Похожие
Текст
К. С. КАСПАРЬЯНЦ,
В. И. КУЗИН,
Л. Г. ГРИГОРЯН
ПРОЦЕССЫ
И АППАРАТЫ
ДЛЯ ОБЪЕКТОВ
ПРОМЫСЛОВОЙ
ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ И ГАЗА
МОСКВА
«НЕДРА»
1977
УДК 622.323
Каспарьянц К. С., Кузин В. И., Григорян Л. Г.
Процессы и аппараты для объектов промысловой под-
готовки нефти и газа. М., «Недра», 1977, 254 с.
В книге изложены технологические основы раз-
работки аппаратуры для процессов сепарации, обезво-
живания, обессоливания, адсорбции, абсорбции, рек-
тификации и других, применяемых при сборе, транс-
портировании и промысловой подготовке нефти и газа.
Кратко рассматриваются механизмы образования
эмульсии и деэмульсации нефтей. Приводятся основ-
ные принципы проектирования процессов и проведе-
ния технологических расчетов.
Книга предназначена для инженерно-технических
работников нефтяной промышленности, а также про-
ектных, конструкторских и научно-исследовательских
организаций, занимающихся расчетами процессов под-
готовки нефти и газа, их совершенствованием и кон-
струированием новых аппаратов. Книга может быть
полезной также студентам старших курсов технологи-
ческих и нефтяных факультетов вузов.
Табл. 24, ил.. 94, список лит. 53 назв.
30802—441
К 043(01)-77
174—77
© Издательство «Недра>, 1977
ПРЕДИСЛОВИЕ
Достижение высоких темпов развития нефтяной промышленности,
предусмотренных решениями XXV съезда КПСС по пятилетнему
плану развития народного хозяйства на 1976—1980 годы, неразрывно
связано с совершенствованием техники и технологии промыслового
обустройства, которое определяет значительную часть капитальных
вложений в нефтепромысловое строительство. Наибольший удельный
вес в общем объеме капитальных вложений (от 40 до 67%) имеют
объекты сбора и транспортирования нефти и газа; системы заводнения
и промысловой канализации содержащих нефть сточных вод; объ-
екты промысловой подготовки нефти и газа.
Нефтяниками нашей страны за последние годы проделана огром-
ная творческая работа по совершенствованию технологии и техники
объектов сбора, подготовки, транспортирования нефти и газа. Это
позволило от самотечных систем сбора нефти и газа перейти к герме-
тизированным напорным системам; от простейшей подготовки нефти,
осуществляемой, как правило, в резервуарах с большими потерями
легких компонентов, значительными эксплуатационными расходами
и низким качеством товарной нефти, — к технологически совершен-
ным комплексным установкам, обеспечивающим получение высоко-
качественных нефтей; от простейших компрессионных систем от-
бензинивания нефтяных газов с низким коэффициентом извлечения
целевых компонентов — к современным газоперерабатывающим
комплексам.
Новые герметизированные системы сбора и транспортирования
нефти и газа, в основу которых положен прогрессивный метод совме-
стного транспортирования нефти и газа как в двухфазном, так и
в однофазном (газонасыщенная нефть) состояниях на большие рас-
стояния, в последние годы эксплуатируются в различных районах
нашей страны, включая и Западную Сибирь. Данные технико-эконо-
мических исследований показывают, что, несмотря на ряд дополни-
тельно возникших проблем, системы совместного сбора и транспорти-
рования нефти и газа перспективны и получат в дальнейшем еще
более широкое распространение по мере развития техники поддер-
жания пластового давления и принудительной перекачки газо-
жидкостных систем.
В настоящее время добываются нефти, имеющие различные
физико-химические характеристики: легкие, тяжелые, высокосерни-
стые, бессернистые, парафинистые и др., и соответственно решение
инженерных вопросов, включающих оформление технологии про-
цессов, и аппаратов, также многообразно. В процессах подготовки
нефти и газа требуются нагрев или охлаждение нефти и отделенных
от нее продуктов (в процессе стабилизации), разделение газообраз-
ного сырья при помощи ректификации, абсорбции, адсорбции,
1*
3
отделение от нефти воды и механических примесей — отстаивание,
фильтрация и т. п. Многообразие факторов, влияющих на эти про-
цессы, условия строительства и эксплуатации объектов ставят перед
технологом, конструктором и проектировщиком сложные задачи
при создании компактных, высокоавтоматизированных, высоко-
производительных аппаратов, а иногда требуется разработка новых
видов оборудования и аппаратуры.
В настоящей книге рассмотрены основные теоретические пред-
посылки процессов сбора, подготовки нефти и газа, проанализиро-
ваны существующие технологические системы и сделана попытка
па основе личного производственного опыта авторов и литературных
данных изложить технологические основы расчета и конструирова-
ния процессов и аппаратов, используемых в нефтяной промышлен-
ности.
Глава I V
НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ, ИХ ОСНОВНЫЕ
СВОЙСТВА И УСЛОВИЯ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ НЕФТЕЙ
На каждом месторождении наступает такой период, когда из
пласта вместе с нефтью извлекается пластовая вода. По мере экс-
плуатации месторождения содержание воды в нефти постепенно
возрастает.
Транспортирование пластовой воды вместе с нефтью на нефте-
перерабатывающие заводы не рационально, так как соответственно
увеличивающемуся объему перекачиваемой жидкости возрастают
капитальные и эксплуатационные затраты. Кроме того, в пластовой
воде содержатся различные минеральные соли, причем часто в боль-
ших количествах (200 тыс. мг/л воды и более). Эти соли придают
водонефтяной смеси довольно высокую коррозионную активность
и затрудняют таким образом ее транспортирование и последующую
переработку. В связи с изложенным возникает необходимость отделе-
ния от нефти пластовой воды и солей в промысловых условиях.
При извлечении нефти и пластовой воды на поверхность они
неизбежно перемешиваются, образуя при этом эмульсию. Свойства
нефтяных эмульсий, их стойкость в значительной мере зависят
от способа добычи нефти и условий эксплуатации нефтяного место-
рождения.
Йри фонтанном способе добычи, когда особенно интенсивно
осуществляется отбор жидкости из скважин, давление по мере дви-
жения смеси нефти и воды в подъемных трубах непрерывно падает
и достигает значений ниже давления насыщения. При этом из нефти
начинают выделяться растворенные газы, объем которых по мере
снижения давления возрастает. Скорость движения газонефтеводя-
ной смеси увеличивается. Происходит интенсивное перемешивание
потока и образование эмульсии. Дополнительно нефть и вода переме-
шиваются в штуцере фонтанной скважины.
При компрессорном способе эксплуатации в результате того,
что в колонну подъемных труб закачивается газ, нефть и вода в про-
цессе подъема также интенсивно перемешиваются. Необходимо
отметить отрицательное влияние воздуха, закачиваемого иногда
вместо газа. При этом происходит окисление некоторых тяжелых
углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ, при-
сутствие которых способствует увеличению прочности глобул эмуль-
сии. Наличие солей нафтеновых кислот способствует возникновению
и ускорению процессов окисления.
При добыче нефти с использованием глубинных насосов эмуль-
гирование добываемой жидкости происходит в клапанных коробках,
самих клапанах, цилиндре, в подъемных трубах. При использовании
5
погружных центробежных электронасосов перемешивание проис-
ходит в рабочих колесах насоса, а также при турбулентном движении
смеси в подъемных трубах.
Способствуют образованию эмульсии и чрезмерные скорости
в трубопроводах, острые углы и повороты трассы, изменения сечений
трубопроводов. При сборе нефти, извлечении ее из скважин на многих
месторождениях происходит отложение в подъемных трубах и сбор-
ных коллекторах парафина. Отложения уменьшают сечение труб,
повышают давление в трубопроводе, увеличивают скорости, что
также способствует образованию эмульсии.
На нефтяных месторождениях нашей страны в настоящее время
обводненная нефть составляет приблизительно от 60 до 75% от об-
щего количества добываемой нефти. Большинство нефтяных эмуль-
сий, образующихся при добыче, отличается большой стойкостью.
Для того, чтобы правильно выбрать способ деэмульсации, необхо-
димо знать свойства образующихся при добыче нефти эмульсий.
Эмульсию можно рассматривать как механическую смесь двух вза-
имно нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых
распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров.
Основы теории образования нефтяных эмульсий, строение защитных
пленок и методы их разрушения впервые были глубоко разработаны
советскими учеными. Ими доказано, что образование эмульсий, их
стойкость обусловлены процессами адсорбции на поверхности раз-
дела фаз нефть — вода смолистых веществ, нафтеновых мыл и других
коллоидных компонентов. Наряду со знанием параметров, характе-
ризующих устойчивость эмульсий, необходимо знать, из чего состоят
поверхностные слои на границе раздела воды и нефти, а также из-
учить их свойства. Установлено, что образованию эмульсии должны
предшествовать понижение поверхностного натяжения на границе
раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного
адсорбционного слоя. Оба эти явления связаны с наличием в системе
третьего вещества — эмульгатора. Точно состав природных эмуль-
гаторов пока неизвестен. Эмульгаторы бывают гидрофильные —
растворимые в воде, способствующие образованию эмульсии «нефть
в воде», и гидрофобные — растворимые в нефти, способствующие
образованию эмульсии «вода в нефти».
К гидрофильным эмульгаторам можно отнести щелочные мыла,
к гидрофобным — хорошо растворимые в нефти щелочноземельные
соли органических кислот, смолы, тонко измельченные частицы сажи,
глины, окиси металлов и др. (легче смачиваемые нефтью, чем
водой).
Гидрофобные эмульгаторы — парафин, металло-порфириновые
комплексные соединения, смолы могут образовывать устойчивые
пленки, т. е. способствуют образованию стойких эмульсий. Эти
поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности
раздела нефти и воды, образуя прочную защитную пленку и пре-
пятствуя таким образом коалесценции диспергированной воды.
Присутствующие иногда в нефтях соединения железа, меди, цинка,
титана и кадмия также способствуют образованию защитных пленок,
6
Сущность защиты капелек воды «бронирующими» эмульгаторами
состоит в образовании защитной оболочки из твердых частиц, при-
липающих к поверхности капель на участках, которые избирательно
смачиваются эмульгируемой жидкостью. Остальная часть поверх-
ности частиц, хорошо смачиваемая дисперсионной средой, остается1
во внешней фазе и покрыта защитными сольватными оболочками,
предохраняющими частицы эмульгатора от непосредственного сопри-
косновения и агрегирования. Сплошное покрытие поверхности
капель «броней» из частиц эмульгатора препятствует их слиянию
при столкновении. Наличие сольватных оболочек дисперсионной
среды на внешней поверхности частиц также предохраняет капли
от их слияния.
Активные эмульгаторы из органических соединений имеют слож-
ное строение. Одна группа эмульгаторов близка по характеристике
к нефти и хорошо растворима в ней, другая состоит из веществ,
хорошо растворимых в воде. Растворимостью эмульгатора в той или
иной среде и определяется возможный тип эмульсии «нефть в воде»
или «вода в нефти». В последней капельки воды диспергированы
в нефти, которая является дисперсионной средой; в первой диспер-
сионной средой является вода, окружающая частицы нефти. Эмуль-
сия второго типа наиболее часто встречается в промысловой прак-
тике (95%).
СТОЙКОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ
Выше было сказано, что стойкость нефтяных эмульсий опре-
деляется структурно-механическими свойствами поверхностных
слоев на каплях эмульгированной воды. Однако устойчивость эмуль-
сий зависит также от физико-химических свойств нефти, наличия
механических примесей, температуры водонефтяной смеси, времени
существования эмульсии и других факторов, влияние которых
рассмотрено ниже.
Физико-химические свойства нефти. По физико-химическим свой-
ствам, влияющим на устойчивость эмульсий, нефти можно искус-
ственно разбить на три группы:
1) нефти с небольшими вязкостью и плотностью (у = 3-4-8 сСт,
р = 0,80 -4- 0,84), незначительным содержанием силикагелевых
смол, асфальтенов и большим содержанием парафина;
2) нефти вязкостью 10—19 сСт и плотностью 0,85—0,88, со сред-
ним содержанием асфальто-смолистых веществ и большим содержа-
нием парафина;
3) нефти с большими вязкостью, плотностью и содержанием
асфальто-смолистых веществ, в несколько раз превышающим содер-
жание их в нефтях второй группы при одинаковом содержании
парафина.
Устойчивость эмульсий с увеличением плотности нефти и ее
вязкости возрастает.
7
Плотность нефтяных эмульсий может быть определена по следу-
ющему уравнению:
1
100 —0,01 ГУ . 0,01Ж ’
Рн Рв
(1>
где рэм — плотность эмульсии; рн — плотность нефти; рв — плот-
ность воды; W — содержание воды в нефти.
Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, обладают
аномальной вязкостью, т. е. их движение не подчиняется закону
вязкого течения Ньютона.
где о — напряжение сдвига; р, — вязкость; dvldl — градиент ско-
рости.
Для систем с аномальной вязкостью она не является постоянной
величиной, а зависит от условий движения и в первую очередь от
градиента скорости. В этом случае она называется кажущейся вяз-
костью. Кажущаяся вязкость зависит от температуры и содержания
воды в смеси. Причиной аномальной вязкости дисперсных систем
является образование структур из частиц дисперсной фазы, которые
могут состоять как из капель эмульгированной воды, так и из кри-
сталлов парафина. Возникновение структур вызывает появление
такого напряжения сдвига (предельного), ниже которого практи-
чески течение эмульсии не наблюдается.
Для каждой нефтяной эмульсии существуют свои предельные
значения температуры и градиента скорости, выше которых вязкость
становится постоянной величиной.
С увеличением содержания воды в нефти вязкость образующейся
эмульсии возрастает, что особенно заметно при обводненности свыше
20%. Это свойство имеет большое практическое значение: при эмуль-
гировании нефти в скважинах с повышением вязкости уменьшается
добыча нефти, при перекачке увеличиваются эксплуатационные
расходы вследствие повышения давления на выкиде насосов и т. п.
Для измерения вязкости применяются различные методы. Тем
не менее, если и удается получить сравнимые результаты для чистых
жидкостей, для эмульсий эти методы оказываются непригодными
вследствие образования в них коллоидных структур. В то же время
вязкость не является аддитивным свойством. Поэтому, как правило,
вязкость определяется экспериментально. Однако, когда получение
представительных проб нефтяных эмульсий оказывается невозмож-
ным (консервация скважин, определение вязкости на перспективу
и т. п.), следует использовать эмпирические зависимости вязкости
от свойств нефти. Институтами Гипровостокнефть и ТатНИПИнефть
была установлена достаточно четкая зависимость вязкости нефтей
и эмульсий от их плотности.
На базе экспериментальных материалов были составлены номо-
граммы (рис. 1, 2, 3), позволяющие определять вязкость нефтей
8
Вязкость нефти, сП
Рис. 1. Номограмма для он; еделения вязкости нефти в зависи-
мости от плотности и температуры
вязкость эмульсии при20°С,сП
Рис. 2. Номограмма для определения вязкости водонефтяных
эмульсий при 20° С в зависимости от плотности безводной нефти.
Числа на кривых — содержание воды в вмульсии
Числа на кривых — содержание воды в эмульсии
и водонефтяных эмульсий в зависимости от плотности нефти. При
этом следует заметить, что применение номограмм для водонефтяных
эмульсий несколько ограничено в связи с относительно высокой
погрешностью расчета. Однако эти номограммы могут свободно
использоваться при гидравлических расчетах трубопроводов, транс-
портирующих нефтегазовые смеси, где влияние величины вязкости
незначительно (например, в формуле для определения диаметра
нефте- и газопроводов вязкость жидкости находится под корнем 19-й
степени, и погрешность в расчете вязкости эмульсии по номограмме,
в наихудшем случае составляющая 50%, приведет к погрешности
определения 'диаметра труб менее 2%). Такая точность расчета
допустима при перспективном проектировании и даже выполнении
технических проектов в случае однотрубного сбора нефти и газа.
Кроме приведенных выше номограмм, имеется ряд формул по
определению вязкости эмульсий, полученных эмпирическим путем.
К их числу можно отнести уравнение Тейлора
/ 2 V
I Р-Д.ф + 5 Ид. С I
Мэм = М-д. с 1 + 2,5q> I ———г—-/ » (3)
L \ Мд. ф + Рд. с
где рэм — вязкость эмульсии; рд ф — вязкость дисперсной фазы;
рд с — вязкость дисперсионной среды; <р — отношение объема дис-
пергированных капель к общему объему эмульсии.
Степень дисперсности. Свойства нефти, воды и условия образо-
вания эмульсии определяют степень ее дисперсности. Размеры капель
воды могут колебаться от 0,2 до 100 мкм. Эмульсии в основном
различают: мелкодисперсные — с размером капель воды от 0,2
до 20 мкм; средней дисперсности, содержащие водяные капли раз-
мерами от 0 до 50 мкм; грубодисперсные — с каплями воды раз-
мером от 50 до 100 мкм. Практически в нефтяных эмульсиях содер-
жатся водяные капли всех размеров.
Существует зависимость между предельным размером капель
воды в эмульсии, величиной поверхностного натяжения на границе
раздела фаз и величиной электрического заряда. Предположив, что
отдельные капли являются изолированными заряженными части-
цами, уравнение взаимного уравновешивания противоположных
влияний поверхностного натяжения и электрического заряда можно
представить в следующем виде:
г='/та>-’ <4>
где г — равновесный радиус капель; е — величина электрического
заряда; D — диэлектрическая постоянная; о — поверхностное натя-
жение на границе фаз.
Установлено, что в эмульсиях с капельками до 3 мкм наблю-
дается броуновское движение и от вероятности столкновений, об-
условливаемых самим движением капелек, их сцеплением (определя-
емым электрическим зарядом) будет зависеть успех коагуляции
диспергированных частичек.
12
Температура. Чем выше температура, чем меньше вязкость нефти,
тем менее устойчива эмульсия. Это особенно заметно для парафи-
нистых нефтей. С понижением температуры частицы парафина вы-
деляются, легко адсорбируясь на поверхности водяных капель,
а стойкость эмульсии повышается. Этим объясняется резкое увели-
чение устойчивости эмульсий на многих нефтяных месторождениях
зимой.
Время существования эмульсии. Исследования свойств поверх-
ностных слоев показывают, что они обладают аномальной вязкостью,
возрастающей во времени в сотни, а то и в тысячи раз. Установлено,
что через 4 ч после начала формирования поверхностные слои
эмульсии приобретают вязкость, соответствующую вязкости таких
веществ, как каменноугольный пек, т. е. практически по своим
свойствам приближаются к твердым телам. Одновременно с ростом
вязкости меняется и характер поверхностного слоя: если в первые
часы слои обладают только вязкими свойствами, то в дальнейшем
у них начинают проявляться высокие прочностные свойства. Нара-
стание во времени значений реологических параметров поверхно-
стных слоев на границе нефть — вода связано с повышением общей
прочности слоя («старение» эмульсий).
Все дисперсные системы характеризуются значительной кон-
центрацией свободной энергии в поверхностных межфазных слоях.
Поэтому все самопроизвольные процессы в эмульсиях ведут лишь
к уменьшению межфазной поверхности раздела, т. е. уменьшению
степени дисперсности эмульсии.
Устойчивость систем характеризуется временем их существо-
вания
V
(5)
где Н — высота столба эмульсии; v — средняя линейная скорость
самопроизвольного разрушения системы.
Количество образующейся эмульсии обоих типов и их устойчи-
вость определяются соотношением объемов нефти VH и воды — VB
и временем существования капель нефти тн и капель воды тв на
поверхности раздела фаз нефть — вода.
Способность к образованию эмульсий при смешении двух вза-
имно нерастворимых жидкостей — нефти и воды характеризуется
показателем у, предложенным академиком Ребиндером П. А.:
тв Ун
[(6)
Y
С увеличением показателя у возрастает способность системы
к образованию эмульсии типа «вода в нефти» и наоборот. Соотноше-
ние времени существования капель нефти тн и воды тв на границе
раздела является основным условием, определяющим формирование
эмульсии прямого и обратного типа. Но так как длительное время
на границе раздела фаз могут существовать только капли воды, т. е.
13
tbZ>th, то практически в результате смешения жидкостей обра-
зуется эмульсия типа «вода в нефти».
Существенно влияют на увеличение прочности эмульсии состав
и характеристика пластовых вод. При переходе от нейтральных
или слабокислых вод к кислым водам усиливается процесс «старения»
поверхностных слоев у всех нефтей.
Учитывая изложенное, деэмульсацию нефтей целесообразно про-
водить с таким расчетом, чтобы на установки поступали свежеобра-
зовавшиеся, малостойкие эмульсии непосредственно в районах
добычи нефти.
Электрическое состояние диспергированной воды определяется
электрическими зарядами как самой капли, так и окружающей ее
оболочки, несущей заряд, противоположный по знаку. Чем больше
заряд, тем труднее слияние капель и тем устойчивее эмульсия.Заряды
водяных капель распределяются на поверхности их с равномерной
плотностью. Противоположные заряды, равные по величине зарядам
капель воды, неравномерно распределяются в дисперсионной среде.
Неравномерность распределения зарядов обусловлена расстоянием
от водяной капли: более плотно распределены заряды в ближайших
слоях. Отрицательные заряды распределены с плотностью, убыва-
ющей по мере удаления от капли. Наибольшая концентрация отри-
цательных зарядов на поверхности водяных капель характеризуется
наличием электрических сил положительных зарядов, притягива-
ющих заряды противоположного знака. В статическом состоянии
эмульсии дисперсная система электрически уравновешена, что уве-
личивает стабильность эмульсии. Однако при перемещении эмульсии
электрическая нейтральность дисперсной системы нарушается, так
как часть отрицательных зарядов, расположенных в отдалении
от водяных капель, уносится от них, что способствует разрушению
эмульсии.
УСЛОВИЯ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИЙ
Процессы разрушения нефтяных эмульсий можно разделить на
два этапа: первый — слияние капель диспергированной воды в при-
сутствии деэмульгирующего агента до размеров, достаточных для
осаждения под действием силы тяжести, и второй — осаждение
укрупнившихся капель воды. Капли, сближаясь, постепенно вы-
давливают и разрушают защитные слои. Если сила взаимодействия
достаточна для разрушения защитных слоев, капли немедленно
сливаются. В практике для увеличения этих сил прибегают к способам,
позволяющим ускорить движение капель в определенном направле-
нии. С этой целью нефтяные эмульсии обрабатывают, например,
в электрическом поле, в центрифугах. Эти процессы сопровождаются
мероприятиями, снижающими прочность защитных слоев (повыше-
нием температуры и обработкой эмульсии химическими реагентами —
деэмульгатор ами).
Сила взаимодействия капель при столкновении во многом зависит
от их размера. Например, в электрическом поле взаимодействие двух
14
одинаковых капель пропорционально кубу радиуса капли, т. е.
с увеличением степени дисперсности эмульсии резко уменьшается
сила, действующая между каплями к моменту их столкновения.
Кроме того, на силу взаимбдействия капель влияют вязкость нефти
и разность плотностей воды и нефти. Законом Стокса определяется
зависимость между скоростью падения частицы, ее радиусом и плот-
ностью под действием ускорения свободного падения в жидкости,
имеющей определенные плотность и вязкость:
У . (рд- ф — рд. с) g* у
9v
где г — радиус выпадающих капель, см; рд ф — плотность дисперс-
ной фазы (капли воды), г/см3;рд с — плотность дисперсионной среды,
г/см3; g — ускорение свободного падения, cm/c2;v — кинематическая
вязкость среды, см2/с.
Как следует из приведенной формулы, скорость падения капли
возрастает пропорционально квадрату ее линейных размеров. Кроме
того, из формулы видно, что осаждение капель ускоряется с увели-
чением разности плотностей воды и нефти или с уменьшением вязко-
сти дисперсионной среды, что соответственно увеличивает силу
взаимодействия отдельных капель воды.
Особенно значительно воздействие вязкости и плотности на
втором этапе процесса разрушения эмульсии — осаждении укрупня-
ющихся капель с образованием слоя свободной воды. Скорость этого
процесса также зависит от вязкости и плотности воды и нефти, что
особенно характерно для тяжелых нефтей. С повышением темпера-
туры в значительной мере улучшаются условия осаждения капель
воды вследствие увеличения разности плотностей воды и нефти
и снижения вязкости.
ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ЭМУЛЬСИЮ КОНТАКТНОЙ ВОДЫ
Как указывалось, для разрушения эмульсии необходимо обеспе-
чить контакт капель воды друг с другом, чего можно достигнуть
умеренным перемешиванием эмульсии, исключающим ее дробление.
При увеличении содержания воды контактирование капель ее осу-
ществляется легче и свободней. Поэтому иногда целесообразно
дополнительно смешивать эмульсии с водой. В этом случае коли-
чество подаваемой на смешение воды лимитируется тем, чтобы исклю-
чить возможность образования эмульсии типа «вода в нефти». Это
достигается подбором определенного соотношения объемов воды
и нефти.
Увеличить контакт капель друг с другом можно также при по-
мощи различных твердых тел, обладающих гидрофильными поверх-
ностями (гравий, стекловата, несмолистая стружка и др.). При-
менение этих твердых тел (коалесцирующих насадок) основано на том,
что капли воды с ослабленной прочностью поверхностных слоев,
соприкасаясь с гидрофильными поверхностями, укрупняются и легко
отделяются от нефти.
15
ПРИМЕНЕНИЕ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ
ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИЙ
Большое влияние на эффективность процесса оказывает коли-
чество вводимого деэмульгатора, продолжительность его контакта
с эмульсией, эффективность перемешивания с последней. При де-
эмульсации необходим дифференцированный подход к выбору де-
эмульгатора в соответствии с конкретными свойствами нефти и
пластовой воды.
Один из основных способов снижения прочности защитной обо-
лочки капель воды — воздействие на эмульсию различными де-
эмульгаторами. Одна часть молекулы их должна быть нефтераствори-
мой, другая — водорастворимой. Эта двойственная гидрофильно-
олеофильная характеристика и обусловливает адсорбцию
деэмульгатора на поверхности раздела фаз нефть — вода и опре-
деленную ориентацию молекул. Водорастворимая часть их может
быть анионной, катионной и неионогенной. Вводимый в эмульсию
деэмульгатор вытесняет с границы раздела фаз нефть — вода поляр-
ные компоненты слоя — асфальтены, смолы, переходящие обратно
в нефть. Кроме того, демульгатор осуществляет гидрофилизацию
поверхности твердых компонентов слоя (минеральные углеводород-
ные частицы, микрокристаллы парафина).
Эти твердые частицы втягиваются внутрь капель воды, теряя
связь с нефтью и, следовательно, способность защищать капли от
слияния. В результате воздействия деэмульгатора слой на поверх-
ности капли воды меняется вместе с изменением его структурно-
механических свойств. Защитные свойства (прочность слоя) резко
снижаются, и создаются благоприятные условия для коалесценции
и последующего осаждения капель воды.
Глава II
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВОЙ подготовки
НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА, ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
И ГАЗА, ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И УНИФИКАЦИЯ
Современные системы сбора, подготовки нефти, воды и пере-
работки газа являются сложным комплексом технологически свя-
занных между собой объектов и сооружений. Разнообразие техно-
логических параметров разрабатываемых месторождений, различие
природно-климатических и инженерно-геологических условий
обустраиваемых районов, многообразие способов добычи и физико-
химических свойств нефти, способов и требуемой степени подготовки
нефти, воды и попутных нефтяных газов обусловливают различные
решения по отдельным технологическим комплексам, входящим
в состав единой системы.
Основные факторы, влияющие на технико-экономические показа-
тели систем сбора нефти, условно могут быть разделены на несколько
групп.
1. Факторы, характеризующие мощность системы. Это «запасы»
нефти, возможные уровни добычи, ресурсы углеводородного сырья
и т. п.
2. Факторы, определяемые территориальными особенностями
нефтяного района: конфигурация месторождений, их размеры, вза-
имное расположение отдельных месторождений, условия связи
между ними, нефтесборными системами, условия внешнего транс-
портирования нефти, сбора и подготовки пластовых вод с учетом
возможности их использования в системах поддержания пластового
давления, рельеф и орогидрография территории. Эти факторы опре-
деляют такие основные показатели системы сбора, как протяженность
трубопроводов всех назначений, размещение основных технологи-
ческих объектов, включая центральные промысловые сооружения,
а также производительность последних.
3. Факторы, обусловленные физико-химическими свойствами до-
бываемой продукции: обводненность нефти, газовые факторы и др.
Эта группа факторов, изменяющихся в процессе разработки нефтя-
ного месторождения, определяет в значительной мере технологию,
сбора и подготовки продукции скважин, требует уточнения принятых
решений по размещению объектов, мощностям и набору сооружений.
Основными условиями достижения высоких технико-экономи-
ческих показателей при разработке систем сбора являются макси-
мальное упрощение технологических схем, унификация оборудова-
ния и аппаратуры, комплексная автоматизация.
2 Заказ 14 95
17
В последние годы в нефтяной промышленности разработан и
внедрен ряд новых систем сбора нефти и газа, в основу которых
положены прогрессивные методы совместного герметизированного
транспортирования на относительно большие расстояния нефти
и газа как в однофазном, так и в двухфазном состояниях.
Одной из разновидностей этих систем является участковая одно-
трубная система сбора нефти и газа, в которой продукция скважин
в виде двухфазного потока под давлением на устье скважин транс-
портируется по одной трубе до дожимной насосной станции (ДНС)
или до участковой сепарационной установки (УСУ), где осуще-
ствляется первая ступень сепарации. Затем нефть насосами ДНС
или под давлением в сепараторах УСУ транспортируется на цен-
тральный пункт сбора (ЦПС), где осуществляются концевая сепара-
ция и подготовка нефти. Эта система имеет развитые однотрубные
участки коллекторов (до 7 км) и большую протяженность нефте-
проводов для газонасыщенной нефти.
Участковая однотрубная система имеет определенные технико-
экономические преимущества по сравнению с самотечной: капиталь-
ные затраты снижаются на 39%, металлоемкость — на 10%, энерго-
затраты — на 70% (без учета механизированной добычи нефти).
