Файл: Тронов В.П. Обезвоживание и обессоливание нефти из опыта работы об-ния Татнефть.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.06.2024
Просмотров: 123
Скачиваний: 1
жения не замечается. Колебания в изменении содержа ния воды в нефти по сечению трубопровода определяют ся лишь неравномерностью обводненности в отобран ных для анализов пробах.
Тенденции к расслоению не проявляются во всем диа пазоне чисел Рейнольдса, характеризующих режим дви жения эмульсий по сборному трубопроводу (от 4340 на начальных до 6600 на конечных участках трубопровода), что объясняется наличием в потоке незначительного чи сла достаточно крупных капель. При дозировании в по ток нефти дисолвана из расчета 17,3 г/т (вторая серия опытов) в трубопроводе осуществляется процесс разру шения бронирующих оболочек на каплях пластовой во ды и их укрупнение. Однако скорость процесса и абсо лютные размеры капель еще недостаточны для того, что бы при сложившихся режимных параметрах осуществля лось расслоение потока. Кроме того, глубина разрушения эмульсии по пути ее движения в направлении от началь ных к конечным участкам трубопровода изменяется не равномерно. Так, если остаточное содержание воды в первой пробе нефти после ее отстоя оказалось довольно высоким и составило 13—14%, то в пробе, отобранной
.После ДНС-1,— около 6%, а в более отдаленной точке по пути движения нефти по трубопроводу содержание воды в нефти после отстоя снова оказалось довольно высоким и достигло 20—25%. Это свидетельствует о пульсирую щем режиме изменения качества эмульсии на начальных участках трубопроводов. В самом деле, только в конце трубопровода процесс разрушения эмульсии был осуще ствлен достаточно глубоко, что и обусловило возмож ность получения качественной после отстоя нефти со сравнительно небольшим количеством остаточной воды (l,4-f-0,4%). Это имело место при значительном возрас тании турбулентности потока, что связано с подключе нием к основному трубопроводу еще одной сборной ли нии в районе ДНС-2 и увеличением общего расхода жид кости «а этом участке почти в полтора раза.
Увеличение расхода реагента до 20 г/т привело к зна чительному ускорению процесса разрушения эмульсии (третья серия опытов), укрупнению капель в потоке и его расслоению па нефть и воду уже на начальных участках трубопровода при числах Рейнольдса порядка 4000—
47
5000. Увеличение скорости и турбулентности потока на конечном участке трубопровода до уровня, характеризуе мого числами Рейнольдса около 6600, привело к исчез новению водного подслоя и выравниванию концентра ции воды в нефти во всех сечениях трубопровода. Отсю да следует, что на прямолинейных участках трубопрово дов при данном уровне турбулентности потока вода в свободном виде двигаться не может и для потока в це лом характерна эмульсионная структура. Вместе с тем глубина отделения воды от нефти при ее последующем отстое остается весьма высокой при данном расходе реа гента. Расслоение потока на нефть и воду обнаруживает ся также и по сечению бокового подводящего трубопро вода в районе ДНС-2 до входа потока в булит для сепа рации. После булита и откачивающего насоса для по тока характерна эмульсионная структура.
Следует отметить, что одна и та же глубина обезво живания угленосной нефти при разрушении эмульсии в трубопроводах может быть достигнута при различных технологических параметрах. Так, при расходе реагента 17,3 г/г устойчиво низкое остаточное содержание воды в нефти при ее отстое (порядка 0,5—-1,2%) может быть до стигнуто при движении эмульсии по трубопроводам в те чение 4—6 часов (30—60 мин при Re =4300; 90—120 мин при Re =4800; 120—180 мин при Re =6600), а при расхо де реагента 20 г/т — уже через 30—60 мин движения по трубопроводу при числах Рейнольдса порядка 4300. Это соответствует длине трубопроводов около 1,8—4 км при скорости потока до 1 м/сек. Отсюда следует, что расход реагента и время движения эмульсии по трубопроводам
в определенных пределах взаимно |
компенсируемы, |
что |
позволяет подбирать оптимальные |
их соотношения |
на |
практике. Следует также отметить, что достаточно глу бокое разрушение эмульсии при ее обработке реагентом в трубопроводах достигается уже на начальных участках длиной до 2—8 км.
В данном случае воду в принципе можно было бы сбросить в районах ДНС-1, ДНС-2 или в любой другой, удобной для этих целей, промежуточной точке.
