Гидродинамические коалесценторы (каплеобразователи)

Гидродинамические каплеобразователи предназначены для разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, укрупнения глобул и расслаивания потока на нефть и воду перед от­стаиванием эмульсии. Укрупнение капель происходит непосредст­венно в потоке нефти, на стенках каплеобразователей или на встро­енных гидрофильных элементах под воздействием турбулентных пульсаций.

Различают объемные и трубчатые каплеобразователи (рис. 7.26). Объемные каплеобразователи бывают полыми или с жесткими гидрофильными элементами. В полых объемных каплеобразователях столкновение и коалесценция глобул достигаются путем ввода эмульсии в объем аппарата через сопла, направленные под различ­ными углами друг к другу, или турбулизацией потока внутри аппара­та механическими или другими средствами. Для интенсификации процессов коалесценции глобул в поток эмульсии вводят дополни­тельные коалесцирующие элементы, например, в виде капель дре­нажной воды, которые легко удаляются из потока при последующем отстое и не создают проблемы их регенерации (в отличие от стружки, стекла и др.). Возможен вариант интенсивной коалесценции капель путем турбулизации эмульсии в объеме дренажной воды (гидрофиль­ная среда) механическими средствами. Перспективно применение объемных каплеобразователей с развитой гидрофильной коалесцирующей поверхностью из гофрированных пластинчатых или трубча­тых элементов, работающих, в отличие от других веществ (шарики, стружки), в режиме самоочищения.

Трубчатые каплеобразователи конструктивно выполняются из пакетов труб расчетной длины и диаметра. Различают линейные и секционные трубчатые каплеобразователи. Линейные каплеобразова­тели выполняются из труб одинакового диаметра, в секционных диа­метр труб от секции к секции увеличивается.

Это позволяет осуществлять последовательное укрупнение капель до заданных размеров. Как и в объемных, в секционных каплеобразователях возможно применение подвижной гидрофильной коалесцирующей среды в виде капель дренажной воды, центробежных завихрителей потока, отбрасывающих глобулы на стенки каплеобразователей, и встроенных жестких пластинчатых или трубчатых коалесцирующих элементов, работающих в режиме самоочищения.

 

Рис. 7.26. Принципиальные схемы гидродинамических каплеобразователей и трубча­тых отстойников. Объемные каплеобразователи (а, б, в, г, д, е, ж): 1 - ввод эмульсии, 2 - корпус каплеобразователя; 3 - сопла; 4 - корпус отстойника; 5 -торцевой распределительный ввод и вывод жидкости; 6 - сброс воды; 7 - ввод дре­нажной воды, 8 - распределительная перегородка; 9 - отстойник; 10 - перемешивающее устройство; 11 -лис­товые коалесцирующие элементы; 12 - трубчатые коалесцирующие элементы. Трубчатые каплеобразователи (з, и, к):1 - трубчатый каплеобразователь с отстойником; 2 - отстойник; 3 - вход эмульсии. Блок трубчатого отстойника (л): 1 - вход эмульсии; 2 - вертикальный распределитель; 3 - горизонтальный распределитель; 4 - секции каплеобразователя; 5 - горизонтальный сборный коллектор; 6 - вертикальный сборный коллектор; 7 - выход эмульсии

 

Достоинствами объемных гидродинамических каплеобразователей являются: высокая удельная производительность, небольшие размеры, низкая металлоемкость, возможность их использования в качестве автономного или встроенного в отстойник элемента, а также возможность применения на объектах с небольшими размерами тех­нологических площадок и в особо стесненных условиях. Преимуще­ства линейных и секционных трубчатых каплеобразователей: воз­можность их использования одновременно как в качестве коалесцирующих аппаратов, так и в качестве коммуникационных линий меж­ду теплообменной и отстойной аппаратурой, отстойниками первой и последующей ступеней, отстойниками и резервуарами товарных пар­ков и т.д. Преимущества гидродинамических каплеобразователей пе­ред электрическими коалесценторами состоят в следующем: возмож­ность осуществления расчета укрупнения капель до заданного диа­метра; возможность управления (регулирования) процессом коалесценции путем включения и отключения необходимого числа секций; низкие стоимость и металлоемкость; небольшой расход электроэнер­гии; простота и безопасность обслуживания; надежность в работе.

Оценка возможности завершения в трубопроводах массообменных процессов и разрушения бронирующих оболочек на каплях пластовой воды.

