CC BY
23УДК 665.622.4.069.6
И.Ю. Быков1, e-mail: ibykov@ugtu.net; Д.А. Борейко1, e-mail: dboreiko@ugtu.net; Е.В. Казарцев2, e-mail: Evgenii.Kazartcev@lukoil-international.com
1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Ухтинский государственный технический университет» (Ухта, Россия).
2 Филиал компании «ЛУКОЙЛ Мид-Ист Лимитед» в Басре (Республика Ирак).
Результаты промысловых испытаний проточного струеинжекционного смесителя для обессоливания нефти
В статье представлен метод обессоливания нефти, основанный на использовании многоструйной инжекции. По прогнозам авторов, новый метод позволит решить проблему ограниченности регулирования степени обессоливания с помощью традиционно применяемых статических смесителей, обусловленную изменением интенсивности промывки. В отличие от большинства способов смешения с помощью статических смесителей, когда турбулентность достигается за счет локального перепада давления потока обрабатываемой нефти, струеинжекционное смешение основано на многоструйной инжекции и формировании вихревых потоков промывной воды в ламинарном потоке нефти без ощутимого перепада давления на смесителе.
Целью промысловых испытаний, проведенных на месторождении Западная Курна-2 (Республика Ирак), результаты которых представлены в статье, было выявление возможности устранения указанных несовершенств смесителей и повышения эффективности процесса обессоливания в промысловых условиях с использованием проточного струеинжекционного смесителя, а также определение его оптимальных параметров. Критериями оценки работы усовершенствованного смесителя в ходе исследования были эффективность и интенсивность процесса смешивания.
В статье рассмотрены основные характеристики экспериментальных образцов проточного струеинжекционного смесителя, а также конструктивные особенности вводных отверстий для организации тангенциального и радиального ввода воды в нефть прямотоком и противотоком. Дано описание разработанного для проведения исследования экспериментального стенда с тестируемыми образцами совершенствуемого смесителя. Изложен ход исследования, представлены его основные результаты, свидетельствующие о том, что наиболее технологически эффективной конструкцией оказался образец с тангенциальным вводом и углом атаки струй воды против направления потока нефти.
Ключевые положения данной статьи являются основой для дальнейших экспериментальных исследований по определению конструктивных параметров струеинжекционного смесителя.
Ключевые слова: обессоливание нефти, деэмульсация, инжекционный смеситель, экспериментальный стенд, угол атаки струи.
I.Yu. Bykov1, e-mail: ibykov@ugtu.net; D.A. Boreyko1, e-mail: dboreiko@ugtu.net; E.V. Kazartcev2, e-mail: Evgenii.Kazartcev@lukoil-international.com
1 State Federal-Funded Educational Institution of Higher Professional Training "Ukhta State Technical University" (Ukhta, Russia).
2 Branch of LUKOIL Mid-East Limited in Basrah (Republic of Iraq).
Results of the Field Trial Test of the Flow-Through Jet-Injecting Mixer for Desalting Oil
The article presents a method for crude oil desalting based on multijet injection. Authors predict that the new method would solve the insufficiency of salt rejection level adjustment. This insufficiency is caused by intensity variation during washing in conventional static mixers. Whereas the most of mixing methods involve static mixers where turbulence is achieved through the local pressure difference of the treated crude oil flow, jet injection mixing is based on multijet injection and generation of wash-water vortex flows in the crude oil laminar flow with no significant pressure difference at the mixer.
OIL AND GAS PRODUCTION
Field pilot tests at West Qurna-2 field (Republic of Iraq), results of which are presented in the article, were aimed to reveal an opportunity to overcome those imperfections of mixers and enhance the efficiency of desalting process under field conditions using flow jet injection mixer, as well as to identify its optimum parameters. Efficiency and mixing intensity were the criteria for evaluating the improved mixer's performance thorough the study. The article considers the basic characteristics of the test models of the flow jet injection mixer and inlet design features for enabling tangential and radial water inlet into the crude oil both cocurrent and countercurrent ways. A test-bed with test models of the improved mixer is designed for the study and described. The course of study is set out and its major results are presented to show that the most technologically efficient design is the one with tangential inlet and the angle of water attack counter to the direction of the crude oil flow.
Key provisions of this article provide the basis for further experimental research on determining design parameters of the jet injection mixer.
Keywords: desalination of oil, demulsification, injection mixer, experimental stand, jet attack angle.
Обрабатываемый поток
Treated flow
r
.....-1
Готовая \ ' смесь Ready mix
Вводимый компонент Inserted component
Струя
обрабатываемого потока
Treated flow jet ЛЛ
К I' ll
Вводимый компонент Inserted component
Смесь К? Mix
Рис. 1. Конструкция проточного струеинжекционного смесителя:
1 - корпус; 2 - патрубок; 3 - полость; 4 - штуцер; 5 - крышки; 6 - отверстия; 7 - трубки; 8 - вводные отверстия; 9,10 - кольцевые пазы; 11, 12 - кольцевые прокладки; 13 - шпильки; 14 - гайки; 15 - монтажные отверстия; 16 - патрубки; 17 - фланцы Fig. 1. Design of the jet injection mixer:
1 - shell; 2 - connection 3 - hollow space; 4 - choke; 5 - caps; 6 - holes; 7 - tubes; 8 - inlets; 9, 10 - ring grooves; 11, 12 - ring-type packings; 13 - pins; 14 - nuts; 15 - mounting holes; 16 - connections; 17 - flanges
Для промывки нефти от хлористых солей при ее обессоливании на установках подготовки нефти (УПН) зачастую используются регулирующие клапаны в качестве статических смесителей [1-3]. В целях сокращения содержания этих солей практикуется повышение перепада давления на смесительных клапанах ступеней блока обессоли-вания до 1,0-1,5 кгс/см2, в результате чего увеличивается обводненность нефти на выходе с блока обессолива-ния за счет увеличения стойкости вновь образуемой нефтяной эмульсии при ее смешивании с промывной водой. В зависимости от ситуации с качеством подготовки нефти приходится уменьшать содержание хлористых солей при по-
вышенном содержании воды или снижать обводненность при повышенном солесодержании [4]. Таким образом, в процессе обессолива-ния нефти до требуемых норм качества имеется определенное ограничение, не позволяющее одновременно уменьшить содержание воды и хлористых солей. Устранить данное ограничение планировалось с помощью принципиально нового способа смешения [5]. Целью эксперимента, результаты которого представлены в данной статье, было определение возможности устранения несовершенства смесителей и повышение эффективности процесса обессоливания нефти в промысловых условиях с использованием проточного
струеинжекционного смесителя (ПСИС), а также определение его оптимальных параметров.
ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Суть струеинжекционного смешения, в отличие от большинства способов смешения с помощью статических смесителей, заключается в организации турбулентности не за счет локального перепада давления потока обрабатываемой нефти [6], а за счет организации многоструйной инжекции и формирования вихревых потоков промывной воды в ламинарном потоке нефти без образования ощутимого перепада давления на смесителе, конструкция которого представлена на рис. 1.
Ссылка для цитирования (for citation):
Быков И.Ю., Борейко Д.А., Казарцев Е.В. Промысловые испытания проточного струеинжекционного смесителя для обессоливания нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 30-42.
Bykov I.Yu., Boreyko D.A., Kazartcev E.V. Results of the Field Trial Test of the Flow-Through Jet-Injecting Mixer for Desalting Oil. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(7-8):30-42. (In Russ.)
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Обезвоженная нефть Смесь (нефть + вода) Обессоленная вода
Dry oil Смеситель Mixer Mix (crude oil + water) Отстойник Skimmer Desalted water
P , Mr , M„ н' Свх Ввх P MB , Mc
i P в i Промывная вода Wash-water 1 Дренажная вода Drain water
Рис. 2. Схема определения характеристик процесса смешивания:
МСвх, Mc - содержание хлористых солей в воде нефти на входе и на выходе, кг; MB , МВвх - содержание воды в нефти и в обессоленной нефти, кг; P , P, PQ - давление нефтяного и водяного потоков, а также потока смеси (нефть + вода), МПа Fig. 2. Diagram for determining mixing process characteristics:
M. , M. - chlorides content in crude water at inlet and outlet, kg; M_ , M_ - water content in crude oil and desalted crude oil, kg; P , P, P - pressures
Свх' Свых ' Ввых' Ввх ' н' в' с г
of the water, crude oil, and mix (crude oil + water) respectively, MPa
Определенная гидродинамика струй, формируемых ПСИС, должна позволять оптимально распределить капли промывной воды в объеме нефти, обеспечивая:
• сокращение потребления промывной воды для обессоливания нефти [7];
• снижение гидравлического сопротивления по технологической линии подготовки нефти [8];
• снижение устойчивости эмульсии за счет уменьшения эффекта диспергирования воды в смесителе;
• ускорение седиментации капель воды и разделения нефтяной эмульсии;
• повышение и стабилизацию качества подготавливаемой нефти;
• увеличение производительности блока обессоливания и линии подготовки нефти;
• упрощение процесса обессоливания, поскольку не требуется регулировка перепада давления на смесителе;
• снижение энергозатрат питающего насоса за счет уменьшения перепада давления на смесителях;
• сокращение дозировки деэмульгатора. Для экспериментального определения оптимального варианта исполнения вводных отверстий смесителя и оптимальных параметров его работы (конструктивные размеры и гидродинамические характеристики) была подготовлена программа опытно-промышленных испытаний.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Методы исследования были основаны на сравнении критериев оценки работы опытных образцов смесителя
в реальном процессе обессоливания нефти на действующем оборудовании установки подготовки нефти (УПН) при масштабном изменении некоторых технологических параметров. Основными показателями,характеризующими процесс смешивания, являются его интенсивность и эффективность [9].
Повышение интенсивности процесса смешивания жидкостей позволяет повысить производительность оборудования, но это всегда связано с повышением энергетических затрат, а технологический эффект от интенсификации смешивания ограничен строго определенными пределами. Поэтому интенсивность перемешивания следует определять исходя из условий достижения максимального технологического эффекта при минимальных энергозатратах.
В соответствии с этими принципами оптимизации гидродинамической структуры смешиваемых потоков работа смесителя на блоке обессоливания должна обеспечивать достаточную эффективность при минимальной интенсивности. Интенсивность смешивания I [10] представляет собой энергию, которую необходимо затратить на перемешивание единицы объема (Мп/V) или массы (Мп/р0) жидкости в единицу времени для достижения определенного качества смеси.
Как видно из определения,интенсивность смешивания является удельным показателем работы смесителя и больше подходит для оценки работы статических смесителей, в которых перепад
давления создается уже для смеси компонентов, а ввод добавочного компонента осуществляется заранее без создания ощутимого перепада давления для вводимого потока. В нашем случае значительный перепад давления будет создаваться как раз для потока вводимого компонента, для потока смеси он будет неощутим. Выигрыш в энергозатратах будет обеспечиваться за счет гораздо меньшего (на порядок) объемного расхода компонента по отношению к объемному расходу основного потока, поэтому более показательным критерием количественной оценки работы инжекционных смесителей являются энергозатраты. В случае с ПСИС гидравлическая мощность смесителя будет складываться из энергозатрат на прокачку нефтяного и водяного потоков:
N = ДP.V + ДP.|/,
П U U R R
(1)
где ДРн, Д Pв - перепады давления нефтяного и водяного потоков, Па; К, К -объемные расходы нефтяного и водяного потоков, м3/с.
