Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды

Подождите немного. Документ загружается.

Основные гидродинамические параметры потоков нефти в полом (0-

Времен

Отстой

ники

/, мин мин

, мин

т ’

110, мин

1*0, мин

J tc(t)dt

f с {t)d(

0—3

6 24

19 72

0—4

61 8 40 24

ванными трубчатыми распределителями при производитель

ностях 2000 и 3000 м3/сут по товарной нефти. При исследовании

двух аппаратов было сделано 12 запусков радиоактивного изо

топа Brfi Датчики для регистрации изотопа устанавливали по

сечениям аппарата и на выходе из отстойников. В табл. 33 при

ведены основные гидродинамические параметры, характери

зующие процесс движения потоков жидкостей в отстойниках при

Q = 3000 м3/сут. Поскольку производится сравнение аппаратов,

работающих в идентичных условиях, для простоты использованы

ненормированные значения интенсивности излучения (концен

трации) и времени.

Из табл. 33 и рис. 35 видно, что у полого отстойника время

появления первых порций изотопа и достижения максимума ин

тенсивности излучения составляет соответственно 6 и 24 мин,

тогда как у отстойника с предложенными распределителями

это время равно 8 и 40 мин. При этом среднее время пребыва

ния нефти (39 и 51 мин соответственно) в оборудованном от

стойнике на 24 % больше, чем в полом. Доля прямого потока

(с небольшими вихрями) в общем количестве протекающей

нефти составляет у отстойника с распределителями 80 %, у по

лого— 62%. Большая величина асимметрии — 2,67 у полого

отстойника указывает на наличие в нем застойных и циркуля

ционных зон. Если у отстойника с распределителями они состав

ляют 21, то у полого — 38 %.

Таким образом, проведенный анализ подтверждает, что по

основным гидродинамическим параметрам отстойник с распреде

лителями более совершенный аппарат. Дальнейшие исследова

ния работы отстойников по качеству получаемой нефти пока

зали, что в оборудованном отстойнике содержание воды в нефти

на выходе из аппарата было в среднем в 2 раза меньше, чем

в полом [63].

150

и оборудованном (0—4) отстойниках при производительности 3000 м3/сут

ца 33

характеристики

2< V » >

*«0

f tc(t)<dt

*п

0,60 0,62

0,38

2,67

3,8

0,84

0,80 0,21

1,23

3,4

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПЕРФОРИРОВАННЫХ ТРУБ

И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЕЙ

Эффективность работы нефтепромыслового оборудования

в значительной степени определяется гидродинамическим режи

мом, создаваемым внутри аппарата. Для отстойников, например,

главной задачей является создание по всему сечению аппарата

равномерного движения жидкости, что в первую очередь обес

печивается входными и выходными устройствами, в качестве

которых обычно используют различные маточники, выполненные

из перфорированных труб. Движение жидкости в таких трубах

осуществляется с переменным расходом (массой).

В. М. Маккавеевым и И. М. Коноваловым (1940 г.),

Н. Т. Ненько (1937 г.), Г. А. Петровым (1948 г.) получены

уравнения движения жидкости с переменной вдоль пути массой.

Было установлено, что при движении жидкости в дырчатой

трубе с убывающей вдоль пути скоростью пьезометрический

напор в конце трубы может быть меньше, равен или больше

напора в начале.

Были предложены формулы для приближенного расчета

пьезометрического напора по длине дырчатой распределитель

ной трубы.

Формула М. М. Андриашева:

h = hx + A2 = ( ^ r r ) . (112)

где d — диаметр трубы; Я — коэффициент трения; / — длина

трубы; Vo — средняя скорость движения жидкости в начале

трубы; hi — скоростной напор; h% — потери напора на трение и

смешение масс жидкости.

151

Г. А. Петров (1948 г.) предложил более точную формулу для

определения потерь напора в распределителе, снабженном нор

мальными к оси трубы насадками, а А. М. Грабовский (1952 г.)

уточнил эту формулу, введя в нее коэффициент k:

где k — коэффициент, учитывающий прерывистый характер

распределения расхода в форме отдельных струй; п — число

отверстий на расчетном участке распределителя; а0 — коэффи

циент кинетической энергии.

Формула (114) позволяет определить потерю напора по

длине дырчатой трубы в частном случае, при равномерном рас

пределении расхода в виде струй, выходящих под углом 90°

к оси движения потока; это имеет место при наличии отверстий

в достаточно толстой стенке трубы или при установке специаль

ных цилиндрических насадок.