В результате анализа существующих в различных районах нашей
страны систем сбора, транспортирования и подготовки нефти и пере-
работки газа Министерством нефтяной промышленности была пред-
ложена единая, наиболее эффективная система промыслового об-
устройства. В основу этой системы было положено применение
технологии однотрубного транспорта газонефтяной смеси от устьев
скважин до центральных промысловых сооружений, при максималь-
ной концентрации основных технологических комплексов в укруп-
ненных пунктах. Эти два основных принципа дают возможность
свести к минимуму число рассредоточенных на месторождении
объектов, ликвидировав таким образом промежуточные пункты
контроля и управления. Кроме того, это дает возможность реализа-
ции мероприятий по комплексной автоматизации с наименьшими
капиталовложениями и эксплуатационными расходами, с повыше-
нием надежности. В связи с широким внедрением этой системы
потребовалось создание новых видов оборудования и аппаратуры.
В Западной Сибири, кроме рассмотренных, нашла примене-
ние лучевая система сбора нефти и газа, при которой вся продукция
скважин по выкидным коллекторам собирается в нескольких пунк-
тах месторождения, где предусмотрены установки для измерения
дебита, сепарации (I ступень) и насосное хозяйство для дальнейшего
транспортирования газонефтяной смеси на центральные пункты
сбора. В отличие от участковых систем, к замернодожимным пунктам
подключается большое число скважин (40—80), связанных само-
стоятельными выкидными линиями без промежуточных замерных
или групповых установок.
Лучевая система позволяет легко осуществить раздельный сбор
обводненных и безводных нефтей и резко сократить число пунктов,
требующих постоянного обслуживания и транспортной доступности.
18
Широкое распространение в практике находит также однотрубная
система сбора. По этой системе продукция скважин, независимо
от способа добычи (фонтанный, насосный, газлифтный), направляется
к групповым замерным установкам, откуда подается в общий сборный
нефтепровод. Транспортирование нефтеводогазовой смеси до цен-
тральных промысловых сооружений осуществляется под действием
буферного давления. На центральных сооружениях проводится
отделение нефти от воды и газа и их окончательная подготовка.
Таких пунктов, в зависимости от конкретных условий, может быть
несколько, что определяется инженерными и экономическими расче-
тами. Эта система может, в свою очередь, иметь несколько различных
вариантов в зависимости от способа разбуривания месторождения
(индивидуальный, кустовой), раздельного или совместного сбора
нефти и газа (с дожимной насосной и без нее), раздельного или со-
вместного сбора разносортной нефти (обводненная, безводная, сер-
нистая, бессернистая и т. п.) и от способа добычи (фонтанный,
насосный, газлифтный).
Из краткого рассмотрения применяемых в нашей стране нефте-
газосборных систем видно, что высоконапорные системы совместного
сбора и транспортирования нефти и газа имеют существенные пре-
имущества перед низконапорными системами с раздельным сбором
и транспортированием нефти и газа. Эти преимущества заключаются
не только в экономии затрат на сооружение трубопроводов, но и,
главным образом, в создании условий по укрупнению и централи-
зации объектов нефтепромыслового хозяйства, их автоматизации
и телемеханизации, рациональному использованию избыточной энер-
гии пласта, сокращению потерь нефти и газа, повышению эффектив-
ности технологических процессов, широкой индустриализации стро-
ительства. Повышение давления в системе при этом может быть
обеспечено с помощью погружных насосов и дожимных насосов-
компрессоров. При отсутствии их избыточная пластовая энергия,
необходимая для совместного транспортирования нефти и газа,
может быть также получена и путем искусственного поддержания
давления в процессе разработки месторождения.
Сказанное выше свидетельствует о необходимости нового под-
хода к разработке месторождений, при котором наземный нефте-
газопровод до централизованного сборного пункта должен рассма-
триваться как элемент единой гидрогазодинамической системы
пласт — скважина — нефтегазопровод.
Заключительным звеном в каждой системе сбора нефти и газа
являются центральные пункты сбора, на которых, как правило,
осуществляются полное разгазирование нефти, ее обезвоживание
(обессоливание), очистка сточных вод, хранение и откачка нефти
потребителям. Подготовка нефти и попутных нефтяных газов на
современном техническом уровне состоит из ряда процессов: сепа-
рации, предварительного и окончательного обезвоживания, обес-
соливания и стабилизации нефти, очистки и осушки газов, отбензи-
нивания газов и переработки образующихся жидких углеводородных
фракций. Совершенствование систем сбора и их разработка в едином
2*
19
комплексе с объектами подготовки нефти и газа позволяют в значи-
тельной мере упростить технологические схемы последних. Уста-
новлена возможность проведения процессов подготовки нефти при
относительно невысоких температурах. Из применяемых способов
подготовки нефти наибольшее распространение получили термо-
химические и электрические. За последнее время также практикуется
отстой высокообводненных нефтей при естественных температурах,
при этом преследуется цель получения сточной воды, пригодной для
использования в системах заводнения нефтяных пластов.
Мероприятия по предварительному сбросу пластовых вод бази-
руются на предварительном воздействии поверхностно-активными
веществами на нефть уже в системах сбора, что в определенной мере
исключает образование стойких эмульсий. Электрические способы
с целью интенсификации процесса применяются, как правило, на
ступенях обессоливания.
В переработке газов наибольшее распространение получили
процессы, абсорбции, низкотемпературной ректификации и др.
Увязка процессов подготовки нефти, воды и газа с технологией
их сбора, стремление к максимальной индустриализации в стро-
ительстве нефтепромысловых объектов и к совмещению отдельных
технологических процессов привели к изменениям в технологии
процессов подготовки нефти и переработки газов. С целью типизации
и унификации объектов сбора, транспортирования, подготовки нефти,
воды и газа необходимо выделить следующие основные параметры,
определяющие технологические решения при разработке объектов:
— физико-химические свойства исходного сырья;
— качество получаемых продуктов;
— способы добычи, сбора и подготовки нефти и газа;
— конструктивно-технологическая база объектов;
— тепловые балансы и режимы работы объектов.
Каждый из этих признаков может, в свою очередь, зависеть еще
и от ряда других основных требований к самим процессам, таких, как:
— раздельный сбор обводненной и безводной нефтей;
— раздельный сбор сернистой и бессернистой нефтей;
— работа с предварительным сбросом воды и без него;
— работа с подогревом и без подогрева нефти;
— проведение только обезвоживания;
— проведение обезвоживания и обессоливания (или обезвожива-
ния и стабилизации; обезвоживания, обессоливания и стабилизации);
— компримирование и транспортирование газа без его подго-
товки и с подготовкой (осушка, очистка);
— работа с отбензиниванием газа и без него;
— отбензинивание газов с предварительным неглубоким отбором
тяжелых углеводородов в пределах, достаточных для транспортиро-
вания его до пунктов переработки, или с большими глубинами
отбора целевых компонентов;
— отбензинивание газов с получением индивидуальных угле-
водородов или с получением широкой фракции, передаваемой на
централизованные объекты ее переработки и т. п.
20
Типизация перечисленных параметров для нефтей различных
месторождений позволяет принять унифицированные технологи-
ческие решения при проектировании нефтепромысловых объектов
и в соответствии с ними разрабатывать и выпускать серийно аппара-
туру и оборудование. В зависимости от методов и стадии разработки
месторождения, а также его энергетических возможностей, располо-
жения отдельных месторождений по отношению к ЦПС могут при-
меняться различные варианты унифицированных схем сбора и под-
готовки продукции скважин к транспортированию и переработке.
На рис. 4 и 5 приведены I и II варианты унифицированной схемы
сбора и подготовки продукции скважин. Основной особенностью
I варианта является прохождение сырья через все сооружения без
использования сырьевого насоса. Продукция скважин по выкидным
линиям подается на групповые замерные установки (ГЗУ), где
раздельно измеряется дебит скважин по жидкости и газу. При необ-
ходимости на ГЗУ может быть предусмотрена подача реагента.
Далее вся продукция скважин под собственным давлением транс-
портируется по одной трубе на центральный пункт сбора (ЦПС),
где она подается в сепараторы I ступени 1, в которых газ отделяется
от жидкости. Перед входом в сепараторы 1 в продукцию скважин
подаются деэмульгатор и вода, возвращаемая из аппаратов глубо-
кого обезвоживания и обессоливания. Далее жидкость с оставшимся
растворенным газом за счет геодезической высоты- сепарационной
установки подается в аппараты для предварительного сброса воды 2,
в которых отделяется основной балласт пластовой воды. Процесс
предварительного сброса воды проводится без выделения газа.
Нефть с оставшейся водой через теплообменник 3 подается в по-
догреватель-деэмульсатор 4, в котором проводятся нагрев продукции
и отделение от нефти газа, выделяющегося вследствие снижения
давления и нагрева эмульсии. Из аппарата 4 нефть с остаточной
водой под собственным давлением последовательно поступает в от-
стойник 5 и электродегидратор 6. В отстойнике отделяются остаточ-
ная вода и часть газа (в результате снижения давления). На выходе
из отстойника 5 в обезвоженную нефть добавляется пресная вода
(3—5% от объема обрабатываемой нефти), а при необходимости
и реагент-деэмульгатор. Пресная вода должна тщательно пере-
мешиваться с эмульсией в смесителе.
В электродегидраторе 6 проводится обессоливание нефти с при-
менением токов промышленной частоты. Из электродегидратора
сбрасывается вода и отводится газ, а нефть подается в сепаратор 7
для горячей или вакуумной сепарации с целью получения нефти
с требуемым давлением паров. Сепаратор 7 может использоваться
для горяче-вакуумной сепарации с подключением специального
вакуумного компрессора к газовой линии.
Из сепаратора 7 нефть поступает на прием центробежных насосов
и прокачивается через теплообменник 3. В последнем нефть охла-
ждается до требуемой температуры, проходит автоматический ана-
лизатор качества и далее, через подключенный резервуар товарной
нефти 12, направляется на прием насосов магистрального транс-
21
порта. Количество товарной нефти измеряется в узле учета. Нефть,
качество которой не соответствует нормам, направляется в резер-
вуары 11 некондиционной нефти, из которых насосами возвращается
на установку подготовки нефти.
Нефтяной газ, отделившийся в сепараторах I ступени, под соб-
ственным давлением поступает на прием компрессоров II ступени
сжатия; газ, отделившийся в аппаратах установки подготовки
нефти, — на прием компрессоров I ступени сжатия, а из аппаратов
горячей сепарации нефти газ направляется по газопроводам на ком-
плекс сооружений по подготовке газа.
Вода, отделившаяся в аппаратах предварительного сброса, по-
дается в полые или полочные отстойники 9, в которых проводится
ее доочистка от нефти и механических примесей. Отстоявшаяся
чистая вода отводится в емкость-дегазатор 5, откуда насосами пере-
качивается в систему поддержания пластового давления. Произ-
водственно-ливневые стоки самотеком отводятся в подземную емкость
18, затем насосом перекачиваются в отстойник 9 для очистки.
Шлам со всех аппаратов технологических комплексов ЦПС соби-
рается самотеком в заглубленную емкость 10, из которой вертикаль-
ным погружным насосом откачивается в резервуар-шламонакопи-
тель 13 или на сжигание.
Вода из аппаратов 4, 5 и 6 поступает на прием насосов соленой
воды и возвращается в систему перед сепаратором 1 для утилизации
тепла и повторного использования реагента.
Нефть, отделившаяся в отстойниках 9, автоматически подается
в резервуары 11, откуда вместе с некондиционной нефтью откачи-
вается на установку подготовки нефти.
По II варианту унифицированной технологической схемы сбора
(см. рис. 5) используются насосы, но уже в составе установки под-
готовки нефти. Как и в I варианте, подача продукции скважин на
ЦПС предусматривается по однотрубной системе сбора нефти и газа,
т. е. технологический комплекс сооружений на месторождении
тот же.
Технологический комплекс подготовки газа и воды, товарного
учета нефти на ЦПС по II варианту предусматривается в том ж®
составе, как и в варианте I. Изменения имеются только на установки
подготовки нефти. На ЦПС перед сепараторами I ступени в продук-
Рис. 4. Принципиальная унифицированная схема комплексов сбора и подго-
товки продукции скважин (I вариант)
А и Б — технологические комплексы соответственно промыслового обустройства и соору-
жений на ЦПС; Б — установка подготовки нефти; Г — установки подготовки газа; 1 — сепа-
ратор I ступени; 2 — отстойник предварительного сброса воды; 3 — теплообменник сырой
нефти; 4 — подогреватель—деэмульсатор; 5 — отстойник глубокого обезвоживания;
6 — блочная совмещенная установка обезвоживания и обессоливания нефти; 7 — сепаратор
горячей сепарации; 8 — емкость-дегазатор; 9 — блок отстойников (полый или полочный);
10 — емкость приема и откачки шлама; 11 — сырьевой резервуар; 12 — резервуар подго-
товленной нефти; 13 — резервуар-шламонакопитель; 14 — дождеприемник; 15 — блок для
дозировки реагента; 16 — блок ингибитора; 17 — блок измерения объема нефти;
8 — емкость приема и откачки производственно-дождевых стоков. Линии: I — нефть;
II — газ; III — газовый конденсат; IV — газ на топливо; V — вода; VI — шлам;
VII — ингибитор VIII; — реагент
23
Н---------XI----------Ч к---------------------------------Б-------------------------------------ч
Н-------------------------в ---------------------------—Ч
цию скважин подаются реагент-деэмульгатор и подтоварная вода,
возвращаемая с аппаратов глубокого обезвоживания и обессолива-
ния, и далее вся смесь поступает в сепараторы I ступени 2, в которых
проводятся интенсивное перемешивание горячей воды, реагента
и эмульсии и отделение газа от жидкости. Жидкость поступает в се-
параторы 3 II ступени сепарации, в которой поддерживается мини-
мальное давление, необходимое для подачи газа на компрессорную
станцию установки подготовки и переработки газа. Затем жидкость,
как и по I варианту, проходит аппараты предварительного сброса
воды и поступает на прием насосов, которыми перекачивается через
теплообменник 4 в трубчатую печь 5. В нагретую эмульсию подается
реагент, и для лучшего контакта вся смесь проходит каплеобразова-
тель 19, откуда поступает в отстойники 7 глубокого обезвоживания
нефти.
После аппаратов 7 в нефть добавляется подогретая пресная вода,
и смесь поступает в электродегидратор 6, где проводится обессолива-
ние нефти. Из электродегидратора обессоленная нефть подается
в аппарат 8 для горячей сепарации. Для получения нефти с тре-
буемым давлением паров может применяться горяче-вакуумная сепа-
рация. Далее повторяется схема I варианта.
В свою очередь технологический комплекс подготовки газа,
в зависимости от поставленных условий (состав исходного сырья,
глубина подготовки, удаленность потребителей и т. д.) может
предусматриваться также в нескольких возможных вариантах с со-
ответствующими подкомплексами.
На рис. 6 показан I вариант технологического комплекса подго-
товки газа.
Газ с концевой ступени сепарации или смесь газов с концевой
ступени сепарации и горячей сепарации нефти поступает на I
ступень компрессии (подкомплекс А). После отделения в сепара-
торе 1 жидких и твердых частиц газ сжимается компрессором 6,
затем охлаждается в воздушном холодильнике 9 и поступает в бензо-
сепаратор 4 для отделения образовавшегося конденсата. Из бензо-
сепаратора газ направляется на сероочистку (подкомплекс Б).
В случае необходимости дополнительного охлаждения газа, ко-
торое не может быть обеспечено воздушным холодильником — процесс
Рис. 5. Принципиальная унифицированная технологическая схема комплексов
сбора и подготовки продукции (II вариант).
А и Б — технологические комплексы соответственно промыслового обустройства и соору-
жений на ЦПС; В — установка подготовки нефти; Г — установки подготовки газа. J — сепа-
ратор I ступени; 2 — отстойник предварительного сброса воды; 3 — сепаратор II ступени;
4 —теплообменник сырой нефти; 5 — трубчатая печь; 6 — блочная совмещенная установка
обезвоживания и обессоливания нефти; 7 — отстойник глубокого обезвоживания; 8 — сепа-
ратор горячей сепарации; 9 — емкость-дегазатор; 10 — блок отстойников (полых или полоч-
ных); 11 — емкость приема и откачки производственно-дождевых стоков; 12 — сырьевой
резервуар; 13 — резервуар подготовленной нефти; 14 — резервуар-шламонакопитель;
15 — дождеприемник; 16 — блок для дозировки реагента; 17 — блок- измерения объема
нефти; 18 — блок ингибитора; 19 — каплеобразователь. Линии: I — нефть; II — газ;
III — конденсат газовый; IV — газ на топливо; V — вода; VI — реагент; VII — шлам;
VIII — ингибитор
25
Рис. 6. Вариант I схемы технологического комплекса подготовки газа.
1—3 — приемные сепараторы; 4, 3 — бензосепараторы; в, 1 — компрессоры; 8 — дожимная компрессорная станция; 9—15 — воздушные
холодильники; 16, 17 — водяные холодильники; 18 — абсорбер; 19, го — десорберы; 21 — деэтанизатор; 22 — стабилизатор; 23—26 —
теплообменники; 27—29 — испарители; 30—32 — подогреватели; зз—38 — емкости; 39— 42 — отделители жидкости; 43 — маслоот-
делитель; 44 — фазовый разделитель; 45, 46 — холодильные компрессоры. Линии: I — газ; II — газовый бензин; III — широкая
фракция; IV — хладоагент жидкий; V — хладоагент газообразный; VI — насыщенный МЭА; VII — регенерированный МЭА; VIII —
кислые газы; IX— орошение колонны; X — насыщенный ДЭГ; XI — регенерированный ДЭГ; XII — пропан-бутановая фракция
абсорбции сероводорода моноэтаноламином (МЭА) идет лучше
при более низких температурах — газ пропускают через водяной
холодильник 16. Далее газ проходит сепаратор 2 для отделения
жидких частиц, поступает в абсорбер 18 для очистки от сероводо-
рода и направляется на II ступень компрессии. Насыщенный
раствор МЭА через теплообменник 23 поступает в десорбер 19. Тре-
буемая температура низа десорбера поддерживается с помощью
циркуляции раствора МЭА через змеевик печи 30. Выделяющиеся
из насыщенного раствора при снижении давления и повышении
температуры кислые газы и водяной пар сверху десорбера напра-
вляются в воздушный конденсатор-холодильник 11, а затем посту-
пают в сборник орошения 34. Из сборника орошения кислые газы
сбрасываются на свечу или направляются на установку по утилиза-
ции сероводорода, а сконденсировавшаяся флегма насосом подается
на орошение десорбера.
Регенерированный раствор по выходе из десорбера охлаждается
в теплообменнике 23 и поступает в емкость регенерированного рас-
твора 33, откуда насосом прокачивается через холодильник 10 и
подается в абсорбер 18. В случае недостаточного охлаждения рас-
твора в воздушных холодильниках могут быть предусмотрены до-
полнительно водяные холодильники 17.
Газ из абсорбера направляется на II ступень компрессии (под-
комплекс В). Пройдя сепаратор 3 для отделения жидких и твердых
частиц, газ поступает на прием компрессора 7, после которого на-
правляется через воздушные холодильники 12 в бензо сепаратор 5.
Из бензосепаратора он подается на установку низкотемпературной
конденсации (подкомплекс Д), где подвергается охлаждению в тепло-
обменниках 24, 25 и испарителе 27 (конечная температура минус
30° С).
Для предотвращения гидратообразования в поток охлаждаемого
газа предусмотрена подача диэтиленгликоля (ДЭГ).
Смесь газа, углеводородного конденсата и ДЭГ из испарителя
поступает в фазовый разделитель 44. Из разделителя отбензиненный
газ направляется для регенерации холода в теплообменник 25,
а затем через дожимную компрессорную станцию (подкомплекс Г)
поступает в магистральный газопровод. Точка росы отбензиненного
газа при давлении 55 кгс/см2 равна минус 20° С.
Углеводородный конденсат из разделителя 44 насосом прокачи-
вается через теплообменник 24 и подается в деэтанизатор 21 для
получения этановой и широкой фракции.
Насыщенный ДЭГ из фазового разделителя направляется на реге-
нерацию (проходит змеевик нагревателя 35, затем выветриватель
и поступает в десорбер 20 для выпаривания влаги). Температура
внизу десорбера поддерживается с помощью испарителя 28. Регене-
рированный ДЭГ из емкости 35 забирается насосом и подается в ли-
нию газа перед теплообменниками 24, 25 и испарителем 27.
Пары из деэтанизатора направляются в конденсатор-холодиль-
ник 29, откуда после охлаждения хладоагентом поступают в емкость
орошения 36. Неконденсирующиеся газы из емкости 36 направляются
27
в поток отбензиненного газа после фазового разделителя, а конденсат
насосом подается на орошение деэтанизатора.
Нижний продукт деэтанизатора насосом закачивается в печь 31,
где нагревается и возвращается в нижнюю часть деэтанизатора,
откуда пары поступают под его нижнюю тарелку. Широкая фракция
снизу деэтанизатора направляется на газофракционирование (под-
комплекс Е).
Потребность подкомплекса Д в холоде обеспечивается двумя
холодильными циклами (минус 35° С и минус 10° С).
Жидкий хладоагент из линейного ресивера 38 поступает в пере-
охладитель 26, после которого разделяется на два потока. Первый
поток дросселируется до давления, обеспечивающего температуру
жидкого хладоагента минус 35° С, и поступает в отделитель жидко-
сти 39. Жидкий хладоагент отсюда направляется в испаритель 27,
где за счет тепла потока сырого газа происходит кипение хладо-
агента при минус 35° С. Пары его из испарителя 27 поступают в аппа-
рат 39 и затем вместе с парами, образующимися при дросселирова-
нии, в переохладитель жидкого хладоагента 26. Из переохладителя 26
пары хладоагента через «сухой» отделитель жидкости 40 поступают
на прием двухступенчатого холодильного компрессора 45.
Второй поток дросселируется с целью получения температуры
жидкого хладоагента минус 10° С и направляется в отделитель
жидкости 41, откуда хладоагент поступает в испаритель 29, где
происходит его кипение при температуре минус 10° С за счет тепла
паров из аппарата 2,1. Пары хладоагента из испарителя 29 поступают
в отделитель жидкости 41, а затем через «сухой» отделитель жидкости
42 на прием одноступенчатого холодильного компрессора 46.
После компрессоров 45 и 46 газообразный хладоагент смеши-
вается и поступает через маслоотделитель 43 в воздушный конденса-
тор-холодильник 15, где охлаждается и конденсируется. Из холо-
дильника 15 жидкий хладоагент стекает в линейный ресивер, и цикл
повторяется.
На установке газофракционирования (подкомплекс Е) из широкой
фракции получается пропан-бутановая фракция и газовый бензин.
Широкая фракция из деэтанизатора направляется в теплообмен-
ники 25 (где нагревается), а затем в колонну 22. Пары сверху ко-
лонны поступают в конденсатор-холодильник 14, охлаждаются,
конденсируются полностью и направляются в емкость 37. Жидкая
пропан-бутановая фракция из ёмкости 37 забирается насосом и от-
качивается с установки потребителю, а часть ее возвращается на
орошение. Для поддержания необходимой температуры внизу ко-
лонны 22 с нижней тарелки жидкость прокачивается через печь 32
и возвращается в колонну под нижнюю тарелку.
Нижний продукт колонны 22 (газовый бензин), пройдя тепло-
обменники 25 и холодильники 13, в которых охлаждается, напра-
вляется потребителю.
Описанная схема рассчитана на подготовку газов концевых
ступеней сепарации, содержащих сероводород, с получением про-
пан-бутановой фракции, газового бензина и отбензиненного газа.
28
Рис. 7. Вариант II схемы технологического комплекса подготовки газа.
1—3 — приемные сепараторы; 4—в — бензосспараторы: 7—.9 — компрессоры; ю — дожимная компрессорная станция; 11 —13 — воздушные
холодильники; 17, 18 — водяные холодильники; 7,9 — абсорбер; 20, 21 — десорберы; 22 — стабилизатор; 23 — отпарная колонна; 24 — фазо-
вый разделитель; 2.3—28 — теплообменники; 29, 30 — испарители; 31—33 — подогреватели; 34—38 — емкости; 39,40 — отделители жидкости;
41 — маслоотделитель. Линии: I — гая; /7 — газовый бензин; III — широкая фракция; IV — хладоагент жидкий; V — хладоагент газо-
образный; VI — насыщенный МЭА; VII — регенерированный МЭА; VIII — кислые газы; IX — орошение колонны; X — насыщенный
ДЭГ; XI — регенерированный ДЭГ; XII — пропан-бутановая фракция
Рис. 8. Вариант III схемы технологического комплекса подготовки газа.
1—3 — приемные сепараторы; 4, s — бензосепараторы; в, 7 — компрессоры; 8—11 — воздушные холодильники; 12, 13 — водяные холодиль-
ники; 14, 15 — абсорберы; 1в, 17 — десорберы; 18 — теплообменник; 19 — испаритель; 20 — подогреватель; 21—23 — емкости. Линии- I — газ-
И — насыщенный МЭА; III — регенерированный МЭА; IV — кислые газы; V — орошение; VI — насыщенный ДЭГ- VII — регенериро-
ванный ДЭГ
В зависимости от конкретных условий (характеристики поступа-
ющего сырья, задач, поставленных перед установкой и др.) исполь-
зуют различные модификации этой схемы. Так, при поступлении
сернистых газов только I ступени сепарации и получении тех же
целевых продуктов используется первая ее модификация, отлича-
ющаяся отсутствием подкомплекса А. При тех же условиях, но для
бессернистых газов, применяется вторая модификация с исключением
подкомплексов А и Б. Для бессернистых газов концевых ступеней
сепарации, при прочих равных условиях, используют третью моди-
фикацию основной схемы, в которой отсутствует подкомплекс Б.
Четвертая модификация предназначена для подготовки сернистых
газов концевых ступеней сепарации с получением широкой фракции
и отбензиненного газа. Здесь отсутствует подкомплекс Б.
Пятая модификация предназначена для подготовки сернистых
газов первых ступеней сепарации с получением широкой фракции
и отбензиненного газа и характеризуется отсутствием подкомпле-
ксов Л и£. В случае подготовки бессернистых газов концевых сту-
пеней сепарации с получением широкой фракции и отбензиненного
газа исключаются подкомплексы Б и Е, что дает шестую модифика-
цию основной схемы. Седьмая модификация отличается от остальных
отсутствием подкомплексов А, Б и Е.
Рассмотренная технологическая схема предусматривает возмож-
ность подготовки бессернистых газов первых ступеней сепарации
с получением широкой фракции и отбензиненного гДза.
На рис. 7 приводится принципиальная схема технологического
комплекса подготовки газа по II варианту, отличающемуся от вари-
анта I только структурным составом подкомплекса низкотемператур
ной конденсации. Из II варианта технологического комплекса
подготовки газа можно также получить семь аналогичных модифика-
ций схем, описанных в I варианте.
На рис. 8 приведена принципиальная схема технологического
комплекса по III варианту. Она значительно проще, так как обеспе-
чивает лишь компримирование газа, очистку его от сероводорода
и осушку. В случае выделения углеводородного конденсата при
компримировании газа обеспечивается подача его в нефтепровод.
МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Процессы подготовки нефти, состоящие из обезвоживания, обес-
соливания и отбора определенной части углеводородов для снижения
общего давления паров, сводятся к следующим основным напра-
влениям:
а) снижение прочности защитных слоев капель эмульгированной
воды без применения контактирующих гидрофильных поверхностей
(тепловые и термохимические процессы);
б) снижение прочности защитных слоев при использовании гидро- .
фильных контактирующих поверхностей (тепловые и термохими-
ческие процессы с добавкой воды, фильтрация и противоточная
промывка в специальной аппаратуре);
31
в) снижение прочности защитных слоев, искусственное увеличе-
ние силы взаимодействия капель при столкновениях без применения
контактирующих поверхностей (электрическое воздействие, центри
фугирование);
г) снижение прочности защитных слоев при одновременном уве-
личении силы взаимодействия капель при столкновениях с при-
менением гидрофильных поверхностей (электрическое воздействие
с применением промывочной воды);
д) создание условий для однократного или многократного извле-
чения из нефти легких углеводородов. При этом в зависимости от
конкретных требований к процессу стабилизации в отношении
возможного использования продукции установок (определяющих
во многом глубину извлечения легких фракций и место в схеме)
используются принципиально отличные технологические приемы.
Ниже описаны основные технологические методы подготовки нефти
и газа.
Холодный отстой
Этот способ используется на стадии предварительного обезвожи-
вания нефтяных эмульсий. Холодный отстой может осуществляться
под давлением (с обращением фаз эмульсии) и с предварительной
обработкой деэмульгатором. Известно, что при перемешивании си-
стемы из двух жидкостей дисперсионной средой становится та, объем
которой больше. Однако соотношение объемов имеет значение до
введения достаточно эффективного деэмульгатора. Вводимый де-
эмульгатор нейтрализует действие природных эмульгаторов, стаби-
лизирующих эмульсию воды в нефти. И если при этом в эмульсию
вводить большое количество воды при одновременном перемешивании
системы, то происходит диспергирование нефти в воде, т. е. обраще-
ние фаз, а при создании определенных условий — немедленное
расслаивание нефти и воды.
Этим способом можно успешно отделять основную массу пласто-
вой воды от нефти, и при этом время обработки значительно сокра-
щается. Проведение холодного отстоя во многом упрощает после-
дующие процессы подготовки нефти.
Термохимическое обезвоживание и обессоливание
На месторождениях Советского Союза наиболее распространено
разрушение эмульсий термохимическим способом. Широкое рас-
пространение этот способ получил благодаря таким преимуществам,
как возможность менять реагенты-деэмульгаторы без изменения :
оборудования и аппаратуры, простота технологического оформления. -i
К недостаткам термохимического способа относятся большие потери ,
легких фракций нефти от испарения при отстаивании подогретой
эмульсии в негерметизированных резервуарах.
