CC BY
32
DOI: 10.24143/1812-9498-2018-2-56-65
УДК [622.276.53]:[621.548:621.311.24]:[532:536.24]
Н. Д. Шишкин, М. А. Марышева
ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРМОГИДРОЦИКЛОНА
ДЛЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТИ С ПОЛУЧЕНИЕМ ТОВАРНОГО ПАРАФИНОВОГО ПРОДУКТА
Для устранения недостатков известных промышленных депарафинизаторов нефти предлагается термогидроциклон (ТГЦ). Он позволяетне только удалять парафин из нефти, но и получать товарный парафиновый продукт. На лабораторном ТГЦ были определены коэффициенты местных сопротивлений, фактор оседания и скорость осаждения твёрдых частиц парафина. Скорость в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании, достигает 24,2-31,7 мм/с. Диаметр осаждающихся частиц парафина составляет 0,705-0,807 мм. Удельная производительность ТГЦ резко уменьшается с течением времени от 0,275 кг/(с-м2) до 0,040 кг/(с-м2). Гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы ТГЦ. Средняя за время процесса эффективность работы ТГЦ составляет 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением 38 %. Выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. ТГЦ могут быть использованы на многих месторождениях с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более.
Ключевые слова: парафинистая нефть, депарафинизаторы нефти, термогидроциклон, товарный парафиновый продукт, скорость осаждения частиц, удельная производительность, эффективность очистки.
Введение
Асфальто-битумо-парафиновые отложения АБПО (состоящие на 85-95 % из парафина) на внутренних стенках нефтепроводов представляют серьёзную проблему для добычи и транспортировки высокопарафинистых нефтей [1, 2]. В отличие от всех известных способов борьбы с АБПО [3-6] предложенный авторами способ удаления АБПО с помощью промыслового де-парафинизатора нефти на основе термогидроциклона (ТГЦ) позволяет не только удалить часть парафина из нефти, но и получить ценный, более дорогой, чем сама нефть, товарный парафиновый продукт (ТИП) [7, 8]. Для проектирования ТГЦ необходимо определять их основные технологические параметры и конструктивные размеры. Поэтому достаточно актуальным представляется исследование основных гидравлических параметров, на основе которых могут быть определены необходимые для проектирования параметры и размеры ТГЦ.
Целью работы является исследование гидравлических параметров ТГЦ для депарафини-зации нефти с получением ТПП. Основные задачи работы: определение на основе экспериментального исследования гидродинамических процессов в ТГЦ гидравлических параметров процесса оседания частиц парафина, оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ, определение удельной производительности и эффективности ТГЦ, а также оценка основных размеров и параметров промышленного ТГЦ.
Определение гидравлических параметров термогидроциклона
Авторами предлагается гидротермическая модель ТГЦ. На рис. 1 представлена схема ТГЦ для депарафинизации нефти. На рис. 1, а изображён процесс охлаждения. Парафинистая нефть (ПН) поступает через тангенциальный патрубок 3. При помощи охлаждаемой (нагреваемой) рубашки 2 парафин нагревается. Далее нефть попадает в коническую часть гидроциклона, где при помощи больших центробежных сил приобретает скорость для оседания твёрдых частиц парафина, которые оседают на стенки гидроциклона. Поток нефти в гидроциклоне движется по спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. В сужающейся конической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих интенсификации отложения твёрдых частиц па-
рафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. На рис. 1, б изображён процесс нагрева и плавления парафина (ПБС). За счёт того, что ТГЦ имеет коническую форму, твёрдые частицы парафина не будут застревать на стенках гидроциклона, а сразу при нагреве стенок ТГЦ будут сползать и поступать в патрубок 5, а очищенная нефть (ОН) - в патрубок 4.