За рубежом получила распространение формула

где F — коэффициент трения Фаннинга (4F = K). Эта формула

учитывает падение напора вследствие трения и потерь импульса

по длине перфорированного распределителя. Экспериментальные

исследования В. Е. Сенекал (1957 г.) показали, что коэффи

циент 2, учитывающий потери импульса в уравнении (115)

(в выражении в круглых скобках), может оказаться завышен

ным, причем действительное его значение будет близко к еди

нице. Это значит, что формула (115) переходит в формулу

Андриашева (112).

Говоря о недостатках формулы (115), В. Е. Сенекал отме

чает, что получению оптимальной конструкции распределителя

из теоретического рассмотрения серьезно препятствуют три

принципиальных фактора. Во-первых, действительное измене

ние профиля скорости у каждого отверстия не рассматривается.

Во-вторых, передача количества движения от отводимой жид

кости к остающейся в трубе предполагается совершенной, что

неверно. В-третьих, обычно практически предполагают коэффи

циент расхода отверстия равным 0,63, что является слабейшим

пунктом в расчете.

Таким образом, приведенные формулы можно применять

в частных случаях, однако пользоваться ими следует с осто

рожностью.

Дальнейшее теоретическое и экспериментальное развитие

рассматриваемый вопрос получил в работах Егорова А. И. [14],

(ИЗ)

(114)

(115)

152

который уточнил уравнение для потерь в трубчатом распредели

теле введением безразмерного коэффициента Cvi учитывающего

дополнительные потери напора на преодоление возникающих

в потоке вихревых сопротивлений, и коэффициента р, учитываю

щего влияние толщины стенки трубы и диаметра отверстий:

do — диаметр отверстий; б — толщина стенки трубопровода.

Безразмерные коэффициенты Cv и ц определяются опытным

путем. На основании проведенных исследований коэффициент

предлагается принять равным 1,36. Для определения вихревых

сопротивлений Cv приводится график зависимости CD = f(ve)

(для воды, Ve — скорость струи в отверстии).

Ценным в работе является и то, что автор одним из первых

исследовал зависимость коэффициента расхода \х от безразмер

ных параметров, составленных из диаметров отверстия и трубо

провода, толщины стенки, скоростей потока и выходящей струи.

Отмечается, что \х изменяется в широких пределах — от 0,3 до

0,9, На основании проведенных исследований автор предложил

ступенчатый (по участкам) метод расчета перфорированных рас

пределителей и сборников. В дальнейшем, основываясь на ре

зультатах обширных экспериментальных исследований на

крупномасштабных стендах, автор несколько усовершенствовал

эту методику [14].

В работах [12, 30] авторами получены аналитические выра

жения или предлагаются варианты решения уравнений для опре

деления изменения закона распределения расхода. В подобных

уравнениях обычно не учитывается отклонение выходящих струй,

коэффициент X полагается постоянным, а важнейший пара

метр— р,— не учитывается или принимается постоянным.

Проведенные нами контрольные расчеты распределителей

для реальных нефтепромысловых аппаратов по двум выбранным

методикам [12] и .[14] дали сильно различающиеся результаты

(до 300 %). Поэтому для дальнейших испытаний была выбрана

методика Егорова как имеющая более надежное эксперимен

тальное обоснование. Проведенные исследования на модельных

установках показали, что она дает удовлетворительные резуль

таты. В дальнейшем этот вывод был подтвержден в промышлен

ном эксперименте с использованием радиоактивного изотопа

[15]. Поэтому при конструировании нефтепромыслового обору

дования для расчета распределителей и сборников потоков жид

костей нами рекомендуется методика [14].

(116)

где

Глава IX

Блочное автоматизированное оборудование

для подготовки нефти

КЛАССИФИКАЦИЯ И АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ

БЛОЧНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Современные темпы развития нефтяной промышленности

предполагают широкое внедрение в нефтедобывающих районах

страны индустриальных методов строительства нефтепромыс

ловых объектов. Последнее за счет применения автоматизиро

ванного блочно-комплектного оборудования, изготавливаемого

и отлаживаемого в заводских условиях, позволяет:

обеспечить необходимыми мощностями по подготовке нефти

новые перспективные нефтяные месторождения;

снизить удельные капитальные вложения и резко сокра

тить сроки строительно-монтажных работ;

ускорить разработку и внедрение автоматизированных си

стем управления технологическими процессами (АСУТП);

обеспечить степень подготовки нефти, поставляемой на

НПЗ, в соответствии с требованиями ГОСТ 9965—76 и т. д.

