集输生产影响因素分析及建议.docx
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集输生产影响因素分析及建议
集输生产影响因素分析及建议
一、原油集输系统生产现状
二首站、四净站、临南联合站、盘二联合站4座联合站总计液量处理能力5.34×104t/d,实际处理量3.64×104t/d。
原油处理能力1.07×104t/d,实际处理量0.45×104t/d。
二首站、四净站、临南联合站采用三相分离+电脱水密闭处理工艺,建有原油稳定系统。
原油稳定能力253×104t/a,实际稳定量108×104t/a,年产稳定轻烃2.77×104t。
原油处理工艺流程:
采油队来油——三相分离器——原油缓冲罐——脱水泵——脱水加热炉——电脱水器——原油稳定——外输油罐——外输泵——外输加热炉——流量计外输。
盘二联为三相分离器+电脱水器半密闭处理工艺,未建设原油稳定装置。
原油处理工艺流程:
采油队来油——三相分离器——二次沉降罐——脱水泵——脱水加热炉——电脱水器——外输油罐——外输泵——外输加热炉——流量计外输。
一首站、长输站、济南末站3座原油外输站总外输能力320×104t/a,实际外输量191×104t/a。
根据输油量不同主要采用越站输送和长输站加压两种模式混合应用。
二、问题的提出
临盘油田开发于70年代,目前已进入开发后期,为保持油田稳产,措施油井数量增加、投加药剂量增大、油品物性较差的边远井开发力度加大,造成油品物性变化、油井含水率上升、伴生气量减少,给原油脱水带来了一定困难。
为了适应油田后期开发给集输系统原油脱水带来的影响,临盘采油厂集输站库进行了一系列相应的技术改造。
2009年为适应采油四矿开发需要,更新了4台3000*14600高效油气水砂分离器;2010年对四净站进行改造,更新了5台3000*9600高效油气水砂分离器、密闭缓冲罐2座、电脱水器2台;2006年二首站更新三相分离器2台,2012年对二首站进行改造,增加4000*17600三相分离器1台及加药泵和配套流程;2013年计划对盘二联进行改造,更新电脱水器2台、密闭缓冲罐1座。
如何进一步优化生产工艺,保证原油脱水工作正常进行;如何调整原油脱水设备工艺参数,应对复杂油品的处理,保证原油外输含水达标;如何优化破乳药剂投加量,在保证油、水指标的前提下,降低成本,提高经济效益;是摆在我们集输系统面前的重要工作。
三、影响原油脱水的要因分析
一般原油脱水的工业生产装置是联合沉降分离、化学破乳、润湿聚结、电聚结等方法中几种的综台应用,以便形成较完善的工艺过程,使原油脱水生产过程效率高,脱出油质量好、生产成本低、经济效益高
(一)影响原油脱水的因素
1、原油比重和粘度的影响。
水滴从油中分离出来要靠比重差,水的比重变化不大,而原油的比重范围变化较大,从0.8-1.0,原油比重越小、油水比重差越大,分离越容易,相反就越困难。
粘度表示原油的内摩擦力,粘度越高内摩擦力越大,但水滴要从原油中沉降下来必须克服原油的内摩擦力,因此粘度越大,油水分离越困难。
就胜利油田来说临盘、纯梁、东辛原油相对比重和粘度较小,脱水比较容易;孤东、孤岛、现河则相反。
临盘采油厂来说,临南、商河油田原油相对比重和粘度较小,脱水比较容易;采油四矿近年来随盘40等区块的开发,原油比重和粘度也有所下降。
2、原油化学组成的影响。