В струеинжекционном смесителе перепады на смесителе потоков нефти ДРн и воды ДРв будут определяться в соответствии со схемой рис. 2:
ДР = P - P и ДР = P - P,
U U Г R R г'
(2)
где Рн, Рв, Рс - давление потоков нефти, воды и смеси, Па.
В итоге количественный показатель интенсивности смешения определяется как:
32
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
N = V(P - P) + V(P
п н с в4 в
■ Рс).
(3)
Под эффективностью смешивания понимают технологический эффект, характеризующий качество проведения процесса [11]. Поскольку в каждом конкретном случае требуется достижение определенного эффекта, мера оценки эффективности в каждом случае может быть индивидуальна. Для общего случая перемешивания гетерогенных систем эффективность процесса определяется степенью дисперсности фазы в среде, однако в нашем случае при смешивании протекают процессы диспергирования и эмульгирования, поэтому параметрами оценки должны быть микрохарактеристики потока -дисперсный состав и межфазная поверхность. В данном случае дисперсность фаз не является однозначным критерием эффективности процесса обессоливания, так как высокая эффективность должна быть связана с высокой дисперсностью и стойкостью эмульсии, что негативно отразится на процессе обессоливания. Кроме того, эффективность смешивания зависит от большого количества значимых переменных, таких как характеристики двух потоков - плотность, вязкость, расход, поверхностное натяжение сред, схема организации потоков и геометрия устройства. В рассматриваемом случае эффективность смешивания целесообразно оценивать по двум конечным показателям технологической эффективности процесса - степени обессоливания и кратности увеличения обводненности образованной эмульсии. С учетом уровня концентрации хлористых солей в нефти до и после обессоливания степень обессоливания определяется как отношение минерализации воды в обессоленной нефти к ее минерализации в исходной нефти [12, 13]:
М
8С=1--^, (4)
свх
где М , М - содержание хлористых
" свх свых гп г Г
солей в воде нефти на входе и на выходе, кг.
Кратность увеличения обводненности нефти определяется аналогично, отношением конечного влагосодержания к начальному:
Рис. 3. Конструкция экспериментального образца смесителя:
1 - смесительная трубка; 2 - контргайка; 3 - переходник; 4 - тройник; 5 - сгон; 6 - муфта; 7 - канал
Fig. 3. Design of the test mixer model:
1 - mixing tube; 2 - lock nut; 3 - adapter; 4 - joint; 5 - pipe union; 6 - coupling; 7 - channel
Рис. 4. Экспериментальный образец смесителя в сборе на примере R-45 (R-135) Fig. 4. Assembled test mixer model exampled by R-45 (R-135)
Рис. 5. Внешний вид смесительных трубок с обозначением исполнения вводных отверстий: а) радиального ввода 45° (135°); б) радиального ввода 90°; в) тангенциального ввода 45° (135°); г) тангенциального ввода 90°
Fig. 5. Appearance of the mixing tubes with inlet type marking:
a) 45° (135°) radial inlet; b) 90° radial inlet; c) 45° (135°) tangential inlet; d) 90° tangential inlet
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
33
Существующие линии и оборудование Existing lines and equipment Тестовые линии и оборудование Test lines and equipment Подключение шлангов для испытания штатного смесителя PDV-100 Hose connection for standard PDV-100
Обессоленная нефть с MP-сепаратора Desalted crude oil from the MP separator
Промывная вода Wash water
Дренажная вода Drain water
t»v
бессоленная нефть в закрытую дренажную систему Desalted crude oil to the closed drain system
Рис. 6. Схема интеграции экспериментального смесителя в блок обессоливания Fig. 6. Integration scheme of the test mixer for desalting unit
M
8B=1--^, (5)
BBX
где Мввх, Мввых - содержание воды в нефти и в обессоленной нефти, кг. В подавляющем большинстве случаев хлориды растворены в пластовой воде, хотя в литературе встречается информация о хлористых солях в кристаллическом виде [13]. В данном случае можно определять степень обессоливания пропорционально степени обезвоживания (при определении материального баланса используется метод пропорции из курса аналитической химии), т. е. при прочих равных условиях степень обессоливания зависит от эффективности промывки. В таком случае эффективность промывки нефти от хлористых солей заключается в степени снижения концентрации хлористых солей в каплях воды в нефти:
= min. (6)
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Основным элементом конструкции ПСИС (рис. 1), формирующим определенную гидродинамическую структуру смешиваемых потоков, являются смесительные трубки с вводными отверстиями. При этом допускается, что процесс объединения потоков, выходящих из смесительных трубок в конфузор сборной камеры, нисколько не ухудшает каче-
ство смеси, усредняя ее. Поскольку все смесительные трубки ПСИС имеют одинаковую конструкцию, на основании метода рассуждения от общего к частному (метод дедукции) принято, что и условия смешения в трубках одинаковы, поэтому достаточно рассмотреть в качестве экспериментального образца одну смесительную трубку, заключенную в камеру. На рис. 3 представлен сборочный чертеж экспериментального образца смесителя. Основной элемент экспериментального образца - смесительная трубка - имеет с обеих сторон резьбовые части для сборки всей конструкции, а в стенке трубки на поверхности, свободной от резьбы, равноудаленно друг от друга располагаются каналы вводных отверстий, формирующие струи промывной воды. Каждая смесительная трубка имеет каналы, выполненные для радиального или тангенциального ввода промывной воды под углами атаки по потоку (45°), с перекрестным током (90°) и противотоком (135°) к обрабатываемому потоку. Остальные детали служат для фиксации всех элементов экспериментального образца относительно друг друга и герметизации сборки и являются серийно выпускаемыми сантехническими деталями. В соответствии с конструкцией были изготовлены экспериментальные образцы
