![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfРис. 6.6. Зависимость гидравлического уклона от расхода при перекачке смеси нефти и воды
Смена структурных форм происходит тогда, когда у системы есть возможность за счет внутренних изменений занять положе ние с меньшей внутренней энергией (2-й закон термодинамики).
Данный способ гидроперекачки во избежание образования в на сосах стойких эмульсий применяется только на коротких тру бопроводах. Таковым, например, является нефтепровод Кош- тар—Ляльмикар в Узбекистане (Z) = 200 и 168 мм, I = 26 км). Он был пущен в июне 1974 г. для изотермической перекачки коштарской нефти (р = 959 кг/м3, = 298 К). Однако в августе того же года, несмотря на жаркие климатические условия южно го Узбекистана, нефтепровод был «заморожен». Гидроперекач ка по нему со свободным вводом фаз в трубопровод оказалась весьма эффективной. За 2 года эксплуатации был получен эко номический эффект около $100 тыс. по сравнению с перекачкой одной нефти.
Для перекачки высоковязкой смеси нефтей месторождения Камышлджа и Окарем (Туркмения) институтом ВНИИСПТнефть опробована технология гидроперекачки с использованием воды Каспийского моря.
Перекачка нефтей,
предварительно подвергнутых барообработке
Барообработкой называется обработка неньютоновских неф тей давлением с целью улучшения их реологических Свойств.
Процесс барообработки заключается в следующем. Если в гер метически закрытом сосуде, заполненном неньютоновской неф тью, создать избыточное давление />0, последнее со временем медленно падает до некоторого значения Рп. Скорость падения давления и разница между начальным Р0и конечным Р давле ниями зависит от величины Р0 и реологических свойств" нефти. Замечено также, что если время выдержки начального избы точного давления составляет 10 часов и более, то при повторном нагружении до начальной величины Р0опять наблюдается сни жение давления, но в меньшей степени. При определенном чис ле циклов нагружения уменьшение давления в замкнутой систе ме не происходит.
Выполненные параллельно реологические исследования по казали, что свойства барообработанных нефтей существенно улучшаются. Причина такого изменения свойств неньютонов ских нефтей заключается в их составе. Нефти с большим содер жанием парафина и асфальто-смолистых веществ представляют собой коллоидные системы, дисперсной фазой в которых яв ляются частицы асфальтенов, а дисперсионной средой —смесь различных углеводородов и растворенные в них смолы. Стаби лизаторами являются сольватные слои вокруг мицелл асфаль тенов, образуемые смолами, ароматическими и нафтеновы ми углеводородами. Степень сольватации мицелл асфальтенов определяет дисперсность асфальтенов в нефти и соответственно ее структурно-механические свойства. По-видимому, барообра ботка влияет на степень сольватации мицелл асфальтенов.
Исследования показали, что наибольший эффект дает баро обработка нефтей в виде многократных, кратковременных, им пульсно-циклических воздействий давления на исследуемую неньютоновскую систему. Так, применительно к бузачинской нефти (р = 902 кг/м3 и v = 1,23-Ю-4 м2/с при Т = 297 К) данная схема барообработки выглядит следующим образом: кратковре-
менное (3 мин) нагружение избыточным давлением Р0= 3 МПа — сброс давления до атмосферного —выдержка при атмосферном давлении в течение 1 мин —снова 3-минутное нагружение избы точным давлением Р0 = 3 МПа и т. д. Улучшение реологических свойств прекратилось на восьмом цикле, т. е. примерно через 0,5 часа: нефть стала вести себя как ньютоновская жидкость.
Усиление эффекта барообработки достигается предваритель ной добавкой в нефть синтетических высокомолекулярных со единений (например, полиизобутилена).
Практическая реализация метода барообработки осущест вляется следующим образом. Головной участок трубопрово да после насосов длиной несколько сотен метров выполняется в виде двухниточной системы. Каждая «нитка» имеет диаметр, равный диаметру основной магистрали, и снабжена электроприводными задвижками с обеих сторон. В начальный момент времени обе «нитки» при закрытых выходных задвижках запол няются неньютоновской нефтью и нагружаются необходимым давлением. После требуемой выдержки давление сбрасывает ся, и спустя заданное время нефть из одной «нитки» вытесня ется порцией необработанной нефти, которая тут же отсекается со стороны выхода. Пока осуществляется барообработка новой порции нефти, в основную магистраль вытесняется барообра ботанная нефть из второй «нитки» и т. д. Время барообработки в данном случае равно времени вытеснения нефти из параллель ной «нитки», а давление —не меньше, чем начальное давление перекачки.