石蜡是电的不良导体,石蜡基原油具有良好的电气绝缘性能,在电脱水过程中容易建立起高强度的电场,耗电量低,脱水效果好。
胶质、沥青质为“油包水”型乳状液的乳化剂,因此胶质沥青质原油的乳化液稳定性高,导电性强,不易维持高的电场,在电脱水过程中耗电量大。
如胜坨、孤岛原油采用的同一脱水装置变压器容量需要比临盘大2-3倍。
对于环烷基原油,由于原油中的环烷酸值高。
若采出液中钙离子多则原油脱水比较困难,因为钙离子与原油中的环烷酸形成环烷酸钙盐,这是一种良好的“油包水”型乳化液的乳化剂,能加深原油乳化。
若采出液中钠、钾离子多则原油脱水比较容易。
3、油田开采过程中乳化程度的影响。
对于地层能量高,油气比大,自喷能力强的油田,油、气、水高速通过油嘴,使水滴喷的很细,乳化严重,原油脱水困难。
而能量低,采用抽油机开采的原油,相对脱水要容易些。
含盐量低的原油,脱出水由于缺乏盐的聚集作用,往往带油严重,需要加表面活性剂来减少污水中的含油量。
4、洗井液的影响。
洗井为采油队油、水井维护的常规措施,具有不定期性、集中排液的特点,洗井液中携带的固体杂质较多,并且对破乳剂的脱水效率有影响,低温时影响较大,容易造成油水界面处悬浮颗粒增多,有利于过渡层产生,影响原油脱水。
5、气体的扰动影响。
油井来液中原油溶解气的析出量大,易产生内部紊流现象,对油水产生搅拌作用,不利于脱水。
来液中原油溶解气析出量小,在层流状态下,有利于脱水。
(二)影响化学破乳的关键因素
原油、水、乳化液在管道、阀门、设备中的流动,对乳化液的形成和破乳均有较大影响。
添加破乳剂,以流体动力和管道作为搅拌、碰撞聚结的手段和空间,实现破乳脱水,避免乳化,能起到降粘(纯油的30%~50%)、节约破乳剂(约50%)的双重功效。
临盘采油厂采用的是采油队油井井口添加破乳剂、管道破乳降粘,联合站来油阀组加药,进行电-化学脱水的集输工艺。
1、沉降时间的影响。
含水原油的沉降分离需要有一个过程,在研究分离过程时,大都引用斯托克斯定律。
V=d2/(p水-p油)u油
即水滴的沉降速度与水滴直径平方成正比,与油水密度差成反比,与外相油粘度成反比。
在实际生产中,由于各参数是相对变化的,无法用以上公式进行直接确定。
沉降分离中沉降时间与水层高度有十分重要的关系,水层高度低,原油沉降时间长,反之沉降时间短。
2、温度的影响。
随着温度的升高,一方面原油粘度降低,水滴沉降速度增大,水滴易于在原油中沉降;另一方面原油体积膨胀系数变大,油水密度差增大,也有利于水滴在原油中下沉。
但温度过高,会引起水蒸汽随着原油伴生气逃逸到沉降设备上层空间,增加扰动的影响,影响水滴沉降。
3、油水界面的影响。
(1)油水界面过低会影响出油含水及乳化层高度。
水层过低时,分离设备内部由于下部进液压力对油层的搅动和冲击,油水界面处于一片混浊状态,油层原油已有一定程度的破乳,油水微观状态已经分离,但物质形态还处于无法分离状态。
若长时间油水物质形态得不到分离,加之破乳剂的作用,会重新形成乳化层,造成出油含水、乳化层升高。
(2)油水界面过低影响出水水质。
油水界面过低会导致污水含油升高,污水排放过程中,部分原油来不及上升到油层中去,随污水排出。
如果设备清罐不及时,存在设备底部的粘土质、沥青质等成分会在水层波动时,在搅动的作用下随污水一起排出。
(3)油水界面过高的影响。
油水界面过高会造成沉降时间严重不足,引起出油含水超标。
另外,低于水密度的破乳剂进入沉降设备后,向上朝油层高度扩散,降低“水洗”效果,造成破乳剂浪费。