3
ПН .Чл '
ЖП б
4
а
Рис. 1. Схема ТГЦ: а - охлаждение и застывание парафина, ЬН1 < ¿щ2, ^Н2 < б - плавление и слив парафина, ^Н3 > ¿щ4, ^Н4 > ПН - парафинистая нефть; ОН - очищенная нефть; ТП - твёрдый парафин; ЖП - жидкий парафин; 1 - корпус гидроциклона; 2 - охлаждаемая (нагреваемая) рубашка; 3 - входной тангенциальный патрубок для ПН; 4 - выходной патрубок для ОН; 5 - патрубок для слива ЖП
Гидравлическое моделирование процесса оседания частиц парафина осуществляем по аналогии с процессами, протекающими в гидроциклонах для очистки жидкостей от твёрдых частиц [9, 10]. Нефть поступает в ТГЦ через тангенциально расположенный патрубок 3. Поток нефти в гидроциклоне движется по конической спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. Твёрдая частица парафина, образовавшаяся в охлаждаемом потоке, вовлекается в спиралеобразное движение вокруг оси гидроциклона и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению частиц парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции.
Для проведения испытаний по депарафинизации нефти на кафедре технологических машин и оборудования Астраханского государственного технического университета была собрана и испытана лабораторная установка по депарафинизации нефти на основе ТГЦ (рис. 2).
Установка работает в двух периодически повторяющихся режимах: охлаждение и застывание парафина. Проба ПН нагревается на водяной бане 1 до температуры 60 °С, затем поступает через тангенсальный впуск 3 в термический циклон 2 с омываемой рубашкой 7, в которой циркулирует холодная вода. Поток сырья поступает по касательной траектории в установку через входной патрубок, движется по спирали вокруг стенок аппарата. В сужающейся концентрической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции. Затем более плотная фаза - парафин перемещается к стенкам ТГЦ и в дальнейшем удаляется через нижнее выходное отверстие (нисходящий поток). Нефть вовлекается в поток низкого давления вдоль центральной оси. Затем под действием противодавления со стороны выходного патрубка нефть направляется вверх по гидроциклонной трубке с последующим удалением через верхнюю выходную насадку, ОН поступает в ёмкость 4. Затем в омываемую рубашку 7 по-
ступает порция горячей воды с температурой ^ ~ 70 °С из ёмкости 9. Парафин, осевший на стенках установки, расплавившийся за счёт тепла, подводимого горячей водой, удаляется через нижнее выходное отверстие в ёмкость 5. Отработанная вода поступает в ёмкость для сбора воды 8. Показания начальных и конечных температур воды и нефти отражены на блоке термометров 10. Общий вид установки представлен на рис. 2, а; схема установки - на рис. 2, б.
Рис. 2. Лабораторная экспериментальная установка на основе ТГЦ для депарафинизации нефти: а - общий вид установки; б - схема установки: 1 - водяная баня; 2 - термический гидроциклон; 3 - тангенсальный впуск; 4 - ёмкость для ОН; 5 - ёмкость для ПБС; 6 - подача холодной воды; 7 - омываемая рубашка; 8 - ёмкость для отработанной воды; 9 - подача горячей воды;
10 - блок термометров
В результате гидравлических испытаний были определены уровни нефти и воды ^ и мм; объёмы нефти и воды Vн и Vв, л; расходы нефти и охлаждающей воды Qн и Qв, м3/с; а также коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ ^ в моменты времени т, с. Результаты эксперимента по определению основных гидравлических параметров ТГЦ представлены в табл. 1.
Таблица 1
Основные гидравлические параметры ТГЦ
мм V,, л hв, мм V» л 10-32н, м3/с 10-32в, м3/с т, с 5
30 0,66 28 0,93 0,031 0,044 21 13,9
60 1,33 39 1,30 0,032 0,031 42 13,0
90 2,00 56 1,87 0,032 0,030 63 13,0
120 2,66 72 2,40 0,030 0,030 89 14,8
150 3,33 110 3,70 0,029 0,032 114 15,9
154 3,42 120 4,00 0,026 0,031 131 19,8
Тангенциальная скорость истечения ПН через сужающее устройство (сопло) в ТГЦ может быть определена по известной формуле для гидравлического расчёта трубопровода
ис = А2,^, (1)
где d, dc - диаметры тангенциального патрубка и сужающего устройства, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2; Н - геометрический напор, м.
Расчёты по формуле (1) подтверждают, что при изменении коэффициента местного сопротивления 5 от 13,9 до 19,8 скорость истечения уменьшается с 2,5 до 2,2 м/с. Ранее авторами была определена скорость осаждения кристаллизующихся в объёме частиц парафина, оседающих под действием гравитационного поля Vo = 1,6 мм/с = 1,6Т0"3 м/с [7]. Отношение центробежного ускорения к ускорению силы тяжести называют фактором разделения, а применительно к ТГЦ можно назвать фактором оседания [11]:
2и 2
К0 , (2)
£>ТГЦ 8
где D - диаметр верхней части ТГЦ, м.