со смесительными трубками под разные углы атаки струй промывной воды для радиального и тангенциального ввода (рис. 4 и 5). Изменение углов атаки струй воды с 45 на 135° достигалось изменением направления потока нефти простым переподключением шлангов. Экспериментальный стенд выполнялся на базе 1-й ступени блока обессоливания технологической линии (ТЛ) УПН, выведенной из работы и находящейся в резерве. Для проведения эксперимента ТЛ загружалась небольшим расходом по нефти, с сохранением естественного температурного режима, т. е. без нагрева и использования питающего насоса. За счет остаточного давления в сепараторе среднего давления (МР) нефть подавалась непосредственно на 1-ю ступень блока обессоливания, минуя теплообменники 2-й и 3-й ступеней по шлангу. На блок обессоливания подавалась пресная промывная вода с расходом 5 % объема нефти. Потоки обезвоженной нефти и промывной воды смешивались в смесителе и направлялись для разделения в аппарат-обес-соливатель (десолтер) фирмы Cameron Japan через распределитель на уровне 950 мм. Десолтер 1-й ступени обессоливания применялся в режиме обычного гравитационного отстойника, без использования электрического поля. После обессоливания нефть выводилась
1-4
ОКТЯБРЯ 2019
IX ПЕТЕРБУРГСКИЙ М ЕЖДУ НАРОД Н Ы Й ГАЗОВЫЙ ФОРУМ
I- ПРИЗНАННАЯ ПЛОЩАДКА ДЛЯ ДИСКУССИИ J О РАЗВИТИИ МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР
*3|^ГПП(Т)ПО\/М САНКТ-ПЕТЕРБУРГ +7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168,2122) -л. ГАС СОШ 1М ОН
«7ГЧЧ*1 ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1 GF@EXPOFORUM.RU 10+ ОАЬ-ГикиП.Ки
Рис. 7. Подключение роторного расходомера к трубопроводу выхода нефти с сепаратора среднего давления
Fig. 7. Connection of rotary flow meter to the crude oil outlet from the middle pressure separator
из десолтера через штатный пробоотборник на уровне 1150 мм в закрытую дренажную систему, тем самым обеспечивались требуемое время отстоя в де-солтере и показательность отбираемых в ходе эксперимента проб [14]. На рис. 6 представлена принципиальная схема 1-й ступени блока обессоливания с интегрированным экспериментальным образцом смесителя, выполненная на основании проектной схемы [15] (движение потоков показано толстыми линиями; потоки, отмеченные тонкими линиями, в эксперименте не задейство-вались).
Для контроля перепада давления потоков как на штатном смесителе (клапан PDV-100, модель Fisher V300/10"/DVC6200F), так и на экспериментальном (ПСИС) использовался штатный дифференциальный датчик давления PDT-100 (модель Rosemount 3051CD). Для отбора проб нефти на выходе из зоны отстоя, объем которой определяется расчетом, использовался штатный пробоотборник 215-SC-001 десолтера [16]. Для отбора проб исходной нефти использовался пробоотборник 210-SC-002, установленный на линии выхода нефти из МР-сепара-тора. Расход нефти, проходящей через блок обессоливания, контролируется с помощью роторного расходомера F025-3S4 Macnaught (диапазон расхода - 6-120л/мин;диапазон рабочей температуры от -10 до 80 °С; макси-
Таблица 1. Пересчет параметров оборудования из фактических условий в экспериментальные Table 1. Recalculation of equipment parameters from actual conditions to test conditions
Параметры работы Значения Values
Working parameters Установка подготовки нефти Oil treatment unit Стенд Test-bed
Внутренний диаметр трубы, мм Inner diameter of the pipe, mm 250 16
Площадь поперечного сечения трубы, м2 Cross-section area of the pipe, m2 0,04906 0,00020
Скорость потока в трубе, м/с Flow rate in the pipe, m/sec 2,689
Часовой расход эмульсии, м3/ч Hourly consumption of emulsion, m3/h 475 2
Мгновенный расход нефти, л/с Crude oil flow rate, l/sec 131,9 0,540
Объем отстойника, м3 Skimmer volume, m3 230
Высота зоны отстоя нефти, м Crude oil skimming zone height, m 3 0,2
Длина отстойника (условно), м Skimmer length (nominal), m 16,6
Объем зоны отстоя нефти, м3 Crude oil skimming zone volume, m3 117 0,480
Время отстоя, мин Skimming time, min 15
Доля промывной воды от объема нефти, % Wash-water fraction of crude oil volume, % 5
Расход промывной воды, л/мин Wash-water flow rate, l/min 396 1,6
мальное рабочее давление - 3500 кПа; погрешность измерения ± 1 %), установленного в месте подключения стенда с помощью шлангов к МР-сепаратору (рис. 7), а расход промывной воды -по бытовому водосчетчику СВК-15-3-2 MINKOR. Межфазный уровень в отстойнике контролировался по радарному уровнемеру LDT-001 (модель Emerson 5302FA) и поддерживается стабильно за счет клапана LDV-001 (модель Fisher EZ/667/DVC6200F).
В связи с тем что конструктивные размеры основного элемента ПСИС - натурного образца смесительной трубки -соответствуют его экспериментальному образцу и масштабный переход здесь не потребовался, параметры работы стенда стабильно поддерживались на одном уровне в соответствии с адаптированными характеристиками ступени обессоливания, приведенными к гидродинамическим характеристикам потоков в одной трубке (табл. 1).