4、液量的影响。
来液的平稳均衡是影响沉降设备运行的一个重要因素。
主要影响有卸油台来油液量过大的波动,污水池提升液量波动的影响,设备本身出水量不平稳,电脱水器放水液量的波动以及流程切换过程中引起的液量波动。
这些都会破坏沉降过程的动态平衡,影响沉降时间,引起过渡层增大,严重时导致含水波动。
四、提高脱水设备运行质量
(一)如何提高三相分离器运行效果
1、分离器的工作原理。
目前我厂采用的三相分离大多数为HBP生产的高效分离器,来液通过进口进入入口旋流预分离件,依靠离心及重力分离原理实现气液初步分离,进入气相空间的气体首先进入聚结整流填料进行整流,在其下游空间脱除大于100um的液滴,再进入气体出口的丝网捕雾器脱除大于10um的液滴后,通过出口流出设备。
分离出的液相下降到沉降室。
在沉降室内,原油中的水滴经过填料整流聚结,水滴变大,下降到水相。
分离出的原油翻过隔板进入油室,经油出口流出分离器。
含油污水进入水层,经过填料整流聚结,在水相内脱除浮油后,经水出口流出分离器。
沉降分离室分离出的泥砂可以通过定期排砂,经排砂口流出分离器
2、分离器的技术特性。
HBP分离器具有以下技术特点:
采用旋流离心分离技术,加快相间分离速度,提高分离效率;采用聚结、整流分离填料,改善分离条件,提高油、水分离效率;采用助排式排泥砂技术,确保泥砂及时排出,为油水有效分离提供更多有效空间;采用高度可调水管,可随时调整油水界面,提高了分离器适应能力;实现了界面、液位、压力自动控制,消除了人为因素对分离器运行的影响。
图2三相分离器结构图
3、合理控制分离器参数,提高运行效果。
(1)合理控制油水界面。
在目前生产条件下,各采油队来油物性、温度、压力短期内基本变化不大,油水界面的控制对分离器的运行效果非常重要,直径3000mm的分离器一般水位控制在1.5-1.7m,直径4000mm的分离器一般水位控制在2.1-2.3m,分离效果较好。
油水界面除了在分离器投运初期进行调整外,每年春秋两季,采油队来液温度变化时也需进行调整。
此外,新井增加较多和分离效果变化时也要及时进行调整。
(2)合理控制分离器压力。
分离器压力是影响分离效果的另一个主要困素,一般来说压力控制在0.22-0.25MPa左右分离效果较好。
伴生气量越大,压力控制应相对提高,气量越小,可适当降低压力。
但目前各矿为降低采油队来液回压,分离器压力控制相对较低,大约在0.15-0.18MPa之间。
建议各站分离器压力控制在0.18-0.20MPa左右,这样即可以消除气体扰动影响,也为克服卸油、污水提升、电脱回掺放水的影响提供必要的能量,同时也兼顾了采油队回压。
分离器压力自动控制可以很大程度上保障分离器的运行平稳,提高分离效果。
分离器控制压力适当增高,可以减少调压阀的调整次数,更好的提高分离器运行质量。
要消除降低分离器压力增加天然气产量的误区,我厂集输站库都采用了密闭生产工艺,即便分离器中部分溶解气没有分离出来,在下游的缓冲罐中也能分离出来进入气管网,不会消失。
(3)合理控制药剂投加量。
由于采油队来液量和来液压力的不均衡性,会导致各分离器加药量不均匀,有的分离器来液量大、压力高反而加药量少,造成分离效果差。
目前二首站基本实现了各台分离器单独一条管线加药,流量监测控制。
盘二联也自己想办法,在每台分离器加药管线上加流量计进行加药量控制。
临南联合站应用了自动加药系统。
