии, показ-ми воздействия реагента-деэмульгатора, г/д режимом, температурой.

Технологические схемы обработки ПС

Основной объем устойчивых эм-ий образуется в отстойных аппаратах предварительного обезвоживания Н, кроме того в аппаратах по очистке воды и технологических аппаратах в виде донных осадков.

Накопление устойчивых осадков опр-ся 2 факторами: - качеством поступающего сырья; - особенностями технологической подготовки нефти.

Концентрация сульфида железа в эм-ия ПС м.достигать нескольких тысяч и десятков тысяч мг/л, хотя ухудшения разделения эм-ии м.происходить и при невысоком его содержании – 200 мг/л.

Для увеличения стаб-ти работы узла УПС предварительного обезвоживания Н рекомендовано использование резервуаров в блоке с системой УЛФ.

Основные технологические приемы, используемые для обработки устойчивых эмульсий:

- ↑ дозировка деэмульгаторов (2-5 раз до 500-3000 г/т. Однако сущ-т предельное содерж-ие в Н сульфида железа, выше к.разрушить эм-ию только повышением расхода деэм-ра невозможно);

- применение специально разраб-ых деэм-ов и реагентов (анионоактивные реагенты (МЛ-80, сульфанол, СНПХ 4705). В состав реаг-ов м.входить комплексоны (реагенты СНПХ 4802, ДПФ-1). Использование растворителей (бензин, ароматические УВ, нагретая нефть) они снижают устойчивость эм-ий за счет растворения прир.стабилизаторов – асфальтенов, смол. При смешении с легкой УВ жид-ю, в кач-ве к.м.использоваться безвод.лег.или особолегкой Н в достаточно большом количестве – до 5 частей на 1 часть эм-ии);

- увеличение времени отстаивания (до суток и более);

- повышение температуры (от 70 до 150С и выше);

- промывка в слое воды (способствует переходу части мехпримесей в объем воды);

- динамическое воздействие (увеличивает кол-во столкновений и повышает вероятность их коалесценции. Осуществляется путем циркуляции с использованием насоса);

- центрифугирование (наиболее эффективно при нагреве продукции).

Кроме того, возможно использование таких приемов как:

- барботаж острым паром; - магнитная обработка; - УЗ обработка; - возд-ие эл.полем; - метод обращения фаз; - фильтрация; - возд-ие вакуума.

29. Основные направления и развитие методов подготовки нефти

1)Отстаивание, 2)центрифугирование, 3)термообработка, 4)хим. обр-ка, 5)промывка в водном слое, 6) вымораживание, 7)выпаривание, 8)обр-ка в эл. поле.

Применяемые методы подготовки нефти основаны на исполь-ии принципа естественного расслоения эм-ии на Н и В в поле сил гравитации.

Отстаивание. Гравитац-ое осаждение обеспечивает простое разделение Н и В, тогда как др. методы дестабилизируют эм-ию и активизируют коалесценцию, приводящую к увел-ю размера капель воды. При отстаивании отделяется свободная вода и оседают капли эмульгированной В. Скрость разделения э. при отстаивании опред-ся: разностью ρ Н и В; d капель В (осаждаемой ч-цы); μ_н среды.

Тепловые методы Увел-ие тем-ры до опред-го предела способ-ет интесиф-ии всех стадий процесса деэмульгирования. При нагреве эффек-ть разделения э. увел-ся в рез-те след-х процессов: - ↓μ нефти, что приводит к ↑ энергии столкновения капель и ↑ ск-ти осаждения капель; - ускоряется молекулярное движение; -ослабляются бронирующие оболочки. Вымораживание. Метод основан на переводе В в иное агрегатное состояние. Когда вода превращается в лед, она расширяется, растягивает оболочку и ослабляет ее, делая возможной коалесценцию капель при контакте. Несколько послед-х замораживаний и оттаиваний позволяет разрушить э-ю. Этот метод не получил широкого распространения. Выпаривание. Способ также основан на изменении агрегат. сост-я В и в переводе его в пар. Вода вместе с лег. фракциями Н м.б. отогнана нагреванием, а затем осаждена каким-либо способом. Легкие фракции возвращаются в нефть.

При центрифугировании вода и мех примеси выделяются из Н под действием центробеж-х сил.

