Гидродинамические особенности работы трубчатых турбулентных аппаратов применительно к извлечению высококипящих углеводородов из попутного нефтяного газа Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 541.64

Т. Г. Умергалин (д.т.н., зав. каф.)1, Ф. Б. Шевляков (к.т.н., доц.)2, В. П. Захаров (д.х.н., проф.)4, О. А. Баулин (к.т.н., доц.)3

Гидродинамические особенности работы трубчатых турбулентных аппаратов применительно к извлечению высококипящих углеводородов из попутного нефтяного газа

Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1 кафедра химической кибернетики 2кафедра общей и аналитической химии, 3кафедра технологии нефти и газа 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1; тел. (347) 2420837, e-mail: umergalin2010@yandex.ru 4Башкирский государственный университет, кафедра высокомолекулярных соединений и общей химической технологии 450074, г. Уфа, ул. Фрунзе, 32; тел. (347) 2736608, e-mail: ZaharovVP@mail.ru

T. G. Umergalin1, F. B. Shevlyakov2, V. P. Zakharov4, O. A. Baulin3

Hydrodynamic features of tubular turbulent devices work accordingly to extraction of high-boiling hydrocarbons from

associated petroleum gas

1,2,3Ufa State Petroleum Technological University, 1, Kosmonavtov Str, 450062, Ufa, Russia; ph. (347) 2420837, e-mail: umergalin2010@yandex.ru

4Bashkir State University 32, Frunze Str., 450074, Ufa, Russia; ph. (347) 2736608, e-mail: ZaharovVP@mail.ru

Предложен способ совершенствования процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа на стадии абсорбции сырой нефтью в трубчатых турбулентных аппаратах.

Ключевые слова: абсорбция; извлечение высококипящих углеводородов; попутный нефтяной газ; трубчатый турбулентный аппарат.

The way of perfection of after-extract process of high-boiling hydrocarbons of associated petroleum gas using the small-sized tubular turbulent device of diverging-converging construction at stage of absorption by degassed oil are proposed.

Key words: absorption; extraction of high-boiling hydrocarbons; associated petroleum gas; the tubular turbulent device.

При разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений сопутствующим агентом при извлечении нефти является попутный нефтяной газ (ПНГ). В настоящее время разработано достаточно много схем утилизации ПНГ, в частности, закачка в продуктивный пласт с целью повышения нефтеотдачи и для подземного хранения, выработка электроэнергии, технологии СТЬ 1 и др.

Ввиду отдаленности большинства месторождений от возможных потребителей газа, повсеместно практикуется сжигание ПНГ на факелах. В этом случае на факел низкого давления с последних ступеней сепарации поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углево-

Дата поступления 07.03.11

дородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского залива, где среднегодовая температура воздуха составляет +30 оС, что оказывается близким к температуре кипения пента-новой фракции.

Одним из эффективных путей целевого использования фракций углеводородов попутного нефтяного газа является частичная их абсорбция разгазированной нефтью из газов последних ступеней сепарации 2. С одной стороны, это позволяет уменьшить плотность сжигаемого попутного нефтяного газа на факелах низкого давления, с дрогой — снизить потери легкокипящих фракций нефти и, как следствие, увеличить объемы добываемой продукции скважин.

При доизвлечении углеводородов из ПНГ за счет абсорбции нефтью ключевыми параметрами, увеличивающими эффективность процесса, являются, снижение температуры смеси, повышение давления и интенсификация массопереноса (создание высокой поверхности раздела фаз и массоотдачи со стороны жидкой и газовой фаз). Проблема осложняется тем, что в процессе доизвлечения углеводородов из ПНГ экономически целесообразно использовать 10-20 кратный избыток газового потока по отношению к сырой нефти. В этом случае необходима работа абсорбера в условиях гарантированного исключения снарядного (расслоенного) режима движения газожидкостной смеси, существенно снижающего поверхность раздела фаз и интенсивность абсорбции. Одним из способов технологического оформления стадии абсорбции ПНГ нефтью в промысловых условиях является использование малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции 3. Малые размеры аппарата позволяют сформировать развитой турбулентный режим во всем объеме аппарата, а интенсификация конвективного теплообмена — эффективно охлаждать газожидкостную смесь через металлическую стенку.

Трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции эффективно используется в ряде технологий, например, при получении хлорбутилкаучука хлорированием раствора бутилкаучука газообразным хлором, аммонийфосфатных удобрений при аммонизации экстракционной фосфорной кислоты, хлористого этила при хлорировании этилена газообразным хлором и др.3 Указанные процессы относятся к быстрым химическим реакциям, протекающим в диффузионной области, скорость которых определяется законами массообмена. Эффективное снижение диффузионных ограничений в условиях 20 кратного избытка газовой фазы определяет возможность совершенствования аппаратурного оформления стадии абсорбции легких фракций углеводородов нефтью.

Экспериментальная часть

Проведено экспериментальное изучение закономерностей движения газожидкостной смеси в трубчатом турбулентном аппарате на модельной системе вода-воздух с целью оптимизации конструкции аппарата и гидродинамических режимов его работы. Лабораторная установка (рис. 1) включала восьмисекцион-

ные трубчатые турбулентные аппараты диф-фузор-конфузорной конструкции, отличающиеся глубиной профилирования канала йд/йк = 1.6; 2.0; 3.0 (йд, йк — диаметр широкой (диффузор) и узкой (конфузор) частей аппарата). В аппарат непрерывно подавался сжатый воздух из газового баллона с объемным расходом до Уг=800 мл/с. Расход потока воды изменялся от 2 до 60 мл/с, т.е. соотношение фаз составляло от 13 до 400.

Рис. 1. Схема экспериментальной установки для изучения закономерностей течения двухфазных систем: 1 — газовый баллон с воздухом Р = 50 атм; 2 — перистальтический насос; 3 — линия подачи дисперсионной среды; 4 —ротаметр; 5 — трубчатый турбулентный аппарат; 6 — фотокамера; 7 — источник света; 8 — манометр.

Выполнение условия формирования потока газожидкостной смеси с развитой поверхностью контакта фаз, гарантированное исключение расслоенного режима движения потоков и выбор оптимального перепада давления позволяют определить конструкцию аппарата и гидродинамический режим его работы применительно к адсорбции ПНГ нефтью.

Обсуждение результатов

Установлено, что существует критическое значение отношения газ/жидкость, при котором возможно формирование двухфазного потока с равномерным распределением газа по сечению аппарата. При увеличении соотношения газ/жидкость выше критической величины в объеме аппарата наблюдается расслоенное течение. В качестве параметра, характеризующего область течения однородного потока, выбрана протяженность зоны смешения от места ввода исходных потоков до начала расслаивания двухфазного потока г. В этом случае величина 2 характеризует область формирования однородного потока с равномерным распределением дисперсной фазы по сечению аппарата.

С увеличением глубины профилирования канала (отношения йд/йк) наблюдается рост протяженности аппарата, на котором формируется однородный поток (рис. 2). Таким образом, с ростом величины йд/йк в газожидкостном потоке снижается протяженность области расслоенного течения по длине аппарата. Проведение процесса абсорбции в таких условиях возможно в условиях высокой удельной поверхности контакта фаз. В то же время рост глубины профилирования канала приводит к увеличению перепада давления на концах аппарата, что способствует повышению энергетических затрат на прокачивание потоков (рис. 2). Условия формирования газожидкостной смеси с развитой поверхностью контакта фаз, гарантированное исключение расслоенного режима движения потоков и выбор оптимального перепада давления позволяют определить конструкцию аппарата и гидродинамический режим его работы применительно к адсорбции ПНГ нефтью.

секции

= 8, Ьс = 72 мм, й1 = 10 мм.

^'г, мл/с 1000 т

800 -

600 -

400 -

200 -

мл/с 100

80

60

40

20

10

15 20

Wr/Wж

Рис. 3. Соотношение объемных расходов газовой и жидкой фаз при формировании нижней границы однородного потока в трубчатом турбулентном аппарате: йд = 24 мм, йк = 8 мм, Мсекций = 8, Ьс = 72 мм, й1 = 10 мм.