四净站为一条加药管线,来油阀组加入点前用阀门调节控制。
为进一步提高分离器效果,一是要根据各分离器来液量、油品物性找出最佳加药量,实行按需加药。
各站在这方面都做了大量工作,但加药量并不是固定不变的,随来液变化要经常进行调整,才能收到良好效果。
二是使每台运行分离器压力保持一致,便于加药量的调节,保证加药量。
三是对加药流程进行改造,增加加药量监测,提高加药效果。
2013年要重点加强这方面工作。
(4)合理控制分离器温度。
来液温度主要受采油队来液温度的影响,目前采油二矿各队来液温度相对稳定,基本能达到40℃以上。
其它各站都存在部分采油队冬季来油温度较低的影响,盘二联合站分离器带有加热装置,可通过增加油相温度提高分离效果,但热源温度应控制在95℃以内,避免温度过高使油相中水滴汽化造成的扰动影响,影响分离效果,造成换热器腐蚀加快,缩短使用年限。
二首站和临南联合站可采用高温水回掺或采油队来液混合分离的办法,提高分离温度,达到提高分离效果的目的。
另外,为降低来液量变化对分离器油水稳定层带来的冲击和扰动,应合理控制卸油泵排量、污水提升量、电脱压力放水量,做到尽量平稳,提高分离器运行质量,保证分队计量的正常运行。
(二)电脱水器的影响因素及参数控制
1、电脱水器的工作原理
电脱水是在电场的作用下靠电场力的作用将乳化原油中水颗粒的界面膜破坏或削弱,强迫水颗粒合并的过程。
水颗粒是极性分子,在电场的作用下,正负电荷向两端聚集而形成一端带正电荷,一端带负电荷的偶极子。
这样一方面两端都要被吸引到与之所带电荷相反的电极上去,使水颗粒被拉伸成长椭圆形;另一方面对邻近带不同电荷的两个水颗粒增加了吸引力,所以削弱和破坏了油水界面膜,加速了水颗粒的合并。
图3电脱水器结构图
2、电脱水器运行不稳定的影响因素
(1)操作不平稳的影响。
操作规程中“三勤五平稳”讲的就是保证脱水器的运行参数平稳,保持温度、压力、流量、含水、油水界面平稳,达到良好的脱水效果。
一旦电脱水系统的平衡被破坏,就需要花很长时间去建立,影响脱水质量。
2010年在四净站原油处理系统改造过程中,电脱水系统采用了自动控制脱水。
一是采用了油水界面仪测量电脱水器水位,与原来的看窗放水观察相比,具有可靠性高、时效性高,可随时监测电脱水器水位。
二是运行更加平稳,采用了出油、出水自动控制,系统根据电脱水器水位和压力变化自动调节出水、出油阀开度,避免了人工操作带来的参数波动,达到设备平稳运行。
三是实现了自动调节运行,电脱水流量采用缓冲罐液位与脱水泵变频连锁,根据缓冲罐的液位变化,脱水泵自动调节排量。
在二首站、盘二联的改造中也将推广应用。
(2)采出液的影响。
在新井钻探,措施油井压裂、酸化过程中大量药剂的投加,油井维护过程中的药剂投加,水井洗井中产生的杂质,这些都对原油的物性产生影响。
地层表面活性剂、聚合物中间含有导电性介质,乳化液稳定剂,都会增加电脱水的难度。
(3)温度的影响。
如前面所讲,温度的升高会降低原油粘度,增大油水密度差,有利于油水分离,提高电脱水效果。
但温度的升高,同时也会使原油的饱和蒸汽压升高,给电脱水带来安全隐患,只有增加脱水器操作压力,才能保证脱水器的安全运行。
(4)油水界面的影响。
合理的油水界面能提高电脱水器的处理效果,当建立一定的水位时,原油进入电脱水器后首先进行“水洗”,脱除原油中的游离水,增加脱水效果。
当水位过低时,进入脱水器的原油会增加对油水界面本质分离层的搅动,形成新的乳化液,降低脱水效果。