Расчёты по формуле (2) показывают, что фактор оседания для рассматриваемой экспериментальной установки изменяется в пределах от 15,1 до 19,8. Скорость оседания твёрдых частиц парафина будет составлять соответственно
Г0тгЦ = К0¥о, (3)
т. е. будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина [7] и достигнет 24,2-31,7 мм/с.
Оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ
С момента появления твёрдой фазы в потоке нефть с выпавшими в ней кристаллами парафина характеризуется всеми свойствами дисперсных систем. Статистический анализ и микрофотографии образцов нефти из большого числа скважин показывают, что образующаяся в нефти парафиновая суспензия относится к группе грубодисперсных систем [1, 4]. В табл. 2 приведены данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов, подсчитанных под микроскопом [1, 4].
Таблица 2
Данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов
^ , мкм 1-3 3-7 7-20 20-50 50-360
Ni 100-.-, % N 69 20 5 2,5 3,5
¿оС , мкм 1,7 4,6 11,8 31,6 134,2
Мос 3,4 19,5 82,2 789,9 84 591
100 Мос, % М <0,01 0,02 0,10 0,92 98,95
Как видно из табл. 2, большая часть кристаллов парафина Ni, различимых под микроскопом при 200-кратном увеличении (69 %), имеет размер (эквивалентный диаметр) фракции около d0i =1-3 мкм. Авторами была выполнена оценка среднегеометрических значений диаметров каждой фракции сферических кристаллов d0ic, их масса МоС, а также доля массы этих кристал-М .
лов 100——. Расчёты показали, что доля массы самых крупных кристаллов средним диамет-М
ром 134,2 мкм при их незначительном содержании 3,5 % составляет их большую часть М .
100—— = 98,95 %. Это объясняется тем, что объём и масса сферических частиц парафина М
пропорциональна кубу их диаметра.
Суспензия парафина в нефти, как и любая другая грубодисперсная система, характеризуется такими параметрами, как агрегативная и кинетическая устойчивость. Под кинетической устойчивостью понимают способность системы сохранять равновесие в части равномерного распределения частиц дисперсной фазы во всём объёме. Характерно, что при всех прочих равных условиях скорость оседания частицы парафина на дно сосуда под действием силы тяжести находится в квадратичной зависимости от диаметра осаждающейся частицы парафина в соответствии с зависимостью, приведённой в [12]:
= d 2 (р1 -р2 ) 8 (4) 0 18 &р2 ' 1 )
где d - диаметр частицы, м; рь р2 - плотности дисперстной и жидкой фазы, кг/м3; & - кинематическая вязкость жидкой фазы, м2/с.
Диаметр осаждающихся частиц парафина может быть выражен из формулы (4) и определён с учётом соотношения (3) по предлагаемой авторами формуле
dТГЦ =
18УрТГЦ&Р2
(Р1 -Р2) 8
(5)
При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ, мм/с, ^0ТГЦ = 24,2-31,7 = (2,42--3,17)10-2 м/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле (5), м, составит dТГЦ = (7,05-8,07) 10-4 = 0,705-0,807 мм. Это значение достаточно хорошо согласуется с ранее выполненной оценкой на основе данных о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы ПН при гравитационном осаждении и показывает, что в ТГЦ частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении за счёт более высоких скоростей осаждения.
Определение удельной производительности термогидроциклона
Выполненные на лабораторном ТГЦ эксперименты позволили получить зависимость по удельной производительности депарафинизатора, т. е. массе парафина, осевшего на квадратный метр установки тР в единицу времени [13-15]. При этом наряду с материальным балансом, получаемым на основе взвешивания ПН, ПБС и ОН от парафина, использовались и уравнения теплового баланса, учитывающие количество отданного тепла от застывающего парафина охлаждающей жидкости (воде). График зависимости производительности депарафинизатора от времени показан на рис. 3.