«г, мл

10

15

20

Рис. 2. Зависимость протяженности области однородного газожидкостного потока г/^(1) и перепада давления на концах аппарата Ор (2) от глубины профилирования канала трубчатого турбулентного аппарата. = 800 мл/с, = 50 мл/с, йд = 24 мм,

При движении двухфазного потока ключевыми параметрами, характеризующими технологический процесс абсорбции, являются нижняя граница формирования однородного потока и перепад давления на концах аппарата. В случае увеличения расхода газовой фазы для формирования нижней границы однородного потока с равномерным распределением компонентов смеси по сечению аппарата требуется меньшее количество жидкой фазы (рис. 3).

Рис. 4. Зависимость перепада давления ЬРна концах трубчатого турбулентного аппарата от соотношения №г/ (1) и расхода газовой фазы (2) для нижней границы формирования однородного потока

Увеличение расхода как газовой, так и жидкой фаз в однофазном потоке сопровождается повышением перепада давления на концах трубчатого турбулентного аппарата (рис. 4). Перепад давления является функцией плотности потока и квадрата линейной скорости его движения. Как следствие, левая ветвь повышения гидравлического сопротивления при движении двухфазной смеси определяется ростом ее плотности за счет обогащения жидкой фазой. Рост перепада давления в правой ветви, очевидно, связано с высокой скоростью движения газожидкостной смеси (до 2 м/с) за счет ее обогащения газовой фазой. Этот эффект усиливается при совместном движении жидкости и газа. Очевидно, что дальнейшее увеличение газосодержания потока (в предельном слу-

0

0

0

5

чае движение газа по основному объему аппарата и жидкости в виде пленки на стенках) приведет к понижению перепада давления. В рассмотренном интервале расходов жидкости и газа формирование режима движения однородной газожидкостной смеси с минимальным перепадом давления на концах трубчатого турбулентного аппарата наблюдается в интервале №г/Шж от 5 до 15.

Применительно к условиям подготовки нефти важным параметром является перепад давления в аппарате, т. к. в концевой ступени сепарации, с целью обеспечения необходимого давления насыщенных паров углеводородов, поддерживают низкое давление. Использование аппарата с большим перепадом давления будет способствовать неполной сепарации и, как следствие, получению нестабильной нефти (высокое содержание летучих компонентов).

Для расчета перепада давления в аппарате при турбулентном смешении газо-нефтяной смеси принят метод, изложенный в работе 4. Перепад давления при турбулентном смешении газо-жидкостной смеси определяется по уравнению:

(АР / Ь) смеси = (АР / Ь) жидкости ,

где

УТ = 1 + 20/X +1/X2;

X =

(АР / Ь )

(АР / Ь )

1/2

Для гладкой трубы:

(АР/Ь) жидкости — \Xp\v1 / а 2 g

(АР / Ь) =

V /газа

О2ЯТ 4ЛГ

м а

1

Р + Р

2

Расчет аппарата диффузор-конфузорной конструкции проводился с учетом локальных гидравлических сопротивлений при движении газожидкостной смеси по каналу переменного сечения.

Для диффузора:

АР = К11ут ,

где 1у=(тк/2в)(1-5к/5д)2,

К1 = 2.б8т(а/2) (при а < 45°).

Для конфузора:

А Р = К

' 8 ™ ^

V ^к у

Б1ап(а / 2)

1-

' ^3

V ^д У

где Я — коэффициент трения при турбулентном течении, Я = 0.079/^Яе ;

Кв — критерий Рейнольдса, Яе = р/ /и ; Ь — длина аппарата, м; ДР — перепад давления, Па; т — скорость, м/с; р — плотность, кг/м3; й — диаметр, м;

О — массовый расход в единичном сечении канала, кг/с-м2;

/л — динамическая вязкость, Па-с; Т — температура, К;

К — газовая постоянная (8.31 Дж/моль-К); М — молекулярная масса.

где К2 = (0.8• 8ш(а/2Х1-\/) (при а < 45°). 5к — сечение конфузора, м2;

— сечение диффузора, м2; а — угол раскрытия диффузора.

Общий перепад давления равен сумме перепадов давлений в гладкой трубе, расширении (диффузоре) и сужении (конфузоре).