Указанные факторы зависят не только от обеспеченности

нефтегазодобывающих районов необходимым количеством

и ассортиментом оборудования как основного, так и вспомога

тельного назначения. Они в значительной степени зависят от

качества изготовления, соответствия условий, заложенных

в оборудование при его разработке, условиям его эксплуата

ции. Последнее в основном определяет эффективность исполь

зования блочно-комплектного оборудования в условиях нефте

промыслов.

Блочное автоматизированное оборудование для подготовки

нефти у нас в стране и за рубежом может быть классифициро

вано (рис. 36).

Вертикальные деэмульсаторы получили широкое применение

в мировой практике подготовки нефти на промыслах при обуст

ройстве мелких месторождений и отдельных раздробленных

участков. Аппараты подготовки нефти в вертикальном исполне

нии имеют преимущества, когда условия сбора и подготовки про

дукции скважин предъявляют жесткие требования к сокращению

площади, отводимой под застройку нефтесборных пунктов (на

пример, морские месторождения, болотистые районы, районы

вечной мерзлоты и т. д.). Ряд зарубежных фирм, и в первую

очередь США, выпускает большой ассортимент вертикальных

деэмульсаторов (более 100 моделей), отличающихся компо

новкой, размерами, числом и типом нагревателей, применяю-

154

блочное автоматизированное оборудование

для подготовки нефти

Блочное автоматизированнее оборудование

§ля обезвоживания нефти, при совмещении

процессов наерева и от стол 8 одном ап

парате

блочное

___

_____

_______

______

_________

для обезвоживания и обессоливания нефти

при использовании раздельных блоков на -

грева и отстоя

В вертикальнон в горизонтальном

исполнении исполнении

Мез средств

интенсифи

кации, разде*

ления

С одним на

греватель

нып

отсеком

С гидр о-

фильной

коалесци-

рующей

загрузкой

С двимя на -

гре датель

ными

отсеками

С гидро

фильной

коале сии'

ру к щей

загрузкой

С электри

ческими

полями

блочные

блочнь/е

нагреватели

отстойники

Нагревате

ли трубча

того типа

Нагрева те

ли трубча

того типа

С горизонталь-

ным движени

ем разделяе

мых потоков

С вертикаль

ным движени

ем разделяе *

мых потоков

без средств

С электри

С гадро -

фильной

интенсифи

ческими

коалесци-

кации

полями

рующей

загрузкой

Рис. 36.

Классификация основного вида блоч- а

ного оборудования для подготовки

нефти

SLt

Рис. 37.

Схема конструкций сепараторов-по

догревателей.

а — СП-1 ООО; 6 — конструкции Д. Вальтера;

в — конструкции Д. О. Нейла: I — ввод

эмульсии, II — вывод газа; III — вывод

нефти; IV — вывод воды; V — жирный газ

щихся интенсифицирующих элементов (коалесцирующих филь

тров, электродов и т. д.). Объем вертикальных деэмульсаторов

колеблется от 5 до 80 м3. Эти аппараты имеют отсеки (зоны)

сепарации, нагрева и обезвоживания. Число жаровых

труб I—2. Деэмульсаторы оснащаются, как правило, распре

делителями эмульсии под жаровой трубой, перфорированными

перегородками, полками или другими устройствами, обеспе

чивающими необходимое распределение потока обрабатывае

мой эмульсии в отсеке отстоя (рис. 37).

Эти аппараты послужили прототипом вертикальных де

эмульсаторов СП-100, СП-1000 (2000), СП-1000А, разработан

ных СПКБ Союзнефтеавтоматика (г. Уфа). Опыт эксплуата

ции аппарата СП-1000 в различных условиях на различных

нефтях позволил выявить ряд существенных недостатков:

низкую производительность, плохое распределение эмульсии

в отсеке отстоя из-за сильных конвективных потоков нагретой

нефти, неработоспособности регуляторов уровней, клапанов

155

сброса и т. д. В связи с этим большинство сепараторов-подогре

вателей использовали в качестве нагревателей. Ведутся работы

по совершенствованию конструкции вертикальных деэмульсато

ров. При этом рекомендовано:

для улучшения гидродинамических характеристик отстойной

зоны применять отбойники или полки, размещаемые над жаро

вой трубой;

провести доработку клапанов сброса воды и регуляторов

уровня раздела фаз нефть—вода (например, поставить регу

ляторы типа СУРС-16 или РУМ-10);

жаровую трубу необходимо оснастить поверхностными тер

мопарами или другими средствами контроля за состоянием ее

поверхности. Применять на горелках пламяпреградители; для

удаления выделяющегося при нагреве газа предусмотреть его

отвод из отбойника в зоне сепарации или в верхнюю часть

отсека отстоя;

отбирать подготовленную нефть из отсека отстоя через про

стейший маточник.

