26
Минерализация отделяющейся из нефти воды с течением времени
может стать самой различной и имеет максимальные значения, как
правило, в начальный период отстоя. В этой связи под эффективностью
использования пресной воды следует понимать степень участия капель
промывочной воды в процессе захвата и извлечения из объёма нефти
глобул солёной воды. Степень смешения содержимого капель не имеет
никакого значения.
Из приведённых данных ясно, что, если бы капли пресной воды
сливались друг с другом более эффективно, чем капли пластовой воды
друг с другом и каплями пресной воды, минерализация дренажной воды в
первые минуты отстоя была бы минимальной, так как в состав дренажной
воды быстрее всего переходили бы именно капли пресной промывочной
воды. В действительности же она максимальна во всех случаях.
Таким образом, результаты экспериментов показывают, что в
процессе исследований усреднения содержания солей в каплях воды не
наблюдалось. В производственной практике усреднение также не
происходит: после ступени обессоливания содержание воды в нефти
остаётся практически тем же, а нередко становится выше, чем после
ступени обезвоживания, хотя при этом и снижается содержание солей.
Поскольку обессоливание нефти не может протекать без того, чтобы
в ней не оставалось определённое количество капель воды, следовательно,
оптимальным режимом обессоливания следует признать такой, при
котором происходит возможно более полная замена глобул пластовой
воды на капли промывочной, что, естественно, обеспечит более низкое
содержание солей в обработанной нефти, чем при усреднении
минерализации воды в результате процесса смешения.
В качестве показателя идеального смешения принималось степень
выравнивания концентрации солей в каплях воды, участвующих в
27
процессе, существование в потоке после смешения большого числа капель
пресной воды объяснялось низкой эффективностью процесса смешения.
Для устранения этого явления конструировалась специальная
аппаратура, увеличивалась интенсивность и длительность смешения воды
с нефтью, использовался метод многократного смешения и расслоения
нефти с пресной водой.
Детальный анализ показал, что процесс обессоливания нефти
осуществляется по более сложной схеме, усреднение содержимого капель
солёной и пресной воды в нефти не имеет прямого отношения к процессу
обессоливания и является побочным процессом.
Установлено, что в реальном процессе глубина обессоливания нефти
при прочих равных условиях определяется степенью захвата солёных
капель глобулами пресной воды, их размерами и соотношением капель в
начале процесса.
Степень захвата глобул пластовой воды зависит от состояния
бронирующих оболочек на их поверхности и оказывается довольно
высокой, когда бронирующие оболочки разрушены. При правильном
ведении процесса это достигается на ступени обезвоживания.
Отсюда следует, что по завершении процесса обессоливания в нефти
остаётся определённое число капель каждого сорта, пропорциональное их
первоначальному содержанию [9].
Поэтому для успешного ведения процесса обессоливания
необходимо и достаточно создать такие условия, при которых каждая
глобула пластовой воды сольётся с одной (достаточно крупной) или
несколькими каплями пресной воды и быстро осядет на дно аппарата.
Слияние капель различного качества друг с другом при прочих
равных условиях зависит от частоты столкновения капель в потоке.
Диаметр существующих в потоке капель принимают равным критическому
28
значению, определяемому гидродинамическими параметрами потока и
свойствами смешиваемых жидкостей.
В этом случае при слиянии даже двух глобул размер вновь
возникшей капли оказывается больше критического и, если последняя не
будет выведена из потока, она будет испытывать тенденцию к дроблению
на две капли исходного размера.
Основные принципы эффективного обессоливания нефти могут быть
сформулированы следующим образом:
- полное разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой
воды на ступени обезвоживания;
- введение небольшого количества пресной промывочной воды
(порциями или однократно), заранее диспергированной в нефтепродуктах
или части обессоливаемой нефти;
- размеры капель пресной промывочной воды, меньше или равные
размерам глобул пластовой воды;
- применение гидродинамических, электрических
капле образователей и других средств, обеспечивающих укрупнение
капель вплоть до расслоения потока до поступления эмульсии в
водоотделители;
- снижение турбулентности потока в направлении движения
обессоливаемой нефти;
- достаточное время обработки эмульсии промывочной водой для
завершения процессов захвата (коалесценции) глобул пластовой воды
каплями пресной.