Необходимые исходные данные: средняя длина промысловых трубопроводов от места подачи реагента до пункта сбора L (м); диа­метр трубопровода D (см); производительность трубопровода по жидкости Q (млн.т/год); вязкость нефти n (Ст). Кроме того, для опре­деления длины трубопровода, на которой окажутся завершенными массообменные процессы и будут разрушены бронирующие оболоч­ки глобул воды, необходимо располагать данными об осредненных размерах капель, участвующих в массообменных процессах. В зави­симости от свойств нефти, воды и параметров движения эмульсии размер капель может изменяться в самых широких пределах. Когда размер капель неизвестен, для упрощения расчетов принимают, что при фиксированной обводненности эмульсии капли имеют наиболь­ший размер, представленный на номограмме рис. 7.27 (25 мкм).

Так как при этом массообменные процессы происходят зна­чительно медленнее, ошибка будет иметь положительное значение. По известному значению d_ср и W в квадранте А номограммы нахо­дят точку их пересечения, от которой проводят вправо горизонталь до пересечения с кривой 1 квадранта Б. Опуская из полученной точки перпендикуляр на ось L_пp, отсчитывают значение длины трубопро­вода, на которой массообменные процессы окажутся завершенными.

Полное значение длины трубопровода определяется с учетом коэф­фициента режима движения a₁ (квадрант В), учитывающего реаль­ную вязкость системы, диаметр трубопровода, его производительность.

Значение a₁ определяется с помощью вспомогательного гра­фика номограммы по известному значению числа Рейнольдса, рас­считываемого по формуле

 

,

где m_э - динамическая вязкость эмульсии, сП.

Полная расчетная длина трубопровода определяется из выра­жения

 

.

 

Принимая, например, L = 4,5 км, w = 10%, d_ср = 25 мкм, D = 15 см, Q = 1 млн.т/год, m_э = 30 сП, по номограмме рис. 7.27 определяем L_пp = 47 м. При расчетном значении Re = 17944, a = 0,84, L_p = 0,84 х 47 = 39,5 м.

Сравнивая L и L_p видно, что реальная длина трубопровода более чем в 100 раз превышает необходимую для осуществления массообменных процессов. Следовательно, в данном случае промы­словая система трубопроводов является идеальным аппаратом для завершения массообменных процессов, гарантирующим их осущест­вление с большим коэффициентом «запаса прочности». При более высокой обводненности продукции скважин массообменные процес­сы происходят еще быстрее, что позволяет завершить их на коротких участках трубопроводов. Так как в подавляющем большинстве случа­ев длина промысловых трубопроводов намного превышает необхо­димую длину массообменных участков, расчеты целесообразно осу­ществлять, принимая наибольшие значения d_ср и наименьшие значе­ния w.

Рис 7.27. Номограмма для определения длины трубопровода, на которой в основном завершаются процессы по доведению реагента до глобул пластовой воды: w - обводненность нефти, %; d_ср - средний размер капель, мкм; L_пр - промежуточное значение длины, м; a₁ - коэффициент, учитывающий режим движения эмульсии.

Определение размеров капель в трубопроводах

и коммуникациях установок

Определение размеров капель, до которых возможно их укрупнение в присутствии деэмульгатора в процессе транспортирова­ния по трубопроводам промысловой системы сбора, осуществляется с помощью номограммы (рис. 7.28).

По известным значениям диаметра трубопровода D и его про­изводительности Q (см. стрелки) в квадранте А находят точку I, от которой проводят горизонталь в квадрант Б до встречи с одной из кривых, соответствующих значениям поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода 5-10-20-30 дин/см, получая таким образом точку II. Выбор кривой определяется значением поверхност­ного натяжения, полученного в лабораторных условиях на сталлогмометре при обработке эмульсии заданным количеством деэмульга­тора q.

Промежуточные положения точек, соответствующие другим значениям поверхностного натяжения, определяются интерполяцией. Опуская перпендикуляр на ось d_му, отсчитывают промежуточное значение диаметра капель (точка III), от которой в квадранте В про­водят кривую, параллельную линиям, корректирующим значение вязкости нефти. Вязкость нефти находят в квадранте Г. Проводя го­ризонталь от заданного значения вязкости в квадрант В, находят точ­ку ее пересечения с корректирующей линией IV. Опуская из точки IV перпендикуляр на ось d_муп, отсчитывают значение диаметра капель, укрупнившихся в эмульсии в процессе ее транспортирования по тру­бопроводу.