32 ' J
Термохимические установки подготовки нефти работают под
атмосферным или избыточным давлением. Стремление к сокращению
расходов топлива на подогрев нефтяных эмульсий, повышение
температур ведения процессов обезвоживания и обессоливания,
необходимость сокращения потерь легких фракций определили
рациональность проведения указанных процессов под повышенным
давлением. Отстой подогретой нефтяной эмульсии в герметизирован-
ных емкостях под давлением до 10 кгс/см2, а иногда и более (в зави-
симости от характеристики нефтей) позволяет почти полностью
ликвидировать потери легких фракций. Повышение температуры
обрабатываемых отдельных эмульсий до 70 4- 100° С дает возмож-
ность резко снизить их вязкость, уменьшить прочность защитных
слоев глобул эмульгированной воды, что способствует проникнове-
нию в них химических веществ (деэмульгаторов) и в результате —
снижению времени отстоя и расхода деэмульгатора. Расход тепла
на подогрев эмульсии может быть сокращен путем регенерации
основной части тепла потоков нефти.
Этот способ характеризуется большой устойчивостью и надеж-
ностью, возможностью широко регулировать режим при различных
обводненности и стойкости эмульсий, следует отметить также чрез-
вычайную простоту технологической схемы и аппаратурного офор-
мления, удобство обслуживания с применением необходимых средств
автоматизации, а также возможность аппаратурного оформления
установок в виде отдельных автоматизированных блоков заводского
изготовления.
Термохимические процессы обессоливания как самостоятельные
широкого распрострапения в практике промысловой подготовки
и переработки нефти не получили. Однако в сочетании с электри-
ческим способом перед окончательным обессоливанием их приме-
няют почти на всех электрообессоливающих установках.
Основной аппаратурой для осуществления этих процессов слу-
жат подогреватели, теплообменники и отстойники. Характеристика
теплообменных аппаратов, подогревателей, отстойников, методика
их подбора и поверочных расчетов описаны в следующих главах.
Дальнейшим усовершенствованием термохимического способа яв-
ляется деэмульсация нефтей промывкой их через слой воды.
Было установлено, что если в эмульсию типа вода в нефти, введено
какое-то количество поверхностно-активного вещества, но при усло-
вии, что водяные капли, диспергированные в нефти, по-прежнему
окружены нефтью, то пленка водяной капли продолжает упрочняться
и увеличиваться и, следовательно, среда, способствующая образова-
нию эмульсии, остается. Такой средой для гидрофобных эмульсий
служит нефть. Если же средой оказывается вода, т. е. водяная капля
окружена водой, одинаковой по составу с водой глобул, то образова-
ние эмульсин прекращается, ввиду равенства поверхностного натя-
жения внутри и снаружи пленки последняя легко разрушается,
Таким образом, чтобы уменьшить стойкость гидрофобной эмульсии,
необходимо создать условия для окружения водяной капли не нор-
мальной для этой эмульсии средой, которой может служить вода,
3 Заказ 1495
33
близкая по составу к воде, диспергированной в нефти. С установле-
нием этой закономерности стало возможно подойти к простейшему
способу деэмульсации.
Разумеется, деэмульгатор и температура как факторы, снижа-
ющие поверхностное натяжение, играют решающую роль. Для де-
эмульсации необходимо, чтобы эмульсия проходила через водяную
подушку в виде капель. При чрезмерном распылении эмульсии
возможно обращение фаз, т. е. превращение гидрофобной эмульсии
в гидрофильную. Одновременно с деэмульсацией нефти происходит
и ее обессоливание вследствие растворения солей в промывочной
воде.
Электрическое обезвоживание и обессоливание
Электрический способ деэмульсации нефтей достаточно известен
как эффективный и широко распространенный в промысловой и осо-
бенно в заводской практике. Электрический способ можно сочетать
с другими способами (термическим', химическим и др.). При удачно
подобранном режиме этот способ эффективен применительно к эмуль-
сиям практически любых типов. Эмульсия, как дисперсная система,
электрически нейтральна — находится в уравновешенном состоянии.
Одноименные (положительные) заряды капель воды стремятся вос-
препятствовать их сближению и агрегированию, придавая ей таким
образом дополнительную стабильность. При относительном пере-
мещении фаз под действием внешних сил эмульсия перестает быть
нейтральной. Часть отрицательных зарядов, находящихся на удале-
нии от капель, уносится от них. Начинает превалировать положи-
тельный заряд капель воды, которые становятся электрически заря-
женными до определенного потенциала. Заряд капель может быть
не только положительным, но и отрицательным в зависимости от
кислотности нефтяной среды.
Эффективному электрическому воздействию поддаются эмульсии
типа «вода в нефти». Электрообработка эмульсии типа «нефть в воде»
затруднительна в связи с постоянной угрозой короткого замыкания
электродов через эмульсию.
По характеру возникающего электрического поля различают
способы с использованием переменного и постоянного токов про-
мышленной и высокой частоты.
Для установления механизма разложения эмульсии и физи-
ческих явлений, происходящих при электрическом воздействии,
рассмотрим поведение эмульсии в поле постоянного и переменного
тока.
При прохождении эмульсии через электрическое поле, созданное
постоянным током, капли воды стремятся располагаться вдоль
силовых линий поля (аналогично железным опилкам в магнитном
поле). С образованием водяных цепочек резко увеличиваются про-
водимость эмульсии и сила тока. Кроме того, в электрическом поле
наблюдаются явления катофореза и электрофореза. При этом дис-
пергированные капли воды, имеющие положительный заряд, устре-
34
(8)
мляются к отрицательному электроду, скапливаясь около него,
и наоборот. Это сопровождается разрушением адсорбционного слоя
поверхности капель и их слиянием.
Под действием взаимного притяжения форма капель изменяется,
и ослабляется таким образом поверхностное натяжение.
Скорость движения капли в электрическом поле определяется
следующей формулой:
tE'D
v =Л---->
6nv
где ? — электрический потенциал, определяющий заряд движу-
щейся капли; Е’ — градиент электрческого поля, в которое попа-
дает капля, равный ЕН (Е — напряжение, приложенное к электро-
дам, I — расстояние между ними); D и v — соответственно
диэлектрическая постоянная и вязкость дисперсионной среды.
Как видно из приведенной формулы, с увеличением напряжения,
приложенного к электродам, и уменьшением вязкости скорость
перемещения капель возрастает, повышается вероятность их де-
формации, разрыва и слияния в более крупные. Изменение гра-
диента электрического поля необходимо для преодоления существу-
ющих сил отталкивания капель с одноименными зарядами. Кроме
того, благодаря электрической индукции между каплями, сопри-
касающимися в цепочках, возникают свои элементарные поля,
приводящие к пробою и разрывам оболочек капель. В результате
капли беспрерывно сливаются и оседают — начинается интенсивное
расслаивание эмульсии.
Следует заметить, что по закону Стокса с укрупнением капель
скорость их движения возрастает и условия для их столкновения
и агрегирования становятся все более благоприятными.
При прохождении эмульсии через электрическое поле, создава-
емое переменным по величине и направлению током, механизм раз-
рушения эмульсии несколько иной. Как и при постоянном токе,
происходит катофорез, с той разницей, что вследствие изменения
направления тока капли воды находятся в колебательном движении.
Под воздействием сил между ними (переменных направлений) форма
их постоянно меняется. В связи с этим капля воды испытывает не-
прерывную деформацию, разрываясь в местах перенапряжения.
Кроме того, вследствие колебательных движений, возникающих
при изменении направлений тока, происходит большое число столк-
новений капель и, как следствие, интенсивное слияние.
Одновременно капля воды, попадая в поле электрода, получает
от него заряд и устремляется от электрода, сталкиваясь с другими
каплями, имеющими меньшие скорости. Эти столкновения приводят
к разрушению поверхностных оболочек капель и их слиянию.
Установлено, что эффект деэмульсации нефти в электрическом
поле переменного тока в несколько раз выше чем в электрическом
поле постоянного тока.
Для разработки технологической схемы и аппаратов деэмульса-
ционной установки с использованием электрического поля необхо-
3* 35
димо знать основные факторы, влияющие на эффективность процесса.
Факторы эти следующие: напряженность электрического поля, сте-
пень дисперсности эмульсии, содержание в ней воды, плотность
и вязкость нефти (существенно влияющие на сроки отстаивания),
электропроводность эмульсии, прочность поверхностных слоев ка-
пель воды. Влияние каждого из перечисленных факторов изменяется
при подогреве эмульсии, введении химических реагентов-деэмуль-
гаторов, ускоряющих процессы электродеэмульсации. Но основным
фактором, определяющим эффективность рассматриваемого про-
цесса, остается напряженность электрического поля.
В настоящее время для электродеэмульсации нефтей применяют
переменный ток промышленной частоты (50 Гц). Электродегидраторы
с использованием токов высокой частоты в промысловой подготовке
шефти в настоящее время практически не применяются. Для осу-
ществления электрообезвоживания (электрообессоливания) с по-
мощью тока промышленной частоты разработан ряд конструкций
электродегидраторов с открытыми электродами. Эти аппараты полу-
чили широкое распространение в практике обессоливания нефтяных
•эмульсий, поступающих для переработки на заводы. В последнее
время установки с электродегидраторами промышленной частоты
строятся и для промысловой подготовки нефти. Обеспечивая высокую
степень качества обессоливания нефтей, эти установки, однако,
очень чувствительны к колебаниям содержания воды в исходной
нефти, что ограничивает их применение на ступенях обезвоживания.
Как показала практика, наиболее эффективным при обессоливании
нефтей следует считать рассматриваемый способ, в котором для ста-
билизации обводненности нефти вводится термохимическая ступень
или ступень предварительного сброса основного балласта воды.
В электродегидраторах совмещены два процесса — обработка
эмульсии в электрическом поле и отстой воды от нефти. За последнее
время наметилась тенденция к совмещению с ними еще одного про-
цесса — подогрева нефтяной эмульсии.
Технологические особенности разработки электродегидраторов
рассмотрены в следующих главах.
Стабилизация нефти
Как отмечалось, в комплекс процессов подготовки нефти входит
и ее стабилизация. Сущность стабилизации нефти заключается в от-
боре от нее наиболее летучих углеводородов: пропана, бутана (де-
пропанизация, дебутанизация)-, а также и таких газов, как серо-
водород, углекислый газ и азот, что сокращает потери легких фрак-
ций от испарения и снижает явления коррозии аппаратуры, оборудо-
вания и трубопроводов по всему пути движения нефти от место-
рождения до нефтеперерабатывающих заводов.
Получить абсолютно стабильную нефть, т. е. совершенно не-
способную испаряться в атмосферу, практически невозможно. Даже
при снижении общего давления ее паров ниже 200 мм вод. ст., на
которое рассчитаны существующие резервуары, происходили бы
36
потери нефти от испарения при больших и малых «дыханиях». По-
этому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкрет-
ных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспортирования
и хранения, степени герметизации промысловых, транспортных
и заводских сооружений, возможности реализации продуктов ста-
билизации, экономической целесообразности проведения тех или
иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации
на потенциальное содержание бензиновых фракций в нефти, напра-
вляемых на переработку.
В зависимости от конкретных условий стабилизация осущест-
вляется различными технологическими приемами: горячей или
вакуумной сепарацией, ректификацией и др. В настоящее время
наибольшее распространение в промысловой подготовке нефти полу-
чила сепарация. Сепарация — извлечение легких фракций из нефти
однократным или многократным испарением при снижении давления,
иногда с предварительным подогревом. Последнее мероприятие
целесообразно лишь при условии, если нефть подается затем на
переработку водным или железнодорожным транспортом и вблизи
от сепарационных узлов находятся компрессорные станции с газо-
перерабатывающими заводами либо другие технологические уста-
новки, требующие подогрева нефти (обезвоживание, обессоливание).
Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов
можно решить по одному из трех вариантов использования широкой
фракции газа, отбираемой при сепарации из предварительно подо-
гретой нефти:
1) однократная конденсация с последующей компрессией, масляной
абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;
2) фракционированная конденсация с последующей компрессией
газового остатка;
3) ректификация газообразной широкой фракции либо ее
абсорбция.
Необходимо указать, что ректификация — намного более сложный
технологический процесс, но зато обеспечивающий достижение четкого
разделения углеводородов й заданной глубины стабилизации нефти.
В практике промысловой подготовки нефти, как правило, исполь-
зуются комплексные решения, учитывающие необходимость про-
ведения процессов обезвоживания, обессоливания и стабилизации
путем применения различных технологических приемов.
Ниже описаны примеры технологических схем промышленных
объектов подготовки нефти.
Установка обезвоживания нефти под давлением
на Красноярском месторождении Куйбышевской
области
В отличие от других эта установка предназначена для обезвожи-
вания газонасыщенной нефти, прошедшей лишь первую ступень
сепарации. Такое решение продиктовано необходимостью передачи
газов совместно с нефтью на сравнительно дальнее расстояние в район
37
головной компрессорной станции. Нефть (рис. 9), прошедшая трапы
I ступени сепарации на промысле, поступает в промежуточные ем-
кости 1, откуда насосами 2 двумя параллельными потоками подается
в теплообменники 3 типа «труба в трубе». В теплообменниках нефть
за счет тепла отходящей обезвоженной нефти подогревается до 38—
40° С и затем поступает в паровые подогреватели 4, в которых окон.
Рис. 9. Принципиальная технологическая схема обезво-
живающей установки на Красноярском месторождении
2 — промежуточные емкости; 2 — насос; 3 — теплообменники;
4 — подогрева тели; 5 — I — сырая нефть; II —обе-
звоженная нефть; III — деэмульгатор; IV — пар; V — соленая вода
чательно подогревается до 60—70° С, после чего направляется
в отстойники 5. Отстоявшаяся нефть сверху отстойников отводится
к теплообменникам и, отдав свое тепло обводненной нефти, отводится
с установки.
Установка обезвоживания и обессоливания нефти
на Ярино-Каменноложском месторождении
большее количество газового бензина как при компримировании
жирного газа, так и при его транспортировании по трубопроводу),
в снижении затрат на подготовку нефти. Последнее объясняется тем,
что растворенный в нефти газ снижает ее вязкость и облегчает таким
образом осаждение укрупняющихся капель воды в эмульсии, что
позволяет также поддерживать более мягкий температурный режим
процессов.
Разгазированная па I ступени сепарации нефть (рис. 10) поступает
в промежуточные емкости 1, в которых поддерживается давление
4 кгс/см2. Из этих емкостей при температуре 10—20° С насосами 2
опа подается в теплообменники 3 и затем, подогретая до 50° С за счет
Рис. 10. Принципиальная технологическая схема обезвоживающей
и^обессоливающей установки на Ярино-Каменноложском месторождении
1, б —промежуточные емкости для нефти; 2, 7, э —насосы; з, 11 —теплообмен-
ники; 4 — отстойник; 5 — олектродегилратор; 8 — емкость соленой воды; 10 —
печь. Линии: J — сырая нефть; 11 — обессоленная нефть; 111 — соленая вода;
IV — свежая вода; V —деэмульгатор
Установка предназначена для обезвоживания и обессоливания
обводненной до 30% (по массе) нефти с доведением до требуемых =.
ГОСТ 9963—62 показателей по содержанию остаточной воды и солей.
Для осуществления обезвоживания предусматривается одна термо-
химическая ступень с отстоем в горизонтальных аппаратах. Обес-
соливание на установке осуществляется промывкой нефти подогретой
свежей водой-и последующей деэмульсацией в поле электрического
тока промышленной частоты. ;
В этой установке предусматривается обработка нефти, содержа- j
щей растворенные газы, оставшиеся после I ступени сепарации |
(4 кгс/см2 при промысловом сборе). Обработка газонасыщениой £
нефти и подача ее в однофазном состоянии до пунктов последующей
переработки являются одним из важнейших технологических при- >
емов, позволяющих достичь полной герметизации системы сбора Ц
и транспортирования. Сбор, подготовка и последующее транспорти- i
рование газонасыщенной нефти имеют большие экономические пре- «
имущества, заключающиеся в ликвидации потерь легких фракций Ж
нефти от испарения, в удешевлении и упрощении транспортирования v
газов II ступени сепарации (нет необходимости в сооружении спе- f
циальной компрессорной станции, при работе которой получается ®
тепла обессоленной нефти, — в отстойники 4. Эта температура
подобрана из условия снижения вязкости нефти до 2,6 сСт.
Перед отстойниками в нефть насосами 9 подается соленая вода,
сбрасываемая с электродегидраторов 5, а на прием сырьевых насо-
сов — деэмульгатор. Подогретая и обработанная нефтяная эмульсия
расслаивается в отстойниках на нефть и воду. Нефть отводится
сверху отстойника и под остаточным давлением поступает в электро-
дегидраторы 5. Отделившаяся соленая вода из отстойников сбрасы-
вается в канализацию. Электродегидраторы приняты горизонтальные
конструкции Гипронефтемаша.
Перед электродегидраторами для вымывания остаточных после
обезвоживания солей подаются пресная вода, предварительно подо-
гретая в теплообменниках 11 до 50° С, и деэмульгатор. В электро-
дегидраторах образовавшаяся эмульсия подвергается электрической
обработке. Отделившаяся вода отводится в промежуточную ем-
кость 8, откуда насосами 9, как уже указывалось, подается в нефть
перед отстойниками. Нефть из электродегидратора под остаточным
давлением поступает в промежуточную емкость 6, откуда насосами 7
39
прокачивается через печь беспламенного горения 10 для подогрева.
Температура подогрева обессоленной нефти в печи колеблется от 78
до 121° С (в зависимости от обводненности исходной нефти и времени
года). Подогретая обессоленная нефть проходит теплообменники 3
и 11, отдавая при этом свое тепло поступающей нефти и воде, после
чего при температуре 30—35° С направляется через буферные ем-
кости на прием головных насосов магистрального нефтепровода.
Установка по подготовке нефти в НГДУ
Первомайнефть
Установка предназначена для комплексной обработки нефтей
угленосных горизонтов Мухановского, Михайловского, Дмитриев-
ского и других месторождений. Подготовка проводится в три после-
довательные ступени: обезвоживание, в процессе которого отделяется
Рис. 11. Принципиальная технологическая схема установки по под-
готовке нефти на Мухановском месторождении
1 — концевые трапы; 2, 8, 10, 15, 16, 19, 21, 26 — насосы; з, 11 — теплообмен-
ники; 4 — отстойники; 5 — электродегидраторы; 6,7, 9 — промежуточные емкости;
12 — стабилизационная колонна; 13, 23 — конденсаторы-холодильники; 14, 24 —
бензосепараторы; 17 — смеситель; 18 — щелочной отстойник; 20 — печь; 22 — ком-
прессор; 25 — сборник бензина. Линии: I — обрабатываемая нефть; II — обессо-
ленная нефть; III — стабильная нефть; IV — деэмульгатор; V — свежая вода;
VI — газ; VII — щелочь; VIII — компрессионный бензин; IX — нестабильный
бензин
практически вся (до остаточного содержания 2%) пластовая вода;
обессоливание (вымывание остаточных солей пресной водой) с до-
ведением содержания солей до 30 мг/л и воды до 0,3%; стабилизация
с отбором 40% пентанов от потенциального содержания их в исходу
ной нефти (рис. 11).
Нефть после I ступени сепарации, где она разгазируется пр в
давлении 6 кгс/см2, поступает в концевые трапы 1 и окончательЩ
отделяется от растворенного в ней газа (при 1 кгс/см2).
40 '
Разгазированная нефть с концевых трапов поступает на прием
сырьевых насосов 2, которыми через теплообменники 3 и отстой-
ники 4 подается в электродегидраторы 5. В теплообменниках 3 нефть
за счет остаточного тепла стабильной нефти подогревается до темпе-
ратуры 70—80° С (в зависимости от времени года и обводненности).
Перед подачей нефти в отстойники в нее вводятся деэмульгатор
и подсоленная вода, сбрасываемая с электродегидраторов 5.
Для лучшего смешения подаваемой воды и деэмульгатора с нефтью
перед отстойниками предусматривается эмульсионный клапан, на
котором в процессе эксплуатации устанавливается определенный
перепад давления. Подогретая нефть, обработанная деэмульгатором
и водой, поступает, как указывалось, в отстойники, в которых отде-
ляется основное количество пластовой воды. Эта вода сбрасывается
через промежуточную емкость 9 в канализацию, а обезвоженная
нефть поступает в электродегидраторы (ток промышленной частоты)
конструкции Моснефтезавода. Перед электродегидраторами в нефть
вводятся подогретая пресная вода и деэмульгатор, интенсивно
перемешиваемые, как и перед ступенью обезвоживания, в эмуль-
сионных клапанах. В электродегидраторах нефть подвергается
интенсивному воздействию электрического поля, благодаря чему
образовавшаяся эмульсия расслаивается на нефть, отводимую сверху
и воду, которая собирается в нижней части дегидратора, а затем
через промежуточную емкость 7 насосами 8 подается в поток нефти
перед отстойниками. Часть отделившейся воды сбрасывается в кана-
лизацию.
Обессоленная нефть поступает в промежуточную емкость 6,
откуда забирается насосами 10 и подается через теплообменники 11
в стабилизационную колонну 12. В теплообменниках обессоленная
нефть за счет тепла отводимой стабильной нефти подогревается
до температуры, поддерживаемой в зоне питания стабилизационной
колонны, достаточной для обеспечения расчетной доли отгона.
Парогазовая смесь верхнего продукта и орошения сверху ко-
лонны 12 при температуре 80° С поступает в конденсаторы-холодиль-
ники 13 и охлаждается, при этом большая часть выпадает в кон-
денсат, отделяемый в бензосепараторах 14, куда также поступает
бензин, образовавшийся при компримировании газов концевой
ступени сепарации. Из бензосепараторов часть бензина насосами 15
подается на верх стабилизаторов в качестве орошения, а оставшаяся
часть как товарный продукт насосами 16 перекачивается через
узел защелачивания в емкость бензина. Узел защелачивания состоит
из смесителя бензина и щелочи 17 и отстойника 18.
Для поддержания внизу колонны температуры 260° С предусма-
тривается циркуляция части стабильной нефти насосами 19 через
печь 20. Стабильная нефть вторым потоком снизу колонны под оста-
точным давлением через теплообменники 11 поступает на прием
насосов 21. В теплообменниках стабильная нефть, отдавая свое
тепло обессоленной нефти, охлаждается до 137° С. .Затем через
группу сырьевых теплообменников, где охлаждается до 40—45° С,
поступает в резервуары товарной нефти.
41
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Одна из важнейших задач, стоящих перед нефтяниками, заклю-
чается в определении правильного направления использования
и подготовки нефтяных газов. Последнее невозможно решать в отрыве
от вопросов сбора, транспортирования и подготовки нефти. Любое
изменение параметров сбора нефти вызывает изменение физико-
химической характеристики, состава и энергетических возможностей '
нефтяных газов. Поэтому возможность и направление использова- (
ния газов, выбор схемы и места расположения газоперерабатыва- |
ющего завода, аппаратурное оформление, установление глубины
извлечения целевых компонентов во многом зависят от числа и гео- ;
лого-технической характеристики вовлеченных в разработку в дан- •
ном районе нефтяных месторождений, от распределения давления
по ступеням сепарации, системы сбора нефтей с различными физико-
химическими характеристиками (несмотря на одни и те же ресурсы
углеводородов) и многих других факторов, находящихся в прямой
зависимости от специфики нефтеносного района. Чтобы обеспечить
надежной сырьевой базой на многие годы объекты подготовки газов, *
необходимо проектирование и строительство их осуществлять в еди- :
ном технологическом комплексе с объектами сбора, внутрипромыс-
лового транспорта и подготовки пефти, предусматривая возможность:
утилизации нефтяных газов с начала эксплуатации месторождения. ;
Любая попытка раздельного решения этих двух важнейших
взаимосвязанных и зависящих друг от друга объектов приведет
к серьезным экономическим и технологическим ошибкам.
Нефтяные газы характеризуются высоким (от нескольких десят-
ков до 1200 г/м3) содержанием пропана, бутанов и более тяжелых
углеводородов. В зависимости от этого они могут быть искусственно
разделены на три категории: бедные, содержащие до 50 г/м3, средней
жирности — от 50 до 400 г/м3 и жирные •— свыше 400 г/м3. В неко-
торых газах содержатся сероводород, азот, углекислый газ и другие
компоненты. В связи с этим попутные газы не могут быть исполь-
зованы как топливо и химическое сырье без предварительной под-
готовки.
Перед подачей попутного газа потребителям или в качестве
сырья на объекты химической промышленности, его, кроме компри-
мирования, подвергают очистке от механических и вредных при-;
месей, осушке и выделению из него тяжелых углеводородных фрак-;
ций (отбензиниванию).
Очистка газа от сероводорода и углекислого газа
Сероводород, иногда входящий в состав добываемого нефтяного*
газа, очень ядовит даже в небольших количествах и нежелателен;
почти, как правило, при использовании газа, а в ряде случаев вовсе,
недопустим. При транспортировании газа на дальние расстояния:
сероводород в присутствии влаги вызывает активную коррозию»
42 '
металла газопроводов. В результате этого сокращается срок службы
газопроводов, металлической аппаратуры, счетчиков, газгольдеров
и пр. Сероводород образует в металлической аппаратуре пирофорные
соединения сернистого железа, которое, обладая высокой хими-
ческой активностыо^нередко самовозгораются и вызывают пожары.
Содержание сероводорода в газе, используемом для бытовых нужд,
не должно превышать 2 г на 1000 м3 газа (0,001%).
Сероводород оказывает неблагоприятное влияние на многие
технологические процессы переработки и использования газов.
Но даже в тех случаях, когда наличие сероводорода в газе не вызы-
вает заметных осложнений, например при сжигании его в топках
котлов, он дает продукт окисления — сернистый газ, который по-
степенно губит растительность, разрушает металлические части
строений, создает антисанитарные условия в окружающей среде.
Все это определяет необходимость специальной очистки нефтя-
ного газа от сероводорода. Будучи в ряде случаев вынужденной,
очистка газа от сероводорода может оказаться и экономически целе-
сообразной, особенно когда она завершается утилизацией кислых
газов с получением высококачественной элементарной серы, гипо-
сульфита или серной кислоты.
Известно достаточно много способов очистки газов от сероводо-
рода и СО2, каждый из которых обладает теми или иными достоин-
ствами и недостатками. Принципиально все способы могут быть
подразделены, в зависимости от агрегатного состояния поглотителя,
на две основные группы: сухая очистка газа и мокрая очистка газа.
По первому способу сероводород извлекают путем пропускания
газа через слои твердых поглотительных масс, по второму — путем
промывки газа различными поглотительными растворами.
Способы сухой очистки газа более эффективны. Они почти не-
заменимы, когда требуется практически полное извлечение серо-
водорода. Вместе с тем, они характеризуются периодичностью про-
цессов и громоздкостью аппаратурного оформления. Это увеличи-
вает трудоемкость производства, повышает капитальные вложения
и связано с необходимостью значительных производственных пло-
щадей. Способы мокрой очистки газа характеризуются непрерыв-
ностью процесса, большой производительностью и компактностью,
меньшими капитальными затратами и эксплуатационными расходами
и меньшей трудоемкостью работы обслуживающего персонала.
Однако качество очистки газа при этом ниже — извлечение серо-
водорода из газа в полной мере не всегда достигается.
Способы мокрой очистки в свою очередь можно разделить на
несколько видов:
1. Очистка газа без утилизации серы. Особенность этих процес-
сов заключается в регенерации отработанного раствора воздухом
низкого давления с выбросом в атмосферу разбавленного сероводо-
рода (содовый способ очистки газа и др.).
2. Очистка газа с получением элементарной серы. Объединяющим
признаком этих процессов является регенерация отработанного
раствора преимущественно воздухом повышенного давления и
43
непосредственное превращение поглощенного сероводорода в элемен-
тарную серу (мышьяково-содовый способ и др.).
3. Очистка с выделением концентрированного сероводорода.
В этом' случае регенерация отработанного раствора проводится его
нагревом, а выделившийся концентрированный сероводород допол-
нительно перерабатывается на элементарную серу или серную кис-
Рис. 12. Принципиальная технологическая схема
очистки газа от сероводорода этаноламиновым способом
1 — приемный сепаратор; 2 — абсорбер; з — скруббер; 4,
11 — промежуточные емкости; 5 — теплобменники; в — десор-
бер; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость флегмы;
9 — подогреватель; 10 — насос; is— холодильник. Линии:
1 — сырой газ; 11 — очищенный газ; 111 — насыщенный раствор;
IV — регенерированный раствор; V—кислые газы; VI—
флегма
лоту (фенолятный способ, этаноламиновый, алкацидный, вакуум-
поташный и др.).
Наиболее распространенный способ мокрой очистки газа от
сероводорода — этано ламиновый.
Принципиальная технологическая схема установки по очистке
нефтяного газа от сероводорода и углекислого газа растворами
этаноламинов представлена на рис. 12.
Поглощение из газов H2S и СО2 этаноламинами проводится
в абсорбере 2, для чего газ подается через приемные сепараторы 1
в нижнюю его часть. Поднимаясь вверх, газ вступает в контакт
с водным раствором этаноламина, который вводится вверху абсор-
бера и стекает вниз. Очищенный газ по выходе из абсорбера проходит
скруббер 5, который может быть установлен отдельно или встроен
в верхнюю часть абсорбера. Насыщенный раствор поглотителя из
44
абсорбера, пройдя теплообменную аппаратуру, направляется в де-
сорбер (отгонную колонну) 6.
Если очищенный газ находится в абсорбере под давлением,
достаточным для пропуска раствора через теплообменную аппаратуру
в отгонную колонну, как это показано на схеме, то раствор, пройдя
регулятор уровня, поступает сначала в теплообменник 5, в котором
нагревается за счет тепла регенерированного раствора, а затем
направляется в отгонную колонну 6. Если же давление в абсорбере
недостаточно, то для подачи насыщенного раствора в отгонную
колонну устанавливается насос. В отгонной колонне происходит
выделение из насыщенного раствора поглощенных в абсорбере
кислых газов под действием поднимающегося вторичного водяного
пара, образующегося в нижней части отгонной колонны при кипя-
чении раствора в кипятильнике 9, обогреваемом глухим паром.