КП тР, кг/(с-м2)
Кп:Шг
производительность " депарафинизатора
20 40 60 ВО 100 120 140
Рис. 3. График зависимости удельной производительности КП-тР депарафинизатора от времени т
Из рис. 3 видно, что во время охлаждения депарафинизатора процесс оседания ПБС на стенках установки в начальный период времени имеет свои максимальные значения, с течением времени наблюдается плавный спад - снижение производительности установки - и возникает необходимость перевести установку в режим нагрева, чтобы расплавить и слить образовавшееся ПБС (в основном парафина) в дренажную ёмкость.
Удельная производительность ТГЦ, т. е. масса осевшего в единицу времени на единице площади установки в зависимости от времени определялась по формуле
М
ПО
ДтК.
ЭУ
т. с
где МПО - масса осаженного парафина, кг; Дт - промежуток времени, с; FЭУ = 0,0283 м2 - площадь боковой поверхности ТГЦ в экспериментальной установке; КПУ - коэффициент, учитывающий соотношение площадей ТГЦ в промышленной и экспериментальной установке, можно принять КПУ = 100.
Как видно из рис. 3, удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени, составляя при времени процесса т = 20 KПУmF = 0,275, а при т = 131 KПУmF = 0,040 кг/(см2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя парафина, обладающего малой теплопроводностью и соответствующего снижению интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Обработка экспериментальных данных методом наименьших квадратов позволила получить эмпирическую обратно пропорциональную зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса
А
К пу mF =—, (6)
т
где А - константа, для рассматриваемой установки А = 5,60 кг/м2.
Зависимость (6) может быть использована для расчёта основных технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ.
Определение эффективности термогидроциклона
Для оценки эффективности работы ТГЦ были определены концентрация осаждённого ТПП по предлагаемой авторами формуле
= МОН - МПН 100 %, (7)
ТПП МН - МП
где МН, МП - масса нефти и парафина до депарафинизации, кг; МОН - масса очищенной нефти, кг; МПН - масса потерь нефти, оставшейся в ТГЦ, кг. Эффективность работы ТГЦ определялась по формуле
С
ПТГЦ = С^100 %, (8)
СП
где СТПП и СП - концентрации парафина в ТПП и в нефти.
Расчёты по формулам (7) и (8) установили, что конечная концентрация осаждённого парафина в нефти СТПП = 3,8 %, а эффективность работы ТГЦ при начальной концентрации парафина в нефти СП = 10 % составляет пТГц = 38 %.
Оценку эффективности работы ТГЦ можно также выполнить на основе оценки соотношения между массовым расходом фактически отложившегося парафина по экспериментальным данным и теоретически возможным отложениям частиц парафина в ТГЦ на основе осаждения под действием центробежных сил инерции
КПт 100 %.
ПТГЦ = ^™Сп Рп
Так как удельная производительность ТГЦ в соответствии с формулой (6) обратно пропорциональна времени процесса, то зависимость эффективности работы ТГЦ от времени можно определить по предлагаемой авторами формуле
А
ПТГЦ= 100 %
а среднюю за время процесса эффективность работы ТГЦ
А 100;
%Щ = ^ТГЦСпРп ( т-т0 )
Т
Т 100 Л!п —
d т
Г ^ =-Т0--(9)
Т0 Т ^СПРп ( Т-Т0 ) 1 '
Расчёт по формуле (9) подтверждает, что средняя за время процесса т эффективность работы ТГЦ составляет Птгц = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением Птщ = 38 %. Таким образом, гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы предлагаемого ТГЦ. Для повышения эффективности промысловой депарафинизации нефти с получением ТПП можно повысить скорости осаждения частиц
ТГТТ
парафина У0 , а также применить двойную депарафинизацию для удаления оставшегося в нефти парафина, а также нефти из удаляемого из нижней части ТГЦ парафина.
Оценка основных параметров промышленного термогидроциклона
Была выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Такого рода ТГЦ могут быть использованы на многих месторождениях с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более. Например, для условий месторождения им. В. Филанов-ского с содержанием этих веществ около 10 % достаточно десяти таких ТГЦ для очистки всей добываемой нефти. Предлагаемые ТГЦ позволят не только получить высококачественную нефть, но и ТПП, более дорогой, чем нефть. Этот ТПП может служить сырьём для получения парафинов, битумов, лаков, мастик и других ценных продуктов на нефтеперерабатывающих заводах.