ПОСТАНОВКА ЭКСПЕРИМЕНТА
Для проведения эксперимента был подготовлен подробный план, являющийся неотъемлемой частью программы опытно-промысловых испытаний, включающий следующие этапы:
• испытание штатного смесительного клапана;
• испытание образца ПСИС с тангенциальным вводом воды с противотоком;
• испытание образца ПСИС с тангенциальным вводом воды с перекрестным током;
• испытание образца ПСИС с тангенциальным вводом воды по потоку;
• испытание образца ПСИС с радиальным вводом воды с противотоком;
• испытание образца ПСИС с радиальным вводом воды с перекрестным током;
• испытание образца ПСИС с радиальным вводом воды по потоку.
В период 2-7 февраля 2019 г. на действующей УПН «Мишриф» нефтяного
OIL AND GAS PRODUCTION
a) a) б) b)
Рис. 8. Оборудование экспериментального стенда на установке подготовке нефти «Мишриф»:
а) точка подключения воды для промывки с водосчетчиком; б) место подключения экспериментального смесителя; в) действующее оборудование блока обессоливания ТЛ-7 установки подготовки нефти (обессоливатель со штатным смесителем); г) экспериментальные смесители и водосчетчик с коннекторами
Fig. 8. Test-bed equipment at Mishrif oil treatment unit:
a) water connection point for washing with water metering; b) test mixer connection point; c) working equipment at TL-7 desalting unit at oil treatment unit (desalter with standard mixer); d) test mixers and water meter with connectors
н <u u E
si £ g
x -E
4 to
о >-m \o
о <"
. E
Степень обессоливания, % Salt rejection, % Кратность увеличения обводненности, раз Water cut enlargement ratio, times
о 42
га о.
PDV-100 T-45 T-90 T-135 R-45
Тип смесителя Mixer type
R-90 R-135
Рис. 9. Показатели технологической эффективности работы смесителей Fig. 9. Technological efficiency figures
месторождения Западная Курна-2 Республики Ирак были проведены опытно-промысловые испытания смесителей (рис. 8). Испытания проводились на незадействованной (запасной) ТЛ-7 с характеристиками реального сырья, химреагентов и других ресурсов, использующихся в производстве УПН. Пробы нефти отбирались согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» со штатных мест отбора, при-
менялись стандартные методы лабораторного анализа: для определения содержания воды - ASTM D4928-12 (2018) «Стандартный метод определения содержания воды в сырой нефти посредством кулонометрического титрования по методу Карла Фишера», для определения содержания хлористых солей - ASTM D3230-13 (2018) «Стандартный метод определения солей в сырой нефти (электрометрический метод)».
РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТА
Важным условием эксперимента являлось его проведение при постоянных параметрах деэмульсации: расходе, температуре, времени отстоя и влагосодержании нефти, т. е. при устоявшемся режиме. Кроме того, необходимо было обеспечить репрезентативность проб, повторяемость и воспроизводимость анализов. Полученные результаты обрабатывались на предмет исключения заведомо
Таблица 2. Результаты опытно-промысловых испытаний смесителей на блоке обессоливания нефти установки подготовки нефти «Мишриф» месторождения Западная Курна-2 (Республика Ирак) Table 2. Pilot test results for the mixers on crude oil desalting unit at Mishrif oil treatment unit, West Qurna-2 field (Republic of Iraq)
Дата Date Тип смесителя Mixer type Обозначение смесителя Mixer marking Качественные показатели до обессоливания Quality indicators before desalting Качественные показатели после обессоливания QuaLity indicators after desalting Степень обессоливания, % Salt rejection, % Кратность увеличения обводненности Water cut enlargement ratio Угол атаки струй, ° Jet attack angle, °
Время Time Содержание примесей Impurity content Время Time Содержание примесей Impurity content
Вода, % Water, % Соли, m г/кг Salt content, mg/kg Соли в воде, мг/кг Salt content in water, mg/kg Вода, % Water, % Соли, мг/кг Salt content, mg/kg Соли в воде, мг/кг Salt content in water, mg/kg
02.02.2019 Штатный Standard PDV-100 17:25 0,500 1123 224 600 18:00 1,050 1260 120 000 47 2,1 -
03.02.2019 Экспериментальный с вводом струй тангенциально с противотоком Test with tangential countercurrentjet inlet T-135 14:55 0,300 674 224 667 15:15 0,500 51 10 200 95 1,8 135
15:15 0,250 561 224400 15:30 0,490 51 10 408
15:30 0,250 561 224400 15:45 0,470 50 10 638
Среднее Average 0,267 599 224 489 Среднее Average 0,487 51 10 415
04.02.2019 Экспериментальный с вводом струй тангенциально с перекрестным током Test with tangential crosscurrent jet inlet T-90 15:15 0,500 1123 224 600 15:30 0,850 638 75 000 66 1,5 90
15:30 0,500 1124 224 750 15:45 0,800 656 82 000
15:45 0,550 1236 224 665 16:00 0,800 576 72 000
Среднее Average 0,525 1180 224 672 Среднее Average 0,800 616 77 000
05.02.2019 Экспериментальный с вводом струй тангенциально по потоку Test with tangential cocurrentjet inlet T-45 15:45 0,600 1348 224 667 16:00 0,900* 2043 227 000* 15 1,4 45
16:00 0,800 1797 224 625 16:15 1,090 2061 189 083
16:15 0,800 1797 224 625 16:30 1,150 2235 194 348
Среднее Average 0,800 1797 224 639 Среднее Average 1,120 2148 191 715
06.02.2019 Экспериментальный с вводом струй радиально противотоком Test with radial countercurrent jet inlet R-135 15:30 0,150 337 224 667 15:45 0,450 366 81 333 39 1,3 135
15:45 0,700 1573 224 714 16:00 0,430 471 109 535
16:00 0,100 225 225 000 16:15 0,360 791 219 722
Среднее Average 0,317 712 224 794 Среднее Average 0,413 543 136 863
07.02.2019 Экспериментальный с вводом струй радиально по потоку Test with radial cocurrent jet inlet R-45 10:00 0,050 112 224 000 10:15 0,260 443 170 385 23 3,9 45
10:15 0,050 112 224 000 10:30 0,220 369 167 727
10:30 0,075 168 224 000 10:45 0,210 372 177 143
Среднее Average 0,058 131 224 000 Среднее Average 0,230 395 171 752
07.02.2019 Экспериментальный с вводом струй радиально с перекрестным током Test with radial crosscurrent jet inlet R-90 15:00 0,150 337 224 450 15:15 0,250 37 151 525 33 1,8 90
15:15 0,130 291 224 205 15:30 0,230 345 149 965
15:30 0,100 224 224 380 15:45 0,220 331 150 533
Среднее Average 0,127 284 224 345 Среднее Average 0,233 352 150 674
In О
on £
_C >
>
u> >
* Некорректные результаты.