Насыщенный раствор отводится в кипятильник с последней та-
релки, а кипящая смесь возвращается под эту тарелку. Пар при
этом проходит через тарелку, поднимаясь по колонне, а раствор
частично может вновь поступать в кипятильник вместе с раствором,
стекающим с тарелки, чем достигается многократная циркуляция
раствора через кипятильник.
Регенерированный раствор из десорбера поступает в теплообмен-
ник 5, где охлаждается, отдавая тепло насыщенному раствору, после
чего поступает в промежуточную емкость 11, откуда насосом 10
через холодильник 12 вновь подается в абсорбер.
На линии регенерированного раствора перед входом в абсорбер
устанавливается регулятор расхода.
Выходящая из десорбера парогазовая смесь проходит конденса-
тор-холодильник 7, где охлаждается водой. Образовавшийся кон-
денсат (флегма) отделяется от кислых газов в промежуточной ем-
кости 8, откуда кислые газы направляются для использования (или
для сжигания на свечу), а флегма насосом 10 возвращается на верх
отгонной колонны для орошения.
Иногда конденсаторы устанавливаются над отгонными колон-
нами. Давление в колонне поддерживается регулятором на линии
кислых газов. Если в газе содержатся механические примеси и работа
сепаратора 1, установленного перед абсорбером, недостаточно эффек-
тивна, то необходимо установить для раствора фильтр, действующий
непрерывно или периодически. Установка такого фильтра наиболее
целесообразна на линии насыщенного раствора.
При повышенных температурах регенерации наблюдается не-
которая коррозия в нижней части десорбера и в регенерированный
раствор поступают продукты коррозии; в этом случае регенериро-
ванный раствор следует пропускать через какую-либо емкость для
оседания этих примесей.
Для очистки газов, содержащих кроме H2S значительное коли-
чество СО2 или при необходимости одновременной очистки газов
от H2S и СО2, применяется двухступенчатая схема очистки.
45
Осушка газов
В нефтяных газах содержатся пары воды, количество которых
зависит от условий сепарации нефти и геолого-технической харак-
теристики нефтеносных горизонтов (температура, давление, состав
газа, условия контакта нефти с подстилающими ее водами). При
заданных давлении и температуре количество водяных паров не
может превысить определенной предельной величины. При измене-
нии одного из параметров (давления или температуры) изменяется
и влагосодержание газов. При понижении температуры излишнее
количество паров воды выпадает в виде капель, т. е. конденсируется.
Температура, при которой происходит конденсация паров, назы-
вается точкой росы.
Относительной влажностью газа называют отношение количества
водяных паров, фактически находящихся в газе при данных усло-
виях, к максимально возможному их количеству в газе при тех же
условиях. Относительная влажность характеризует степень насы-
щения газа водяным паром и выражается в процентах или долях
единицы. При атмосферном давлении она может быть выражена как
отношение парциального давления водяных паров в газе р,л к давле-
нию насыщенного водяного пара р при той же температуре, т. е.
(9)
где ф — относительная влажность газа; рл — парциальное давление
водяных паров в газе, мм рт. ст.; р — давление насыщенного водя-
ного пара, мм рт. ст.
Газ считается насыщенным водяными парами, если парциальное
давление находящихся в нем паров при данной температуре равно
давлению насыщенного водяного пара. Для насыщенного пара
Ф =1.
Абсолютной влажностью называется масса водяных паров, кото-
рая фактически находится в единице объема или единице массы
газа, и выражается обычно в г/м® газа или в г/кг газа.
Абсолютная влажность определяется по формуле
W = A^-, (10)
где рп — давление насыщенного водяного пара; р — абсолютное
давление газа; А — коэффициент, учитывающий сжимаемость газа
в зависимости от давления (табл. 1).
При оценке влагосодержания сжатых газов нельзя пользоваться
обычными табличными данными, характеризующими их влаго-
содержание при низких давлениях, так как фактическое содержание
водяных паров в них выше.
Влагосодержание газа, кроме температуры и давления, зависит
от состава газа, причем чем тяжелее газ, тем отклонение его от зако-
нов идеального газа больше, а следовательно, больше и влагосо-
держание.
46
Таблица 1
Значения коэффициента А
при различных давлениях
Давление, кгс/см8 А Давление, кгс/см3 А
10 1,1 60 1,6
20 1,2 70 1,7
30 1,3 80 1,8
40 1,4 90 1,9
50 1,5 100 и выше 2,0
Влагосодержание при высоких давлениях часто подсчитывают
на основе экспериментальных данных. Следует иметь в виду, что
в присутствии сероводорода и углекислого газа влагосодержание
нефтяных газов увеличивается, а в присутствии азота и солей —
уменьшается. В расчетной практике влагосодержание газов можно
определять по графикам, составленным, как правило, для природных
газов, имеющих значительно меньшую, чем у попутных нефтяных
газов, плотность. Поэтому после определения по графику влаго-
содержания вводят поправки на плотность (Kt) и содержание солей
(ТГ2). При этом искомая величина влагосодержания
W = W^K±K2, (И)
где Woe — влагосодержание по графику для газа относительной
плотностью по воздуху 0,6.
Влагосодержание газов (в г/м3) при нормальных условиях опре-
деляется по формуле
ру__ Дс. Г фРп ,
~ Яп Р — фДп
(12)
где Rc г — газовая постоянная сухого газа, кгс-м/(кг • К); Rc г =
= RIMr; R — универсальная газовая постоянная, 848 кгс-м/(кг X
X К); Мт — относительная молекулярная масса газа; R„ — газо-
вая постоянная водяного пара, 47,06 кгс-м/(кг-К); рп — давление
насыщенных водяных паров при данной температуре, мм рт. ст.;
р — общее давление влажного газа, мм рт. ст.; <р — относительная
влажность газа.
По формуле (12) при известном влагосодержании можно опре-
делять рп — парциальное давление водяных паров, по которому
определяется температура точки росы.
От правильного определения влагосодержания исходного газа
зависит эффективность принятой технологии его осушки, что имеет
принципиальное значение для осуществления последующих про-
цессов отбензинивания, транспортирования и утилизации газа. При
переработке, транспортировании и использовании газов наличие
паров воды в них является причиной следующих эксплуатационных
затруднений.
47
1. Образование конденсата водяных паров в газопроводах. Газ,
поступающий в газопровод, имеет обычно более высокую темпера-
туру» чем та, которую он принимает в газопроводе. Избыточное
количество влаги при этом выпадает в виде жидкости; для ее удале-
ния требуется устанавливать в пониженных точках трассы конден-
сатосборники и периодически удалять из них воду. Это удорожает
сооружение газопровода и осложняет его эксплуатацию.
2. Образование ледяных пробок. При наличии воды в газе имеется
опасность замерзания ее в зимний период, если, например, газо-
провод проложен по поверхности или в зоне промерзания
грунта.
3. Образование кристаллогидратов. При повышенных давлениях
и пониженных температурах в газопроводах и при наличии в них
воды могут образоваться кристаллогидраты, приводящие к заку-
порке газопроводов.
С образованием кристаллогидратных и ледяных пробок увели-
чиваются эксплуатационные затраты и нарушаются нормальные
условия эксплуатации газопровода.
4. Наличие влаги в газах исключает возможность применения
новейших технологических приемов при отбензинивании их, осно-
ванном на низкотемпературных процессах, при которых создаются
условия для образования кристаллогидратов.
Кристаллогидраты — это соединения углеводородов с водой,
образующиеся при определенных давлениях и температурах. При
этом обязательным условием является наличие воды в жидкой фазе
или полная насыщенность газа влагой. Исследованиями и расчетами
установлено, что метан с водой образует гидрат метана СН4-7Н2О;
соответственно и другие углеводороды образуют: этан — С2Н6 X
X 8Н2О; пропан — С3Н8-18Н2О и т. д., а также углекислый газ
СО2-7Н2О. По имеющимся экспериментальным данным, углеводо-
роды пентан и выше гидратов не образуют. Главной особенностью
процесса гидратообразования является то, что гидраты образуются
при температурах, значительно превышающих температуру образо-
вания льда. Каждому гидрату соответствует свой температурный
интервал: так, метану — от 0 до 22° С; этану — от 0 до 14,5° С;
пропану — от 0 до 5,5° С; изобутану — от 0 до 2,5° С и м-бутану
от 0 до 1° С. В этих пределах температур гидраты напоминают лед
или плотный снег.
В инженерной практике возникает необходимость определять
возможные условия гидратообразования в системе аппаратура —
газопроводы. При этом часто пользуются имеющимися графиками
зависимости давления гидратообразования от характеристик угле-
водородного газа, но более точные расчеты могут быть сделаны при
использовании графиков констант равновесия газ — гидрат. Если
сумма отношений ^у!К (где у—мольная доля компонента, образу-
ющего гидрат, К — константа равновесия газ — гидрат при задан-
ных р и t) для каждого компонента смеси газов равна 1, то выбранные
давление и температура соответствуют условиям возможного обра-
зования кристаллогидратов.
48
Образовавшиеся гидраты при атмосферном давлении разлагаются
при низких температурах. Существование кристаллогидрата обеспе-
чивается превышением парциального давления водяных паров над
давлением его паров. При снижении парциального давления паров
воды ниже давления паров гидрата образование последнего исклю-
чается. Разложения гидратов можно достигнуть введением в систему
спиртов или других реагентов — ингибиторов гидратообразования
(аммиак, метанол, этиловый спирт, хлористый кальций, нормальный
пропиловый спирт, ацетон).
При использовании неосушенного газа наблюдается также кор-
розия металла аппаратуры, труб и приборов. Интенсивность кор-
розии под действием сероводорода, углекислого газа, кислорода
резко возрастает при наличии воды в жидкой фазе; повышенное
давление и температура ускоряют эти процессы.
Дополнительными, хотя и менее существенными факторами,
подтверждающими необходимость и целесообразность осушки, яв-
ляются :
а) увеличение теплоты сгорания газа;
б) снижение расхода энергии на перекачку осушенного газа;
в) повышение производительности газопровода.
В настоящее время все разработанные в промышленных масшта-
бах освоенные и совершенствуемые технологические процессы
осушки газов могут быть разделены на физические и физико-хими-
ческие. К физическим относятся искусственное охлаждение газов,
компримирование их, а также сочетание компримирования с охла-
ждением.
Метод охлаждения. Искусственным охлаждением газа до опреде-
ленной низкой температуры можно достичь желаемой степени его
осушки. Этот метод не применяется специально для осушки, но
используется во всех случаях, когда газ в процессе его производства,
хранения или транспортирования по газопроводам должен искус-
ственно охлаждаться. Любое охлаждение газа, насыщенного водя-
ными парами, приводит к уменьшению содержания в нем водяных
паров до того предела, который соответствует достигнутой темпе-
ратуре охлаждения; избыточное количество влаги выделяется при
этом в виде конденсата.
Метод компрессии. Этот метод специально для осушки применять
нерентабельно, но при осуществлении компримирования газа с целью,
например, его транспортирования одновременно достигается и его
частичная осушка.
Физико-химические методы основаны на поглощении влаги из
газа различными сорбентами.
Аналогично способам очистки газов от вредных примесей они
Делятся на адсорбционные (поглощение влаги твердыми поглотите-
лями — силикагелем, бокситом и др.) и абсорбционные (осушка
жидкими поглотителями — хлористым кальцием, диэтиленгликолем
и_ др.), сущность которых была показана выше.
Заказ 1495
49
Отбензинивание газов
В настоящее время из углеводородных газов можно получать
огромный ассортимент (порядка нескольких тысяч) химических
соединений. Процессы отбензинивания являются первой ступенью
переработки нефтяных газов. Они возникли давно, когда отделяемые
от нефти газы стали транспортировать по трубопроводам на дальние
расстояния и было установлено, что наличие в них тяжелых угле-
водородов является препятствием этому.
В настоящее время известны довольно разнообразные методы
извлечения тяжелых углеводородов из нефтяных газов, основными
из которых являются: компримирование, адсорбция, абсорбция,
низкотемпературная конденсация и ректификация. Каждый из
указанных методов обладает определенными достоинствами и не-
достатками, что не позволяет использовать их по отдельности. В про-
мышленности их применяют лишь в различных сочетаниях одного
с другим.
Компрессионный метод, В основу метода положено явление выпа-
дения конденсата из газа при повышении давления и последующем
его охлаждении. Это объясняется повышением парциальных давле-
ний тяжелых углеводородов до предела, соответствующего значению
давления их паров в состоянии насыщения, при котором начинается
переход из паровой фазы в жидкую.
Отделение сконденсированной части углеводородов от газа проис-
ходит в условиях равновесия фаз, когда парциальные давления
любого компонента в газовой и жидкой фазах, согласно закону
Рауля — Дальтона, равны.
Распределение каждого компонента между фазами предопреде-
ляется константой фазового равновесия К.
Процесс компрессии технологически весьма прост и рассчиты-
вается как однократная конденсация по уравнению концентрации
хо
х~ К (К i) L ИПИ К- К)1. '
(13)
где х — концентрация (или х’ — мольная доля) любого компонента
в жидкой фазе; х0 — концентрация (или х’о — мольная доля) любого
компонента в исходном сырье; К — константа равновесия; L —
мольная доля компонента, перешедшего в жидкую фазу.
Процессы компрессионного отбензинивания основаны на повы-
шении давления исходного газа в одну или несколько ступеней
с промежуточным охлаждением его и отделением сконденсировав-
шихся компонентов. Конечным продуктом при компримировании
является конденсат (газовый бензин), содержащий большое коли-
чество низкомолекулярных углеводородов газа и имеющий высокое
давление паров. В то же время в отбензиненном газе остается много
тяжелых (высокомолекулярных) углеводородов, которые должны
быть переведены в газовый бензин.
Процесс однократной и двукратной конденсации, каким является
одно- и двухступенчатая компрессия, не может таким образом обес-
печить необходимой глубины извлечения углеводородов. Поэтому
самостоятельно этот метод применяется редко (для очень жирных
газов).
Адсорбционный метод. Адсорбция является одним из эффектив-
ных методов отбензинивания природных и относительно «тощих»
нефтяных попутных газов. Процесс адсорбции основан на способ-
ности пористых веществ (адсорбентов) избирательно поглощать
тяжелые углеводороды. Поглощение углеводорода поверхностью
объясняется наличием сил притяжения между молекулами адсор-
бента и молекулами адсорбируемого углеводорода, причем молекулы
адсорбента, находящиеся внутри его объема, не участвуют в про-
цессе, так как там силы притяжения между ними уравновешиваются.
Сорбционные методы представляют довольно сложный комплекс
физико-химических процессов, таких, как адсорбция, абсорбция,
капиллярная конденсация, хемосорбция. При физических процессах
связь между молекулами поглощаемых углеводородов и адсорбента
менее прочна, чем при хемосорбции. Физические процессы экзо-
термичны.
Теплота адсорбции некоторых углеводородов приведена ниже.
кал/моль кал/кг
' Двуокись углерода ............ 7 500 170
Метан ......................... 5 500 343
Пропан, бутан ................. 8 000 170
Пентан и выше ................. 12 000 150
Эффективность процесса адсорбции зависит от адсорбируемости
Входящих в состав газа компонентов. Адсорбируемость компонентов
Вависит от их природы, а также от природы адсорбента, величины
его поверхности, размеров пор и др. Установлено, что адсорбиру-
емость углеводородов возрастает по мере повышения их относитель-
ной молекулярной массы и зависит от структуры их молекул. Сер-
нистые соединения и ароматические углеводороды, обладают более
высокой адсорбируемостью, чем парафиновые и нафтеновые. Суще-
ственное влияние на процесс адсорбции оказывают давление и тем-
пература. С понижением температуры адсорбционная способность
Единицы объема адсорбента увеличивается с изменением характера
поглощения, так как при этом процесс адсорбции дополняется про-
цессом капиллярной конденсации. Этот процесс протекает при зна-
чительном отклонении констант от нормальных, осложняя общую
^Картину поглощения (особенно это заметно при адсорбции «жирных»
Щефтяных газов). Повышение температуры резко уменьшает актив-
ность сорбента.
4 Процессы адсорбции значительно усложняются с увеличением
.Йисла компонентов, входящих в отбензиниваемую газовую смесь,
Йак как каждый компонент из смеси адсорбируется заметно медлен-
нее, чем в чистом виде. Лучите адсорбирующиеся тяжелые угле-
водороды в процессе адсорбции вытесняют из пор адсорбента более
Легкие. Эта особенность позволяет при длительных периодах погло-
щения получать более стабильные жидкие фракции.
4*
51
50
В качестве адсорбентов при отбензинивании нефтяных газов
применяются мелко- и крупнопористые силикагели, активированная
окись алюминия, активированные угли и др.
Одним из важных показателей, характеризующих процессы
адсорбции и определяющих размеры аппаратуры, является скорость
адсорбции. Эта скорость процесса слагается из скорости подвода
газа к внешней поверхности частиц адсорбента — внешняя диффу-
зия; скорости перемещения газа внутри частиц по порам адсорбента—
внутренняя диффузия; скорости собственно адсорбции. Последняя
практически происходит немедленно, поэтому не лимитирует скорость
процесса в целом. Скорость внешней диффузии зависит от гидро-
динамического режима, диаметра частиц адсорбента, температуры,
коэффициента диффузии, вязкости и плотности среды. Скорость
внутренней диффузии, происходящей как в объеме пор, так и на их
поверхности, зависит от диаметра пор, размеров адсорбированных
молекул, температуры и других факторов.
Процесс адсорбции прекращается после заполнения активной
части поверхности адсорбента молекулами адсорбируемого угле-
водорода. Дальнейшее поступление исходного газа приводит к тому,
что молекулы, отличающиеся более высокой адсорбируемостью,
начинают частично вытеснять молекулы углеводородов с меньшей
адсорбируемостью. В результате устанавливается равновесие между
адсорбированной и неадсорбированной средами. Разделение газа
в слое адсорбента будет завершено, когда в потоке, выходящем
из адсорбера, появятся компоненты, подлежащие извлечению, т. е.
когда поверхность адсорбента заполнится извлекаемыми компонен-
тами и будут наблюдаться их «проскоки».
Процесс десорбции (регенерации) адсорбента осуществляется
одним из следующих способов: вытеснением с поверхности адсор-
бента поглощенных компонентов веществами с более высокой адсор-
бируемостью; после удаления углеводорода с поверхности адсорбента
последний высушивается и охлаждается до температуры процесса;
испарением адсорбированных углеводородов при нагреве адсорбен-
тов или понижении общего или парциального давления в системе;
окислительной регенерацией и др. в зависимости от конкретных
условий, свойств разделяемой смеси и назначения процесса.
Десорбция облегчается с повышением температуры и понижением
давления в системе. Экономическая целесообразность адсорбции
во многом зависит от завершающего процесса десорбции, являюще-
гося наиболее дорогим по эксплуатационным расходам (тепло, расход
водяного пара или газа, энергия на подачу воздуха, воды и др.).
Адсорбционные установки могут быть периодического и непрерыв-
ного действия. Установки первого типа громоздки; низкая произ-
водительность, цикличность работы, большие эксплуатационные
расходы весьма ограничивают их применение. Кроме того, бензины,
получаемые адсорбционным способом, содержат большое количество
легких, а в газе, наоборот, остаются тяжелые углеводороды.
За последние годы разработаны установки для разделения смеси
газов, оснащенные адсорберами непрерывного действия с движу-
52
щимся сплошным слоем. Эти установки компактны, обеспечивают
возможность максимальной автоматизации, более полное извлечение
целевых компонентов и относительную чистоту продукции. Недо-
статки их: большой расход угля вследствие потерь его, применение
дорогостоящих теплоносителей для десорбции, большая требуемая
поверхность теплообмена (вследствие малых коэффициентов тепло-
передачи) и др. Данный способ находит ограниченное применение.
Абсорбционный метод. Рассматриваемый метод получил наиболь-
шее распространение в практике отбензинивания газов. Сущностью
процесса абсорбции является способность жидких углеводородов
растворять в себе (поглощать) отдельные компоненты газовых смесей.
Процесс абсорбции может происходить лишь в том случае, когда
парциальное давление извлекаемого компонента в газовой смеси
выше, чем в жидкости (абсорбенте), вступающей в контакт с газом,
т. е. для протекания процесса должно быть исключено состояние
равновесия жидкости и газа.
Разность парциального давления извлекаемых компонентов в газе
и жидкости и является той движущей силой, благодаря которой
происходит процесс абсорбции. Чем больше величина этой силы, тем
интенсивнее целевой компонент переходит из газовой в жидкую
фазу. Если эта движущая сила становится равной нулю, т. е. на-
ступает состояние равновесия, процесс поглощения прекращается.
Если парциальное давление заданного компонента в жидкости
больше, чем в газе, наблюдается обратный процесс перехода компо-
нента из жидкой фазы в газовую. Этот процесс называется десорб-
цией.
По известной в настоящее время пленочной теории диффузии,
массообмен между двумя фазами базируется на следующих допу-
щениях: фазы на границе соприкосновения находятся в равновесии,
а на границе раздела фаз имеются неподвижные слои, через которые
происходит диффузия абсорбируемого вещества из одной фазы в дру-
гую. Очевидно, что количество поглощенных компонентов при аб-
сорбции или выделенных при обратном процессе (десорбции) прямо
пропорционально поверхности контакта жидкой и газовой фаз,
движущей силе абсорбции, продолжительности контакта и коэф-
фициенту, зависящему от свойств системы и гидродинамического
режима процесса.
Процесс абсорбции осуществляется в специальной колонне (аб-
сорбере), в которой при контакте восходящего потока газа и стека-
ющей жидкости достигается заданная степень поглощения тяжелых
углеводородов. Поступающий в колонну сырой газ встречается
с почти насыщенной жидкостью (абсорбентом), но по мере движения
снизу вверх он встречает жидкость все с меньшей и меньшей кон-
центрацией извлекаемых компонентов. На самом верху колонны газ
контактирует со свежим абсорбентом.
На абсорбционных установках осуществляются два основных
технологических процесса: абсорбция и десорбция (отпарка погло-
щенных углеводородных фракций). Стремление более глубоко из-
влечь целевые компоненты привело к повышению давления и
53
понижению температуры газа и абсорбента. Это приводит к увеличе-
нию содержания в насыщенном абсорбенте метана и этапа, ухудша-
ющих условия десорбции и конденсации продуктов отпарки. Для уда-
ления нежелательных метана и этана в схему установок включают
абсорбционно-отпарные колонны (АОК), в которых осуществляется
предварительная стабилизация насыщенного абсорбента. В этих
колоннах в нижней (отпарной) части отпаривают метан, этан и ча-
стично более тяжелые углеводороды (пропан и бутаны), в верхней
части, куда подается абсорбент, из отпаренных газов поглощаются
пропан и все более тяжелые углеводороды. Для улучшения условий
процесса в абсорбере рекомендуется предварительно абсорбент перед
подачей в абсорбер насыщать легкими фракциями, препятствующими
затем извлечению их в абсорбере из сырого газа. Глубина извлечения
метана и этана из насыщенного абсорбента в этих колоннах достигает
соответственно 100 и 95%.
Стабилизация абсорбента в АОК позволяет полностью в десорбере
сконденсировать все углеводороды от пропана и выше. В результате
отпадает необходимость в рекомпрессии, а на газофракционирующих
установках — в этановых колоннах.
Десорбер состоит из двух основных частей: отпарной (ниже ввода
абсорбента) и ректификационной (выше ввода абсорбента). На аб-
сорбционной установке, таким образом, протекает целый комплекс
сложных процессов, заканчивающихся простым процессом одно-
кратной конденсации, при котором и образуется абсорбционный
нестабильный бензин. Сложность технологии является основным
недостатком этого метода.
Чтобы извлечь с большей глубиной целевые компоненты из
исходного сырого газа, прибегают к различным мероприятиям,
изменяющим параметры технологического процесса адсорбции, и
в частности к понижению температуры абсорбента и газа перед
абсорбером с помощью специальных хладоагентов, повышению да-
вления абсорбции, осуществлению промежуточного охлаждения
по высоте абсорбера, проведению дополнительной абсорбции (ре-
абсорбции) и т. д.
Понижение температуры абсорбента и теплосъем в колонне сни-
жают температуру абсорбции, и, следовательно, давление паров
поглощаемых углеводородов, способствуя их переходу в жидкость.
Это обеспечивает требуемую степень извлечения из газа целевого
компонента. Установлено, что снижение температуры на 0,5° С
увеличивает абсорбционный фактор на 2%. Повышение давления
абсорбции также увеличивает эффективность извлечения и в сочета-
нии с необходимым количеством и качеством абсорбента может
обеспечить требуемую степень извлечения. Это мероприятие осо-
бенно целесообразно, когда оно вызвано требованиями внешнего
транспортирования газа.
Большое значение в процессе абсорбции имеет количество и ка-
чество абсорбента. Наряду с положительным влиянием на увеличение
степени извлечения углеводородов роста количества циркулиру-
ющего абсорбента, этот фактор сказывается отрицательно на эконо-
54
мических показателях установок. Качество абсорбента имеет реша-
ющее значение для процесса абсорбции.
Из уравнения
. _ 22,4?р
А КМ ’
где q — количество свежего абсорбента; р — его плотность; М —
относительная молекулярная масса абсорбента; К — коэффициент
извлечения, следует, что с уменьшением относительной молекуляр-
ной массы абсорбционный фактор А возрастает, плотности же
абсорбента прямо пропорционально извлечение. Таким образом,
на эффективность абсорбции влияет отношение плотности абсорбента
к его относительной молекулярной массе.
С ростом отношения плотности к молекулярной массе возрастает
эффективность выбранного абсорбента.
Кроме того, абсорбенты должны отвечать следующим основным
требованиям: иметь низкую среднюю температуру кипения, темпе-
ратурный интервал разгонки их должен быть в пределах 50—60° С,
но не более 100° С; температура начала кипения должна быть по
возможности низкой, но не ниже 200° С; плотность по возможности
находиться в пределах 0,82—0,84. Абсорбент должен быть свободным
от органических кислот, сернистых соединений, смол и каких-либо
осаждающихся примесей, быть стойким против образования эмуль-
сий, иметь низкую температуру застывания и помутнения. Содержа-
ние ненасыщенных углеводородов в нем должно быть минимальным,
так как они нестабильны против нагрева и воздействия воздуха
(в этом отношении подходящими являются парафиновые и нафтеновые
углеводороды, наиболее устойчивые против окисления и нагрева).
На рис. 13 приводится одна из возможных технологических схем
абсорбционной установки. Газ из скважины, пройдя соответству-
ющую очистку от механических примесей, капель нефти, комприми-
рование и очистку от вредных компонентов (если они имеются),
поступает в нижнюю часть абсорбера 1 отбензинивающей установки.
На верх абсорбера подается абсорбент, который по мере движения
вниз вступает в контакт с восходящим потоком газа, абсорбируя
содержащиеся в нем тяжелые углеводороды. Отбензиненный газ
сверху абсорбера через скрубберные насадки или специальные
аппараты для улавливания уносимого абсорбента отводится с уста-
новки. На этом заканчивается процесс отбензинивания газа, если
нет необходимости в регенерации его холода.
Регенерация абсорбента проводится следующим образом. Насы-
щенный абсорбент снизу колонны 1 под остаточным давлением через
теплообменник 2 поступает в абсорбционно-отпарную колонну 3.
В теплообменниках 2 за счет тепла регенерированного (тощего)
абсорбента он подогревается, и в колонну поступает уже газожидко-
стная смесь. Газ поднимается в абсорбционную часть, а жидкость,
пройдя отпарную часть, где из нее выделяются метан и этан, посту-
пает через кипятильник 4 и теплообменники 5 в десорбер 6. Для
более полного извлечения из абсорбента метана и этана внизу
55
отпарной колонны поддерживается определенная температура с по-
мощью кипятильника 4. При этом вместе с метаном и этаном вы-
деляются и более тяжелые целевые углеводороды, поступающие
в абсорбционную часть АОК 3 для улавливания их. Для этого в верх-
нюю часть колонны подается свежий абсорбент. Температура аб-
сорбции поддерживается в определенном интервале при помощи
промежуточного охлаждения потока в холодильнике 20.
В десорбере за счет подогрева и снижения давления из деметани-
зированного насыщенного абсорбента выделяется широкая угле-
водородная фракция и конденсируется в воздушных охладителях 14
Рис. 13. Принципиальная технологическая схема абсорбционной установки
1 — абсорбер; 2,5 — теплообменники; з — абсорбционно-отпарная колонна; 4 — кипягиль”
ник; в — десорбер; 7, 11, 17 — емкость; 8, 12, 18, 19 — насосы; 9 — печь; 10, 14 — воздуш-
ные охладители; 13, 15, 20 — испарители; 16 — сепаратор. Линии: I — сырой газ; II —
отбензиненный газ; III — этановая фракция; IV — тощий абсорбент; V — насыщенный
абсорбент; VI — широкая фракция (С3 + высшие)
и испарителях 15. Часть конденсата насосом 18 подается на орошение
верха десорбера для поддержания определенной температуры.
Остальная часть отводится с установки для последующей пере-
работки на газофракционирующих блоках.
Для поддержания температуры внизу десорбера, обеспечивающей
необходимую степень восстановления поглотительной способности
абсорбента, предусматривается подогрев его в печи 9. Подогретый
тощий абсорбент из емкости 7 под остаточным давлением последова-
тельно проходит кипятильник 4 (где является теплоносителем),
воздушные охладители 10, теплообменники 2 и поступает в ем-
кость 11, откуда насосом 12 через испарители 13 подается вновь
в абсорбер и абсорбционно-отпарную колонну.
56
Подбором соответствующих давлений и температур на установках
этого типа можно получить газ, качество которого по содержанию
пропана и более тяжелых углеводородов находится на уровне между-
народных стандартов. Однако в каждом отдельном случае, в зави-
симости от конкретных условий, вопрос о применении данного
процесса рассматривается в сопоставлении с другими способами
отбензинивания.