1.4. Аппараты для обезвоживания и обессоливания нефти
Проблема создания высокопроизводительной отстойной аппаратуры
в последние годы стала одной из наиболее актуальных. Высокие темпы
29
увеличения объёмов добычи и подготовки нефти, её концентрация в
огромных количествах на центральных сборных пунктах потребовали
создания отстойных аппаратов высокой производительности.
Применение отстойной аппаратуры с прежним технологическими
характеристиками неизбежно приводит к созданию дорогостоящих и
металлоёмких промышленных комплексов, отчуждению под
технологические площадки больших земельных участков, использованию
значительного числа контрольной, регулирующей аппаратуры и запорных
устройств, усложнению обслуживания и т.д.
Совершенствование конструкции отстойных аппаратов до не давнего
времени развивалось в двух основных направления:
- улучшение гидродинамики внутри аппаратов для более полного
использования их полезного объёма (распределительные устройства,
отбойники и т.д.);
- интенсификация процессов коалесценции глобул пластовой воды и
отделения её от нефти (перегородки, изменяющие направление потока,
ввод эмульсии под слой воды, применение электрического поля,
вибровоздействия на граничный слой и т.д.);
Однако при этом достигнутый уровень производительности
оказывался невысоким, и задача по-прежнему оставалась практически
нерешённой. Так, загрузка лучших отстойных аппаратов по жидкости
объёмом 200 м
3
составляет 1,2-1,3 млн. т/год.
Задача же состоит в том, чтобы создать аппараты
производительностью, превышающей этот уровень в несколько раз.
Теоретические предпосылки, объясняющие возможность достижения этого
уровня, сводятся к следующему [10].
Производительность горизонтальных аппаратов цилиндрической
формы может быть рассчитана по формуле, пригодной для капель
размером менее 0,1 мм (режим осаждения - ламинарный):
30
pHR
hR
hRhRRLpdqQ
Л
36
))2(([2
2
1
22
(1)
где
Л
Q
– производительность;
q – ускорение свободного падения;
d – диаметр глобул пластовой воды;
p
– разница плотностей воды и нефти;
L – длина аппарата;
R – радиус аппарата;
H – высота водяной подушки;
– кинематическая вязкость нефти;
pH
– плотность нефти.
При
0h
формула принимает вид:
2
1
2
143,0
pH
Lp
dqRQ
Л
(2)
Из формулы видно, что производительность отстойника зависит от
размеров глобул пластовой воды во второй степени, увеличение размеров
капель только в 3,3 раза приведёт к повышению производительности
отстойников в 10 раз.
Другие же параметры влияют на производительность отстойников
линейно. Отсюда следует, что для увеличения производительности
отстойных аппаратов последние должны быть снабжены устройствами,
способными укрупнять капли ещё до того, как эмульсия попадает в зону
отстоя.
Этому должно предшествовать завершение массообменных
процессов по доведению реагента до каждой глобулы пластовой воды и
разрушению на них бронирующих оболочек. При увеличении размеров
капель до 0,1 мм и более скорость осаждения возрастает, режим осаждения
31
становится турбулентным и производительность отстойника определяется
формулой:
v
pdqRL
Q
2
1
)(275
(3)
Анализ формул (1), (2) и (3), а также их сопоставление показывают,
что
T
Q
на два порядка больше
Л
Q
. Следовательно, теоретически
производительность отстойных аппаратов при условии предварительного
укрупнения капель может быть повышена в 100 раз.