Горизонтальные деэмульсаторы с одним отсеком нагрева,

выпускаемые фирмами США, имеют I—3 жаровых трубы.

Отстой нефтц происходит при вертикальном движении жид

кости по отсеку отстоя, широко используются коалесцирующие

фильтры, электроды с постоянным или переменным электри

ческим полем. Жаровые трубы помещены в свой отделившейся

воды или в эмульсионный слой предварительно обезвоженной

нефти, что иногда позволяет понизить интенсивность отложе

ния солей на поверхности жаровых труб. Деэмульсаторы вы

пускаются с объемом корпуса 50— 160 м3, производительность

деэмульсаторов достигает 3000 м3/сут. Сепарация эмульсии

в отсеке нагрева осуществляется с помощью теплообменного

кожуха или гидроциклонного ввода. Распределение эмульсии

в зоне нагрева в отсеке отстоя происходит с помощью маточни

ков, сеток или коалесцирующих насадок.

У нас в стране аналогами этих аппаратов являлись блочные

автоматизированные деэмульсаторы типа ДГ-1600, Тай

фун 1-400 и УДО-3. Из всех этих аппаратов наибольшее рас

пространение получил деэмульсатор УДО-3.

Технические характеристики УДО-3

Производительность по жидкости при 30 % обводненности, м3/сут До 3000

Остаточное содержание воды в обработанной нефти, % .... До 1,0

Номинальное рабочее давление, М П а ............................................... 0,6

Номинальная теплопроизводительность ГВТ (млн. ккал/ч) . . . 4,0 (3,5

Число горелок, шт....................................................................

...................

Тип горелки ..............................................................................................инжекцион-

ная БГ-3 п

Температура нагрева водонефтяной эмульсии

...............................

До 60°С

Объем емкости, м3 ................................................................................... 200

Масса установки, т

.................................................................................. 56,5

Заводская стоимость, тыс. руб................................................................ 36,7

156

Рис. 38.

Деэмульсатор УДО-3:

I — горелочное устройство; 2— фланец; 3 — жаровая труба; 4 — теплообменный кожух;

5 — распределитель эмульсии; 6 — патрубок; 7 — козырьки; 8 — сборник нефти; 9, 10 —

газосепараторы; U — змеевик для подогрева топливного газа; 12 — дымовая труба;

I — эмульсия; / / — газ; III — нефть; IV — вода

Деэмульсатор УДО-3 (рис. 38) состоит из следующих ос

новных блоков: блока нагрева, отстоя и блока КИП. Блоки

нагрева и отстоя размещены в горизонтальном цилиндрическом

корпусе, разделенном на два отсека. В верхней части нагрева

теля и отстойника установлены газовые сепараторы 9, 10.

С торцевой части нагревателя вмонтированы две U-образные

жаровые трубы 3, которые помещены в специальный кожух-

оболочку 4, выполняющий роль теплообменника. Водонефтяная

эмульсия, предварительно нагретая в этом теплообменнике,

поступает через нижние прорези в отсек нагрева, где, омывая

жаровую трубу, нагревается до заданной температуры. Нагре

тая обводненная нефть через отверстие в перегородке перели

вается в зону отстоя и с помощью распределительного уст

ройства 5 с козырьками 7 направляется через слой отделив

шейся воды ко всему объему отстойной зоны. Обезвоженная

нефть, поднимаясь, попадает в сборник чистой нефти 8 и от

туда по специальным вертикальным отводам через разгрузоч

ный клапан выводится из аппарата. Газ, выделившийся в зоне

нагрева, поступает в сепаратор 10 и затем через гидрозатвор

попадает в отсек отстоя, где вместе с газом, дополнительно

выделившимся из нефти, через сепаратор 9 отводится с уста

новки через регулятор давления «до себя». Вода из аппарата

выводится через патрубок 6, вмонтированный в нижней обра

зующей аппарата. В аппарате предусмотрен змеевик 11 для

подогрева топливного газа.

157

Опыт эксплуатации аппарата УДО-3 выявил ряд недостат

ков узлов, которые учтены и исправлены в новых разработках

(аппарат УДО-ЗМ и УД-1500/6).

КБ объединения Саратовнефтегаз разработана конструкций

деэмульсатора УДО-ЗН, имеющая разборный теплообменный

кожух с погружением жаровых труб в слои предварительно

обезвоженной нефти.