Метод низкотемпературной ректификации. Разделение газовых
смесей ректификацией за последнее время начинает успешно вне-
дряться как один из наиболее эффективных методов отбензинивания.
Он основан на том, что скомпримированный газ и выделившийся
при этом конденсат подаются в ректификационную колонну, где
подвергаются разделению в процессе непрерывного фазового обмена
между охлажденными жидкими углеводородами, стекающими сверху
вниз, и газом, поднимающимся вверх. Сухой отбензиненный газ
отводится сверху колонны, а снизу отбирается жидкость, обогащен-
ная тяжелокипящими целевыми компонентами (нестабильный
бензин).
Преимуществом этого метода по сравнению с другими является
возможность более четкого и глубокого извлечения из газов целевых
углеводородов. Достигается это при сравнительно невысоком давле-
нии в колонне применением умеренного холода. Эффективность
метода определяется следующими основными факторами: давлением
поступающего в колонну газа и соответствующей температурой
охлаждения паров, выходящих из колонны; четкостью ректификации
по заданной степени извлечения целевых углеводородов из газа;
температурой поступающих в колонну газа и конденсата и др.
Сущность процесса ректификации и методика технологического
расчета его рассмотрены ниже.
Принципиальная технологическая схема основного технологи-
ческого узла ректификации представлена на рис. 14. Газ, предвари-
тельно сжатый и осушенный, пройдя теплообменники 7, поступает
в зону питания ректификационной колонны 2. В теплообменниках
за счет остаточного холода отбензиненного газа сырой газ охла-
ждается, частично конденсируясь. Образовавшийся при этом кон-
денсат вместе с газом поступает в колонну, куда вводится и конден-
сат, образовавшийся при компримировании. В отдельных случаях,
когда при компримировании выделяется значительное количество
конденсата, оказывается целесообразным подача его в специальную
деэтанизационную колонну (двухколонный вариант установки). От-
бензиненный газ вместе с парами орошения сверху колонны про-
ходит испарители 3 (аммиачные или пропановые), охлаждается
до полной конденсации орошения, которое отделяется в сборнике 4.
Отбензиненный газ после теплообменников 1 поступает в трубопро-
вод для подачи потребителю. Орошение забирается насосом 5 и по-
дается на верх колонны для поддержания заданной температуры.
Нестабильный бензин снизу колонны через подогреватель 6 посту-
пает на дальнейшее фракционирование. Температура низа колонны
поддерживается подачей из подогревателя парообразной фазы,
57
обеспечивающей отпарку сконденсировавшихся легких углеводо-
родов.
Метод низкотемпературной конденсации. Отбензинивание газов
низкотемпературной конденсацией основано на применении низких
температур для переохлаждения газовой смеси, находящейся под
высоким давлением. Этот метод считается наиболее эффективным
и экономичным при отбензинивании жирных газов. Так как в полу-
ченном при охлаждении конденсате содержится большое количество
легких углеводородов, а последние являются помехой при хранении,
транспортировании и переработке, то на установке рассматриваемого
типа должно быть предусмотрено их отделение.
Рис. 14. Принципиальная схе-
ма установки низкотемпера-
турной ректификации.
2 — теплообменник; 2 — колонна;
3 — испаритель; 4 — сборник оро-
шения; 5 — насос; 6 — подогре-
ватель
Таким образом, разделение газовой смеси с применением низких |
температур состоит из двух основных процессов: конденсации под-
лежащих выделению компонентов газовой смеси и ректификации
полученного конденсата с целью выделения метано-этановых фрак- j
ций. Для предотвращения гидратообразования в охлаждаемых 4
потоках перед проведением конденсации газ предварительно должен
быть осушен. Технологические расчеты процесса низкотемпературной
конденсации сводятся к определению количества конденсата при
соответствующем понижении температуры и повышении давления
и его ректификации.
Принципиальная схема процесса низкотемпературной конденса-;
ции представлена на рис. 15. i
Сжатый и охлажденный до 30° С нефтяной газ поступает через j
теплообменник 1 (газ — бензин) в колонну осушки 2. Осушенный
и охлажденный газ последовательно проходит газовые холодиль-4
ники 3 и испарители 4 и охлаждается до умеренных отрицательных 4
температур, обеспечивающих заданную степень извлечения целевого'
компонента. Образовавшийся при этом конденсат отделяется в ем-)
кости-сепараторе 5, а газ, отдав свой холод, выдается с установки.!
Выделившийся конденсат, содержащий большое количество метано-i
58
этановых фракций, насосом 6 через теплообменники 1 и 7 подается
в деэтанизатор, верхним продуктом которого является этановая
фракция, нижним — нестабильный деэтанизированный бензин.
Этановая фракция с парами орошения сверху колонны поступает
в испаритель 10, охлаждается до температуры конденсации паров
орошения, а затем из емкости-сепаратора 11 через теплообменник 13
отводится с установки. В теплообменнике 13 остаточным холодом
этановой фракции охлаждается диэтиленгликоль, поступающий в аб-
сорберы установки осушки газа. Отделившаяся фракция из емкости-
сепаратора 11 насосом 12 возвращается вверх колонны в качестве
орошения для поддержания заданной температуры. Деэтанизиро-
Рис. 15. Принципиальная технологическая схема установки
низкотемпературной конденсации.
1, з, 7, 13 — теплообменники; 2 — установка по осушке; 4, 10 —
испарители; 5 11, — емкости-сепараторы; в, 12 — насосы; 8 — деэта-
низатор; S — кипятильник. I — сырой газ; II — отбензиненный газ;
III — нестабильный бензин; IV — диэтиленгликоль; V — этановая
фракция
ванный бензин снизу колонны, где с помощью кипятильника 9 под-
держивается необходимая температура, под остаточным давлением
через теплообменник 7 отводится с установки на фракционирование.
РАЗРАБОТКА СОВРЕМЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
В соответствии с назначением газоперерабатывающих заводов,
в состав их обычно входят: установки по очистке газа от пыли, влаги
и капель нефти, компрессорные станции, установки по очистке от
вредных примесей, осушке, отбензиниванию, холодильные и уста-
новки по извлечению редких компонентов, Нередко схемой заводов
предусматриваются газофракционирующие (или деэтанизационные)
установки, наливные эстакады, насосные станции, склады готовой
продукции, объекты оборотных систем водоснабжения и др.
Основой проектирования и строительства любого газоперераба-
тывающего завода являются технико-экономические расчеты. Эти
59
расчеты, с учетом специфики района, физико-химических свойств
исходного газа, поставленных задач, направления использования
продукции завода, определяют такие факторы, как капитальные
вложения, эксплуатационные расходы, себестоимость продукции
и окупаемость затрат. Однако основными из них, определяющими
рентабельность завода (или установки), при прочих равных техни-
ческих показателях, следует считать капитальные вложения и про-
цент их возврата (часть капитальных вложений, предназначенных
для заработной платы, или показатель, определяющий возврат
капитальных вложений по годам эксплуатации, эквивалентный
чистой прибыли, реализованной после погашения всех расходов,
эксплуатационные расходы, себестоимость и окупаемость (число лет,
требующееся для погашения всех расходов, после чего предприятие
должно получать чистую прибыль). Эти показатели во многом зависят
от принятой технологической схемы, ее гибкости, возможности
наращивания мощности и изменения глубины извлечения целевых
компонентов (этана и пропана).
Современные газоперерабатывающие заводы проектируются на
глубину извлечения из газов пропана до 80—95%, а иногда и этана, <
при полном извлечении более тяжелых углеводородов, что в свою]
очередь зависит от содержания их в исходном газе. Известно, что |
отбензинивающие установки и другие объекты подготовки нефти, (
газа и воды сложны и для строительства и в обычных условиях]
требуется выполнение большого объема строительно-монтажных’
работ, наличие мощных баз стройиндустрии, высококвалифициро-
ванных кадров строителей и монтажников, а также четко налаженной
службы комплектации и снабжения.
Специфическими же особенностями нефтедобывающих районов:
являются: оторванность их от базовых строительно-монтажных
организаций, трудности комплектации оборудованием, аппаратурой
и средствами КИП, необходимость быстрого ввода в эксплуатацию
объектов сбора нефти и газа. Все это обусловливает отставание
сроков ввода объектов газопереработки как наиболее капитало-
емких. В последнее время освоение новых нефтяных районов с боль-
шими потенциальными запасами и уровнями возможной добычи
нефти предопределило техническую и экономическую необходимость
создания крупных технологических комплексов. В связи с этим
имеющиеся разработки и конструкции оборудования и аппаратуры
уже не могут удовлетворить условиям сокращения числа аппаратов
и машин с сокращением объемов капитальных вложений и улучшения
эксплуатационных условий. Перед разработчиками и конструкторами
встал вопрос о максимальном совмещении технологических про-<
цессов в меньшем числе аппаратов при увеличении их единичной
мощности. При этом основными направлениями можно считать:’
1) совмещение процессов сепарации и отделения пластовых вод
при использовании этих аппаратов также в качестве делителей:
потока;
2) совмещение процессов подогрева, обезвоживания, обессолива-
ния и концевых ступеней сепарации нефтей;
3) совмещение процессов подготовки воды и нефти;
4) совмещение процессов подогрева, обезвоживания, обессолива-
ния и стабилизации нефтей;
5) совмещение процессов стабилизации нефтей с подготовкой
попутных нефтяных газов;
6) совмещение процессов отбензинивания с осушкой нефтяных
газов и другие возможные варианты.
В настоящее время созданы комбинированные блок-аппараты,
осуществляющие такие процессы промысловой подготовки нефти,
как сепарация, подогрев, обезвоживание, а в ряде случаев (если это
требуется) и обессоливание с отстоем. По своему конструктивному
оформлению эти комбинированные аппараты решены в двух вариан-
тах: вертикальными и горизонтальными. При этом каждый из ва-
риантов обязательно предусматривает осуществление предваритель-
ной сепарации, т. е. независимо от системы сбора нефти и их раз-
мещения.
В 1952 г. для подготовки газа в США были созданы малогаба-
ритные передвижные газобензиновые установки. Сначала эти уста-
новки предназначались для отбензинивания «тощих» газов, для
которых было нецелесообразно создание стационарных установок.
Однако с течением времени были установлены их преимущества:
высокая индустриальность строительства, быстрая окупаемость (1—
4 года), высокая степень автоматизации, сокращающая до минимума
численность эксплуатационного персонала, возможность проведения
монтажных и демонтажных работ в кратчайшие сроки. Были раз-
работаны новые модификации установок, имеющие большой диапа-
зон по давлению (7,0—70 кгс/см2) и производительности (30—
750 м3/сут) и перерабатывающие по одному из описанных методов
любые газы, обеспечивая извлечение пропана от 60 до 80% от по-
тенциала.
Несмотря на имеющиеся успехи в создании совмещенных и ком-
плексных аппаратов и установок, следует отметить, что все они
обладают одним общим недостатком — малой единичной мощностью
(производительностью), что уже не отвечает современным требова-
ниям. Кроме того, подавляющее большинство объектов подготовки
нефти и газа отличается большими металлоемкостью, массой, раз-
мерами, что в значительной мере препятствует их разработке в инду-
стриальном исполнении. Особенно это относится к аппаратуре
колонного типа. Поэтому особое внимание в дальнейшем, при реше-
нии вопросов аппаратурного оформления, конструкторским под-
разделениям необходимо уделять улучшению удельных показателей
аппаратов на единицу объема поступающего сырья.
60
Глава III
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ
ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
Предприятия нефтедобывающей отрасли являются высокоразви-
тыми автоматизированными технологическими комплексами по до-
быче, сбору, транспортированию и подготовке продукции скважщ
(иефть, газ и вода).
Применяемые в нефтяной промышленности разнообразные техно-
логические процессы базируются на сравнительно небольшом числе
основных процессов, которые можно свести в следующие группы:
1) гидродинамические — транспортирование жидкостей, газо
нефтяных и нефтегазовых смесей, разделение их отстаиванием
фильтрацией, центрифугированием, перемешивание нефти и водо
нефтяных эмульсий с различными реагентами;
2) термодинамические — компримирование и расширение нефтя
ных газов, получение холода с использованием различных хладо
агентов;
3) массообменные — ректификация, абсорбция, адсорбция, рас
творение; это в основном процессы, связанные с диффузионпьи
переходом вещества из одной фазы в другую;
4) тепловые (передача и отбор тепла) — нагревание, охлаждение
Существует и ряд других процессов, но их применение в нефте
добывающей отрасли (химические превращения, используемые npi
получении элементарной серы в процессах очистки газа от серо
водорода и др.) несколько ограничено.
Оборудование и аппаратура сообразно процессам, для которы
они разработаны, могут быть подразделены на соответствуют,!!
группы.
Все перечисленные процессы в чистом виде не встречаются и
практике; как правило, в одних и тех же аппаратах могут происходи!
в одно и то же время процессы нескольких типов, например реки
фикация сопровождается теплообменом, массообменом и т. д.
По способу проведения процессы разделяются на периодическт
и непрерывные, и соответственно аппаратура различается пер.
одического и непрерывного действия.
При непрерывных процессах отдельные их стадии проводят!
одновременно в разных аппаратах или в разных частях одного апп
рата. При этом подвод сырья и отвод продуктов осуществляют
непрерывно. Это дает возможность работы технологических об
ектов с установившимися режимами, при которых в любом сечен!
аппаратов (колонного типа) все параметры процесса (давлени
температура, плотность, скорость, концентрация массообмениз
ющихся компонентов и т. д.) остаются неизменными во времен
ЖЭто создает благоприятные условия для контроля и автоматизации
процессов, получения продукции более стабильного и, как следствие,
лучшего качества. Следует отметить, что характерной особенностью
.7 процессов нефтедобывающей промышленности является изменя-
? емость во времени характеристик добываемой продукции как в каче-
- ственном, так и в количественном отношении.
i При периодическом процессе различные стадии его осущест-
вляются в одном аппарате, но последовательно. Поэтому периоди-
Чческий процесс характеризуется неустановившимся режимом. Ва-
V. бота на таких установках ведется периодически с повторением оди-
J паковых циклов. В течение одного цикла начинаются и завершаются
А'все стадии процесса (например, в процессе адсорбции — цикл ад-
сорбции, цикл регенерации адсорбента) — подача исходных про-
дуктов и материалов, их обработка и отвод.
i|t В практике различают еще и комбинированный способ осуще-
(Жствления процессов, являющийся в некоторой мере разновидностью
А-двух указанных выше. Комбинированными могут быть любые не-
прерывные процессы, отдельные стадии которых проводятся пери-
Аюдически, либо периодические процессы, отдельные стадии которых
г проводятся непрерывно.
%? Основной задачей проектирования нефтепромысловых объектов
-.Vявляется установление целесообразной технологической связи между
А скважинами, дающими продукцию, и пунктами подготовки и сдачи
ее, при оптимальных капитальных вложениях и эксплуатационных
расходах.
* Процесс проектирования объектов промыслового обустройства
на нефтяных месторождениях осуществляется в несколько стадий.
У 1. Перспективное планирование. В этой стадии дается оценка
^ развития добычи нефти в рассматриваемом районе, объема вовлека-
*-емых запасов, числа новых месторождений, устанавливается не-
сколько возможных вариантов перспективных уровней добычи нефти
• и газа по району в целом и по каждому месторождению конкретно.
Для каждого из вариантов определяют объем капитальных вложений
? по отдельным видам работ, в том числе по разведке, бурению, об-
• устройству, при соответствующих уровнях эксплуатационных рас-
ходов, а также оценивают затраты по сопряженным отраслям. Уста-
навливают лимиты капитальных вложений на развитие района
“г и, в том числе, на конкретные объекты промыслового обустройства.
Оценивают темпы ввода отдельных месторождений и групп в раз-
работку и выбирают основные направления внешнего транспорти-
рования продукции. Определяют требования к основным ресурсам,
- обеспечивающие нормальную эксплуатацию месторождений (по-
;.Требность в электроэнергии, воде, трудовых ресурсах, различных
' материалах и т. п.).
f Таким образом, в этой стадии, не давая вполне конкретных
решений, можно определить граничные условия для развития добычи
нефти как в отдельных районах, так и по отрасли в целом.
2. Реальное проектирование. Эта стадия является решающей.
Хотя на этой стадии располагают еще недостаточной информацией,
63
62
но выдают окончательные решения, трудно поддающиеся коррек-
тировке после их осуществления. Окончательным результатом этой
стадии проектирования является выдача рабочей документации,
на основе которой осуществляется строительство объектов и монтаж
оборудования. Поэтому решения при проектировании должны быть ;
конкретными, четкими, однозначными, несмотря на то, что действи- |
тельпая точность исходной информации при этом может быть суще- ’
ственно ниже кажущейся точности принятых решений. ;
Это положение длительное время учитывалось проектировщиками •
и конструкторами путем создания «запаса надежности». Волевым ;
путем в задании на проектирование устанавливались расчетные
параметры, заведомо гарантирующие работоспособность сооружений ;
в любых условиях. Надежных критериев для установления раци-
ональных пределов этого «запаса» не было, не учитывалось и то, что
в самих формулах и методиках проведения технологических расчетов
процессов и аппаратов, как правило, уже имеются коэффициенты
запаса. Такой подход приводит к «омертвлению» мощностей и вместе
с тем — сделанных капитальных затрат.
Основной задачей реального проектирования технологических
процессов, аппаратов, объектов добычи нефти в целом является
установление: 1) основных параметров процессов, происходящих
непосредственно в аппаратах и установке в целом; 2) основных
качественных и количественных характеристик потоков, участву-
ющих в процессах; 3) возможностей снижения основных размеров,
массы аппаратов и создания автоматизированного комплектного
моноблока, изготовляемого на заводах; 4) возможности совмещения
отдельных процессов в одном аппарате при увеличении его единичной
мощности.
Последовательность проведения расчетов зависит от. заданных
параметров, их полноты и наличия аналога (т. е. расчет делается
заново или проводится поверочный расчет имеющегося аппарата
с целью установления возможности его использования). При этом
уточняются производительность, режимы работы повторно исполь-
зуемой ранее разработанной аппаратуры и определяются новые
факторы, обеспечивающие эффективность технологического процесса
в рассматриваемом аппарате. Для этого составляют материальные
и тепловые балансы, проверяют основные размеры аппарата, про-
водят гидравлические и другие расчеты (инженерные, экономические),
подтверждающие применимость аппарата в новых условиях.
Процесс разработки нового аппарата состоит из следующих
этапов:
1) составляется технологическая схема установки, определяются
основные ее потоки и место рассчитываемого аппарата в схеме,
составляются материальные и тепловые балансы установки, вы-
являются или принимаются исходные данные для расчетов;
2) для конкретного аппарата составляется схема материальных
потоков, включающая поступающие и выходящие из него тепловые
потоки, обеспечивающие заданные режимы процесса. Вновь соста-
вляются (или проверяются) материальный и тепловой балансы
64
1Дя уточнения и проверки параметров, необходимых по условиям
аботы аппарата;
3) определяются основные размеры аппарата (площади сечения,
оверхности теплообмена, поверхности контакта обменивающихся
^фаз и т. п.). Используя общее кинетическое уравнение, определяют
^основные гидравлические режимы движения потоков.
(При проведении технологических расчетов и составлении схем
стоков обязательно следует иметь в виду необходимость наиболее
птимального взаимного перемещения потоков (прямоток и противо-
Ек), обеспечивающего эффективное протекание процессов тепло-
мена, массообмена и работы установки в целом. Особо следует
метить, что во многих случаях расчеты могут носить вариантный
рактер с рассмотрением различных возможных режимов работы
«и конструктивных решений, различных показателей рассчитываемых
I' процессов. Так, например, одно и то же количество тепла может
быть передано различными в конструктивном отношении теплообмен-
4^*ными аппаратами, в которых будут отличаться скорости, что вызовет
.^различные энергозатраты; заданные производительность ректифика-
’•’’ционной колонны и качество получаемых продуктов могут быть
^'получены различными соотношениями числа тарелок и кратности
^орошения, скоростями тепло- и массообменивающихся газожидко-
’ стных потоков и т. п.
$ На основе всестороннего технологического и экономического
'анализа выбираются наиболее экономически целесообразные ва-
рианты, обеспечивающие заданные условия работы проектируемого
оборудования. В настоящее время, когда проектирование ведется
• комплексно, с учетом всех факторов, влияющих на экономичность
.. и работоспособность не одного объекта, а всей взаимосвязанной
технологической системы, одним из основных направлений повыше-
<ния эффективности проектных решений является экономическая
.оптимизация на базе многовариантного проектирования для целого
- комплекса объектов. Основой этого направления должны быть
_экономическая оценка различных технологических параметров от-
дельных систем и выбор варианта с наилучшими показателями,
а также обеспечение выбора рационального проектного решения,
дающего наибольший эффект для комплекса объектов.
Практикой установлен и ряд промежуточных стадий, связанных
„с перспективным планированием и проектированием. Основные из
них: оперативное управление различными видами работ; проекти-
, рование разработки нефтяных месторождений.
Наиболее тесная связь наблюдается между проектированием
разработки месторождений и промысловым обустройством. Поэтому
вполне правомерен вопрос о максимальном сближении этих двух
стадий. Анализ первых результатов оптимизации проектирования
показал необходимость увязки методик многовариантного проекти-
рования разработки месторождений с перспективным планирова-
нием и оперативным управлением процессами промыслового стро-
ительства и эксплуатации как звеньями, обеспечивающими получе-
ние наиболее полной и достоверной информации о продуктивных
5 Заказ 1495
65
горизонтах, комплексе наземных объектов и об их эксплуатацион-
ной характеристике.
Только комплексный подход может обеспечить принятие при
проектировании решений, близких к оптимальным, особенно в такой
сложной отрасли, как нефтедобывающая промышленность. Ниже
рассмотрены технологические основы"и принципы проектирования
аппаратуры технологических процессов, применяемых в нефтедобы-
вающей промышленности.
Проектирование процессов и конструирование аппаратуры пред-
усматривают проведение комплекса технологических, механических
расчетов и графических работ с выдачей рабочей документации
для изготовления аппаратов машиностроительными производствами.
В ходе технологических расчетов выбирается тип аппарата,
устанавливаются его основные размеры, определяются режимы
и параметры работы (температура, давление, скорости движения
отдельных потоков и т. и.), составляются материальные и тепловые
балансы, на основании которых определяется количество сырья
и товарной продукции, устанавливаются потребности в реагентах,
водяном паре, воде, электроэнергии и другие показатели, характе-
ризующие работу как объекта в целом, так и отдельных аппаратов.
На основании данных технологического расчета уточняют кон-
структивные решения отдельных аппаратов, проводят их механи-
ческие расчеты, включающие расчеты на прочность и устойчивость,
выбор материалов, обеспечивающих долговечность, надежность и
безопасную работу.
В практике возможны различные варианты решения задач,
поставленных перед проектировщиком, конструктором и исследова-
телем. Поэтому обычно перед выбором окончательного варианта
расчеты проводятся по укрупненным показателям, выбирается наи-
более целесообразный по технологическим и экономическим при-
знакам вариант и окончательно проводится его разработка.
Конструктивно аппаратура объектов нефтедобывающей отрасли
не представляет сложности. Однако процессы, происходящие в аппа-
ратах, весьма сложны, что существенно влияет как на выбор техно-
логических схем объектов в целом, так и на конструкцию отдельных
аппаратов. На практике имеется большое число конструктивных
решений аппаратов одного и того же назначения.
В настоящее время проектно-конструкторские организации на-
копили богатый опыт разработки технологической аппаратуры, что
позволяет в определенной мере ее унифицировать и типизировать.
Использование типовой аппаратуры во многих отношениях выгодно,
не говоря уже о том, что это позволяет значительно сократить сроки
проектирования и строительства объектов, хотя здесь следует за-
метить, что шаблона в проектировании, как и в конструировании,
нет и не может быть. И тем не менее типовая аппаратура более де-
шева, более надежна в изготовлении, так как процесс ее производства
уже освоен и налажен, а проектировщики располагают материалами
об эксплуатации этой аппаратуры на действующих заводах и отдель-
ных объектах.
66
Как уже указывалось ранее, при каждом проектировании про-
к водятся необходимые поверочные расчеты, подтверждающие возмож-
I ность использования того или иного аппарата в проектируемых
’I объектах, так как обычно условия их работы отличаются от тех,
для которых эти аппараты были ранее предназначены. Все эти осо-
~ бенности, как и результаты работы аналогичной аппаратуры в прак-
тических условиях, должны быть проанализированы и учтены при
разработке технологической схемы объекта.
Высокая эффективность проектных решений может быть достиг-
нута только на базе современных паучных методов анализа и обобще-
ния условий проектирования, строительства и эксплуатации объек-
тов, четкого понимания движущих сил процессов, их кинетики
и статики. Статистические закономерности не рассматривают течение
самих процессов, а изучают и устанавливают условия равновесия
системы, выявляют связь между начальными и конечными пара-
метрами процесса, которая основывается на законах сохранения
материи и энергии и выражается уравнениями материального и
теплового балансов.
Известно, что любая изолированная система может быть выведена
из состояния равновесия лишь внешним воздействием. Здесь понятие
о термодинамическом равновесии не исключает хаотического моле-
кулярно-теплового движения, а, наоборот, исходит из него. Поэтому
при фазовых равновесиях имеется в виду подвижное (динамическое)
равновесие, предполагающее равенство скоростей прямого и обрат-
ного процессов переноса тепла или превращения вещества. Любой
процесс протекает до тех пор, пока состояние системы отличается
от равновесного, и чем больше эта разница, тем активнее протекает
процесс. Этот фактор, характеризующий отличие фактического
состояния системы от равновесного, и является в основном движущей
' силой происходящих процессов. При достижении равновесия системы
движущая сила ее приближается к нулевому значению. Характер
движущей силы находится в прямой зависимости от протекающих
процессов. Так, движущей силой в тепловых процессах является
разиость температур (Дг), при массообменных процессах — разность
концентраций (АС), при движении жидкостей и газов — разность
давлений (А/р) и т. д.
Размеры разрабатываемой аппаратуры зависят от величины дви-
жущей силы и скорости протекающих процессов. Высокие скорости
процессов соответствуют меньшим размерам аппаратов. В общем
случае эта закономерность характеризуется следующим кинети-
ческим уравнением:
^=*а=А, (14)
где М — масса вещества или количество теплоты, передаваемых
через поверхность (теплопередачи, массообмена и др.) F за время т;
К — коэффициент пропорциональности, характеризующий скорость
процесса; А — движущая сила процесса; R — сопротивление (ги-
дравлическое, термическое и др.).
5* 67
Это уравнение устанавливает зависимости между коэффициентом
пропорциональности (скорости) К и сопротивлением R:
В конкретных случаях этот коэффициент, отражая условия
процессов, имеет свои названия — коэффициент теплопередачи (при
переносе тепла), коэффициент массопередачи (при процессах массо-
обмена) и т. д. Коэффициент пропорциональности вычисляется для
конкретных условий (при достаточной изученности рассматриваемых
процессов) либо принимается на основании экспериментальных
данных. В отличие от процессов теплообмена (при которых для
каждого случая подсчитывают коэффициенты теплопередачи К)
процессы массообмена мало изучены и не располагают достоверными
критериальными уравнениями. Поэтому использование приведенного
общего уравнения весьма затруднено, так как при этом необходимо
располагать экспериментальными значениями величины К.
Сравнительная простота общего кинетического уравнения объяс-
няется тем, что оно выражает зависимость лишь скорости процесса
от движущей силы и не учитывает других факторов. Действительная
же кинетическая закономерность любого процесса значительно
сложнее. Поэтому влияние на процесс других многочисленных
факторов (скорости потока, плотности и вязкости и др.) учитывается
уже при подсчете величин коэффициента пропорциональности (ско-
рости) К процесса либо сопротивления R.
В практике проведения расчетов вынуждены широко использо-
вать эмпирические данные и зависимости в виде обобщенных крите-
риальных уравнений, полученных на основе теории подобия.
Дело в том, что технологические процессы, представляющие
собой целый комплекс (рис. 16) физических и физико-химических
явлений и превращений, основываются на общих законах физики
и химии. Большинство этих явлений и превращений могут быть
описаны дифференциальными уравнениями. При этом уравнение
может отражать не только одно явление, но и целый класс аналогич-
ных явлений, сопровождающих то или иное превращение и отвеча-
ющих общим дифференциальным уравнениям (процессы диффузии,
перемещения жидкостей и газов, теплопроводности и т. п.).
В теории подобия различают: геометрическое подобие; подобие
физических величин; временное подобие и подобие начальных и
граничных условий.
Если все сходственные величины, определяющие состояние рас-
сматриваемой или подобной ей системы, измерять в относительных
единицах, то отношение этих величин будет также величиной без-
размерной и постоянной. Сущность теории подобия достаточно
подробно описана в соответствующей литературе, ниже приводятся
некоторые из основных критериев подобия, зависимость между кото-
рыми устанавливается критериальными уравнениями. Критерии
подобия — это безразмерные комплексы, состоящие из величин,
характеризующих состояние системы и явлений. Как правило, они
68
t
Продукты скважин
Сепарация,
предварительный
сброс боды
Обезвоживание,
обессоливание,
стабилизация,
отстой,
электрообработка,
сепарация,
ректификация,
конденсация,
компрессия и др.
Отстой,
дегазация,
фильтрация
Очистка,
осушка газа,
адсорбция,'
абсорбция,
неполное окисление
и др.
Отбензини вание,
газо-
фракционирование,
холодильные циклы
(аде орбция, ректи-
фикация, абсорбция,
компрессия,
низкотемператур-
ные процессы и др.)
Рис. 16. Типичная схема технологических процессов, осуществляемых в районах нефтедобычи
обозначаются начальными буквами имен ученых (критерий Рей-
нольдса — Re; критерий Фруда — Fr и др.). Наиболее широко
применяются следующие критерии:
Рейнольдса
Re = — = wlp • V U. * (15)
Прандтля
р _ сур _ СТ] . X — X ’ (16)
Нуссельта
Л (17)
Фруда
Fr = -4; IV2 9 (18)
Грасгофа
(19)
Пекле
Pe = RePr = -^-; Л (20)
Здесь w — скорость потока, м/с; I — определяющий геометри-
ческий размер, м; р = — — плотность, кг/м3; g — ускорение сво-
бодного падения, м/с2; ц— динамическая вязкость, (кгс-с)/м2;
v — кинематическая вязкость, м2/с; р — коэффициент объемного
расширения; с — удельная теплоемкость, .ккал/(кг-°С); % — коэф-
фициент теплопроводности, ккал/(м-с-°С); а — коэффициент тепло-
отдачи, ккал/(м2-с-°С).