Если учесть ряд факторов, ограничивающих возможность
увеличения производительности отстойных аппаратов до этого уровня в
практических условиях, то возможная загрузка аппаратов оказывается в 10
раз выше достигнутой в среднем по отрасли.
Поэтому необходимо:
- осуществлять предварительное укрупнение капель эмульсии до их
доведения в зону отстоя или расслоение эмульсии;
- обеспечивать торцевой равномерный ввод жидкости по сечению
аппарата, а также равномерный отбор жидкости;
- поддерживать низкий уровень водяной подушки или практически
исключать её;
- исключать из отстойной зоны аппарата операцию «промывки»
эмульсии через слой дренажной воды.
Устройствами, которые позволяют увеличить размер капель перед
поступлением эмульсии на отстой, могут быть трубчатые и объёмные
капле образователи гидродинамического типа.
При сохранении производительности без изменения использования
капле образователей позволяет улучшить качество нефти в 5-10 раз.
Промывка эмульсии через водный слой при обработке не
разрушенной эмульсии, безусловно, играла положительную роль, так как
32
способствовала снижению прочности, бронирующей оболочек на каплях
пластовой воды и переходу значительного их числа в объём дренажных
вод [11].
При осуществлении процесса разрушения эмульсии и коалесценции
капель в капле образователях необходимость промывке отпадает, а её
исключение позволяет повысить производительность отстойников, так как
при этом становится невозможным вынос части капель восходящим
потоком нефти.
1.5. Средства контроля и измерений обще технологических
параметров
В процессах промысловой подготовки нефти для измерения
давления используют манометры, вакуумметры, мановакуумметры
Государственной системы приборов (ГСП).
Для сигнализации обычно применяют электроконтактные манометры
ЭКМ, выполненные во взрывобезопасном исполнении.
Наряду с широко известными средствами в отрасли получают
распространение тензорезисторные, ёмкостные, индуктивные и
пьезоэлектрические измерители давления.
В НИИ Теплоприбор разработан комплекс электрических
тензорезисторных измерительных преобразователей «Сапфир-22»,
служащих для непрерывного преобразования абсолютного и избыточного
давления, разрежения, разности давления жидких и газообразных сред в
пропорциональное значение выходного сигнала постоянного тока.
Предел основной допускаемой погрешности преобразователей +0,5.
Диапазон измерения выходного сигнала 0-5, 0-20, 4-20 мА.
Преобразователь давления «Сапфир» состоит из измерительного
блока, содержащего камеру и чувствительный элемент
33
тензопреобразователя (пластина из монокристаллического сапфира с
кремниевыми плёночными тензорезисторами), и унифицированного
электронного устройства, преобразующего изменения сопротивления
тензопреобразователя в токовый выходной сигнал.
Ёмкостные датчики давления отличаются от тензорезисторных
значительной нелинейностью характеристики (до 5%), повышенной
чувствительностью и стабильностью в более широком диапазоне
температур. Ёмкостные датчики отечественного производства используют
совместно с усилителями типов ЕИ-5М и УИ-6.
В индуктивных датчиках используется зависимость сопротивления
датчика от величины воздушного зазора в магнитной цепи, образованной
стальной мембраной и сердечником индуктивного преобразователя.
Индуктивные датчики типа ДМИ (ДМИ-1 - без штуцера для
установки заподлицо с поверхностью стенки; ДМИ-2 с резьбовым
приёмным штуцером для установки внутри объектов с криволинейной
внешней поверхностью [12].
ДМИ-3 с боковыми приёмными трубками) целесообразно применять
для измерения переменных давлений в диапазоне измерения от 0,01 до 1
МПа и температуры от -60 до +100°С с погрешностью ± 7%.
Для измерения более высоких давлений применяют датчики ДД-10 в
комплекте с индикатором давления ИД-2И. Диапазон рабочих температур
датчиков ДД-Ю составляет -50 - +50°С. нестабильность их нулевых
показаний не превышает 2%, а нелинейность амплитудной характеристики
- 5%.