* Incorrect results.
XXIII МЕЖДУНАРОДНАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
В РАМКАХ IX ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО ФОРУМА
/II
ОФИЦИАЛЬНАЯ ПОДДЕРЖКА ВЫСТАВКИ: н
1-:
октября
2 0 19
I I
I
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЦИФРОВЫЕ РЕШЕНИЯ
ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РАЗРАБОТКИ
ОРГАНИЗАТОР ПЕТЕРБУРГСКОГО МЕЖДУНАРОДНОГО ГАЗОВОГО ФОРУМА:
ЕХРОКЖиМ
ОРГАНИЗАТОР ВЫСТАВКИ:
РО
®
РРЮРЕ8510Г\1А1- ЕХН1ВШОП1 Б СОЫБВЕББ ОВДАМгЕЯ
Тел/факс: +7 (812) 777-04-07; 718-35-37 Е-таН: gas2@farexpo.ru www.rosgasexpo.ru
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПАРТНЕР ВЫСТАВКИ:
ГАЗОВАЯ
ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ТЕРРИТОРИЯ
НЕФТЕГАЗ
коррозия
МЕСТО ПРОВЕДЕНИЯ:
г. Санкт-Петербург, КВЦ «ЭКСПОФОРУМ», павильон (2
Таблица 3. Результаты сравнения смесителей по интенсивности смешения Table 3. Comparison of mixers in terms of mixing intensity
№ Тип смесителя Поток нефти Crude oil flow Поток воды Water flow Гидравлическая мощность, Вт Hydraulic power, W
No. Mixer type Перепад, кгс/см2 Difference, kp/cm2 Расход, м3/ч Flow rate, m3/h Перепад, кгс/см2 Difference, kp/cm2 Расход, м3/ч Flow rate, m3/h
Стендовые условия Test-bed conditions
1 Штатный смесительный клапан Standard mixing valve 1,0 0 55,6
2 Опытные образцы проточного струеинжекционного смесителя Test models of flow jet injection mixer 0 2,0 5 0,100 0,014
Натурные условия Natural conditions
3 Штатный смесительный клапан Standard mixing valve 1,0 0 13 194
4 Полноразмерный образец проточного струеинжекционного смесителя Full-scale model of flow jet injection mixer 0 475,0 5 23,750 3,3
ШЖЖМ)
Т-135 Т-90 Т-45 R-135 R-90 R-45
Рис. 10. Схемы предполагаемого характера распределения струй воды в поперечном сечении смесительных трубок проточного струеинжекционного смесителя
Fig. 10. Diagram of expected water jet distribution in cross-section of flow jet injection mixer tubes
ложных (промахов) и интерпретировались.
Пробы нефти отбирались по истечении не менее 15 мин после произведенных изменений, временной промежуток между отборами проб входящего и выходящего потоков также составлял не менее 15 мин, что соответствовало времени прохождения потока по стенду и обеспечивало чистоту эксперимента. Результаты эксперимента сведены в табл. 2 и представлены на рис. 9. Отмечено, что достигнутые результаты обладают хорошей сходимостью, значительные отклонения в пределах одного этапа при одинаковых условиях отсутствуют. Исключением является результат анализа содержания воды пробы нефти, отобранной в 15:45 05.02.2019, который является явно ошибочным, так как выпадает из логики - минерализа-
ция воды не может увеличиться после процесса обессоливания. Данный результат в расчет не принят. На основании данных о содержании воды и хлористых солей в нефти до и после обессоливания рассчитывалась минерализация капель воды, содержащейся в нефти до и после обессоливания. Далее степень обессоливания определялась как отношение минерализации капель воды в обессоленной нефти к ее минерализации в исходной нефти по формуле (4), а кратность увеличения обводненности нефти определялась аналогично по формуле (5).
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Достаточно низкая степень обессоливания образцов Т-45 и R-45 по сравнению с Т-135 и R-135 может объясняться большей неравномерностью распре-
деления вводимой воды по сечению потока нефти при прямотоке смешиваемых жидкостей по сравнению с повышенным вихреобразованием при противотоке (рис. 10). Образцы с радиальным вводом при попутном токе 13-45 также имеют меньшую степень обессоливания по сравнению с противотоком 13-135. Минимальная степень обессоливания нефти образца Т-45 может быть обусловлена пристенным характером распределения вводимого компонента по сечению основного потока. Результат высокой кратности увеличения обводненности нефти для образца 13-45 является непоказательным, так как он обусловлен высоким уровнем обезвоженности нефти на входе в блок обессоливания - 0,06 % при средней обводненности этого потока в дни эксперимента 0,47 %. Этапы испытаний с перекрестным током струй как для тангенциального, так и для радиального направлений ввода воды показали средние результаты и по степени обессоливания, и по кратности увеличения обводненности. При оценке количественного показателя по формуле(3) определялась интенсивность смешивания, а далее сравнивалась гидравлическая мощность на смешивание при использовании штатного смесителя PDV-100 и экспериментальных образцов ПСИС.