Для любого технологического процесса требуется наличие: а) ма-
териальных потоков, т. е. материалов, подвергающихся физическим
и химическим преобразованиям; б) энергии, с помощью которой
осуществляются эти преобразования; в) аппаратов, создающих в те-
чение всего процесса необходимые условия для его протекания.
Материальные потоки, участвующие в технологических процессах
(сырье, реагенты, готовые продукты или полупродукты), обычно
не бывают чистыми веществами, а представляют собой смеси не-
скольких веществ' или компонентов (углеводородные смеси, водо-
нефтяные эмульсии и т. п.).
Технологические процессы можно рассматривать как процессы,
при которых меняются лишь количественные соотношения веществ
и компонентов, входящих в составы материальных потоков (это
в основном все процессы, встречающиеся в нефтепромысловой прак-
тике сбора, транспортирования и подготовки нефти, воды и газа),
70
или процессы, сопровождающиеся изменением качественного состава
компонентов (превращение сероводорода, отделенного из попутных
нефтяных газов, в элементарную серу, серную кислоту и т. д.).
Четкую грань между этими двумя категориями процессов провести
трудно.
Начиная технологические расчеты, часто приходится иметь дело
с вычислениями количественных соотношений отдельных компонен-
тов в начале и конце процессов: составлять соответствующие мате-
риальные балансы, основанные, как указывалось выше, на законе
сохранения массы веществ, т. е. материальные балансы определяют
равенство между количествами всех поступающих в процесс про-
дуктов и выходящих из него. Материальный баланс составляется
в массовых, мольных или объемных единицах. При этом следует
учитывать, что в процессах, сопровождающихся химическими пре-
вращениями, число молей и объемы изменяются. Кроме того, объемы
незначительно изменяются и при растворении одного вещества
в другом. При составлении материальных балансов объемы газо-
образных веществ должны быть приведены к одинаковым давлениям
и температурам (нормальным условиям — 760 мм рт. ст. и 0° С).
Тепловые (энергетические) балансы определяют равенство вводи-
мого и выводимого тепловых потоков и позволяют определять коли-
чество теплоты, потребное для проведения процесса. При составлении
тепловых балансов следует иметь в виду возможность выделения
или поглощения тепла в результате химических реакций или изме-
нения агрегатного состояния (теплота испарения, адсорбции, аб-
сорбции и др.). Также необходимо в расходной части балансов
учитывать возможные потери (материальные и тепловые).
Материальный и тепловой балансы могут составляться как для
всего технологического процесса, так и для отдельных установок,
аппаратов и элементов объекта. Балансы представляются в виде
уравнений или таблиц, в которых показаны все приходные и расход-
ные статьи.
Основные процессы, применяемые в практике добычи нефти,
связаны с перемещением продукции скважин (нефть, газ, вода и их
смеси) через все объекты сбора и подготовки нефти, газа и воды.
Практически эта продукция может рассматриваться как состоящая
из несжимаемых (жидких), частично сжимаемых (смеси нефти, воды
и газа) и заметно сжимаемых (газ) компонентов. На движение и равно-
весие капельных жидкостей и частично на движение газов при не-
больших перепадах давлений или при изотермических процессах
могут распространяться законы гидравлики (гидростатики и гидро-
динамики). В остальных случаях — при больших перепадах давле-
ния (истечение газов через отверстия и насадки) — движение газов
характеризуется законами термодинамики.
На основе этих законов при разработке процессов и аппаратов
решаются следующие вопросы:
а) установление условий равновесия в системах, определение
движущей силы процессов и установление желательного направления
их протекания и регулирования;
71
б) определение величины тепловых эффектов физических и хими-
ческих процессов, учитываемых при составлении материальных
и тепловых балансов систем;
в) выбор оптимальных режимов процессов.
В гидростатике изучаются жидкости и газы, находящиеся в со-
стоянии покоя и равновесия. В гидродинамике рассматриваются
перемещения жидкостей и газов по закрытым системам трубопрово-
дов, каналов или пор, происходящие под действием давления, соз-
даваемого разностью уровней жидкости, специальными насосами,
а также внутреннего давления системы жидкость — газ, находящейся
в состоянии насыщения, и т. д. Перемещение жидкостей, газов и их
смесей характеризуется следующими основными параметрами.
1. Скорость потока и расход жидкости; с учетом того, что ско-
рости перемещения частиц в различных точках поперечного сечения
различны, введено также понятие о средней скорости потока.
Расход связан со скоростью уравнением:
V = Fw, (21)
где V — объемный расход, м3/с; F — поперечное сечение потока, м2;
w — средняя скорость потока в данном сечении, м/с.
В ряде случаев рассматривается массовый расход (G):
G—V^—wFp, (22)
где р — плотность жидкости.
2. Гидравлический радиус и эквивалентный диаметр. Эти понятия
вводятся, когда коммуникации имеют нецилиндрическую форму.
При этом диаметр выражается через гидравлический радиус, явля-
ющийся отношением площади свободного сечения канала к его
смоченному периметру (соприкасающемуся со стенками, ограничи-
вающими поток):
Гг=4’ (23)
где F — площадь поперечного сечения, м2 (живое сечение); П —
смоченный периметр, м.
При течении жидкости по нецилиндрическому каналу в формулу
расчета критерия Рейнольдса вводится эквивалентный диаметр,
равный учетверенному значению гидравлического радиуса:
йЭКв = 4г- (24)
3. Режим движения потока. В практике различают два основных
вида режимов движения потока:
1) ламинарный, или струйчатый, когда при медленном течении
жидкости пути отдельных частиц представляют собой параллельные
прямые. При этом, чем дальше от оси потока расположены частицы,
тем меньше их скорость (непосредственно у стенки скорость частиц
равна нулю);
72
2) турбулентный, или вихревой, когда при движении жидкости
параллельность движения частиц нарушается, оно становится бес-
порядочным, сохраняя лишь в целом направление перемещения.
При этом в пограничном со стенкой слое жидкость сохраняет лами-
нарный режим и толщина этого слоя уменьшается по мере увеличения
скорости потока.
Характер движения жидкости (ламинарный и турбулентный)
определяется взаимодействием сил в движущейся жидкости. На
основе законов Ньютона и данных о свойствах движущейся жидкости,
был определен комплекс величин, характеризующих режимы дви-
жения жидкости. Опытами Рейнольдса, а впоследствии и других
ученых были установлены критические значения, названные нижним
(йекр) и верхним (ЙСкР) критериями Рейнольдса. Если фактическое
значение числа Рейнольдса, определяемое формулой Re = wdi\,
меньше ЙекР, то режим движения ламинарный, если Re больше
значения Re^'p — режим турбулентный. Значения Re, находящиеся
в области между йе£р и Re^,, характеризуют неустановившийся,
или переходный, режим движения (эта область режима зависит от
многих факторов, в том числе от состояния поверхности каналов,
системы коммуникаций, по которым перемещается жидкость, условий
ввода и вывода потока и т. п.).
Критические значения соответственно равны йвкР = 2320; ЙЁР =
= 10 000. В практике технологических расчетов принято считать,
что переходная область находится между значениями Йе от 2040
до 2800. Выше 2800, как правило, наблюдается турбулентный режим
движения.
4. Устойчивость потока. Жидкости при длительном движении
по коммуникациям с постоянными параметрами (например, в маги-
стральных трубопроводах) приобретают установившееся (устойчи-
вое) состояние, характеризующееся тем, что в любом месте потока
течение его остается неизменным, т. е. что все влияющие на движение
величины не зависят от времени. Наоборот, при неустановившемся
движении все величины, влияющие на характер течения, изменяются
во времени (истечение жидкости из резервуара при изменяющемся
уровне в нем и др.).
Для движущейся жидкости различают статический и динами-
ческий, или скоростной, напоры, а также потери напора. При этом
для любого сечения горизонтальных трубопроводов при установив-
шемся движении жидкости по ним общий напор Н равен сумме
статического (fes) и динамического (hd) напоров и потерь напора
(hv или \h):
H = hs + hd + h0. (25)
Заменяя hs на p/у, где р — давление столба жидкости, а у —
удельный вес жидкости;
, и;2
(26)
73
(кинетическая энергия поступательного движения), где w — сред-
! няя скорость потока, м/с; g = 9,81 м/с2, будем иметь
' (27)
Потенциальная энергия движущейся жидкости характеризуется
величиной (z) потенциальной энергии положения уровня жидкости
относительно заданной горизонтали, называемой геометрическим
напором, или нивелирной высотой, и величиной энергии давле-
। ния ply, называемой статическим, или пьезометрическим, напором.
Для любого сечения трубопровода величина общего напора (при
отсутствии сил трения) является величиной постоянной
и 2 + ^- + -^-= # = const (28)
(уравнение Бернулли для идеальных жидкостей).
I При наличии трения и других гидравлических сопротивлений
| наблюдаются потери части потенциальной или кинетической энергии
(переход ее в теплоту). В этом случае сумма членов уравнения Бер-
’ нулли не будет постоянной величиной, а будет изменяться на вели-
। чину потерянной энергии, израсходованной на преодоление всех
гидравлических сопротивлений на данном участке трубопровода:
п IP2 г, »2
5 (29)
i
I ИЛИ
ji ! /гг„
где hv — потери напора, м.
' Полученное уравнение (уравнение Бернулли для реальных
,,|1 жидкостей) показывает, что при установившемся движении реальной
жидкости гидродинамический напор потока уменьшается на вели-
ll,! чину потери напора. Это уравнение является исходным при про-
:li, ведении расчетов пропускной способности трубопроводов и аппа-
ратов.
Потери напора зависят от суммы всех сопротивлений движу-
щемуся потоку — сопротивлений трения жидкости о стенки трубо-
провода и местных сопротивлений (изменение сечения трубопровода,
,1 1 направления потока, разветвленность потока, устанавливаемые на
!|| I пути потока регулирующие органы и т. п.).
| Обычно потери напора на трение h0 выражают через величину
। скоростного напора
I1'' (30)
iil!
I где X — коэффициент трения (зависящий от критерия Рейнольдса);
I 'I I — длина участка трубопровода, м; d — внутренний диаметр трубо-
ill 74
III
провода, м; w — средняя скорость потока в трубопроводе, м/с;
g — ускорение свободного падения, м/с2.
Выражение
у = ?Тр
называется коэффициентом сопротивления трению.
Уравнение (30) называется уравнением Дарси-Вейсбаха.
При определении потерь напора /iMecT на преодоление каких-либо
местных сопротивлений вводится понятие эквивалентной длины 1Э,
т. е. местное сопротивление выражается через длину прямолинейного
участка, эквивалентного данному местному сопротивлению. В этом
случае коэффициент местного сопротивления
Чмест — ,v »
И
U?2
V
г, ________
>1,мест — Л
(31)
(32)
Выражая потерю напора во всех уравнениях в метрах столба
жидкости, как потерю давления
Др = hy = hpg,
получим уравнение потери напора от любого гидравлического сопро-
тивления
Др = Ау=:^-у, (33)
где у =pg — удельный вес жидкости; р —плотность жидкости;
h — потеря напора от любого гидравлического сопротивления.
Как следует из приведенных формул, потери напора в трубопро-
водах и каналах пропорциональны коэффициенту трения и ква-
драту скорости движущегося потока. Это свидетельствует о том, что
выбору скорости потока должно уделяться особое внимание. Уста-
новлено, что для шероховатых труб величина X не зависит от числа
Re, а следовательно, и от скорости, поэтому потери напора пропор-
циональны квадрату скорости. При ламинарном потоке величина %
уменьшается пропорционально первой степени числа Re, которое
само зависит от скорости в первой степени, т. е. в общем случае
потери напора пропорциональны скорости в степени от единицы
(для ламинарного движения) до двух (для турбулентного движения).
75
Ниже приведены рекомендуемые интервалы скоростей потоков (в м/с)
в трубопроводах между отдельными аппаратами и установками.
Жидкости, движущиеся самотеком (конден-
сат и др.)............................0,1—0,5
Маловязкие жидкости: вода, бензин, керосин
и др. в нагнетательном трубопроводе . . 1,0—3,0
Вязкие жидкости: масла, растворы солей, тя-
желые нефти и др., в нагнетательном тру-
бопроводе ..............................0,5—1,0
Маловязкие жидкости в приемном трубопро-
воде ................................... 0,8—1,2
Вязкие жидкости в приемном трубопроводе 0,2—0,8
Газы, при большом напоре (линии нагнетания
компрессоров)........................... 15—30
Газы, при небольшом напоре ............. 5—15
Дымовые газы в дымовой трубе:
при естественной тяге.................. 5—8
при искусственной тяге ............. 8—15
Дымовые газы в дымоходах трубчатой печи 4—8
Водяной пар:
перегретый ............................. 30—60
насыщенный ......................... 20—30
При расчете трубопроводов, особенно имеющих большую про-
тяженность, учитываются соображения инженерного и экономи-
ческого характера (уменьшение диаметра приводит к увеличению
скорости, в то же время возрастают энергетические расходы на транс-
портирование и т. п.). Расчеты ведутся в нескольких вариантах по
капитальным вложениям и эксплуатационным расходам, сопоставля-
емых между собой.
Все технологические расчеты проводятся по известным методи-
кам, изложенным в различных учебных и методических пособиях.
Термодинамическое состояние систем, как известно, характеризуется
тремя основными факторами: температурой, давлением и объемом —
и определяется также совокупностью ее физических свойств (плот-
ность, удельный объем, концентрация компонентов и др.)- Любое
изменение одного из параметров системы вызывает изменение со-
стояния всей системы. Она находится в состоянии, термодинамически
равновесном, если любые процессы (теплообмен, массообмен и др.),
происходящие между отдельными ее частями, не вызывают изменения
свойств систему. Указанные выше параметры системы являются
независимыми, незначительные изменения их не нарушают состава
и числа фаз. Эти предельные значения называются степенями сво-
боды. Число степеней свободы системы Z определяется по правилу
фаз Гиббса
Z=re+2— N, (34)
где п — число компонентов в системе; N — число равновесных фаз.
Выше был показан ряд технологических процессов, типичных
для производств промысловой подготовки нефти, газа и воды. В соот-
ветствии с их задачами, особенностями и параметрами могут быть
76
определены необходимые аппараты следующего функционального
назначения:
— отделение газа от нефти, конденсата, механических приме-
сей — сепараторы;
— отделение от нефти воды, механических примесей и минераль-
ных солей — отстойники, водоотделители, промывные колонны,
электродегидраторы;
— отделение от нефти части легких углеводородов с целью сни-
жения общего давления паров — сепараторы вакуумные, ректифи-
кационные колонны;
— разделение нефти, газов и их конденсатов на отдельные фрак-
ции и компоненты, очистка и осушка газов — абсорберы (десор-
беры), ректификационные и абсорбционно-отпарные колонны;
— подогрев, охлаждение, регенерация тепла — печи, кипятиль-
ники, теплообменники, холодильники, конденсаторы и др.;
— прием и хранение нефти и других жидких продуктов — техно-
логические и другие емкости.
Все указанные аппараты могут совмещать несколько функций,
причем конструктивно они могут выполняться в виде одно секционных
и много секционных. Кроме того, по внутреннему устройству все
аппараты могут быть подразделены на пустотелые, с несложным
и сложным устройствами. К первым двум относятся емкости раз-
личного назначения, сепараторы и некоторые другие. К третьему —
электродегидраторы, некоторые виды колонного оборудования, те-
плообменники и др.
Немалое влияние на технологическую и экономическую эффек-
тивность, монтажеспособность и условия эксплуатации оказывает
форма аппаратов (цилиндрические — вертикальные, горизонталь-
ные, наклонные, сферические).
Последний признак приобретает особое значение при решении
вопросов индустриализации, основой которой является резкое со-
кращение металлоемкости и размеров при непременном условии
комплектности поставляемых блоков.
Глава IV
СЕПАРАЦИЯ
Одним из наиболее распространенных видов аппаратуры в объ-
ектах промыслового сбора, подготовки нефти и газа к транспорту
являются сепараторы. Предназначаются эти аппараты для отделения
газа от жидкости, жидкости от газа, а в некоторых случаях оба
процесса могут сопровождаться разделением жидких фаз, отлича-
ющихся своими плотностями (нефть — вода, бензин — вода).
В системах подготовки нефти и газа сепараторы используются:
— на ступенях концевой, горячей и вакуумной сепарации,
а также в качестве специальных секций или встроенных узлов в аппа-
ратах, совмещающих нагрев, обезвоживание и обессоливание нефти
с ее сепарацией;
— перед компрессорными машинами и после них для уменьшения
содержания капельной жидкости и механических примесей в посту-
пающем и выходящем газах;
— после узлов низкотемпературной конденсации для отделения
газа от образовавшегося конденсата, а при положительных темпе-
ратурах и от углеводородного конденсата, и от воды;
— после колонн различного назначения для отделения верхнего
продукта;
— внутри колонн для предотвращения механического уноса
жидкой фазы (отстойники).
В зависимости от места расположения и назначения к сепараторам
предъявляются следующие основные требования:
— достижение равновесия фаз жидкость — газ;
— максимальное отделение от нефти газовой фазы и механических
примесей;
— очистка уходящего газа от капельной жидкости;
— предотвращение образования пены или разрушение ее;
— снижение влияния пульсации газонефтяного потока;
— четкое разделение жидких фаз (многофазные разделители).
ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕПАРАЦИИ
На эффективность сепарации значительное влияние оказывают
физико-химические свойства обрабатываемых продуктов и пара-
метры процесса: температура и давление газожидкостной смеси,
размер частиц капельной жидкости и концентрация их в газе, ско-
рость газожидкостной смеси, поверхностное натяжение системы
«газ — жидкость». Остановимся отдельно на каждом из этих фак-
торов.
78
Температура и давление. В процессах промыслового сбора нефти
и газа, подготовки к транспорту и переработки возможны совме-
стное движение или обработка указанных фаз, являющихся состав-
ными элементами многофазной системы (нефтегазоводяной смеси).
Однако в процессе движения многофазной системы по технологи-
ческой цепи промысловых сооружений наступает момент, когда
дальнейшее совместное перемещение фаз либо проведение основного
процесса становится нерациональным или практически невозмож-
ным. При этом необходимо отделить жидкую фазу от газовой.
Для определения условий газожидкостного равновесия исполь-
зуются законы Рауля и Дальтона, согласно которым константа
равновесия характеризуется отношением молярных долей компо-
нента в равновесных газовой и жидкой фазах или отношением пар-
циального давления компонента к общему давлению системы. Отсюда
следует, что с увеличением давления системы уменьшается молярная
концентрация компонента в газовой фазе при одновременном ее
возрастании в жидкой. Температура влияет на процесс в обратном
направлении: с повышением температуры растет давление паров
(а следовательно, и молярная концентрация компонента) в газовой
фазе при соответственном ее уменьшении в жидкой фазе.
Таким образом, законы Дальтона и Рауля раскрывают физиче-
скую сущность процессов, происходящих при сепарации под вли-
янием изменения основных параметров — давления и температуры.
Одновременно необходимо учитывать, что с повышением давления
плотность и вязкость газа увеличиваются, в то время как плотность
твердых и жидких частиц, содержащихся в газе, остается постоян-
ной. Поэтому скорость осаждения твердых и жидких частиц под
действием силы тяжести с увеличением давления уменьшается.
Однако увеличение давления неодинаково влияет на сепарацию
газа от твердых и жидких частиц. Если отделение твердых частиц
с увеличением давления всегда ухудшается, то для жидких частиц
при этом возникают сложные явления, которые не поддаются учету.
В самом деле, при повышении давления испарение жидкости умень-
шается, а возможность конденсации паров, находящихся в газе,
увеличивается, вследствие чего размеры жидких частиц также должны
увеличиваться. Возможно при определенном давлении наступит
равновесие испарения и конденсации жидких капель. Изменение
давления может существенно изменить и удельный объем газа. При
повышении давления возможность слияния капелек жидкости воз-
растает и эффективность сепарации соответственно также должна
повыситься.
При повышении температуры плотность газа уменьшается, а вяз-
кость увеличивается. Поэтому скорость осаждения сравнительно
крупных частиц (твердых) будет увеличиваться за счет уменьшения
плотности газа, а скорость осаждения мелких частиц будет умень-
шаться за счет увеличения вязкости. Для частиц жидкости явления,
вызываемые изменением температуры и давления газа в сепараторе,
гораздо сложнее, так как они в этом случае могут как конденсиро-
ваться, так и испаряться.
79
Таким образом, анализ влияния изменения температуры и давле-
ния газа на сепарацию показывает, что для отделения твердых частиц
наиболее благоприятны низкое давление и высокая температура,
а для отделения жидких частиц, наоборот, — высокое давление
и низкая температура.
Размер взвешенных частиц и их концентрация в газе. При сепа-
рации газа от жидкости последняя может находиться как в пленоч-
ном, так и в капельном состоянии, причем размеры капель могут
изменяться от тысячной доли микрометра до миллиметра и более.
Взвешенные в газе частицы, диаметр которых меньше 2 мкм, обычно
считаются перманентными суспензиями из-за чрезвычайно низких
скоростей оседания, а также вследствие того, что они невидимы
невооруженным глазом. При сепарации большое значение имеют
концентрация частиц жидкости в единице объема газа и общее коли-
чество жидкости, поступающей в сепаратор.
Представим себе сепаратор, который отделяет, например, 80 м3
жидкости на 1 млн. м3 газа, причем 8 л этой жидкости находится
в виде капель диаметром до 10 мкм. Сепаратор удаляетвсю жидкость,
за исключением 4 л, поступающих в виде капель диаметромдо 10 мкм.
Эффективность удаления частиц диаметром до 10 мкм составляет всего
лишь 50%, тогда как общая эффективность сепарации равна 99,99%.
Предположим далее, что этот сепаратор попал в условия, где
в него поступает только 2 м3 конденсата на 1 млн. м3 газа, и вся
жидкость представлена частицами диаметром до 10 мкм. При той же
эффективности удаления частиц диаметром 50 мкм, что и в первом
случае, общая эффективность сепарации составит 50%. Таким обра-
зом, эффективность сепаратора — понятие относительное, так как
все зависит от того, при каких условиях работает сепаратор и каков
минимальный размер капелек жидкости, которые он может отделить.
Поверхностное натяжение. Размер частиц жидкости в газе,
образованных механическим перемешиванием, изменяется обратно
пропорционально поверхностному натяжению, т. е. чем больше
поверхностное натяжение системы «газ — жидкость», тем меньше
размер капелек жидкости и наоборот. Поверхностное натяжение
также значительно влияет на прочность жидкостных пленок. Изве-
стно, что чем меньше поверхностное натяжение системы «жидкость —
твердое тело», тем легче потоку газа разрушить жидкостную пленку
на мельчайшие капельки, которые могут быть вынесены из сепаратора.
Обычно при сепарации в промысловых условиях поверхностное
натяжение изменяется незначительно и не оказывает существенного
влияния на эффективность сепарации. Однако в лабораторных усло-
виях его всегда следует учитывать. Нельзя распространять резуль-
таты опытов, проведенных с воздушноводяными смесями, на про-
мысловые условия сепарации.
Существенную роль в процессе сепарации играет скорость газа.
Для гравитационных сепараторов уменьшение скорости газа ведет
всегда к повышению эффективности их работы. Для инерционных
сепараторов повышение скорости (до определенного предела) ведет
к увеличению эффективности.
80
КЛАССИФИКАЦИЯ СЕПАРАТОРОВ
| По характеру действующих сил сепараторы делятся на сле-
Е- дующие:
| 1. Гравитационные, разделение фаз в которых происходит за
f счет разности плотностей жидкости газа или твердых частиц газа.
I 2. Насадочные сепараторы, в которых фазы разделяются за счет
сил тяжести и инерции.
( 3. Центробежные, разделение в которых происходит за счет
[ центробежных и инерционных сил.
По форме и положению в пространстве сепараторы делятся
| на: цилиндрические горизонтальные с одной или двумя емкостями;
L цилиндрические вертикальные; сферические.
КОНСТРУКЦИЯ СЕПАРАТОРА
Существует множество сепараторов различных конструкций, но
; все они, как правило, состоят из следующих секций.
Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения
основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от
входящего газожидкостного потока. Для обеспечения высокоэффек-
тивной предварительной сепарации и равномерного распределения
потока по сечению аппарата применяют конструктивные устройства:
— тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под
действием центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и сте-
кает по ней, а газ распределяется по сечению аппарата и выводится
(рис. 17);
• — отражательные устройства (пластины прямоугольной или
круглой формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепара-
тор (рис. 18);
— встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонталь-
г ный сепаратор (рис. 18, б);
— конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод
: газа и жидкости в сепаратор (рис. 19). Последние эффективны при
; сепарации газонефтяных смесей на различных ступенях.
’ Известно, что сепарация газа от нефти начинается при снижении
давления последней до давления насыщения и ниже. Происходит
1 это как в пласте, так и в системах сбора нефти. Выделившийся
L газ стремится в сторону пониженного давления (к забою скважины —
г в пласте, к устью — в скважине), а затем в сепаратор. Двигаясь
F в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширя-
ющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и в то
I же время опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепа-
ратор. Перед входом в сепаратор продукция скважин всегда состоит
* из двух фаз — жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз
s- зависит от содержания легких углеводородов в нефти, давления,
ff. поддерживаемого в сепараторе, и давления насыщения нефти в пла-
£ стовых условиях.
II 6 Заказ 149 5 81
Рис. 17. Гравитационный сепаратор
с тангенциальным вводом потока
Рис. 18. Горизонтальные сепараторы
С успокоительными пластинами
а — с круговыми; б — с полукруглыми;
в — с прямыми; 1 — отражающая полусфера;
2 — встроенный циклон
Рис. 19. Газонефтяные [сепараторы с раздельным вводом газа
и нефти
а — сепаратор трубный; б — сепаратор емкостной; 1 — дефлекторы}
20. Унос свободного
жидкостью из сепара-
Рис,
газа
торов в зависимости от про-
изводительности .
Сепараторы: 1 — циклонный,
2 — гравитационный со щеле-
вым дегазатором на входе в ап-
парат, 3 — гравитационный
трубного типа
В газонефтяном сепараторе происходят два основных процесса:
отделение выделившегося свободного газа и выделение из нефти
свободного и растворенного в ней газа. Так как выделение основной
массы свободного газа из нефти закончилось перед входом в сепара-
тор, то может оказаться эффективным предварительный отбор этого
газа из газожидкостного потока и раздельный ввод фаз в сепаратор
(см. рис. 19).
Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных сепараторах
происходит дополнительное выделение пузырьков газа из нефти.
В газовых сепараторах жидкость в дан-
ной секции отделяется под действием
гравитационных сил, а газ движется в со-
суде с относительно низкой скоростью.
В газовых сепараторах некоторых кон-
струкций для снижения турбулентности
применяют различные устройства — пла-
стины, цилиндрические и полуцилиндри-
ческие поверхности (см. рис. 1 ).
В газонефтяных сепараторах для ин-
тенсификации процесса выделения сво-
бодного и растворенного газа из нефти
применяют наклонно расположенные пло-
скости. При этом поток нефти должен
плавно, без брызг сливаться в нижнюю
часть сепаратора (рис. 19).
Секция сбора жидкости. Служит для
сбора жидкости, из которой почти пол-
ностью в предыдущих секциях выделился
газ при температуре и давлении в сепа-
раторе. Однако некоторое количество газа
в ней имеется. Для сепараторов, в кото-
рых разделяются газ и легкие углеводо-
роды, содержащиеся в жидкой фазе, объем
данной секции выбирают так, чтобы он
позволил удержать отсепарированную
жидкость в течение времени, необходимого для выхода пузырька
газа на поверхность и вторичного попадания в газовый поток. Иссле-
дованиями института Гипровостокнефть установлено, что основная
часть уносимого с нефтью газа находится в растворенном состоянии.
Некоторые авторы утверждают, что газ, уносимый с нефтью, весь
находится в свободном состоянии. В действительности в уходящей из
сепаратора нефти содержится как растворенный, так и свободный
газ. На рис. 20 изображены зависимости уноса свободного газа
с нефтью из сепараторов различных конструкций от производитель-
ности. Из рисунка следует, что в гидроциклонных и гравитационных
сепараторах трубного типа унос газа в свободном состоянии не пре-
вышает 10 л/м3 нефти.
Общую величину удельного уноса газа с нефтью можно оценить
по коэффициенту сепарации, значение которого в гидроциклонных
6* 83
сепараторах составляет 0,99, т. е. 0,01 газа от потенциального
содержания уносится с нефтью из сепаратора, причем основная
часть уносимого газа (около 90%) находится в растворенном состоя-
нии, а меньшая (около 10% от величины уноса, или около 1% в ра-
бочих условиях от объема нефти) — в свободном состоянии.
Очевидно, что в зависимости от условий сепарации, а также от
совершенства конструкций газонефтяного сепаратора соотноше-
ние растворенного и свободного газа в составе уносимого с нефтью
газа может быть больше или меньше указанных величин. При этом
увеличение площади контакта фаз (поверхности аппарата или слив-
ных полок) даже в 5—6 раз позволяет дополнительно выделить из
нефти только 10—15% газа от общего количества, остающегося
в ней.
Увеличение времени пребывания нефти в сепараторе в 5—6 раз
также практически не увеличивает отбора газа. Если растворенный
газ, который должен был выделиться из нефти при данных термо-
динамических условиях сепарации, не выделился при движении,
нефти тонким слоем по стенкам аппарата или сливным полкам, то
попав в нефтяную зону под слой жидкости, он выделяется незначи-
тельно.