Данная схема реализована при перекачке высоковязкой бузачинской нефти на Дюбендинской перевалочной нефтебазе (Азербайджан). Перекачка ведется насосами НК 560-300. Двух ниточная система представляет собой две параллельные трубы диаметром 720 мм и длиной 304 м. Для отсекания нефтей исполь зуются задвижки ЗКЛПЭ-75 с электроприводом ЭПВ-1000 Г. Нефть нагружали давлением 2,45 МПа в течение 2 минут и вы держивали 1 минуту после сброса давления. В результате ее вяз кость при температуре перекачки уменьшилась на 36 %.
Применение метода барообработки целесообразно на тру бопроводах относительно небольшой производительности при
высоком уровне автоматизации управления задвижками. Сле дует также подчеркнуть, что после примерно 7000 циклов нагру жения и разгрузки наблюдается явление усталости металла, что чревато разрывами труб, входящих в участок барообработки.
Перекачка нефтей с применением термодеструктивной обработки
Термодеструктивной обработкой называется нагрев высоко вязких нефтей до 490 °С при соответствующем давлении с це лью расщепления (деструкции) высокомолекулярных соедине ний на легкие маловязкие углеводородные составляющие.
Принципиальная схема термодеструктивной обработки неф тей приведена на рис. 6.7. Исходная нефть после предваритель ной сепарации на промысле смешивается с конденсатом легких фракций из емкости 77, нагревается в подогревателе 7до темпе ратуры 60... 120 °С и под давлением 0,3...2,5 МПа поступает на обезвоживание в группу отстойников 2. Здесь от нее отделяет ся вода, после чего смесь забирается насосом 3 и перекачивается двумя потоками: один направляется в печь деструктивной обра ботки 4, а второй —в линию, по которой подготовленная нефть выходит с установки в накопительный резервуар 13.
Термодеструктивная обработка проводится в печи при дав лении 2...3 МПа и температуре до 490 °С. Далее горячая нефть направляется в холодильник 5. Чтобы ускорить прекращение процесса термодеструкции, в нее добавляют холодную нефть из параллельной линии. В сепараторе 6 производится отделение от нефти выделившихся газов, после чего они направляются в воз душный холодильник 7. Образовавшийся при этом конденсат из сепаратора 8 откачивается насосом 9 в конденсатосборник 77, а несконденсировавшиеся газы сжигаются в печи 4. Газы, вы деляющиеся в отстойниках 2, обрабатываются аналогично. По лучаемый конденсат из конденсатосборника 77 подмешивается к исходной нефти с помощью насоса 72.
Результативность термодеструктивной обработки изучалась на примере мангышлакской нефти и нефти Русского месторож дения. В первом случае при 20 °С вязкость нефти, обработан ной при температуре 475 °С и давлении 2 МПа, уменьшается по
а б
Рис. 6.8. Устройства для выработки высокопарафинистой нефти:
а - в резервуарах и земляных амбарах; б —в трубопроводе; I - сито; 2 —пояс; 3 —вибратор; 4 —трубопровод для откачки суспензии; 5 —каркас; 6 - кольца с сетками
Виброобработка производится виброситом с размером яче ек от 1,5 до 8 мм в течение 1...5 минут при частоте колебаний 20...250 Гц. Выбор указанных параметров объясняется тем, что при частотах колебаний менее 20 Гц разрушение структуры па рафина в нефти до мелкодисперсного состояния не происходит, а при частотах свыше 250 Гц вибросито вырывает застывшую нефть кусками и разбрасывает по поверхности, не успевая pàs^ рушить структуру в ней.
Устройство работает следующим образом. Включают вибра тор 3 и при температуре нефти на 5... 10 градусов ниже темпера туры застывания погружают его в нефть. Нефть проходит через ячейки вибросита, парафиновая структура в ней разрушается, и образующаяся суспензия через отверстия в корпусе вибратора попадает во всасывающий трубопровод 4.
Разрушение парафиновой структуры в нефти можно произво дить и непосредственно в трубопроводе. Для этой цели исполь зуется устройство (рис. 6.86), состоящее из каркаса 5, внутри ко торого укреплены кольца с сетками (плоскими или вогнутыми) 6. Размеры ячеек и частота виброоработки та же, что и в устрой стве, рассмотренном ранее. Разрушение формирующейся струк
туры происходит в результате возвратно-поступательного дви жения каркаса вдоль направления движения потока.
Об эффективности данного метода улучшения реологических параметров парафинистых нефтей говорит следующий факт: динамическая вязкость мангышлакской нефти при температу ре на 5... 10 градусов меньшей температуры ее застывания по сле обработки виброситами при градиентах скорости сдвига 2800...3200 с-1 уменьшилась с 18...20 до 0,5... 1 Па с.