Блочные унифицированные деэмульсационные установки

УД-1500/6 в обычном и антикоррозионном исполнениях, разра

ботанные ТатНИИнефтемаш и СПКБ Союзнефтеавтоматика,

имеют производительность 1500 м3/сут. Емкость аппарата 160 м3

Отсеки нагрева имеют оригинальную конструкцию, отсек от

стоя — полочный, соединяющийся со вторым отсеком нагрева

перфорированной перегородкой.

Технические характеристики УДО-1500/6

Производительность, м3/ с у т

....................................................... 1500

Обводненность нефтяной эмульсии, %

...............................

До 20

Остаточная обводненность нефти после деэмульсатора, % He более 0,5

Рабочее давление, М П а ............................................................... 0,6

Температура нагрева, 0C

........................................................... До 60

Число жаровых труб, шт............................................................... 4

Число отсеков нагрева............................................................... 2

Температура окружающего воздуха, 0C ................................ 0т+ 40 до—40

Деэмульсатор ДУ-1500/6 имеет, кроме того, и отсек для

вывода нагретой эмульсии и свободной воды (рис. 39). Нефтя-

^ *

A-A

1 0 ^ 0 0 0 0 0 0 ^

-|J F ** (г

в-в 6

г-г

Рис. 39,

Принципиальная схема деэмульсатора УД-1500/6:

I — распределитель эмульсии; 2 — теплообменный кожух; 3 — отражатели; 4 — жаровые

трубы; 5 — распределительная решетка; 6 — полки; 7 — сборник нефти; I — вход эмуль

сии; J I - выход эмульсии из первого отсека; IIJ- вход эмульсии во второй отсек; JV—<

нефть; V — вода

158

ная эмульсия поступает в распределитель отсека нагрева, нахо

дящийся в пространстве между обечайкой и теплообменным

кожухом. Эмульсия поднимается в кольцевом пространстве

вверх, перетекает в верхней части в переднюю теплообменную

зону, где опускается вниз по кольцевому пространству, нагре

ваясь за счет нагретой эмульсии. Затем эмульсия через отвер

стия в кожухе поступает в пространство I отсека нагрева, где

нагревается двумя жаровыми трубами. Нагретая и частично

расслоившаяся эмульсия через отверстия в перегородке посту

пает в трубопровод, соединяющий I h II отсеки нагрева. Отде

лившаяся свободная вода выводится из аппарата. Конструкция

деэмульсатора позволяет монтировать между I и // отсеками

нагрева секционный каплеобразователь.

Конструкция II отсека нагрева полностью идентична I

отсеку. Выходящая из II отсека нагретая и частично рас

слоившаяся эмульсия поступает в полочный отсек отстоя.

Нефть выводится через сборник, вода — через штуцер внизу

отсека отстоя. Имеется маточник для сбора и периодического

сброса промежуточного слоя.

На базе УД-1500/6 разрабатывается деэмульсатор в анти

коррозионном исполнении УДК-1500/6. Аппарат презназначен

для обезвоживания легких, средних и тяжелых нефтей. Реко

мендуется для использования в технологических комплексах

подготовки нефти производительностью до 0,5— I млн. т/год.

Сопутствующие пластовые воды не должны вызывать интен

сивных солеотложений.

АНАЛИЗ РАБОТЫ ДЕЭМУЛЬСАТОРОВ В РАЗЛИЧНЫХ

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНАХ

К началу 1978 г. в целом по отрасли для подготовки нефти

применялось более сотни автоматизированных деэмульсаторов,

совмещающих в одном блоке нагрев и отстаивание обрабаты

ваемой эмульсионной нефти. Из общего числа объектов, где

сравнительно длительное время эксплуатируются блочные

деэмульсаторы, можно выделить объекты с различными физико

химическими свойствами обрабатываемой продукции. Ранее

(1974 г.) нами было предложено классифицировать все эмуль

сионные нефти, подлежащие обработке, на три группы: легкие,

средние и тяжелые. В свою очередь, каждая группа нефтей

подразделяется на две подгруппы — А и В.

К подгруппе А относятся нефти, не содержащие сероводо

род и прочие агрессивные компоненты, пластовые воды этих

нефтей не склонны к интенсивному отложению солей на нагре

тых поверхностях.

К подгруппе В относятся нефти, содержащие сероводород

и другие коррозионно-активные компоненты. Сопутствующие

пластовые воды этой подгруппы нефтей склонны к интенсивному

159