Выделение растворенного газа интенсифицируется эффектив-
ным разделением фаз на входе в сепаратор путем турбулизации газо-
нефтяной смеси, способствующей более быстрому образованию
и выделению из нефти пузырьков газа, и дальнейшего высокоэффек-
тивного разделения фаз в поле центробежных сил.
Выделение свободного газа из слоя нефти интенсифицируется
многократным обновлением поверхности контакта фаз на границе
уровня жидкости в аппарате путем перемешивания жидкости с по-
мощью перегородок или применения других устройств с последу-
ющей подачей жидкости на сливные полки.
Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания ча-
стиц жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит обычно
из отбойных устройств (насадок) различного вида — керамических
колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д. Крите-
рием эффективности отделения капельной жидкости от газа является
величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться
в пределах от 10 до 50 мг/м3 газа.
Эффективность работы отбойных насадок зависит от нескольких
факторов, основными из которых являются: допустимая скорость
набегания газа, определенное количество жидкости, поступающей
с газом, равномерная загрузка насадки по площади ее поперечного
сечения.
Кроме функций, выполняемых описанными секциями, в кон-
струкциях сепараторов должны предусматриваться элементы, пре-
дотвращающие образование пены и гасящие ее, а также снижающие
вредное влияние пульсации газожидкостного потока на сепарацию
нефти и газа. Предотвращение пульсации особенно актуально для
газонефтяных сепараторов, устанавливаемых в системе сбора
нефти.
84
Эксплуатация сепараторов показывает, что часто из них вместе
с газом выносится значительный объем жидкой фазы при скоростях
газа, значительно меньших допустимых. Это связано с тем, что
над поверхностью нефти появляется значительный слой малоподвиж-
ной пены, который постепенно перекрывает зону входа газонефтяного
потока.
Следует различать два важных момента образования пены: до
сепаратора и в самом сепараторе. Образование пены до сепаратора
необходимо связывать с течением газонефтяных смесей по сборным
трубопроводам.
В движущемся газонефтяном потоке при снижении давления
из раствора непрерывно выделяется газ в виде отдельных пузырьков
на поверхности которых образуется мономолекулярный слой из
поверхностно-активных веществ, смол и асфальтенов, в больших
объемах содержащихся в нефти. Этот слой резко снижает поверхност-
ное натяжение нефти на границе с газом и придает устойчивость
образующейся газонефтяной эмульсии.
Образование пены в сепараторе связано с характером ввода газо-
нефтяной смеси в сепаратор, с условиями ее подачи на сливные
полки, а также с наличием в нефти пенообразующих веществ. Ввод
газонефтяной смеси в аппарат с большим перепадом давления (и, со-
ответственно, с большой скоростью) на сливные полки способствует
образованию пены. Пенообразование усиливается также при паде-
нии жидкости на слой нефти в аппарате и зависит от свойств нефти.
Чем меньше поверхностное натяжение жидкости, тем интенсивнее
пенообразование и тем устойчивее пена. Тяжелые нефти более
склонны к ценообразованию, чем легкие.
«Пенный режим» в сепараторах создается также тогда, когда
не созданы условия для выделения свободного газа, попавшего
в нефтяную зону. Вспенивание нефти значительно снижает произво-
дительность газонефтяных сепараторов по нефти и газу.
Можно предложить следующие мероприятия по предотвращению
или снижению ценообразования: создание раздельного потока газа
и нефти на подходе к сепаратору, плавный ввод газонефтяной смеси
на сливные полки, отвод нефти с полок под уровень жидкости в сепа-
раторе, применение отбойников, решеток. Методы частичного или
полного разделения пены: отстой, перемешивание, нагрев, обработка
химикалиями. Отстой предусматривает разрушение пены под дей-
ствием сил тяжести; перемешивание — механическое разрушение
при помощи устройств различного рода; нагрев нефти до определен-
ной температуры снижает поверхностное натяжение, что облегчает
выделение пузырьков газа. Химикалии снижают поверхностное
натяжение нефти и способствуют удалению из нее свободного газа,
в результате чего уменьшается склонность нефти к вспениванию.
Добавление поверхностно-активных веществ способствует снижению
вязкости эмульсии и уменьшению ценообразования.
Как уже указывалось, особое внимание следует уделять предот-
вращению вредного влияния пульсации газонефтяного потока на
сепарацию нефти и газа.
85
Известно, что эффективность работы газонефтяных сепараторов
зависит от характера движения газонефтяной Смеси в подводящем
трубопроводе. В последнем может наблюдаться движение газовых
и жидкостных пробок. Это вызывает значительную пульсацию
в трубопроводе и неравномерную подачу газонефтяной смеси в сепа-
раторы.
Газонефтяной сепаратор подвергается кратковременным перегруз-
кам по жидкости в период поступления жидкостных пробок и пере-
грузкам по газу — в период поступления газовых пробок. Размеры
пробок зависят от количественного соотношения газа и жидкости,
рельефа местности, диаметра труб и некоторых других условий.
При движении газожидкостных смесей по трубопроводам можно
выделить высокочастотные микропульсации и низкочастотные макро-
пульсации. Существование высокочастотных микропульсаций свя-
зано со структурой двухфазного потока.
Как известно, пульсация давления или расхода характеризуется
амплитудой и частотой. Для промысловой практики наиболее инте-
ресны низкочастотные пульсации, имеющие большую амплитуду.
Возникновение низкочастотных макропульсаций в большинстве
случаев обусловлено накоплением жидкости в трубопроводе и перио-
дическим ее выбросом потоком газа. Необходимо отметить, что не-
равномерность подачи нефти и газа в сепаратор зависит также от
характера подачи нефтяных скважин.
Перегрузки газонефтяных сепараторов по нефти и газу могут
привести к осложнениям в работе сепараторов, так как способствуют
значительному уносу газа с нефтью и жидкости с газом.
Возможны следующие мероприятия, направленные на уменьше-
ние вредного влияния неравномерной подачи газонефтяной смеси
в сепаратор на качество сепарации нефти и газа:
— увеличение объема сепаратора;
— изменение режима движения газожидкостной смеси в под-
водящих трубопроводах и, в частности, достижение расслоенного
режима движения нефти и газа. Этот принцип частичного гашения
пульсации реализован в трубном сепараторе;
— равномерный ввод нефти и газа в сепаратор с помощью кол-
лектора — гасителя пульсации.
ВЛИЯНИЕ ФОРМЫ СЕПАРАТОРА НА ЕГО КОНСТРУКЦИЮ
В зависимости от формы сепараторов четыре главных секции его
могут быть расположены по-разному.
Например, в вертикальном сепараторе первая секция располо-
жена в средней части сосуда, в горизонтальном она расположена
перед входом нефтегазовой смеси, в сферическом — в средней или
верхней частях сосуда.
В вертикальном сепараторе осадительная секция обычно имеет
диаметр сосуда. В горизонтальном эта секция занимает лишь поло-
вину сосуда, так как нижняя часть занята жидкостью. В двухцилин-
дровом горизонтальном сепараторе для этой цели используется объем
86
верхнего цилиндра. В сферических сосудах для осадительной секции
используется почти весь внутренний объем.
Секция окончательной очистки, как правило, расположена
в верхней части вертикальных и сферических сепараторов.
В горизонтальных сепараторах секция окончательной очистки
находится на противоположном конце от входного патрубка.
Секция сбора жидкости располагается обычно на дне сфериче-
ских и вертикальных сепараторов. В одноцилиндровом горизонталь-
ном сепараторе жидкость занимает от одной трети до половины
нижней части цилиндра. В двухцилиндровом горизонтальном сепа-
раторе в зависимости от конструкции для этой цели используется
от половины до полного объема нижнего цилиндра.
Вертикальный сепаратор имеет бесспорные преиму-
щества перед сепараторами других типов, если в потоке газа содер-
жится много механических примесей (грязи, песка), так как он имеет
хороший сток и легко очищается.
Такие сепараторы требуют мало места для установки. Однако
значительная высота вертикальных сепараторов при использовании
их в передвижных или крупноблочного исполнения установках
создает серьезные трудности при их монтаже и эксплуатации.
В горизонтальных сепараторах можно обрабо-
тать большие объемы газа, чем в сепараторах других типов. Это
основное их преимущество. Объясняется это тем, что капли жид-
кости, падая под прямым углом к направлению газового потока,
проходят относительно короткое расстояние.
В вертикальном сепараторе, хотя скорость газа должна быть
низкой при прохождении через осадительную секцию, сепарация будет
хуже, так как направление падающих частиц противоположно
направлению газового потока.
Горизонтальные сепараторы хорошо устанавливаются на салаз-
ках, легко монтируются и обслуживаются.
Имеют эти сепараторы и недостатки, основной из которых —
отсутствие естественного грязеотстойника и хорошего дренажа.
Другой недостаток — большая занимаемая площадь.
Основным преимуществом сферических сепарато-
ров является их компактность. Они наиболее экономичны, особенно
при обработке газов высокого давления. При одном и том же объеме
сферические сепараторы наименее металлоемки по сравнению с сепа-
раторами других форм. Они хорошо монтируются на салазках,
требуют салазки меньших размеров, чем горизонтальные сепара-
торы, и обладают большей полезной площадью для работы и обслу-
живания.
ГРАВИТАЦИОННЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Гравитационные сепараторы широко используются в системах
сбора нефти и газа на промысловых установках подготовки нефти, что
обусловливается простотой конструкции и изготовления, надеж-
ностью в работе, небольшими потерями давления.
В то же время сепараторы этого типа по сравнению с другими
громоздки, металлоемки и обладают сравнительно низкой эффектив-
ностью. Необходимо подчеркнуть, что применять гравитационные
сепараторы без внутренних устройств (полок, насадок различных
типов и т. д.) следует лишь в редких, достаточно обоснованных
случаях.
Основное сепарационное «устройство» — свободный объем со-
суда. Уменьшение скорости многофазной системы, резкое снижение
турбулентности потока позволяет улавливать взвешенные в газе
частицы. Гравитационная сепарация может обеспечивать достаточно
высокую степень осаждения частиц . лишь при очень небольших
скоростях движения газового потока.
Проанализируем, какой из гравитационных сепараторов (гори-
зонтальный или вертикальный) наиболее эффективен.
Рис. 21. Схема направления газо-
вого потока.
а — вертикальное (сверху вниз); б — го-
ризонтальное; в — вертикальное (снизу
вверх)
Направление газового потока в гравитационных сепараторах
может быть (рис. 21):
а. Вертикальное — сверху вниз.
В этом случае частицы будут падать только вниз и скорость их
падения будет равна
соо = со + V.
(35)
б. Горизонтальное.
Вектор скорости газового потока перпендикулярен направлению
падения частицы (при ее падении в неподвижной среде)
соо = —-— . (36)
и cos ф ' '
в. Вертикальное — снизу вверх. В данном случае частицы могут
выноситься за пределы сепаратора, осаждаться и находиться во
взвешенном состоянии.
В условиях падения частицы т вниз, относительная ее скорость
будет равна
соо — со — V,
(37)
где v — скорость газа; о — скорость частицы.
Отсюда видно, что максимальная скорость осаждения наблю-
дается при движении потока сверху вниз, минимальная — снизу
вверх.
88
Таким образом, наиболее эффективны сепараторы с направле-
нием газового потока сверху вниз, наименее эффективны вертикаль-
ные сепараторы, в которых смесь движется снизу вверх.
Рис. 22. Схемы вертикального
(а) и горизонтального (б) се-
параторов
выход
жидкости
5
жидкости
Применять объемные сепараторы (рис. 22) с Но менее 600 мм
и L менее 3 м не рекомендуется, так как при этом резко ухудшается
качество сепарации и допустимые скорости газового потока должны
быть значительно уменьшены.
Основные различия конструкций гравитационных сепараторов
заключаются в способе ввода газожидкостного потока в аппарат:
радиальный, тангенциальный
(см. рис. 17), со встроенным
циклоном (см. рис. 18, б), с ци-
клоном, расположенным вне ем-
кости сепаратора (см. рис. 27),
раздельный ввод газа и жидкости
(см. рис. 19) и т. п. На рис. 22
приведены схемы горизонталь-
ного и вертикального грави-
тационных (объемных) сепарато-
ров с рекомендуемыми расстоя-
Рис. 23. Гравитационные сепараторы
с использованием для осаждения
сил тяжести и инерции.
а — поворот потока; б — закручивание-
потока
ниями между входом газожидкостного потока и выходом газа.
В вертикальных сепараторах с Н0 более 600 мм сепарация практи-
чески не улучшается. Для равномерного распределения скоростей
газового потока по сечению аппарата в пределах сепарационной зоны
необходимо, чтобы, расстояние между штуцерами входа и выхода
газа (по вертикалй) было равно Но 4- DI2.
В горизонтальных сепараторах увеличение длины сепарацион-
ного пространства Lo более 3 м приводит к некоторому повышению
8»
степени сепарации. Можно повысить допустимые скорости в го-
ризонтальных сепараторах без изменения степени сепарации, если
Zo более 3 м. Новые значения допустимой скорости газа можно
найти путем введения коэффициента Ко
Я0 = (^)°’5в, (38)
где Ко — поправочный коэффициент; Lo — фактическое расстояние
между штуцерами входа и выхода газа для горизонтального сепа-
ратора.
При этом новая скорость будет равна (в м/с):
W = W0K0. (39)
Все перечисленные типы ввода потока в аппарат интенсифици-
руют его работу, улучшают качество сепарации. Для этой же цели
в гравитационных сепараторах следует использовать силы инерции
(рис. 23).
СЕПАРАТОРЫ С НАСАДКОЙ
Для увеличения производительности сепараторов, повышения
эффективности и качества сепарации применяются отбойные насадки
различных типов.
Отбойные насадки устанавливаются в секции влагоулавливания
и в верхней части колонных аппаратов.
Капли жидкости в насадках осаждаются в основном под дей-
ствием сил инерции. Роль турбулентного переноса капель относи-
тельно мала. На рис. 24 показаны насадки, общность процессов
в которых заключается в способе отделения капельной жидкости из
газового потока и отвода ее из насадки. При работе сепаратора на
элементах этих насадок постепенно укрупняются капельки жид-
кости, образуя в нижней части насадок пленку жидкости, из которой
формируются капли, под действием силы тяжести периодически
стекающие вниз. Поток газа действует на эти капли и пленку жид-
кости, и при определенной скорости газового потока нормальная
работа сепаратора нарушается в результате прекращения стекания
капель вниз, увлечения жидкости в направлении движения газового
потока и срыва пленок с верхней кромки насадок.
Широкое распространение в зарубежной практике, а в последние
годы и в отечественной, в качестве устройств для отделения капель
жидкости от газа или пара получили вязаные проволочные сетки.
Эффективность проволочных отбойников, по данным зарубежных
источников, превышает 99% в широком диапазоне скоростей.
При малых скоростях газового потока капли жидкости проходят
между проволочками, что определяет малую эффективность отбой-
ника. При высоких скоростях газа жидкость накапливается в отбой-
нике и наблюдается вторичный унос.
90
Допустимая скорость определяется:
— плотностями газа и жидкости;
— поверхностным натяжением на границе раздела фаз газ —
жидкость;
— вязкостью жидкости;
— удельной поверхностью сетки;
— начальной влажностью;
— наличием взвешенных твердых
частичек.
б
Рис. 24. Элементы сепараторов с капельным и пленочным дренажом
жидкости.
Насадки: а, б, е — жалюзийные; в кольца Рашита; г — сетчатая; 0, ж —
уголковые
В отбойниках с насадкой для обеспечения высокой эффективности
сепарации скорость газа должна быть максимально высокой, но не
вызывающей вторичного уноса жидкости.
Перепад давления в отбойнике из проволочной сетки колеблется
в пределах 50—500 мм вод. ст. Перепад давления зависит, конечно,
от скорости газа. С увеличением нагрузки по капельной жидкости
перепад давления увеличивается, так как слои сетки начинают
заполняться жидкостью, тем самым сокращая площадь поперечного
сечения, свободного для прохождения газового потока. При больших
нагрузках по жидкости в отбойнике образуется «уровень» жидкости
(рис. 25, а).
91
Из изложенного следует, что в работе сетчатого отбойника можно
наблюдать три периода;
— жидкость отбивается в сетке и накапливается в нижней части
насадки, образуя слой в 25—50 мм;
— с увеличением скорости накопившаяся жидкость «кипит»,
одновременно повышается ее уровень в отстойнике. При этом пере-
Рис. 25. Рекомендуемая схема раз-
мещения сетчатого отбойника в вер-
тикальном (а) и горизонтальном (б)
сепараторах.
1 — вход газа; 2 — выход отсепарирован-
ного газа; з — сетчатый отбойник; 4 —
максимальный уровень жидкости; 5 — вы-
ход жидкости; в — уровень жидкости
в насадке
пад давления увеличивается, но становится неустойчивым, постоянно
изменяясь;
— при дальнейшем увеличении скорости перепад давления
в отбойнике изменяется еще резче, начинается вторичный унос.
Эффективность работы сетчатого отбойника во многом зависит
от его расположения в корпусе (см. рис. 25). Согласно зарубежным
источникам наилучшие результаты можно получить при горизон-
тально расположенном отбойнике. В вертикально расположенных
отбойниках вторичный унос возникает при меньших скоростях.
Рис. 26. Профили жа-
люзийной насадки,
а, б, е, г, д — профили
1—5 соответственно
Известны сепараторы с наклонно расположенными сетчатыми отбой-
никами. Толщина отбойников не превышает 300 мм (70—80 слоев
сетки). Элементы отбойника (слои плетеной проволочной сетки) укла-
дывают на опорную решетку. Последнюю изготавливают из полос
или прутков. В аппаратах большого диаметра отбойники для удоб-
ства монтажа делают секционными. В любом случае площадь живого
сечения решетки по отношению к площади поперечного сечения
аппарата не должна быть меньше свободного сечения насадки.
Рукава сетки в секции отбойника следует укладывать слоями
поочередно вдоль и поперек секции. Монтаж секции отбойника
в аппарате должен обеспечивать плотное прилегание слоев сетки
друг к другу и к стенкам сосуда (или к обечайке отбойника).
Сепараторы с жалюзийной насадкой. Жалюзи представляют
собой набор листовых элементов определенной конфигурации (рис.
92
26), собранных в пакеты. Как видно из рисунка, профили жалюзи
могут быть весьма различными. Принцип действия жалюзийного
пакета во многом схож с действием центробежных сепараторов.
В криволинейных каналах между жалюзи капли жидкости, содер-
жащиеся в газе (паре), под действием инерционных сил и молекуляр-
ного трения осаждаются на поверхностях элементов. При этом
| образуется тонкая, ламинарно стекающая вниз пленка, которая
затем собирается в специальном устройстве и выводится из системы
через гидрозатвор. Жидкость при нормальных условиях отделяется
и стекает в основном во входных участках криволинейных профилей.
При скорости газа в жалюзи, превышающей оптимальную, может
происходить срыв пленки газовым потоком, вторичное увлажнение
последнего и унос жидкости за пределы сепаратора. Допустимая
скорость газового потока в жалюзи зависит от его профиля, расстоя-
ния между элементами, их высоты, а также от свойств обрабатывае-
мых продуктов и от начального содержания в них жидкости. Исследо-
ваниями установлено, что чем толще пленка, тем при меньшей ско-
рости газа начинается процесс ее срыва. Таким образом, для жалюзи
каждого профиля и расстояния между ними существует своя опре-
деленная (критическая) скорость, при которой происходит срыв
пленки. Эта скорость и является определяющей при расчетах сепара-
торов, в которых используется жалюзийная насадка. При разра-
ботке жалюзийных насадок для сепараторов (см. рис. 26) особое
внимание конструктор и технолог должны уделить выбору профиля
криволинейных пластин, руководствуясь следующими соображе-
ниями.
1. В жалюзи не рекомендуется делать острые углы на сгибах
(см. рис. 26, н), так как это приводит к местному срыву жидкости
с углов.
2. Уменьшение шага пластин в общем случае в связи с увеличе-
нием удельной сепарирующей поверхности приводит к снижению
толщины пленки; критическая скорость при этом возрастает (сравни
рис. 26, в и 26, г).
3. При чрезмерном увеличении числа пластин и, следовательно,
снижении расстояния между ними может происходить «закупорка»
каналов жидкостью, так как толщина отсепарированной пленки ста-
новится соизмеримой с расстоянием между пластинами (см.рис. 26, б).
4. Увеличение ширины пакета снижает влияние начальной
влажности на величину допустимой скорости набегания.
Жалюзийная насадка широко применяется как в газонефтяных,
так и в чисто газовых сепараторах.
ЦИКЛОННЫЕ СЕПАРАТОРЫ
Для эффективной работы сепаратора необходимо использование
целого ряда технологических приемов и конструктивных составля-
ющих. Необходимый и достаточный набор этих элементов диктуется
назначением сепаратора, конкретными условиями его применения.
В качестве примера рассмотрим работу газонефтяного сепаратора
с использованием гидроциклона (рис. 27).
93
Принцип действия циклонного сепаратора основан на использо-
вании центробежной силы для отделения жидкости от газа. Газо-
нефтяная смесь вводится в гидроциклон 1. При правильной конструк-
ции циклона основная часть жидкости движется по стенке циклона,
а отделившийся газ выводится через центральную трубу. Затем
нефть, содержащая остаточный газ, плавно стекает на сливные
полки 3, движется по ним тонкой пленкой, что способствует выделе-
нию из нефти газа. С полок нефть плавно стекает на уровень раздела
газ — нефть. Далее нефть движется в сторону выхода из аппарата,
из нее выделяется газ, который может быть выделен в сепараторе,
Рис. 27. Газонефтяной гидроциклонный сепаратор.
I — вход газонефтяной смеси; II — выход нефти; III — выход газа; 1 — гидро-
циклон; 2 — емкость; з — сливные полки; 4 — отбойник для предварительной
сепарации газа и гашения пены; 5 — отбойник окончательной сепарации; 6 — регу-
лятор давления; 7 — регулятор уровня; 8 — исполнительный механизм
и она выводится из последнего. Выход нефти регулируется по уровню
раздела. Газ проходит предварительную 4 и окончательную очистку
от влаги 5, объединяется с газом, выделенным в циклоне, и выводится
из системы через регулятор давления 6.
Циклонная сепарация весьма эффективна. Циклон можно уста-
навливать внутри сепаратора или снаружи. Примером наружного
расположения циклона может служить конструкция, разработанная
институтом Гипровостокнефть и достаточно широко применяемая
в нефтяной промышленности нашей страны. Такие конструкции
используются в установках типа «Спутник» и других аппаратах.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕПАРАТОРОВ В УСТАНОВКАХ ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ И ГАЗА
В установках подготовки нефти наиболее распространены гори-
зонтальные сепараторы. Их устанавливают как на первых, так и на
концевых ступенях сепарации. Известно, что в газонефтяной смеси,
поступающей на центральный пункт сбора, содержится значитель-
ное количество механических примесей. В этих условиях наиболее
рационально применение вертикальных сепараторов, имеющих хоро-
94
ший естественный сток. Однако, как было показано выше, горизон-
тальные сепараторы имеют более высокую единичную производи-
тельность. Это преимущество оказалось решающим, и горизонталь-
ные нефтегазосепараторы применяются наиболее широко. Кроме
того, вертикальные сепараторы неудобны в обслуживании при необ-
ходимости их установки на постаменты высотой 6—12 м. Приме-
няются одно- и двухкорпусные горизонтальные цилиндрические
сепараторы. Двухкорпусные сепараторы менее распространены на
промыслах, так как они обычно имеют меньшую площадь газового
потока и меньшую поверхность контакта по сравнению с однокорпус-
ными сепараторами сопоставимой стоимости. Время отстоя жидкости
в двухкорпусных сепараторах также меньше, чем в однокорпусных.
При необходимости очистки газа от капельной жидкости в газо-
нефтяных сепараторах применяют отбойники различных конструк-
ций и устанавливают их в сепараторах. Два отбойника часто уста-
навливают последовательно, если требования к уходящему из сепа-
ратора газу по наличию капельной жидкости очень высоки. Это бы-
вает в тех случаях, когда газ направляют на компрессорные станции.
Два отбойника можно установить и для параллельной работы, если
производительность по газу особенно велика.
В шестидесятые годы в нефтяной промышленности широко исполь-
зовались горизонтальные газонефтесепараторы с гидроциклонными
приставками (см. рис. 27), позволяющими интенсифицировать ра-
боту сепаратора. Однако гидроциклонные сепараторы неодинаково
эффективно работают на месторождениях с различными газовыми
факторами. Так, при газовых факторах 300—400 м8/м3 (объедине-
ние Грознефть) отмечается их неустойчивая работа. Кроме того,
резкое изменение объема поступающей смеси также снижает эффектив-
ность их работы. Поэтому применять их следует только после тща-
тельного анализа всех условий.
Вертикальные сепараторы более широко применяются в уста-
новках подготовки газа. При невысоких и средних производитель-
ностях им следует отдавать предпочтение при необходимости раз-
деления трех фаз: газа, конденсата и воды. По сравнению с горизон-
тальными сепараторами условия отделения жидких фаз от воды
в вертикальном аппарате наиболее благоприятны. Кроме того, в усло-
виях множества разнообразных аппаратов на газоочистных и газо-
бензиновых производствах, небольшая площадь, занимаемая верти-
кальными сепараторами, — важное преимущество.
Выбор сепаратора того или иного типа должен осуществляться
на основе технико-экономического анализа с минимизацией приве-
денных затрат при сопоставимости'качества продукции.
МЕТОДИКА ПОДБОРА И РАСЧЕТА СЕПАРАТОРОВ
Правильный подбор и расчет газонефтяных и газовых сепарато-
ров очень важен при проектировании установок подготовки нефти
и газа, обеспечивающих их будущую работоспособность и высокую
эффективность. Однако в зарубежной и отечественной литературе
95
и конкретной расчетной практике используется множество различ-
ных методик, при применении которых полученные расчетные пока-
затели значительно отличаются друг от друга (30—50%). В институте
Гипровостокнефть в течение длительного времени велись широкие
исследования работы сепараторов на нефтях с различными физико-
химическими свойствами в таких нефтяных районах, как Куйбышев-
ская область, Татарская АССР, Западная Сибирь, Мангышлак и др.
Изучались и обобщались методики расчета отечественных и зару-
бежных авторов. На базе указанной работы была разработана при-
водимая ниже методика, оспованная на эмпирических зависимостях
и дающая возможность определить конструктивные параметры сепа-
раторов и их элементов, а также область применения сепараторов
различных типов в зависимости от конкретных условий.
Исходные данные для расчета
газонефтяных сепараторов
Методика предусматривает решение задач двух типов:
— по известным производительности сепаратора по нефти и газу,
физико-химическим свойствам нефти и газа, требуемому качеству
сепарации определить тип и конструктивные параметры сепаратора;
— по известным конструкции и размерам сепаратора, а также
физико-химическим свойствам нефти и газа и требуемому качеству
сепарации определить производительность сепаратора.
Расчетные схемы газонефтяных сепараторов. Расчетные схемы
(рис. 28) служат для четкого представления о применимости формул
и рекомендаций при расчете конструктивных размеров сепараторов
или их производительности по газу и нефти.
Принятые обозначения: гравитационные сепараторы, не содер-
жащие распределительных сеток и отбойных насадок — I ~ III;
содержащие отбойные насадки — IV 4- X, с гидроциклоном — XI.
В обозначение гравитационных сепараторов, содержащих распреде-
лительные сетки, вводится индекс «Р», например (рис. 29) — ПР,
VIIP. В обозначения гироциклонных сепараторов вводится индекс
«Г», например VIIIPP.
Формулы для определения производительности сепараторов или
их конструктивных размеров. В основу расчета производительности
и размеров сепараторов положены эмпирические зависимости. Они
связывают производительность сепараторов по газу или нефти
с основными конструктивными размерами сепарационной емкости,
параметрами процесса и физико-химическими свойствами обрабаты-
ваемых продуктов.
Производительность сепараторов по газу и размеры сепарацион-
ных емкостей, не имеющих отбойных насадок, определяются по
формуле
(40)
1 Ро Т z v '
где Vr — производительность сепаратора по газу, м3/сут;
96
Рис. 28. Принципиальные схемы газонефтяных сепараторов и их эле-
ментов (I—XI)
W1 = 0,75 4- 0,8vr j/ pHp-gJ- -
(41)
допустимая скорость газа в сепараторе, м/с; уг — постоянный коэф-
фициент, зависящий от степени очистки газа в сепараторах без от-
бойных насадок, м/с (табл. 2); рн — плотность нефти в рабочих
7 Заказ 1495 97
условиях, кг/м3; рг — плотность газа в рабочих условиях, кг/м3;
Sr — площадь поперечного сечения сепаратора, м* 2; р0 — абсолют-
ное атмосферное давление, кгс/см2; р — абсолютное давление при
сепарации, кгс/см2; То — абсолютная стандартная температура, К;
Т — абсолютная температура при сепарации, К; z0 — коэффициент
Рис. 29. Примеры компоновок
газонефтяных сепараторов с ра-
спределительными сетками и гид-
роциклонами.
Тип: а — ПР; б — VHP; е — IX Р; г —
УШРГ
б
сжимаемости газа в стандартных условиях; z — коэффициент сжимае-
мости газа в рабочих условиях.
Таблица 2
Степень сепарации Удельный унос жидкости, кг/кг « Vr ** vr р ***
Высокая <200-10-5 0,03 0,075 500
Средняя 500-10-5 0,047 0,117 200
Низкая >1000-io-6 0,061 0,150 100
* Гравитационный вертикальный сепаратор.
** Гравитационный горизонтальный сепаратор.
*** Безразмерный коэффициент, учитывающий удельный унос жидкости.
Производительность по газу и размеры сепарационных емкостей
с отбойными насадками определяются по следующей формуле:
У; = 8,64-104Ж2ф-5г-^--^^> (42)
где Vr — производительность сепаратора по газу, м3/сут;
тд/ ___ К Г gH (Рн рг) ~]0»25
2 L (рг)2 J
(43)
98
допустимая скорость газа в насадке, м/с; Б — постоянный коэффи-
циент, зависящий от степени очистки газа в сепараторах с отбойными
насадками, м/с (табл. 3); <тн — поверхностное натяжение на границе
нефть — газ, дин/см; ср — живое сечение отбойной насадки, м2/м2
(табл. 3).