В дальнейшем для уточнения технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ предполагается более детальное исследование тепловых процессов, связанных с охлаждением нефти, кристаллизацией и плавлением парафина.
Выводы
1. Для устранения недостатков известных промышленных депарафинизаторов нефти и кристаллизаторов предлагается конструкция ТГЦ с охлаждаемой и обогреваемой рубашкой, позволяющая удалять парафин с получением товарного ТПП.
2. В результате гидравлических испытаний на лабораторной экспериментальной установке с ТГЦ были определены коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ, фактор оседания и скорость осаждения твёрдых частиц на боковые поверхности ТГЦ. Установлено, что скорость оседания твёрдых частиц парафина будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина, и достигнет 24,2-31,7 мм/с.
3. При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ ^0ТГЦ = 24,2-31,7 мм/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле, составляет dJГЦ = 0,705-0,807 мм. Частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении, за счёт более высоких скоростей осаждения.
4. Удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени. При времени процесса т = 20 она составила 0,275 кг/(см2), а при т = 131 составила 0,040 кг/(см2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя ПБС, обладающего малой теплопроводностью, и соответствующего снижения интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Получена обратно пропорциональная зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса.
5. Предлагаемая гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы ТГЦ. Средняя за время процесса т эффективность работы ТГЦ составляет Птщ = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением пТГц = 38 %.
6. Выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по
нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Предлагаемые ТГЦ могут быть использованы на многих месторождения с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Каюмов М. Ш., Тронов В. П., Гуськов И. А., Липаев А. А. Учёт особенностей образования асфаль-тосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2006. № 3. С. 48-49.
2. Петрова Л. М., Форс Т. Р., Юсупова Т. Н., Мухаметшин Р. З., Романов Г. В. Влияние отложения в пласте твёрдых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений // Нефтехимия. 2005. Т. 45. № 3. С. 189-195.
3. Баймухаметов М. К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана: автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2005. 16 с.
4. Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.
5. Исламов М. К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании: дис. ... канд. техн. наук. Уфа. 2005. 125 с.
6. Скребковые кристаллизаторы. URL: http://www.him-pparat.ru/kristaillizator.php (дата обращения: 21.04.2017).
7. Мамитов Д.С., Шишкин Н. Д. Разработка промыслового депарафинизатора для морских нефтедобывающих платформ // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа: материалы VI Междунар. науч.-практ. конф. (Астрахань, 7 сентября 2015 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2015. С. 139-143.
8. Мамитов Д. С., Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка промыслового депарафинизатора нефти // Знание. Опыт. Инновации: сб. тез. докл. VII Науч.-техн. конф. молодых специалистов и молодых работников ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, 20-24 марта 2017 г.). Астрахань: Изд. Сорокин Роман Васильевич, 2017. 284 с.
9. Башаров М. М., Сергеева О. А. Устройство и расчёт гидроциклонов: учеб. пособие. Казань: Вест-фалика, 2012. 92 с.
10. Адельшин А. Б., Селюгин А. С. Математическая модель гидродинамики потоков в напорном гидроциклоне // Известия вузов. Сер.: Строительство. 1991. № 12. С. 71-75.
11. Адельшин А. Б. Энергия потока в процессах интенсификации очистки нефтесодержащих сточных вод. Ч. 1. Гидроциклоны. Казань: КГАСА, 1996. 200 с.
12. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учеб. для вузов. М.: Альянс, 2005. 319 с.
13. Коренский В. В., Шишкин Н. Д., Мамитов Д. С. Экспериментальное определение параметров термо-гидроциклона для депарафинизации нефти // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. 260 с.
14. Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка конструкций и оценка параметров промысловых де-парафинизаторов с получением товарной битумпарафиновой смеси: материалы 61-й Междунар. конф. науч.-пед. работников АГТУ (Астрахань, 24-28 апреля 2017 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. URL: http://astu.org/Content/Page/5833 (дата обращения: 31.08.2018).
15. Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка конструкций и оценка параметров промысловых де-парафинизаторов нефти с получением товарного парафинового продукта // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. 260 с.