На первом этапе, с целью определения адекватности модели, проведен расчет перепада давления при турбулизации смеси вода-воздух со следующими исходными данными: давление 0.11 МПа, температура 10 0С, плотность воды 1000 кг/м3, плотность воздуха 1.26 кг/м3, динамическая вязкость воды 1 мПа-с, динамическая вязкость воздуха 0.0185 мПа-с, число диффузор-конфузорных секций 8. Рассчитанные перепады давления приведены в табл. 1. Видно, что расчетные значения удовлетворительно описывают экспериментальные данные.

Таблица 1

Минимальный расход воды и перепад давления в аппарате в начальный момент

турбулизации газожидкостной смеси

Расход воздуха, мл/с 400 600 800

Расход воды, мл/с 52 45 43

Перепад давления, МПа экспериментальн ы й расчетный 0.0088 0.0083 0.0096 0.0095 0.0128 0.0118

Применительно к конкретной технологии подготовки нефти на месторождении Румаелла Юга Ирака на концевой ступени сепарации при температуре 60 0С и давлении 0.18 МПа выделяется до 0.84 т/ч попутного нефтяного газа, направляемого на факел. Результаты ла-

бораторных исследований позволили выбрать оптимальные геометрические параметры турбулентного аппарата, работающего на смешении смеси разгазированная нефть—газ, а также требуемый расход нефти на абсорбцию указанного ресурса газа. Критерием оптимизации являлся перепад давления на концах аппарата в пределах не более 0.02 МПа. С учетом масштабирования для условий подготовки нефти месторождений Румаелла рекомендуется использовать пятисекционный трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции с диаметром диффузора 240 мм, диаметром конфузора 80 мм.

Расчет перепада давления проведен для приготовления смеси разгазированная нефть-углеводородный газ в следующих условиях: давление 0.16 МПа, температура 25 0С, плотность нефти 791 кг/м3, плотность газа 3.94 кг/м3, динамическая вязкость нефти 12.6 мПа-с, динамическая вязкость газа 0.0075 мПа-с. Результаты свидетельствуют о том, что трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфу-зорной конструкции применительно к условиям абсорбции высококипящих компонентов попутного нефтяного газа разгазированной нефтью имеет достаточно широкий диапазон устойчивой работы с малым перепадом давления (табл. 2).

Таблица 2

Расходы потоков и перепад давления в

аппарате при турбулентном смешении смеси нефть-газ

Расход газа, т/ч 0.56 0.84 1.12

14.61 12.74 12.16

16.00 14.00 14.00

18.00 16.00 16.00

Расход нефти, т/ч 20.00 18.00 18.00

22.00 20.00 20.00

24.00 22.00 22.00

0.0077 0.0096 0.0120

0.0083 0.0104 0.0133

Перепад 0.0091 0.0115 0.0148

давления, МПа 0.0100 0.0127 0.0163

0.0109 0.0139 0.0178

0.0118 0.0151 0.0193

Сопоставление расчетных данных, полученных применительно к условиям абсорбции легкой фракции углеводородов попутного нефтяного газа нефтью, коррелируют с данными для перепада давления в аппарате модельной системы вода—воздух (рис. 5, линия 3).

Расчетный анализ проведен с применением пакета прикладных программ, разработанных на кафедре химической кибернетики

УГНТУ с применением уравнения состояния Пенга-Робинсона для расчета газо-жидкостно-го равновесия углеводородной смеси с учетом неидеальности как жидкой, так и паровой фазы 5.

0.012 -

0.01 ■

2 1

0.008 ■

3

0 006

5 10 15 20

Рис. 5. Перепад давления в трубчатом турбулентном аппарате при движении однородной газожидкостной смеси: 1 — расчетные данные (вода—воздух),

2 — экспериментальные данные (вода—воздух),

3 — расчетные данные (нефть—газ).