水位过高,一是减少了底部电极与电脱水器底部之间形成的弱电场的空间,使预脱水时间减少;二是水位过高极易引起脱水器内部电场短路,造成电场波动现象,甚至于引起控制柜跳闸。
3、电脱水器参数的确定。
合理确定电脱水器参数是保证电脱水器运行质量和安全的关键。
(1)脱水温度的确定。
电脱水器的操作温度是根据原油的粘温特性来确定的,原油粘度在低于50mPa.S时,温度对粘度的影响力减弱,粘度的变化对油水分离的影响也减小。
因此,一般确定原油粘度50mPa.S时对应温度为电脱水操作温度,条件允许的情况下可以适当提高操作温度。
(2)操作压力的确定。
电脱水器的最低操作压力至少要比操作温度下的饱和蒸汽压高0.15MPa,否则会在电脱水器顶部产生饱和蒸汽,影响安全运行。
(3)原油在电脱水器内的停留时间,一般根据原油性质和电脱水器的性能来确定,我厂各联合站的停留时间设计为60min,最低一般不低于50min。
4、高含水原油情况下的电场控制。
受采出液变化、设备问题影响,有时联合站会出现脱水不正常的现象,这时电脱水器成为处理这部分高含水原油的最后一道关卡。
对于高含水原油的处理,在电脱水器的油水界面和下层电极之间必须建立一个稳定的辅助电场,这个电场强度要比一般的高电场小4-5倍。
原油进入电脱水器后首先进入辅助电场。
由于电场强度比较低,容易送上电,又能在辅助电场中把含水原油中的大部分水脱掉,再进入高电场时,对平稳电场是有利的。
同时在电脱水过程中,在水面上能产生一层污油,这种污油含水量高,导电性强,这时应严格控油水界面。
如果这部分污油直接进入高电场,容易引起跳闸。
为了使污油在辅助电场内能得到破乳而不至于越积越多,造成电场波动或随水排出,可采取降低处理量,升高处理温度,投加一定量的破乳剂等方式,保持电场稳定。
五、复杂油品处理方法的探讨
1、老化油的处理。
老化油的产生一般主要有以下几种途径:
(1)污水站回收原油。
在污水处理过程中为了保证水质达标,投加了大量的絮凝剂、杀菌剂及净水剂等药剂,这些药剂中含有导电性物质。
因此,污水站回收的污油增加了导电性,电脱水器在处理这部分油品时会导致电场波动。
水质改性后的污水进入沉降罐也会使悬浮物提前沉降,影响出水水质,甚至堵塞出水管线。
(2)落地回收原油。
当管线破损时会产生部分落地原油,一般都采取回收措施。
落地油经过泥沙的污染和长时间在油池中存放老化,形成非常稳定的乳化液,回收进脱水系统后,会造成电脱水器运行不稳定,脱水质量变差。
(3)集输生产过程中产生的老化油。
单井拉油,如果采出原油在单井罐中存放时间过长,会增加原油老化程度;分离器放水中所携带的污油在沉降罐中长期存放也会增加原油老化程度,影响电场运行;电脱水器回掺水中所含污油,会被污水中的乳化剂进一步乳化,也会形成老化油。
处理措施:
老化油处理难度大,对脱水影响较大。
处理老化油的最好方法,首先是减少老化油的产生,尽量采用自动控制,加强分离器、电脱水器参数的优化,做到尽量不产生老化油。
其次,优化污水处理流程,反冲洗水、污水罐放水直接进入污水处理前端装置,减轻污水药剂对原油脱水的影响。
第三,研究推广对原油物性影响小的三防药剂。
第四,研究推广新工艺对污水站及集输过程中产生的污油进行单独处理。
目前的老化油处理装置主要是在高频电脱水技术的基础上,借鉴加热脱水合一设备、螺旋管强化破乳技术和高效水套炉的强化传热技术,采用热化学沉降+高频电场破乳脱水的工艺技术路线,研制的老化油处理试验装置。