Статья поступила в редакцию 27.09.2018
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Шишкин Николай Дмитриевич - Россия, 414056, Астрахань; Астраханский государственный технический университет; д-р техн. наук профессор; профессор кафедры технологических машин и оборудования; n.shishkin-53@mail.ru.
Марышева Марина Александровна - Россия, 414056, Астрахань; Астраханский государственный технический университет; аспирант кафедры технологических машин и оборудования; vjyuvfhbyf@mail.ru.
N. D. Shishkin, M. A. Marysheva
INVESTIGATION OF HYDRAULIC PARAMETERS OF THERMAL HYDROCYCLON FOR COMMERCIAL OIL DEWAXING WITH OBTAINING A COMMODITY PARAFFIN PRODUCT
Abstract. The article describes advantages of a thermal hydrocyclone designed to eliminate the drawbacks of the known industrial oil dewaxers. The thermal hydrocyclone allows not only to remove paraffin from oil, but also to receive a commodity paraffin product. The tested thermal hydrocyclone determined the coefficients of local resistance, the settling factor, and the deposition rate of solid paraffin particles. The speed is 15.1-19.8 times higher than in the case of gravity settling and reaches 24.2-31.7 mm/s. The diameter of precipitating paraffin particles is 0.705-0.807 mm. Specific productivity of TH sharply decreases over time from 0.275 kg/(c-m2) to 0.040 kg/(c-m2). The hydraulic model of paraffin particles deposition in the centrifugal field makes it possible to estimate the efficiency of the hydrocyclon operation quite accurately. The average operating efficiency of the apparatus during the process is 36%, which practically coincides with the experimental value of 38% obtained on the basis of material and thermal balances. The main parameters of industrial oil dewaxing plants based on thermal hydrocyclone have been evaluated. With the height of the apparatus equal to 1.0 m and a diameter of 0.5 m, the oil productivity will be 64.8 t/h, with paraffin 1.9 t/h. The apparatus can be used in many fields with asphalt-bitumen-paraffin content of 6-10% or more.
Key words: paraffin oil, oil dewaxing agents, thermal hydrocyclone, commercial paraffin product, particle sedimentation rate, specific productivity, purification efficiency.
REFERENCES
1. Kaiumov M. Sh., Tronov V. P., Gus'kov I. A., Lipaev A. A. Uchet osobennostei obrazovaniia asfal'tos-moloparafinovykh otlozhenii na pozdnei stadii razrabotki neftianykh mestorozhdenii [Analysis of features of developing bitumenparafine sediments at the late stage of oil field development]. Neftianoe khoziaistvo, 2006, no. 3, pp. 48-49.
2. Petrova L. M., Fors T. R., Iusupova T. N., Mukhametshin R. Z., Romanov G. V. Vliianie otlozheniia v plaste tverdykh parafinov na fazovoe sostoianie neftei v protsesse razrabotki mestorozhdenii [Influence of sediments in formation of solid paraffins on phase state of oils in the process of oil field development]. Neftekhimiia, 2005, vol. 45, no. 3, pp. 189-195.
3. Baimukhametov M. K. Sovershenstvovanie tekhnologii bor'by s ASPO v nefte-promyslovykh sistemakh na mestorozhdeniiakh Bashkortostana. Avtoreferat. dis. ... kand.tekhn.nauk [Improving techniques of asphal-tene sediments fighting in oil production systems on oil fields of Bashkortostan. Diss. Abstr. ... Cand. Tech. Sci.]. Ufa, 2005. 16 p.
4. Tronov V. P. Mekhanizm obrazovaniia smolo-parafinovykh otlozhenii i bor'ba s nimi [Mechanism of developing heavy oil deposits and fighting them]. Moscow, Nedra Publ., 1970. 192 p.
5. Islamov M. K. Razrabotka i vnedrenie udaliteleiasfal'to-smolistykh i parafinovykh otlozhenii na nefti-anom oborudovanii. Dis. ... kand. tekhn. nauk [Development and implementing of compounds eliminating heavy oil deposits and paraffin deposits using oil equipment. Diss.. Cand. Tech. Sci.]. Ufa, 2005. 125 p.
6. Skrebkovye kristallizatory [Scraper catalysts]. Available at: http://www.him-pparat.ru/kristaillizator.php (accessed: 21.04.2017).