Однако с течением времени структура парафина в нефти вос станавливается. В зависимости от состава нефти для этого требу ется от нескольких часов до нескольких суток. Эксперименталь но установлено, что высокопарафинистые нефти, не содержащие асфальтенов, практически не изменяют своих свойств после меха нического разрушения, т. к. структура парафина после прекраще ния ее разрушения восстанавливается очень быстро. По мере уве личения содержания асфальтенов в высокопарафинистой нефти продолжительность восстановления структуры увеличивается. Это связано с тем, что молекулы асфальтенов адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют образова нию прочной парафиновой структуры. Вместе с тем превышение некоторого оптимального содержания асфальтенов в нефти на столько загущает ее, что вязкость снова начинает расти.
Метод виброобработки используется в незначительных мас штабах, т. к. установки малопроизводительны. Основная об ласть его применения —это откачка застывшей нефти из резер вуаров, земляных амбаров и технологических трубопроводов.
Перекачка высоковязких нефтей в смеси с жидкими углеводородными разбавителями
Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких нефтей и нефтепродук тов является применение углеводородных разбавителей: газово го конденсата и маловязких нефтей.
Использование разбавителей позволяет довольно существен но снизить вязкость и температуру застывания нефти. Во-пер вых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, если
в маловязкой жидкости, используемой в качестве разбавителя, содержатся асфальтосмолистые вещества, последние, адсорби руясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют обра зованию прочной структурной решетки.
Первые в нашей стране опыты по перекачке нефтей с разба вителями были проведены А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. В этих опытах высокозастывающую нефть смешивали с керосиновым дистиллятом и перекачивали по трубопроводу. Полученные результаты были настолько хороши, что исполь зовались при проектировании нефтепровода Грозный—Черное море. В дальнейшем исследованием вопросов перекачки высо ковязких нефтей с разбавителями занимались Л. С. Абрамзон, Р. А. Алиев, Э. М. Блейхер, В. Е. Губин, Р. Г. Исхаков, В. А. Ку ликов, Л. С. Маслов, Ю. А. Сковородников, Ю. В. Скрипников,
В.Н. Степанюгин, П. И. Тугунов, В. А. Юфин и другие. Оценка величины кинематической вязкости смеси может
быть сделана по формуле Вальтера
lg lg(vCM+0,6) = (l~KB)\glë {vH+0,6)+Кв-lglg(v/p +0,6),
где vHУр Уа» — кинематическая вязкость соответственно разбавляемой нефти, разбавителя и их смеси (в мм2/с); Кв —весовая концентрация разбавителя в смеси,
Кв% и - К \ р н- Р РУ
Рн’Рр —плотность соответственно разбавляемой неф ти и разбавителя; К —объемная концентрация разбави теля в смеси.
Оценим влияние добавления маловязкого разбавителя на ра боту нефтепровода. Изменение вязкости смеси нефти с разбави телями удобно описать формулой М. М. Кусакова
(6.19)
где ау —коэффициент, определяемый в результате лабора торных исследований свойств смесей нефти с разбави телем.
Потери напора при перекачке высоковязкой нефти равны
|
2-т |
• L |
|
h |
= 0 Q : |
||
|
где QH—расход высоковязкой нефти. Для разбавленной нефти
= р О т
D5 - т
Если наложить условие, что hT^= Лг то в трубопроводе уста навливается расход
|
|
а у •т -к |
|
(6.20) |
k |
QCM= Q „ e ~ ^ |
|
||
av ‘m ’K |
|
|
|
|
то есть в е 2~т раз больше. |
|
|
|
|
Расход смеси |
складывается из нового расхода высоковяз |
|||
кой нефти Q'H и расхода разбавителя Qp, т. е- |
|
|||
|
QCM= Q: + QP |
|
|
|
Поделив обе половины данного уравнения на |
и принимая |
|||
во внимание, что по определению Qp/ |
** К, получим |
|||
|
<L |
о: |
|
(6.21) |
|
1-К |
|
|
|
|
|
|
|
|
Решая совместно (6.20) и (6.21), находим новый расход нефти |
||||
в трубопроводе после ее разбавления |
|
|
||
|
|
|
|
(6.22) |
т. е. расход нефти изменяется в число раз, равное |
|
|||
|
X Q = ( l - K ) - e 2-” |
|
(6.23) |
Нетрудно видеть, что изменение кониеНТРации разбавителя влияет на изменение расхода неоднозначН0' ПРИ увеличении К величина первого сомножителя в форму#6 (6-23) уменьшается, а второго —растет. Это позволяет предп£>#агать наличие некой оптимальной концентрации разбавителя? обеспечивающей до стижение максимума^.