OIL AND GAS PRODUCTION
При этом гидравлические характеристики для всех типов ПСИС приняты одинаковыми, так как основные конструктивные характеристики смесителя, определяющие перепад давления потока воды - количество и диаметр вводных отверстий, - у всех образцов одинаковы: N = 6, D = 1,3 мм
^ m отв ' отв '
(табл. 3).
По итогам эксперимента можно сделать вывод,что применение конструкции экспериментального смесителя с тангенциальным вводом струй воды против направления потока нефти (Т-135) позволяет устранить несовершенства существующего оборудования и повысить эффективность процесса обессоливания с помощью использования принципиально нового способа промывки с применением ПСИС.
ВЫВОДЫ
1. Показано несовершенство традиционно применяемых для обессоливания нефти статических смесителей, заключающееся в ограниченности регулирования степени обессоливания нефти
за счет изменения интенсивности ее промывки. Определено направление совершенствования оборудования путем использования многоструйной инжекции.
2. Разработана методика эксперимента на основании оценки работы усовершенствованного смесителя по известным критериям - эффективности и интенсивности процесса смешивания.
3. Экспериментальный стенд был интегрирован и адаптирован к действующему оборудованию УПН с опытными образцами смесителя для радиального и тангенциального ввода при прямом, перекрестном и противоположном токе струй воды относительно потока нефти.
4. Результаты эксперимента показали, что наиболее технологически эффективным как по сравнению со штатным (PDV-100), так и среди экспериментальных образцов оказался смеситель с вводом струй тангенциально с противотоком (Т-135). В результате его использования достигнута максимальная степень обессоливания 95 %, что в два раза выше эффективности штатно-
го смесителя. Это свидетельствует об определенном потенциале сокращения объема пресной воды и увеличении коэффициента ее эффективного использования. При этом T-135 показал среднюю степень диспергирования эмульсии среди экспериментальных образцов и меньшую степень диспергирования в сравнении со штатным смесителем.
5. В ходе эксперимента выявлено, что тангенциальный ввод (Т) струй промывной воды более технологически эффективен для процесса обессоливания по сравнению с радиальным вводом (R) при одинаковых углах атаки. Кроме того, установлено, что увеличение угла атаки приводит к повышению степени обессоливания для тангенциального и радиального способов ввода.
6. Эксперимент подтвердил возможность сокращения потерь гидравлической мощности на смесителе блока обессоливания на 13,2 кВт на каждую ступень обессоливания ТЛ, а с учетом того, что на ТЛ последовательно установлено два смесителя, это позволит
GLOBAL LUBRICANT WEEK OfVIQ
МЕЖДУНАРОДНАЯ НЕДЕЛЯ СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ LU I /
8-11 октября 2019 года
отель Рэдиссон Роял, г. Москва
В. г;**
к *
г:
ОРГАНИЗАТОР
RPI
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ СПОНСОР
OLUKOIL
iUKOIL LUBRICANTS COMPANY
СПОНСОР-ПАРТНЕР
© evoniK
^^ POWER ТО CREATE
НАШИ СПОНСОРЫ
СПЕЦИАЛЬНЫЙ ФОКУС: БУДУЩЕЕ » В ИННОВАЦИЯХ
650+ Ü50+
УЧАСТНИКОВ
ДОКЛАДОВ
25
СТРАН
дня
Infmeum
L
Group
WA*. eiAVF «A» IVP 1HOT
(J*
NTESMO
JÜ ЛЛК l НАФТАН
Yf +7 (495) 502 5ИЗ; +7 (495) 778 93 32 Konstantinova.Elena@rpi-inc.ru (^j^) rpi-conferences.ru
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
снизить мощность питающего насоса ТЛ на 26,4 кВт при применении полноразмерных образцов ПСИС. 7. В ходе эксперимента определены оптимальная конструкция экс-
периментального образца ПСИС и ее преимущества перед традиционным смесительным устройством путем сравнения известных критериев оценки их работы.
8. В целом по результатам опытно-промысловых испытаний проточный струеинжекционный смеситель рекомендуется для промывки сырой нефти от хлористых солей.
Литература:
1. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. М.: Химия, 1980. 408 с.
2. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И. и др. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 2000. 677 с.
3. Devoid H. Oil and Gas Production Handbook: an Introduction to Oil and Gas Production, Transport, Refining and Petrochemical Industry [Электронный источник]. Режим доступа: http://www04.abb.com/g[oba[/seitp/seitp202.nsf/0/f8414ee6c6813f5548257c14001f11f2/$fi[e/0i[%20and%20gas%20 production%20handbook.pdf (дата обращения: 26.08.2019).
4. AL-Otaibi M., ELkameL A., Ahmed A.S. Experimental Investigation of Crude Oil Desalting and Dehydration // Chemical Engineering Communications. 2003. Vol. 190. № 1. Р. 65-82.
5. Способ струеинжекционного смешения текучих сред и устройство для его осуществления: пат. № 2643967 РФ; МПК7 B01F 5/04 / И.Ю. Быков, Н.Д. Цхадая, Е.В. Казарцев; заявитель и патентообладатель - ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет»; № 2015122686/A; заявл. 11.06.2015; опубл. 06.02.2018, Бюл. № 04. 1 с.
6. Богданов В.В., Христофоров Е.И., Клоцунг Б.А. Эффективные малообъемные смесители. Л.: Химия, 1989. 224 с.