Очевидно, что запас фактического технологического времени, в течение которого осуществляется разрушение эмульсии в процессе ее движения по промысловым трубо проводам, в данном случае в несколько раз превышает
48
необходимое для этих целей время. Такой резерв вре мени обеспечивает высокую устойчивость процесса деэмульсации нефти и гарантирует получение качествен ной продукции при форсированном режиме работы водо отделительных устройств (булиты, резервуары и т. д.). Исследования позволили установить, что:
—угленосные бавлинские эмульсии эффективно разру шаются в процессе транспортирования по трубопро водам при расходах реагента порядка 17 г/г при чис лах Рейнольдса 4000—6000 и времени движения в течение 4—6 часов;
—увеличение расхода реагента до 20 г/г позволяет осуществлять разрушение эмульсии на длине участка
трубопровода порядка 2—4 км, что создает пятикрат ный запас технологического времени, обеспечивает устойчивость процесса разрушения эмульсии и позво ляет снизить время разделения эмульсии на нефть
иводу в водоотделительных устройствах в 2—3 раза
идовести его до 30—60 минут при температуре 20° С;
—при движении, характеризуемом числами Рейнольд
са порядка 4800, возможно расслоение потока на нефть и воду непосредственно в трубопроводе;
— обезвоживание угленосной нефти по совмещенной тех нологической схеме с использованием трубопроводов систем сбора и резервуаров товарных парков вполне возможно.
Скорость расслоения угленосных эмульсий при отстое
Для определения кинетики разрушения угленосной эмульсии, обработанной реагентом в промысловых тру бопроводах, пробы нефти, отобранные в разных точках трубопровода в интервале ДНС-1 — ТП при ЭЛОУ-1, ставились на отстой при 1=24—40° С. Оказалось, что эмульсия, отобранная в середине и в конце трубопрово да, эффективно отстаивается при t=30—40° С и остаточ ное содержание воды составляет 0,6—2%. Причем зна чительная часть воды отделяется от нефти в первые же минуты отстоя. Необходимое время отстоя по мере про движения эмульсии по трубопроводам от головных уча стков до товарного парка уменьшается. Так эмульсия пробы нефти, отобранной на головных участках трубо провода, расслоилась достаточно глубоко через
4 Я -Й 5 |
44 |
180—240 мин, а концевой пробы — через 120 мин, т. е. почти в два раза быстрее. Отсюда следует, что в иссле дованном интервале движения по мере увеличения пу ти необходимое время отстоя снижается.
Быстро расслаивается эмульсия на нефть и воду в резервуарах. Так, при времени заполнения РВС-400 в течение 3 часов при средней температуре нефти 20—23° С вода эффективно переходит в состав дренажа, и качест венная нефть (воды менее 2%) может быть получена уже через два часа после заполнения резервуара. Отсюда следует, что угленосные бавлинские эмульсии при ис пользовании в технологических целях промысловых сис тем сбора могут быть обезвожены и вне установок. Наи более полно достигается это в летнее время. Остаточное содержание воды в нефти при совмещении операции по расслоению эмульсии на нефть и воду с заполнением ре зервуаров и подготовкой нефти к откачке составляет в среднем до 2%.
Определенный интерес представляет деэмульсация угленосной нефти с использованием трубопроводов при низких температурах. Исследования по изучению дина мики разрушения угленосной эмульсии, изменения ее стойкости и вязкости при низких температурах в зимних условиях были выполнены в интервале ГУ-112—ГУ-436 —‘ТП при ЭЛОУ-2.
В товарный парк при ЭЛОУ-2 с ГУ-112 поступало 1600 тжидкости с обводненностью 20—25%. Длина тру бопровода между ГУ-112 и товарным парком составляла 18 км, среднее время движения 10 часов, скорость на уча стке ГУ-112—СП-436 не превышает 0,2 м/сек, на участке СП-436—ЭЛОУ-2—0,5 м/сек, соответственно числа Re —
1000, 2000.