第五,筛选合适破乳剂,对老化油进行升温沉降预脱水后,少量回掺到电脱水器中进行处理。
第六,对老化油要及时回收及时处理,避免长时间存放增加乳化程度。
2、酸化油的处理。
由于酸化油中含有大量的酸根,与污水中的钙离子形成酸钙盐,这是一种良好的“油包水”型乳化液的乳化剂,能加深原油乳化,影响油水分离效果。
油井酸化液原则上是不充许进入集输生产系统的,但受到诸多条件影响,有时酸化液外排不彻底,少量酸化液进入生产系统。
进入三相分离器后,造成分离沉降脱水效果极差,出油含水上升,污水含油增高;进入电脱水器后电场造到破坏,出油含水上升,严重时送不上电。
今年9月,采油一矿4口酸化井施工,残余酸液进入二首站,造成油水无法分离,三相分离器紊乱,电脱水效果差,对联合站生产影响长达半个多月。
处理措施:
一是控制源头,建立一套完整的处理机制,各部门联动,从酸化井作业开始,严格把关,杜绝酸化液进入生产系统。
二是对于不可避免的少量酸化液进入系统时要提前作好预防措施,在联合站采取单独进罐,加碱中和、升温沉降脱水。
待含水小于2%时,少量回掺外输。
3、泡沫油的处理。
泡沫原油是在油气分离和(或)原油稳定过程中压力降低和温度升高,使天然气从原油中释出,产生在油气表面的一种现象。
泡沫原油对油气分离产生极大影响,使分离器操作困难,大量原油随天然气进入气管网,影响生产,盘二联多次出现这种情况。
泡沫原油的产生机理是由于原油中含有表面活性剂可作为起泡剂,一些低分子表面活性剂,如脂肪酸、环烷酸,降低了油气表面张力,使泡沫易于产生;一些高分子表面活性剂,如胶质、沥青质,吸附于油气表面,可在油气表面上形成高强度的表面膜,起到稳定泡沫的作用。
处理措施:
泡沫原油不稳定时,可采取降低压力、适当提高温度的方法,减少泡沫油的产生。
泡沫油较稳定或以上措施不具备条件时,可采取加入消泡剂方法处理。
消泡剂主要有溶剂型(低分子醇、醚、醇醚和酯)、表面活性剂型(有分支结构的表面活性剂)、聚合物型(与气和油的表面张力都低的聚合物),溶剂型和聚合物型消泡剂都是使液膜变薄而导致泡沫破坏;表面活性剂型消泡剂是取代液膜表面活性物质形成不稳定的保护膜而导致泡沫破坏。
六、高频脉冲电脱水技术
常规原油电脱水供电装置在处理乳化剂稳定或表面活性剂中含有导电性物性的原油时,无法形成稳定的电场。
常常有短路现象发生,造成工作电场不稳定,影响脱水效果。
1、电脱水机理。
电场中,原油乳化液中两个相邻、粒径相同的颗粒之间的聚结力为:
F=6εE2r6/d4
式中:
ε——原油乳化液的介电常数
E——外加电场的强度
d——两颗水颗粒之间的距离
r——水颗粒半径
从上式中可以看出,要使水颗粒之间的聚结力增大,必须从3个方面着手:
提高电场强度;增大水颗粒直径;缩短水颗粒之间的距离。
高频脉冲电脱水技术从这3个方面都改善了脱水条件。
2、脉冲幅度对脱水效果的影响。
所谓脉冲幅度就是指脉冲电压的峰值。
众报周知,电场强度增大,水颗粒之间的聚结力也相应增大,但聚结力随电场强度的增大也不是无限的。
当电场强度增大到一定程度时,就会发生电分散现象。
即乳化液中的水颗粒在电场的作用下,不是与周边的水颗粒发生凝结,而是逐渐被拉伸,使水滴颗粒变细变长,最后变成两个更小的水颗粒。
显然电分散对脱水是有害的。
脉冲幅度是影响电场强度的直接因素,脉冲幅度越大,电场强度也越高,反之电场强度越低。