7. AbdeL-AaL H.K., Zohdy K., AbdeLkreem M. Waste Management in Crude Oil Processing: Crude Oil Dehydration and Desalting // International Journal of Waste Resources. 2018. № 8. Р. 1-4.
8. Альтшуль А.Д. Гидравлические потери на трение в трубопроводах. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1963. 256 с.
9. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: ФЭН, 2000. 416 с.
10. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. М.: Химия, 2002. 368 с.
11. Фарахов Т.М., Лаптев А.Г. Оценка эффективности статических смесителей насадочного типа // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2011. № 4. С. 20-24.
12. Брагинский Л.Н., Бегачев В.И., Барабаш В.М. Перемешивание в жидких средах. Л.: Химия, 1984. 336 с.
13. Жолобова Г.Н., Хисаева Е.М., Сулейманов А.А. и др. Совершенствование процессов подготовки нефти // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2010. № 1 [Электронный источник]. Режим доступа: http://ogbus.ru/fiLes/ogbus/authors/ZhoLobova/ZhoLobova_1.pdf (дата обращения: 26.08.2019).
14. Lieberman N.P. TroubLeshooting Process PLant ControL. Hoboken: A John WiLey & Sons, Inc., 2009. 221 p.
15. Laws, Norms, Codes and Standards Audit Procedure 8015-0151-SECL-22-215-PC-PD-07001. West Qurna FieLd 2nd Phase Project (EarLy OiL Phase). OiL DesaLting System (Train 07). DesaLter Package (1st Stage). SeouL, Korea: Samsung Engineering Company Ltd., 2014.
16. Laws, Norms, Codes and Standards Audit Procedure 8015-0151-22-PO-45-0009-4269-D01-00201. West Qurna FieLd 2nd Phase Project (EarLy OiL Phase). DesaLter Package. DesaLter VesseL (V01/V02). SeouL: Samsung Engineering Company Ltd., 2012.
References:
1. Molokanov Yu.K. Processes and Apparatuses of Oil and Gas Refinery. Moscow: Khimiya [Chemistry]; 1980. (In Russ.)
2. Skoblo A.I., Molokanov Yu.K., Vladimirov A.I., et al. Processes and Apparatuses of Oil and Gas Refinery and Petrochemistry: Textbook for universities. 3rd ed., improved and added. Moscow: Khimiya [Chemistry]; 2000. (In Russ.)
3. Devoid H. Oil and Gas Production Handbook: an Introduction to Oil and Gas Production, Transport, Refining and Petrochemical Industry. Weblog. Available from: http://www04.abb.com/g[oba[/seitp/seitp202.nsf/0/f8414ee6c6813f5548257c14001f11f2/$fi[e/Oi[%20and%20gas%20 production%20handbook.pdf [Accessed 26th 2019].
4. Al-Otaibi M., Elkamel A., Ahmed A.S. Experimental Investigation of Crude Oil Desalting and Dehydration. Chemical Engineering Communications. 2003;190(1):65-82.
5. Method of Fluid Jet Mixing and Device for Its Implementation: patent No. 2643967 RU, Int. CI. 7 B01F 5/04. Authors: Bykov I.Yu., Tskhadaya N.D., Kazartsev E.V., applicant and patent holder - FSBEI HPO "Ukhta State Technical University"; No. 2015122686/A; appl. 11.06.2015; publ. 06.02.2018; Bull. No. 04. (In Russ.)
6. Bogdanov V.V., Hristoforov E.I., Klotsung B.A. Efficient Low Volume Mixers. Leningrad: Khimiya [Chemistry]; 1989. (In Russ.)
7. Abdel-Aal H.K., Zohdy K., Abdelkreem M. Waste Management in Crude Oil Processing: Crude Oil Dehydration and Desalting. International Journal of Waste Resources. 2018;(8):1-4.
8. Altshul A.D. Hydraulic Friction Losses in Pipelines. Moscow - Leningrad: Gosenergoizdat; 1963. (In Russ.)
9. Tronov V.P. Oil Field Treatment. Kazan: FEN; 2000. (In Russ.)
10. Dytnerskii Yu.I. Processes and Apparatuses of Chemical Technology. Moscow: Khimiya [Chemistry]; 2002. (In Russ.)
11. Farakhov T.M., Laptev A.G. Estimation of the Efficiency of Static Mixers Packed Type. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta [Herald of the Kazan State Energetic University]. 2011;(4):20-24. (In Russ.)
12. Braginskii L.N., Begachev V.I., Barabash V.M. Mixing in Liquid Media. Leningrad: Khimiya [Chemistry]; 1984. (In Russ.)
13. Zhlobova G.N., Khisaeva E.M., Suleymanov A.A., et al. Improvement of Oil Treatment Processes. Elektronnyj nauchnyj zhurnal "Neftegazovoe delo" [The electronic scientific journal "Oil and Gas Business"]. Weblog. Available from: http://ogbus.ru/fi1es/ogbus/authors/Zho1obova/ Zho1obova_1.pdf [Accessed 26th August 2019]. (In Russ.)
14. Lieberman N.P. Troubleshooting Process Plant Control. Hoboken: A John Wiley & Sons, Inc.; 2009.
15. Laws, Norms, Codes and Standards Audit Procedure 8015-0151-SECL-22-215-PC-PD-07001. West Qurna Field 2nd Phase Project (Early Oil Phase). Oil Desalting System (Train 07). Desalter Package (1st Stage). Seoul, Korea: Samsung Engineering Company Ltd.; 2014.
16. Laws, Norms, Codes and Standards Audit Procedure 8015-0151-22-PO-45-0009-4269-D01-00201. West Qurna Field 2nd Phase Project (Early Oil Phase). Desalter Package. Desalter Vessel (V01/V02). Seoul: Samsung Engineering Company Ltd.; 2012.
42
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