Пример 1. Полагая, что диаметр сборного трубопровода D=22 см, Q =3 млн.т/год, вязкость нефти при температуре T=30 ⁰С равна 29 сП (нефть ромашкинская, угленосная), находим d_мy =38 мкм.

Из приведенного примера следует, что в трубопроводе про­мысловой системы сбора с принятыми параметрами могут существо­вать капли диаметром 38 мкм.

Однако, чтобы такое укрупнение стало возможным, необходимо, чтобы в трубопроводе на участке коалесценции поддерживалась тем­пература не менее той, которая принята в расчетах. Вместе с тем, из­вестно, что температура нефти в направлении от скважин до сборных пунктов снижается, поэтому важно знать длину участка, на котором коалесценция может быть завершена.

 

Рис. 7.28. Номограмма для расчета диаметра массообменной секции каплеобразователя, размера капель и других параметров: Q - производительность; D - диаметр каплеобразователя; d_муп - максимальный устойчивый диаметр глобул (промежуточное значение). d_му - максимальный устойчивый диаметр глобул; m - вязкость дисперсионной среды (нефти). Нефть: 1 - ромашкинская (угленосная); 2 - бавлинская (угленосная); 3 - ромашкинская (девонская); 4 - западно-сургутская; 5 - усть-балыкская; 7 - мангышлакская; 8 - орланская: 9 - красноярская

 

Определение длины участка коалесценции

Искомая длина может быть найдена с помощью номограммы рис.7.29.

Для этого на оси D находят известное значение диаметра тру­бопровода и из полученной точки опускают перпендикуляр, пересе­кая ряд кривых равных диаметров капель до встречи с кривой, соот­ветствующей расчетному значению параметра капель (точка I). Про­водя от полученной точки горизонталь вправо до пересечения с кри­вой заданной производительности (промежуточные значения опреде­ляются интерполяцией) в квадранте Б, получают точку II. Опуская из точки II перпендикуляр на ось L, отсчитывают промежуточное значе­ние длины участка трубопровода. На вспомогательном графике (квадрант В) по известному значению вязкости n находят значение коэффициента a₂. Общая длина участка, на которой завершается процесс коалесценции, определяется из выражения L₂ = a₂L_пр.

Рис. 7.29. Номограмма для определения длины секции коалесценции каплеобразователя или технологического трубопровода: L - диаметр секции, d_L - размер капель, до которого необходимо укрупнить глобулы; L_2пp - промежуточное значение длины секции, a₂ - поправочный коэффициент на вязкость n; 1, 2, 3, 4, 5 - расход 0,5, 1, 2, 5; 10 млн.т/год.

 

Пример 2. При D = 30 см, d_мy = 370 мкм, Q = 2 млн.т/год, L_пp = 49 м, n = 20 сСт, a₂ = 1,07, L₂ = 49х1,07 = 52,4 м.

Отсюда видно, что коалесценция капель завершается на не­большом участке трубопровода, снижением температуры на котором можно пренебречь. При транспортировании эмульсии по длинным трубопроводам из-за снижения температуры потока критические разме­ры капель уменьшаются. Поэтому укрупнение капель и последующий сброс воды целесообразно осуществлять на таком этапе движения эмульсии, когда возможно сохранение естественного тепла потока. Это позволит избежать непроизводительных затрат. В наиболее об­щем случае в расчетах учитывается температура эмульсии в месте сброса воды. Например, при использовании дренажной воды темпе­ратура потока повышается, что и учитывается в расчетах. Таким об­разом, промысловый трубопровод выполняет роль коалесцирующего аппарата и позволяет практически без затрат решить задачу укрупне­ния капель перед операцией сброса воды из нефти. Зная размеры ка­пель, легко рассчитать необходимую отстойную аппаратуру для осу­ществления предварительного сброса или глубокого обезвоживания нефти. Однако прежде чем переходить к такому расчету, необходимо оценить возможность расслоения потока на нефть и воду в трубопро­воде расчетного диаметра.