7. Mamitov D. S., Shishkin N. D. Razrabotka promyslovogodeparafinizatora dlia morskikh neftedobyvaiushchikh platform. Noveishie tekhnologii osvoeniia mestorozhdenii uglevodorodnogo syr'ia i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiiskogo shel'fa [Developing commercial dewaxer for offshore oil platforms. Advanced technologies of developing carbohydrate fields and providing safety of the Caspian shelf ecosystem]. Materialy VI Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii (Astrakhan', 7 sentiabria 2015 g.). Astrakhan', Izd-vo Astrakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, 2015. Pp. 139-143.
8. Mamitov D. S., Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka promyslovogo deparafinizatora nefti [Developing commercial oil dewaxer]. Znanie. Opyt. Innovatsii: sbornik tezisov dokladov VII Nauchno-tekhnicheskoi konferentsiimolodykh spetsialistov i molodykh rabotnikov OOO «Gazprom dobycha Astrakhan'» (Astrakhan', 20-24 marta 2017g.). Astrakhan', Izdatel' Sorokin Roman Vasil'evich, 2017. 284 p.
9. Basharov M. M., Sergeeva O. A. Ustroistvo i raschet gidrotsiklonov: uchebnoe posobie [Design and calculation of hydrocyclones: teaching guide]. Kazan', Vestfalika Publ., 2012. 92 p.
10. Adel'shin A. B., Seliugin A. S. Matematicheskaia model' gidrodinamiki potokov v napornom gidrotsi-klone [Mathematical model of hydrodynamics of flows in pressurehydrocyclone]. Izvestiia vuzov. Seriia: Stroitel'stvo, 1991, no. 12, pp. 71-75.
11. Adel'shin A. B. Energiia potoka v protsessakh intensifikatsii ochistki neftesoderzhashchikh stochnykh vod [Flow energy in processes of intensification of purifying oily wastes]. Part 1. Gidrotsiklony. Kazan': Kazan-skaia gosudarstvennaia arkhitekturno-stroitel'naia akademiia, 1996. 200 p.
12. Lutoshkin G. S. Sbor i podgotovka nefti, gaza i vody: uchebnik dlia vuzov [Collecting and preparing oil, gas and water: textbook for Universities]. Moscow, Al'ians Publ., 2005. 319 p.
13. Korenskii V. V., Shishkin N. D., Mamitov D. S. Eksperimental'noe opredelenie parametrov termogi-drotsiklona dlia deparafinizatsii nefti [Experimental defining parameters of thermal hydrocyclone for oil dewax-ing]. Noveishie tekhnologii osvoeniia mestorozhdenii uglevodorodnogo syr'ia i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiiskogo shel'fa. Astrakhan', Izd-vo Astrakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universi-teta, 2017. 260 p.
14. Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka konstruktsii i otsenka parametrov promyslovykh deparafini-zatorov s polucheniem tovarnoi bitumparafinovoi smesi [Developing structures and evaluating parameters of commercial dewaxers with producing commercial bitumen-paraffin mixture]. Materialy 61-i Mezhdunarodnoi konfer-entsii nauchno-pedagogicheskikh rabotnikov AGTU (Astrakhan', 24-28 aprelia 2017 g.). Astrakhan', Izd-vo Astrakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, 2017. Available at: http://astu.org/Content/ Page/5833 (accessed: 31.08.2018).
15. Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka konstruktsii i otsenka parametrov promyslovykh deparaf-inizatorov nefti s polucheniem tovarnogo parafinovogo produkta [Developing structures and evaluating parameters of commercial oil dewaxers with producing commercial paraffin product]. Noveishie tekhnologii osvoeniia mestorozhdenii uglevodorodnogo syr'ia i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiiskogo shel'fa. Astrakhan', Izd-vo Astrakhanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, 2017. 260 p.
The article submitted to the editors 27.09.2018
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Shishkin Nikolay Dmitrievich - Russia, 414056, Astrakhan; Astrakhan State Technical University; Doctor of Technical Sciences, Professor; Professor of the Department of Technological Machines and Equipment; n.shishkin-53@mail.ru.
Marysheva Marina Aleksandrovna - Russia, 414056, Astrakhan; Astrakhan State Technical University; Postgraduate Student of the Department of Technological Machines and Equipment; vjyuvfhbyf@mail.ru.