Проведен расчет процесса извлечения вы-сококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией стабильной нефтью. Принципиальная схема процесса проведена на рис. 6. Основной поток нестабильной нефти по трубопроводу I направляется в сепаратор 1 концевой ступени, где разделяется на газ сепарации, отводимый по трубопроводу II, и на стабильную нефть, откачиваемую по трубопроводу III. Газ сепарации и часть охлажденной в холодильнике 6 товарной нефти из резервуара 2 смешиваются в трубопроводе, доохлаждаются в холодильнике 4 и вводятся в емкость разделения 5. В трубопроводе и холодильнике 4 осуществляется абсорбция целевых компонентов газа сепарации нефтью, которая выполняет функции абсорбента. С верха емкости 5 по трубопроводу VII отводится отбензиненный газ. С низа емкости разделения 5 по трубопроводу VI отводится нефть, насыщенная извлеченными из газа сепарации целевыми компонентами.

На рис. 7 показаны результаты расчета процесса абсорбции углеводородов из газа концевой ступени для разных температур и расходов стабильной нефти на рециркуляцию (2, 6, 10 т/ч), при давлении в абсорбере 0.14 МПа и расходе газа 0.84 т/ч.

0.8

0.6

0.4

0.2

—■—2 т/ч

-А-6 т/ч

О 10 т/ч

70 1 60 -

ч= 50 --

^ 40 -s

! 3° -§

¿5 20 -10 -0

Рис. 6. Схема отбензиневания газа сепарации нефти концевой ступени однократной абсорбцией:

I — нестабильная нефть; II — газ из сепаратора; III — нефть из сепаратора; IV — товарная нефть; V — нефть на абсорбцию; VI — нефть из емкости разделения; VII — газ из емкости; VIII — хладагент; 1 — сепаратор; 2 — резервуар; 3 — насос; 4 — трубчатый турбулентный аппарат; 5 — емкость разделения; 6 — холодильник.

а) б)

55 45 35 25

Температура С

Рис. 7. Изменение расхода газа концевой ступени в зависти от температуры и расхода абсорбента

Из рисунка видно, что расход газа концевой ступени сепарации после абсорбции уменьшается при уменьшении температуры системы и при увеличении расхода нефти на рециркуляцию.

На рис. 8 приведено сравнение групп углеводородов газа концевой ступени сепарации без абсорбции и при охлаждении до температуры 25 0С и расходе нефти на абсорбцию в 10 т/ч. Видно, что содержание группы углеводородов С4+ уменьшается с 60 до 37 % мас., содержание группы Сб+ уменьшается с 21 до 8 % мас., а содержание группы углеводородов С1—С3 увеличивается с 39 до 61 % мас.

Рис. 8. Содержание групп углеводородов газа концевой ступени: а — без абсорбции; б — с абсорбцией.

Таким образом, предложен способ совершенствования процесса доизвлечения высоко-кипящих углеводородов попутного нефтяного газа за счет использования малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор конфузорной конструкции на стадии абсорбции разгазированной нефтью. Гидродинамические особенности процесса абсорбции в условиях избытка газовой фазы свидетельствует об эффективности использования трубчатого турбулентного аппарата с числом диффузор-конфузорных секций более четырех. Для аппарата с глубиной профилирования dg/dK=3, характеризующегося высокой диспергирующей способностью, оптимальным соотношением расходов газовой и жидкой фаз, при котором формируется однородный газожидкостной поток и минимальный перепад давления является Wa/Wx от 5 до 15. Процесс характеризуется формированием однородной газожидкостной смеси при невысоких потерях напора на местных гидравлических сопротивлениях с приближением массообмена к состоянию равновесия.

Литература

1. Graham McNeillie. Looking to the Future - BP Amoco's Gas-to-Market Outlook. SPE 68149.2001.

2. Хафизов А. Р., Умергалин Т. Г. // Информационный сборник.- М.- 1991.- Вып. 7.- С.26.

3. Minsker K. S., Berlin A. A., Zakharov V. P., Zaikov G. E.. Fast liquid-phase processes in turbulent flows. Brill Ac. Publ. VSP. Netherlands. 2004.- 180 p.

4. Perry R. H., Green D. W., Maloney J. O. // Perry's Chemical Engineer's handbook, 1999.-P.640.

5. Умергалин Т. Г., Галиаскаров Ф. М. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии.- Уфа: Изд-во Нефтегазовое дело.- 2007.- 236 с.