Для исследования динамики разрушения угленосной нефти по длине и сечению трубопровода реагент 4411 до зировался на ГУ-112— наиболее удаленной точке от то варного парка. Поскольку, содержание воды в сырье высокое, реагент 4411—65% концентрации подавался в приемную трубу перед булитом без разбавления из рас чета 20 — 30 г на тонну обрабатываемой жидкости. Пробы нефти по трассе отбирались в 3-х точках по 5 слоев по сечению. Отобранные в стеклянные отстойники пробы нефти ставились на статический отстой при t=20° С
50
в течение 10—14 час. В отобранных пробах нефти опреде лялось водосодержание, вязкость угленосной эмульсии, динамика отстоя при температурах 20—60° С и остаточ ное содержание воды в нефти после отстоя. Из резуль татов анализов, приведенных в таблице 1, видно, что уг леносная эмульсия эффективно разрушается в трубопро водах систем сбора и транспорта при низких температу рах. Содержание воды в нефти после отстоя при t=20° С по вертикальному сечению трубопровода распределяется следующим образом: в начале трубопровода среднее содержание воды составляет 20—25%, в середине трубо провода в точке II—5—20%, а в конце трубопровода — 0,5—5%. В процессе движения угленосной эмульсии по трубопроводу в течение 10 часов происходит укрупнение
Т а б л и ц а 2
Точки отбора проб
первая (середина трубопровода)
№ |
, |
% объем отстоявшейся %,воды |
|
проб |
содержание нефтивводы |
остаточное содержание ,ДЫОВ% |
|
по |
|
|
|
сече |
|
|
|
нию дата |
|
|
|
дата
вторая |
перед ТП |
|
содержание воды в нефти, % |
объем отстоявшейся воды, % остаточное содержание воды, % |
Примечание |
|
|
|
|
|
; |
|
|
|
|
|
Низ |
1 |
|
20,0 |
0 |
|
|
7,2 |
0 |
|
до по- |
|
2 |
20/XII |
36,0 |
0 |
|
20/ХИ |
31,2 |
0 |
|
дачи |
|
3 |
20,0 |
0 |
|
12,0 |
0 |
|
реа- |
||
|
4 |
|
20,0 |
0 |
|
|
9,0 |
0 |
|
гента |
Верх 5 |
|
19,2 |
0 |
29,6 |
|
11,2 |
0 |
0,1 |
. расход |
|
Низ |
1 |
|
49,1 |
19,5 |
|
17,2 |
17,1 |
|||
|
2 |
|
20,5 |
2,9 |
17,6 |
27/XII |
15,0 |
14,2 |
0,8 |
4411 - - |
|
3 27/XII |
6,35 |
4,3 |
2,0 |
18,7 |
18,6 |
0,1 |
30 г / т , |
||
|
4 |
|
2,7 |
1,1 |
1,6 |
|
13,7 |
13,6 |
0,1 |
t= -irc . |
Верх 5 |
|
3,6 |
0 |
3,6 |
|
11,2 |
0 |
11,2 |
t = —1°C. |
|
Низ |
1 |
24,7 |
8,7 |
16,0 |
|
76,7 |
76,3 |
0,4 |
расход |
|
|
2 |
|
17,1 |
13,1 |
4,0 |
28/XII |
21,5 |
21,4 |
0,1 |
4411 — |
|
3 28/XII |
18,2 |
14,6 |
3,6 |
15,5 |
15,5 |
0 |
30 г / т , |
||
|
4 |
|
12,2 |
11,0 |
1,2 |
|
18,0 |
17,6 |
0,4 |
t = - 1 2 ° C , |
Верх 5 |
|
6,1 |
5,4 |
0,7 |
|
10,0 |
9,5 |
0,5 |
t = - ( - l l 0C. |
|
Низ |
1 |
21,96 |
1,96 |
20,0 |
|
25,16 |
17,16 |
8,0 |
расход |
|
|
2 |
30/XII |
19,76 |
1,36 |
18,4 |
30/X1I |
16,99 |
8,99 |
8,0 |
4411 — |
|
3 |
20,82 |
1,62 |
19,2 |
13,02 |
10,22 |
2,8 |
20 г/ т, |
||
|
4 |
|
16,56 |
1,36 |
15,2 |
|
16,78 |
8,78 |
8,0 |
13°С , |
Верх 5 |
|
10,03 |
6,03 |
4,0 |
|
13,89 |
9,09 |
4,8 |
t=*-p2°C . |
4* |
51 |
глобул воды и поэтому обеспечивается эффективное от деление основного количества воды от нефти. В пробах, отобранных в конце трубопровода, остаточное содержа ние воды колебалось от 0 до 8,0% (табл. 2).
Температура нефти в трубопроводе составляла 2— 3°С, при этом слой свободной воды вдоль нижней обра
зующей трубопровода обнаружен не был, хотя |
режим |
движения потока в трубопроводе и был ламинарным. |
|
Для оценки изменения вязкости угленосной |
эмуль |
сии, обработанной дисолваном, по длине и сечению тру бопровода в точках I—III были отобраны соответствую щие пробы. Исследования вязкости выполнялись на ро тационном вискозиметре марки Реотест. По окончании эксперимента и прекращения подачи деэмульгатора бы ли отобраны контрольные пробы нефти для определения вязкости. Результаты приведены в табл. 3.