В качестве измерителей температуры в процессах промысловой
подготовки нефти применяют термоэлектрические термометры
(термопары хромель-копелевые или хромель - аллюминевые), термометры
сопротивления (платиновые ТСП или медные ТСМ) и манометрические
термометры.
34
Ядерно-квадрупольные резонансные термопреобразователи (ЖРТ)
основаны на температурной зависимости квадрупольного взаимодействия
материала чувствительного элемента, определяемого ядерными
константами.
ЖРТ обеспечивает измерение температур в диапазоне от -60 до +125
°С с погрешностью +0,01 °С и чувствительностью 3-5 кГц/°С. Зависимость
частоты от температуры близка к линейной. Граничная скорость
изменения температуры при которой проводят измерения, не должна
превышать - 0,15°С/мин.
Измерение уровня раздела жидкостей. Поддержание уровня раздела
жидкостей нефть - вода в аппаратах установок подготовки нефти
необходимо для нормального ведения технологического процесса.
Приборами для контроля уровня раздела жидкостей оборудуют, как
правило, каждый отстойный аппарат и резервуар.
Наиболее распространены на УППН поплавковые уровнемеры
раздела жидкостей. Так, в регуляторе типа РУМ-18 чувствительный
элемент - поплавок, изменение положения которого вызывает через
систему рычагов соответствующее перемещение клапана регулятора.
Недостатки регулятора РУМ-18 - влияние изменения физико-
химических свойств жидкостей, жесткое соединение поплавка с рычагом
клапана, чувствительность к вибрациям. Нестабильность регулирования
при больших скоростях поступающей в аппарат жидкости.
Известна модификация поплавкового регулятора, в котором
поплавок выполнен в виде горизонтально расположенного цилиндра,
параллельного границе раздела жидкостей [13].
В СПКБ НПО «Нефтеавтоматика» разработан трехканальный
регулятор уровня раздела фаз нефть-газ и нефть-вода. В комплект
регулятора входят: датчик уровня жидкости ДУЖ-1М, блок автоматики
35
ТА-1 и электрическое исполнительное взрывозащищенное устройство
УЭРВ.
В качестве чувствительного элемента в уровнемере ДУЖ-1М
используют поплавки, выполненные из полиэтилена и перемещающиеся
по немагнитной трубе, внутри которой размещены герметизированные
магнитоуправляемые контакты - герконы. Диапазон контролируемого
уровня - до 3 м при изменении плотности среды от 0,8 до 1,2 г/см
3
.
Погрешность срабатывания не превышает 10 мм.
В нефтеперерабатывающей промышленности применяют
аналогичный уровнемер типа УПП (Куйбышевский филиал НПО
«Нефтеавтоматика»). Поплавок уровнемера выполнен из нержавеющей
стали в виде шара диаметром 200 мм для жидкостей с плотностью,
превышающей 0,8 г/см
3
.
Разрабатываются также совмещенные уровнемеры, в которых датчик
представляет собой сдвоенный поплавок. Один поплавок, соединенный
тросом с кинематической схемой измерительного прибора, плавает на
поверхности раздела фаз нефть-газ. Внутри этого поплавка находится
другой поплавок, служащий для контроля раздела жидкостей нефть-вода.
Индикация положения уровня раздела жидкостей осуществляется
емкостным датчиком.
Эффект возникновения термо э.д.с. при погружении металлического
электрода в раствор использован в приборах СУРС-16М. Погрешность
индикации уровня раздела составляет ± 2 мм. Надежность приборов может
быть повышена, если применять графитовые, вольфрамовые или
платиновые электроды.
При контроле загрязненных сред рекомендуется использовать
индуктивные уровнемеры типа СУЭ-4, СУЭ-14, а в «чистых» средах
целесообразно применять емкостные уровнемеры типа РУМ-10, ЕСМУ
или ультразвуковые типа СУУЗ.