Расчет возможности расслоения потока

Проведение расчетов сводится к следующему. По известному значению n выбирают одну из номограмм рис.7.23 и по известным значениям Q и D определяют положение точки I относительно точки пересечения кривых Q и Q'. Если точка I оказывается ниже соответ­ствующей критической точки, то капли не могут седиментировать и находятся в потоке во взвешенном состоянии, если же выше - то в потоке возможно расслоение на нефть и воду.

Одновременно с этим, проведя влево до оси d горизонталь­ную линию, можно определить порядок размера капель, существова­ние которых возможно в потоке, а также и перед расслоением, если оно происходит.

Пример 3. При n = 30 сСт, D = 20 см, Q = 0,5 млн.т/год рас­слоение невозможно, так как точка I оказалась ниже точки Г, соот­ветствующей пересечению кривых 1-1'.

Выяснив возможность (или невозможность) расслоения пото­ка, можно принять два решения:

- осуществить сброс воды без дополнительных средств ин­тенсификации и рассчитать необходимую отстойную аппаратуру, ис­ходя из расчетного значения d_мy;

- применить средства интенсификации (нагрев, монтаж кон­цевого делителя фаз для расслоения потока) и осуществить глубокое обезвоживание. В соответствии с этим проводится расчет отстойных аппаратов.

Рис.7.30. Номограммы для оценки возможности взвешивания капель потоком: а - вязкость 0,3 Ст; б - вязкость 0,5 Ст; 1 - 7 - максимальные размеры капель, которые могут существовать в потоке при производительности 0, 5, 1, 2, 6, 8, 10 млн.т/год; 1' - 7' - размеры капель, взвешиваемых потоком в тех же условиях; D - диаметр трубопровода

 

Расчет отстойных аппаратов

Без применения средств интенсификации. Расчет отстой­ных аппаратов сводится к определению числа и типа отстойников, необходимых для осуществления сброса воды при заданных техноло­гических параметрах процесса и осуществляется с помощью номо­граммы рис.7.22. Необходимые исходные данные: d, m_н (или Т, °С), V - объем отстойного аппарата, м³, и w - относительное объемное со­держание воды в нефти, %. Порядок расчета числа аппаратов приведен выше. Кривые 1-6 номограммы рис.7.22 соответствуют объему отстойников 28, 50, 100, 200 м³ резервуаров 2000 и 5000 м³. Кривые 1-9 отражают зависимость вязкости нефтей различных неф­тедобывающих районов от температуры.

С применением средств интенсификации. Подогрев эмульсии с помощью нагревателя или теплых дренажных вод, сбра­сываемых с установок, позволяет уменьшить вязкость нефти и увели­чить размер капель воды в ней. Оценка интенсификации процесса укрупнения капель и последующего сброса путем повышения темпе­ратуры осуществляется следующим образом. По номограмме рис. 7.28 с помощью значений Q, D, s определяет значения d_муп и d_му, соответствующие крайним значениям размера капель при нагреве нефти в интервале температур от 10 до 50 °С. Если требуемое значе­ние d больше d_му, это свидетельствует о том, что при данных гидро­динамических параметрах капли таких размеров существовать в по­токе не могут и требуется изменение параметров Q, D, s. Если d_муп < d < d_му, то на шкале d_му, находят требуемое значе­ние d и восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствую­щей кривой, корректирующей влияние вязкости и соответствующей размеру капель при первоначальной температуре Т, °С.

От полученной точки пересечения проводят горизонтальную линию до пересечения с кривой изменения вязкости нефти от темпе­ратуры и опускают перпендикуляр на ось температур, где и находят ее значение. Выигрыш в скорости осаждения и увеличении произво­дительности отстойной аппаратуры в этом случае достигается в ре­зультате проявления двух эффектов: увеличения размеров капель и снижения вязкости среды (нефти). Например, для осуществления требуемой степени сброса воды из нефти достаточно, чтобы диаметр капель был 300 мкм. По номограмме рис. 7.28 находим, что темпера­тура нагрева должна быть повышена до 25 °С, Q = 3 млн.т/год, s = 10 дин/см, D=30 см, нефть ромашкинская, девонская.

Расчет длины трубопровода от точки подачи дренажной воды

до отстойной аппаратуры

Длина трубопровода от нагревателя или точки ввода дренаж­ной воды до отстойной аппаратуры, необходимая для укрупнения ка­пель до заданных размеров (например, 300 мкм), рассчитывается так же, как и участок коалесценции для холодного трубопровода, но с учетом новых температурных условий.