Данные исследований вязкости угленосных эмульсин, обработанных дисолваном, подтверждают факт разру шения их при движении по трубопроводам систем сбора. Необходимо отметить, что при подаче деэмульгатора по ток представляет собой неравновязкую систему с разны ми значениями вязкости по длине и сечению трубопрово да. В результате разрушения угленосной эмульсии при движении по трубопроводам происходит снижение вязко сти движущейся системы по сравнению с этим парамет ром в условиях транспорта эмульсии без подачи деэмуль гатора (табл. 3). Снижение вязкости эмульсии обусло вило уменьшение давления после насоса на ГУ-112 от 15—17 ати до подачи реагента до 9—12 ати после начала его дозировки.
Другим вопросом, потребовавшим изучения при труб ной деэмульсации сернистых нефтей, явилось получение данных о скорости коррозии систем сбора и транспорта нефти. Скорость коррозии определялась весовым мето дом путем установки образцов непосредственно в линии сбора. Применялись образцы штыревой конструкции, расположенные вертикально по всему сечению трубо провода. Результаты измерений представлены в табл. 4. табл. 4.
Данные таблицы показывают, что скорость коррозии при проведении трубной деэмульсации несколько увели чивается. Однако абсолютные показатели в обоих слу чаях не являются сколько-нибудь опасными для эксплуа-
52
Точки |
№ |
Содер |
< |
проб |
жание |
||
отбора |
по |
воды в |
|
проб |
сечению |
сырье, |
|
|
трубы |
% |
|
|
|
Т а б л и ц а 3 |
|
|
Вязкость, сп |
при |
|
|
|
температуре |
|
о |
п |
10“ С |
20° С |
о |
|
|
При |
подаче дисолвана |
|
|
|
Низ |
1 |
20,0 |
0,910 |
103,89 |
55,57 |
37,69 |
I |
') |
22,4 |
0,908 |
101,37 |
50,42 |
34,62 |
3 |
21,6 |
0,905 |
100,79 |
54,55 |
34,59 |
|
Верх |
4 |
21,6 |
0,912 |
101,61 |
53,36 |
33,96 |
5 |
2,4 |
0,895 |
117,11 |
62,70 |
32,52 |
|
Низ |
1 |
25,2 |
0,915 |
114,46 |
79,26 |
43,01 |
II |
9 |
21,6 |
0,909 |
87,17 |
44,87 |
39,52 |
3 |
20,0 |
0,910 |
82,79 |
48,58 |
37,48 |
|
Верх |
4 |
16,8 |
0,910 |
95,97 |
59,97 |
33,71 |
5 |
4,0 |
0,885 |
72,15 |
37,25 |
25,17 |
|
Низ |
1 |
18,4 |
0,920 |
78,37 |
46,07 |
24,21 |
III |
2 |
7,2 |
0,892 |
58,85 |
36,87 |
20,50 |
3 |
6,4 |
0,895 |
66,24 |
38,70 |
20,79 |
|
Верх |
4 |
4,0 |
0,892 |
49,42 |
30,76 |
19,83 |
5 |
2,8 |
0,887 |
55,36 |
32, &5 |
19,95 |
|
|
|
Без |
подачи дисолвана |
|
|
|
|
1 |
24,0 |
0,914 |
103,72 |
59,68 |
45,06 |
I |
2 |
27,2 |
0,921 |
148,11 |
69,21 |
46,54 |
3 |
48,0 |
0,015 |
107,37 |
50,21 |
37, (Ю |
|
|
4 |
27,2 |
0,918 |
104,84 |
68,10 |
46,26 |
|
5 |
28,0 |
0,923 |
170,31 |
84,79 |
43,60 |
|
1 |
24,8 |
0,921 |
150,35 |
80,91 |
43,86 |
II |
2 |
20,0 |
0,912 |
115,64 |
61,81 |
39,75 |
3 |
19,2 |
0,911 |
114,54 |
62,11 |
35,01 |
|
|
4 |
20,0 |
0,904 |
96,96 |
52,00 |
33,49 |
|
5 |
12,8 |
0,902 |
95,69 |
62,98 |
34,40 |
|
1 |
29,6 |
0,920 |
131,33 |
71,84 |
50,95 |
III |
2 |
24,0 |
0,908 |
123,26 |
57,46 |
36,12 |
3 |
17,6 |
0,902 |
89,19 |
49,10 |
32,26 |
|
|
4 |
15,2 |
0,913 |
83,,50 |
49,01 |
33,00 |
|
5 |
10,4 |
0,896 |
113,21 |
56,01 |
31,65 |
тирующихся трубопроводов, поэтому практически не тре буют учета при их проектировании и эксплуатации.
Таким образом, можно заключить, что при расходах реагента порядка 25 г/г угленосные эмульсии разрушают ся даже при температуре нефти в трубопроводе порядка 5—7° С. Причем побочным эффектом от введения реаген-
53