Промывка в водном слое. Эффек-ть метода опред-ся: 1. достаточным разрушением бронирующих оболочек на каплях эмульгир-ой воды при оптимальной обр-ке э-ии деэмульгатором. 2. распреде-я потока на множество мелких струй, что мах-но ↑ пов-ть контакта с В., 3. t-ой воды. Хим. методы основаны на применении ПАВ. Эл. методы. В высоковольтном эл. поле капли В поляризуются, т.е. на противоположных концах капель появ-ся разноименные заряды, что заставляет их сближаться друг с другом.

36. Ассортимент деэмульгаторов, применяемых в ОАО «Татнефть»

В РТ используются де-ры:

г. Казань: ЗАО «Химтехно» - Рекод 118, 758, 118А₂, 118Н₃, 118Н₄; ОАО «Напор» - РИФ, РИК, РИК-1, РИК-2. ЗАО «Протон» - ДИН-4, ДИН-1А (10, 11). ОАО «НИИнефтепромхим» - СНПХ-4501,440,4114,4460,4880,4410,4870,4810А,4802.

В институте ТатНИПИнефть разработана серия д-ов марки ТНН для подготовки нефти с различ. св-ми (ТНН 2.1).

Импортные: LML-4312, Доуфакс DF-70, Дисолван 4490, дисолван 4853.

ЗАО «Флекс» (г. Пермь)- ФЛЭК-001,004; ООО «Сондэм» (Уфа) - Сондэм – 4701,4301

30.Методы разрушения нефтяных эмульсий обратного типа.

Существует несколько способов разрушения нефтяных эмульсий 1) путевая (внутритрубная) деэмульсация за счет подачи искусст-х ПАВ, 2) гравитационное разделение (отстой), 3) центрифугирование, 4) фильтрация в пористых средах(ч/з тв. гидрофиль и гидрофоб пов-ти), 5) термохимическое воздействие, 6) электродегидрирование, 7) промывка в водном слое, 8) выпаривание, 9) барботирование ч/з слой воды или комбинация перечис-х методов 10) применение растворителей.

Разрушение нефтяных эмульсий, осуществляемое в промысловых условиях, преследует две цели 1) отделение от нефти воды и вывод воды из системы транспорта в пределах месторождения, 2) обессоливание нефти, способствующее продлению жизни трубопроводов и оборудования за счет снижения коррозии.

Разрушение нефтяной эмульсии происходит в трубах на пути движения по стволу скважины выкидной линии и сборному коллектору вплоть до установок подготовки нефти.

Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с этой эмульсией в процессе ее движения до УПН и разрушает ее.

Гравитационное разделение применимо к свежим нестойким эм-ям, способным расслаиваться на Н и В вследствие разности ρ компонентов. Нагрев эм-ии при отстое ускоряет их разрушение, т.к. при этом умень-ся прочность бронирующих оболочек, увел-ся интенсив-ть движения, увел-ся частота столкновения глобул воды, умень-ся μ среды и увел-ся разность ρ.

При центрифугировании вода и мех примеси выделяются из Н под действием центробеж-х сил. Можно восполь-ся ур-ем Стокса, заменив в нем ускорение силы тяжести g ускорением центробеж силы а: F_ц=mw²/R, w_r=d²(ρ_в-ρ_н)a/18μ_н, R-радиус вращения, w-окружная скорость ч-цы жид-ти. Ускорение центроб силы: а=w²/R=4π²Rn², n-число оборотов центрифуги.

Фильтрация ч/з ТВ. пов-ти. Деэмульсация нефтей основана на явлении селективного смачивания.Нестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, которым м.б. гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы. Фильтрующее вещество должно отвечать следующим требованиям 1) быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксп-ю, 2) хорошую смачиваемость, водой, с фильтрующим в-вом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценция капель.

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

Электродегидраторы ЭДГ применяют для глубокого обессоливания средних и тяжелых нефтей. Устанавливают его после блочных печей нагрева и после отстойников. Расстояние м/у электродами 25-40 см, питаются они от 2-х трансформаторов мощностью по 50 кВт. В ЭДГ эмульсия проходит ч/з 3 зоны обработки: Первая зона – эм-ия проходит слой отстоявшейся воды, уровень к-ой поддерживается автомат-ки на 20-30 см выше раздаточного коллектора. В этой зоне э. подвергается водной промывке, в рез-те к-ой она теряет основную массу пл. воды. Вторая зона – обезвож-ая э-ия, двигаясь в вертик. направлении с небольшой скоростью, подвергается обра-ке слабой напряженностью. Третья зона – М/у уровнем отстоявшейся воды и нижним электродом, а затем в зоне сильной напряженности. Производ-ть по товарной нефти от 2-5 до 8-11,5 тыс. т/сут.

Дата добавления: 2015-07-13