选择合适的脉冲幅度,可使电场中即有足够高的电场强度,但又不会导致电分散的发生。
高频脉冲电压输出波形见下图
脉冲周期
脉冲宽度
脉冲幅度
直流电压
4、脉冲宽度对脱水效果的影响。
所谓脉冲宽度是指单个脉冲所持续的时间。
脉冲宽度太小,脉冲持续时间短,乳化液中的水颗粒没有足够的时间吸收电场中的能量,水颗粒还没有来的及发生相应变化,脉冲便消失了,显然这对脱水不利。
脉冲宽度太大,脉冲时间长,水颗粒虽有足够的时间吸收电场中的能量,但又容易产生电分散和电脱水器电极间的击穿现象。
通过脉冲周期为10ms,脉冲宽度为10us的试验表明,脉冲脱水比直流脱水的效果要好。
适当的脉冲宽度应当是即使水颗粒有足够的时间吸收能量,但又不会导致电分散及电极击穿现象的发生,对不同物性的乳化液,其脉冲宽度也不一样。
5、脉冲频率对脱水效果的影响。
在电场中,小颗粒在乳化液中作不停的振动,当外加电场的频率发生变化时,水颗粒振荡幅度也随之发生变化。
当外加电场的振幅频率达到某一数值,与乳化液中水颗粒的固有频率相等或接近时,就会发生共振现象。
此时水颗粒的振动幅度最大,水颗粒处于最不稳定状态,其外表的油水界面膜易被机械破坏。
同时,由于水颗粒振动幅度增大,水颗粒间距离相对缩短,使水颗粒间凝结力变大,并与相邻的水颗粒发生合并,使水滴直径变大。
6、高频脉冲电脱水理论分析。
原油乳状液在电场中脱水时,乳化液的负载特性是容性负载,频率低时分布在乳状液上的电压很低。
当频率增大时电压增大,当增大到一定值时电压趋于不变。
在施加高频电场的瞬间,电压按电容分布,随着时间的持续电压按电阻分布。
当频率低时,分配在乳状液上的电压小,使电场力小;当频率较高时,乳状液形成的电容充放电效果不好,水滴不能很好的响应外电场的变化,脱水效果也不好。
从乳状液电性能可知,任何乳状液都有其临界击穿电场强度,当外加的电场强度超过其临界击穿电场强度时,乳化液会发生短路。
电场消失后,短路消失,不同性质的乳化液其临界击穿电场强度及短路形成的时间和短路消失的时间也不同。
特别是复合驱3次采出液,临界击穿电压低,短路消失时间长,用常规电脱水器很难送电,且经常造成电脱水器电极间短路,对脱水非常不利。
高频脉冲原油脱水装置的供电装置电路结构图见图4。
图中VD1-8为硅整流堆,R为电阻,C为电容,V1-4IGBT为绝缘栅双极晶体管,T为高频脉冲变压器。
高频电脱水器的输入电压为高频脉冲,通过调整高频脉冲的频率和占空比,使高频脉输出时间(脉冲宽度)小于短路形成时间,间隔时间大于短路消失时间。
也就是说乳状液短路形成之前,高频脉冲就消失了,乳状液短路消失,绝缘性能恢复后再发下一个脉冲。
图4高频脉冲原油脱水装置的供电装置电路结构图
图5高频电源发生器电路结构原理及输出电压波形示意图
7、结论
高频脉冲脱水与常规交、直流脱水相比,最大的优点是在处理含水较高、绝缘性能较差的3次采出液时,可以保证脱水器内电场的稳定,从而提高脱水效果。
污水站、注水站回收的污油及油水分离设备的过渡层淤渣含有大量的导电性介质。
这部分无法在常规电场中进行脱水的含水油,采用高频电场脱水技术和频率在几千赫兹之间的绝缘电极对这部分原油进行脱水,这是处理老化油技术的一个方向。
七、分队计量系统应用
按照分公司分队
- 配套讲稿:
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