Таблица 3
Отбойная насадка ги/ги ‘Л Расположение отбойной насадки
гори- зон- таль- ное вертикальное
удельный унос жидкости, кг/кг
а Ю । e-Of ‘09 20- Ю-5 9-01-0Т 1 «-ore «-01Т
Значение коэффициента Б
Жалюзийная Сетчатая Уголковая 0,9 0,98 0,30 0,10 0,10 0,10 0,19 0,19 0,18 0,18 0,16 0,16 0,50 0,15 0,15 0,41 0,14 0,14 0,32 0,13 0,13
Обе формулы (40), (42) справедливы для сепараторов всех типов
независимо от длины емкости, в том числе для горизонтальных сепа-
раторов, не содержащих распределительные сетки при отношении
длины емкости к диаметру, равном 3:1, которое соответствует
оптимальной производительности по газу.
При других значениях отношения длины сепаратора к диаметру
в правую часть этих формул вводится поправочный коэффициент
к = 0,56 (Л/3£>),
где L — длина сепаратора, м; D — диаметр емкости, м.
Для сепараторов типов IX, X в правую часть формулы (42)
вводится коэффициент, равный двум.
Предлагается также упрощенный способ расчета производитель-
ности сепараторов по газу. Для этого уравнения (40) и (42) решаются
при следующих значениях параметров; р — 1 кгс/см2; L/D = 3 м/м;
Z = 0° С; рн = 1000 кг/м3; рг = 0,7 кг/м3; Wr = 0,03 м/с; ф =
= 0,2 м2/м2; <тн — 7 дин/см; Б = 0,1 м/с. Затем вместо каждого
члена уравнения подставляем соответствующие поправочные коэф-
фициенты. В результате уравнения (40) и (42) можно представить
в следующем виде:
v; = 9,8 • 10iSrklk.ik:tkikl>kf;k7-, (44)
v; = 1,89 • iOlSrk1k2k3kikik6k.!k&ke. (45)
Значения каждого коэффициента в уравнениях (40) и (42) в зави-
симости от изменения соответствующих параметров приведены на
рис. 30 и рис. 31.
7*
99
*2 I__I I_____I_________I________I—
1,21,82,93,0 • 9,5 6,0
9,0 L/D, м/м
Кз 1 0 20 90 60 । 1 .80 t,cC
*4 1 0,99 0,88 0,82 1 1 0,76 z
к5 । 1000 990 I . 880 820 и. — i 760 jiM, кг/м3
кб1 ^7 13,7 26,7 39,7 i I 52,7 рг,кг/мЗ
K7 I__________' i_____________i____________ ।
0,030 0-059 0,078 0,102 0,126 vr, м/с
Рис. 30. Зависимость поправочных коэффициентов к от Р, к2 от L/D, kg от t
°C, ki от г, къ от рн, къ от рг, от vr.
1,0 14 27 I/O 5J p,nre/CMZ
*2 I—J___I__I________I_______I________________I---------------1
1,2 7/ 3,0 6,5 6,0 9,0 L/D, м/м
*3 0^20 "(/35 "(/50 /65 0,80 <р,м2/мг '
I___________I___________I__________।________.——i----------1
0 20 90 60 80 t,°C
*5 I___________I___________I-----------1-----------1--------->
1,00 0,96 0,88 0,82 0,76 Z
*6 ।____________i----------i-----------1-----------1---------1
7 13 19 25 31 в*,дин/см г
<___________i_____._____i-----------1----------1----------->
1000 990 910 880 820 760 рн,кг/м^
*6 i-----------1----------1-----------1-----------1-----------1
0,7 13,7 26,7 39,7 52,7рГ,Хг/мЗ
*9 i__________Li___________I___________i-----------1----------1
0,10 0,18 0,26 0,36 0,92 6, м/с
Рис. 31. Зависимость поправочных коэффициентов к от р. кг от L/D\ kg от <р;
ki от t, к5 от z; к$ от ан, к7 от рн; ks от рг; ks от В
Производительность сепараторов по нефти. В основу расчетов
емкости сепараторов с учетом производительности по нефти поло-
жена зависимость
vH = >^v7,
(46)
где VH — производительность по нефти, м3/сут; Ф — рабочий газо-
вый фактор, м3/м3; V — объем жидкости в газонефтяном сепараторе,
м3; дя — удельная нагрузка по нефти (м3/сут)/м3 объема жидкости;
Vr — значения Vr или V7 из уравнений (40)—(45).
Рекомендуемые значения удельной нагрузки по нефти дя при-
ведены в табл. 4 в зависимости от типа газонефтяного сепаратора,
физико-химических свойств различных нефтей, задержки нефти
в сепараторе, а также с учетом пульсации газонефтяного потока
и возможного ценообразования.
Таблица 4
Параметр Газонефтяной сепаратор
г равит ационный ГИДрОЦИКЛОННЫЙ
в ертикал ь ный горизонтальный
Продолжительность пре- бывания нефти в аппарате Т, мин 10 10-20 4 4—20 2 2—10
Удельная нагрузка по не- фти (м3/сут)/м3 200 200—100 400 400—100 1000 1000—200
Данные, приведенные в графах 2, 4, 6 табл. 4, используются
при расчете сепараторов для непенящихся нефтей и при установив-
шемся движении потока. Применение сепарирующих элементов
(сливных полок) снижает продолжительность пребывания непеня-
щейся нефти в аппарате в среднем на 25%.
Удельная нагрузка по нефти принимается в каждом конкретном
случае в зависимости от назначения сепаратора и физико-хими-
ческих свойств нефти (наибольшее значение имеет вязкость жид-
кости).
Данные, приведенные в графах 3, 5, 7, используются при расчете
сепараторов для пенящихся нефтей и при пульсирующем поступ-
лении газонефтяной смеси. Удельная нагрузка по нефти принимается
в зависимости от степени пульсации и склонности нефти к цено-
образованию. Для сепарации пенящихся нефтей сепаратор должен
иметь пеногасящий отсек или устройства, предотвращающие или
снижающие ценообразование.
102
Формулы для расчета сливных полок. Ширина и угол наклона
полки рассчитываются по формуле Шези, в которой коэффициент
расхода определен по формуле Биля:
bh = 8,64 - КН Vm ту r Vh -= > (47) / 1000 „ s . 248 R 0,12 + 0,637 ^ + -^ У -
где Ъ — ширина сливной полки, м; h — высота слоя нефти на полке,
м;^Д — гидравлический радиус, м;
7? *
~ Ь + 2/i ’
i — гидравлический уклон; Re — критерий Рейнольдса;
Re = —;
v
v — скорость потока, м/с; v — кинематическая вязкость нефти,
м2/с; е — параметр шероховатости, е = 0,0008.
Формулы для расчета щелевых насадок. Щелевые насадки (см.
рис. 29, тип УШРГ), предназначенные для дополнительной дегаза-
ции нефти, устанавливаются в двухъемкостных сепараторах над
патрубком, соединяющим .верхнюю и нижнюю емкости. Насадки
можно устанавливать и в сепараторах других типов при перетоке
нефти между полками, на входе в сепаратор и т. д.
Насадки изготавливают из уголков и перфорированных листов.
Для расчета суммарной площади истечения щелевой насадки
(в м2) применена формула истечения жидкости из малых отверстий
в тонкой стенке
=-------Vh у— , (48)
щ 8.64 • 10V V 2gh
где р, — коэффициент расхода, р = 0,6; h — высота слоя нефти над
щелью, м; g —• ускорение свободного падения, м/с2.
Формулы для расчета гидроциклона. Формула для расчета гидро-
циклона получена совместным решением уравнений:
Уг = 67 824й2Ш—; (49)
Рп Т z
w = 900 V1- ’ (50)
где о„ — поверхностное натяжение на границе нефть — газ, кг/м.
В результате уравнение, отражающее зависимость производи-
тельности циклона от его размеров и параметров обрабатываемого
продукта, выглядит:
Vr = 610-10®dM5 (51)
103
Поправочный к о з ср ф и ц и е н т
I____________I___________I____________I___________I-----------1
0,7 13,7 26,7 39,7 52,7 рг,кг/мЗ
3 WOO 960 880 820 760 р^кг/м^
Кц ।___________I___________।------------1-----------1------------1
37'10^ 31-W'11 25-W~4 19-10^ 13-10'‘f Зк,кг/м
5 50-10^ ОО-Ю^ ЗО-Ю^ 20-10~ч Ю-10'чА,кг.с1м
*6 •-----------1-----------1-------------1----------1------------1
0,099 0,375 1,500 6,000 26,000 а, %
Д'/ _ - I » - I -i — >
0 20 90 Kg i 1 1 60 80 t,°G 1 * »
1.00 0,9ч 0,86 0,82 0,76 z
Рис. 32. Зависимость поправочных коэффициентов к от р±: к2 от рг; к3 от рн;
к^ от он; к, от рн; /с6 от g; fc7 от V, к9 от z
Производительность циклона так же, как и сепарационной
емкости, по данной методике можно определить упрощенным спосо-
бом. Для этого уравнение (51) решается при следующих значениях
параметров: он = 37-10-4кг/м; рг = 0,7 кг/м3; рн = 1000 кг/м3; <?=
= 0,1%; цн = 50-10"4 кг/с-м2; р = 1 кгс/см2; t = 0° С; z = 1.
Затем каждый член уравнения условно замещается поправочным
коэффициентом. В результате уравнение (51) можно записать:
V = 131 • 105 (52)
Значения поправочных коэффициентов в зависимости от измене-
ния соответствующих параметров приведены на рис. 32.
Последовательность расчета сепараторов
Рассмотрим последовательность расчета сепаратора для случая,
когда по заданным производительности сепаратора по нефти и газу,
физико-химическим свойствам продуктов (нефть, газ), требуемому
качеству сепарации необходимо определить размеры всех элементов
сепаратора.
В первую очередь по уравнениям (40), (42) или (40), (45) опреде-
ляют площадь поперечного сечения сепаратора (отбойной насадки).
При использовании упрощенных формул 5Г в зависимости от типа
сепаратора равна:
для сепараторов без отбойных насадок
тип I, ПР, ПРГ, ШР, ШРГ
е __________Vr_______.
958 • *
тип II, ПГ, III, шг
с __________Vr__________.
г 9,8 • 10‘4/c1fc2fc3/c4fc5fc8fc7fc8 ’
для сепараторов с отбойными насадками
типДУ, V, VIP—VIIIP, У1РГ— УШРГ
s =__________Y?__________.
г 1,89 30^^(1^8 ’
тип VI—VIII, Vir-VIIIP
г 1,89 • ’
тип IXP, ХР, 1ХРГ, ХРГ
г 3,78 • Vi^kykjzikik^k^k^k^ ’
тип IX, X, 1ХГ, ХГ
о ________________Хг______________
1 3,78 • W^kik^kskuk-Jt^k-jksk^
105
Далее по известной площади поперечного селения определяют
диаметр сепарационной емкости или отбойной насадки.
Для сепараторов различных типов диаметр равен:
тип I, IP, III, IIIP, ШРГ, ШГ, IV, IVP, VIII, VIIIP, Vllir,
VUIPr
D > 1/- -d— •
V 0,785 ’
тип II, ПР, ПГ, ЦРГ (при высоте уровня жидкости hH — 0,5.0)
V 0,785 ’
тип IX, IXP, 1ХГ, 1ХРГ, X, ХР, ХГ, ХРГ
О 1/.
V 2-0,785
Для сепараторов типа V, VP, VI, VIP, VIP, VIPP, VII, VIIP,
VHP, VIIPP диаметр определяется из условия рационального раз
мещения отбойной насадки с учетом удельной нагрузки сепараторов
по нефти. При этом минимальный диаметр одно емкостного сепара-
тора, нефтяной секции секционного или нижней емкости двухъем-
костного горизонтальных газонефтяных сепараторов должен быть не
менее:
D = hi 4- /г3 + + 2d,
где hi — минимальный уровень жидкости, hi = 0,3 м; h2 — предел
регулирования, h2 — 0,3 м; h3 — высота слива жидкости, h3 =
= 0,2 м; d — диаметр входного патрубка или D = 0,8 + 2d.
Затем следует определять высоту или длину сепараторов. Высота
вертикальных сепараторов равна:
тип I, IP
Н + hi + h2 + h3 + hi,
hi +/i2 = hH = (14-3)0; h?,^JJ- Л4^0,6м;
тип IV, V, IVP, VP
H = hi 4- h2 h3 4~ h& 4- h,
где (hi 4~ h2), h3, ht принимают так же, как и для типа I, IP; h —
высота отбойной насадки.
Длина горизонтальных сепараторов равна:
тип п, ш, ПГ, ШГ.
Длина определяется из принятого отношения длины сепаратора
от входа газонефтяной смеси до выхода газа к диаметру:
4=т> L=3D-
тип VI 4- X, Vir -4 ХГ
106
Длина газосепаратора Z до отбойной насадки определяется из
принятого отношения длины к диаметру:
4=4-’ L=3D-
Длина газосепаратора
ZLj = L -|-1 -р 1,5^0,
где I — длина отбойной насадки; d0 — диаметр выходного патрубка.
Типы ПР, ПРГ, ШР, ШРГ
Число сеток, обеспечивающих выравнивание скорости газа,
nSs 0,16
Jo
где S — площадь газосепаратора, м2; So — площадь поперечного
сечения входного патрубка, м2; No —• коэффициент неравномерности
потока на входе; (7V0 = 1 — при вводе продукции соосно аппарату,
JV0 = 1,5 — при вводе продукции под прямым углом к оси аппарата);
Ц — расстояние от входа газа до первой сетки
ZiSs 1,5Z>;
Z2 — расстояние между сетками
Z23sO,15Z>;
Z3 — расстояние от последней сетки до выхода газа
Z3^O,28tZol
|/ dg
Общая длина газосепаратора (при п = 2)
д = 1,65/> + 0,28do - 1 •
Типы VIP-XP, У1РГ-ХРГ
Число сеток, обеспечивающих выравнивание скорости газа,
расстояние до сетки, расстояние от сетки до отбойной насадки опре-
деляются по зависимостям п, lit 12, приведенным ранее.
Длина газосепаратора
Lr = 1,65Z> 4-1 -j- 1,5(Z0.
После определения на основании расчета по газу основных
размеров технологической емкости газонефтяного сепаратора эти
размеры (длину, диаметр емкости) уточняют на основании расчета
по нефти (по величине удельной нагрузки по нефти, рекомендуемые
значения которой представлены в табл. 4).
Если величина фактической удельной нагрузки по нефти ока-
жется больше допустимой, необходимо увеличить длину одноемкост-
107
ного, нефтяной секции — секционного, нижней емкости — двух-
емкостного газонефтяных сепараторов.
После определения диаметра сепаратора, его длины или высоты
следует рассчитать сливные полки. Ширина полок (В) определяется
Рис. 33. Производительность газосепаратора без отбойной насадки,
тыс. м3/сут
из уравнения (47). По этой же формуле можно найти угол наклона
полки, который равен гидравлическому уклону i при равномерном
движении жидкости.
Последовательность расчета гидроциклона (рис. 35).
108
Таблица 5
Результаты расчетов по определению допустимых производительностей по нефти и размеров
конструктивных элементов гидроциклонов
Наименование Оптимальное отно- шение размеров Диаметр гидроциклона, d мм
160 200 250 300 350 400 450
Максимальная производитель- ность по нефти, м3/сут __ 550 1000 1500 2200 3200 4000 5500
Скорость входа газонефтяного по- тока, м/с — 13-30 15-30 17-30 18-30 20-30 22-30 23-30
Диаметр направляющего патруб- ка, мм d = 0,5d 75 100 125 150 175 200 225
Ширина входного патрубка, мм Ъ = 0,25d 37,5 50 62,5 75 87,5 100 112,5
Высота входного патрубка, мм а = 0,5d 75 100 125 150 175 200 225
Площадь входного патрубка, см2 SBX = 0,125d 28 50 77 ИЗ 152 200 254
Радиус отбойника секции перето- ка, мм г = 0,3d 45 60 75 90 105 120 135
Длина цилиндрической части, мм L = 34-5d 750 1000 1250 1300 1300 1300 1300
Длина направляющего патрубка, мм ln = l-?l,5d 150 200 250 300 350 400 450
Угол наклона входного патрубка а x 10—15°
Угол наклона отбойника секции перетока a2 30°
В первую очередь по формуле (51) или (52) определяют диаметр
гидроциклона. Он равен:
d = 1’715/------------=---------—------=------------
1/ д , Л ins 1/Г(Тн З/—4/ Л Г 1 Р То г0
' 610-105 I/ у UhVPh I/--------------3-----
Г Рг г ,н г НН у q р J
или
d = 1 п/ Уг__________
Г 131 • lO^fcifczkgk.ikbfcekfkg
Оптимальные соотношения конструктивных элементов и макси-
мальная производительность гидроциклонов, определенные на осно-
вании экспериментальных исследований и промышленных испытаний
гидроциклонов различных диаметров, представлены в табл. 5.
Необходимую площадь входного патрубка определяют из уравне-
ния
5
вх
8,64 • 104VBX
(53)
Величина 5ВХ, определенная по этому уравнению, не должна
быть больше, чем приведенная в табл. 5. В противном случае сле-
дует применять гидроциклон большего диаметра или несколько
гидр оциклонов.
Производительность гидроциклона по газу определяется по
уравнениям (51), (52).
Производительность по нефти определяется по уравнению
Р То zo
Vr _ 67 824^--^
V « ~ 'ф~ ~ Ф--
(54)
Я. э>
где Vb э — максимальная производительность по нефти, полученная
на основании экспериментальных данных и моделирования гидро-
циклонов в условиях сепарации нефтей восточных районов (см.
табл. 5); Ф — рабочий газовый фактор, м3/м3; То — абсолютная
стандартная температура, К; Т — температура сепарации, К; р —
абсолютное давление сепарации, кгс/см2; р0 — абсолютное атмо-
сферное давление, кгс/см2.
Расчет газонефтяных сепараторов при помощи номограмм. Но-
мограмма (рис. 33) построена на основании формулы (40), а номо-
грамма (рис. 34) — на основании формулы (42).
Номограммы позволяют определить основные размеры: диаметры
газосепараторов всех типов, длины горизонтальных сепараторов,
не содержащих распределительных сеток (задача 1), а также опреде-
лить производительность по газу при различных параметрах сепара-
ции и физико-химических свойствах нефти и газа (задача 2).
Решение задачи 1 — нахождение диаметра (площади поперечного
сечения) производится со вспомогательного поля (удельный унос
НО
жидкости, коэффициент скорости) снизу вверх с исходного значения
производительности по газу и удельного уноса жидкости.
Рис. 34. Производительность газонефтяных сепараторов с отбойной
насадкой, тыс. м3/сут.
Последовательность движения по вспомогательным полям номо-
граммы — от исходного значения параметра к значению параметра,
по которому построено основное поле номограммы, обозначенному
на вспомогательном поле жирной линией.
Решение задачи 2 — определение производительности по газу
производится обратным задаче 1 путем — сверху вниз.
111
Пример 1. Номограмма (см. рис. 33). Горизонталь-
ный газонефтяной сепаратор (газосепаратор) диаметром 2 м, при
давлении 25 кгс/см2, длине 6 м, температуре 40° С, коэффициенте
сжимаемости 0,8, плотности нефти в рабочих условиях 750 кг/м3,
плотности газа в
Пример расчета
стандартных условиях 0,7 кг/м3, коэффициенте
скорости 0,075 м/с, удельном уносе жид-
кости 200 • 10“ 5 кг/кг имеет производитель-
ность по газу 3206 тыс. м3/сут.
Пример 2. Номограмма (см.
рис. 34). Горизонтальный газонефтяной се-
паратор (газосепаратор), содержащий отбой-
ную насадку жалюзийного или сетчатого типа
диаметром 2,2 м, при давлении 10 кгс/см2,
длине 13,2 м до отбойной насадки, живом
сечении насадки 0,85 м2/м2, температуре
сепарации 50° С, коэффициенте сжимаемо-
сти — 1, поверхностном натяжении на гра-
нице нефть — газ — 21 дин/см, плотности
нефти в рабочих условиях 900 кг/м3, плот-
ности газа в стандартных условиях 1,2 кг/м3,
коэффициенте скорости 0,15 м/с, удельном
уносе жидкости 10-10“5 кг/кг имеет произ-
водительность по газу 1875 тыс. м3/сут.
газонефтяного сепаратора. Рассмотрим задачу
по расчету одноемкостного гравитационного газонефтяного сепара-
тора с отбойной насадкой.
Определить основные конструктивные размеры сепаратора
Исходные данные:
Производительность по нефти VH, м3/сут 5000
Давление сепарации дабс, кгс/см2 .... 7
Рабочий газовый фактор Ф, м3/м3......... 100
Плотность нефти рн, кг/м3............... 800
Плотность газа рг, кг/м3................ 1,3
Поверхностное натяжение на границе нефть —
газ сгн, дин/см ....................... 25
Температура газа в сепараторе t, °C . . . 60
Тип отбойной насадки....................жалюзий-
ный пакет
Расположение насадки . . . . ;..........вертикаль-
ное
Живое сечение отбойной насадки <р, м2/м2 0,8
Необходимое качество сепарации газа е, кг/кг 20 • 10' 3
Коэффициент скорости В, м/с ............... 0,16
Тип сепаратора ......................... VI
1. Площадь поперечного сечения отбойной насадки определим для
сравнения по эмпирической формуле (42) и по упрощенной формуле
с учетом поправочных коэффициентов (см. рис. 31):
. Q__________________________500 000_________________________2.
а' °г Г 25 (800 — 9,1) до,25 7 273 1 4 М ’
8,64 • 10< • 0,16 • 0,8 9д2 J у -333 у
112
б) к2 = 6,5; к2 — 1; /с3 = 4; /г4 = 0,81; &5 = 1; &в = 1,4;
/«7 = 0,93; /с8 = 0,28. /с9 = 1,7.
_______________500 000____________ ? nq 2
г>г 1,89 • 10* • 6,5 • 1 • 4 • 0,81 • 1 • 1,4 • 0,93 • 0,28 • 1,7 М ‘
2. Определим диаметр сепаратора
в^/^=/Ж=2’26 -
Принимаем диаметр сепаратора равным 2,4 м.
3. Длина сепаратора до отбойной насадки, исходя из принятого
ix , / L \0’56 »
коэффициента к = (I =1.
4" = 3, L = 30 = 3 • 2,4 = 7,2 м.
4. Общая длина сепаратора
£1 = Ы-/ + 1,5й0 = 7,2 + 0,3 + 1,5.0,2 = 7,8м.
5. Объем сепаратора равен
V = LrF = 7,8 • 0,785 • 2,42 = 35,2 м3.
При заполнении аппарата по высоте 0,5 D объем жидкости со-
ставит 17,6 м3.
6. Определим фактическую удельную нагрузку по нефти
= ТДГ = 284 (м3/сУт)/м3
Фактическая удельная нагрузка меньше рекомендуемой —
400(м3/сут)/м3 (см. табл. 4).
7. Унос нефти с газом определим по формуле
qy = Vrpoe = 500 000 • 1,3 • 20 • 10~5 = 130 кг/сут.
8 Заказ 1495
Глава V
УДАЛЕНИЕ ИЗ НЕФТИ ВОДЫ, МЕХАНИЧЕСКИХ
ПРИМЕСЕЙ И МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССОВ
ПРОМЙСЛОВОГО ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ
Технологической особенностью установок промыслового обезво-
живания и обессоливания нефти является зависимость эффективности
их работы от принятой системы сбора нефти и газа и ее параметров.
При самотечных системах сбора нефть длительное время находится
в резервуарах, подвергается неоднократно внутрипромысловым пере-
качкам, что повышает стойкость нефтяных эмульсий, для разруше-
ния которых требуются повышенные температуры, большие расходы
реагентов и значительное время пребывания в обезвоживающих
аппаратах.
Длительное пребывание нефти в сырьевых резервуарах приводит
в свою очередь к значительным потерям легких фракций, причем
потери эти могут достигать 2—5% от общей добычи. Используемые
в настоящее время системы сбора нефти и газа создают хорошие
предпосылки для повышения эффективности процессов обезвожива-
ния и обессоливания. Однако и в этом случае для более успешной
работы установок подготовки нефти при ее сборе применяют несколько
технологических приемов. К ним относятся: ввод реагента в опти-
мальном для данных условий месте (скважина, замерная установка,
одна из ступеней сепарации), сохранение естественного тепла про-
дукции скважин, использование аппаратов-турбулизаторов, капле-
образователей и т. д. Несоблюдение перечисленных условий приво-
дит к переохлаждению потока, кристаллизации парафинов, к обра-
зованию и стабилизации нефтяных эмульсий, и следовательно,
к резкому снижению эффективности, производительности и повыше-
нию эксплуатационных расходов на работу аппаратов для отделения
от нефти пластовой воды, механических примесей и солей. В таких
условиях, так же как и при самотечной системе сбора, весь процесс
разрушения и расслоения стабилизированной нефтяной эмульсии
происходит в аппаратах, т. е. сырье в них находится от нескольких
часов до нескольких суток и фактически превращает их в устройства
периодического действия. Напротив, умелое использование в систе-
мах сбора указанных технологических приемов позволяет предот-
вратить образование стойких нефтяных эмульсий или посредством
продолжительного эффективного воздействия деэмульгатора на водо-
нефтяную смесь подготовить ее к разделению. Для разделения раз-
рушенной или подготовленной к окончательному разрушению (за
пределами аппарата) эмульсии используется отстойная аппаратура.
114
В отличие от традиционных отстойников, в которых в условиях,
близких к статическим, в течение многих часов разрушались эмуль-
сии, аппараты современных установок следует называть в соответ-
ствии с их назначением отстойниками-водоотделителями. Сырье
должно находиться в них 0,25—0,5 ч.
Герметизация процесса, комплексное решение технологических
задач в системе сбора и подготовки нефти позволяют организовать
высокоэффективный и высокопроизводительный непрерывный про-
цесс обезвоживания и обессоливания в аппаратах, работающих под
избыточным давлением. Несмотря на то, что сосуды, работающие
под давлением, имеют ограниченный объем (цилиндрические — до
200 м3, сферические — до 600 м3), их высокая производительность
при правильной организации технологического процесса позволяет
упростить установки подготовки нефти, значительно сократить
занимаемые ими площади, снизить капитальные вложения и эксплуа-
тационные расходы.
КЛАССИФИКАЦИЯ АППАРАТОВ
По основному назначению технологического процесса аппараты
для обезвоживания и обессоливания нефти делятся на:
— гравитационные отстойники-водоотделители;
— электродегидраторы (аппараты, в которых электрическое поле
используется для обезвоживания и обессоливания).
Эффективность процессов во многом определяется направлением
движения основных технологических потоков внутри сосудов. Сле-
дует различать следующие направления движения потоков: гори-
зонтальное; вертикальное (с промывкой через слой пластовой воды);
встречное вертикальное гравитационное; встречное вертикальное
при скоростях, превышающих скорости гравитационного всплыва-
ния глобул нефти и осаждения капель воды; перекрестное.
По форме и положению в пространстве аппараты делятся на:
горизонтальные, вертикальные, цилиндрические и сферические.
Проведем сравнительную оценку эффективности работы трех
аппаратов различной формы при условии, что объем каждого из
них равен 300 м3. На рис. 36 приведены схемы аппаратоы с верти-
кальным движением основных потоков. Объем отстойника горизон-
тального, вертикального и шарового равен соответственно:
7г = лЯ2£; 7в = л/?2Я; =
О
При диаметре, равном 3,4 м, длина и высота цилиндрических
сосудов будут равны L = Н = 22,8 м; диаметр шарового сосуда
D 6,8 м. Максимальная площадь поперечного сечения горизон-
тального отстойника (м2) значительно превышает площади двух
Других:
8r = DL~78; 8В = лП2/4 ~ 9,1; 8Ш = л7?1 ~ 36,2.
8*
115
Известно, что при гравитационном разделении эмульсии более
эффективен аппарат, в котором скорость движения жидкости меньше.
При вводе в рассмотренные сосуды одинакового количества жидкости
и равномерном распределении ее по сечению аппарата наиболее
эффективен горизонтальный отстойник, так как скорость подъема
жидкости в нем — наименьшая. Необходимо отметить, что в гори-
зонтальном аппарате в рассмотренном случае (см. рис. 36, II) осу-
ществлен принцип вертикального движения потоков. При меньшей
И£=Const
Рис. 36. Схемы отстойников с вертикальным направлением движе-
ния основного потока.
I — цилиндрический горизонтальный; II — цилиндрический ' вертикаль-
ный; III — сферический; 1 — зона наибольшего горизонтального попереч-
ного сечения
площади поперечного сечения преимуществом вертикального от-
стойника является движение потока с постоянной скоростью по всей
высоте аппарата. В горизонтальном аппарате скорость, как видно
из рисунка, сначала уменьшается, а затем возрастает. В сферическом
остойнике изменение скоростей наиболее резкое, что значительно сни-
жает эффективность его работы. К недостаткам горизонтального
отстойника следует отнести его небольшую высоту. В результате
отстоя неоднородной смеси образуются два слоя отстоявшихся фаз,
между которыми находится слой еще не отстоявшейся смеси. Чтобы
при выводе из аппарата любой чистой фазы предотвратить уносы
частиц другой фазы, необходимо иметь слой чистой фазы достаточ-
ной высоты. В горизонтальном отстойнике высота ограничивается
диаметром, поэтому при его конструировании следует при требуемом
объеме выбирать наибольший из возможных диаметров. К преиму-
ществам вертикальных аппаратов относится наличие в них естествен-
116
ного дренажа, что особенно важно при большом количестве механи-
ческих примесей в продукции скважин.
Максимальная площадь поперечного сечения особенно важна
для аппаратов, в которых используется электрическое поле, так как
от площади во многом зависит объем межэлектродного пространства.
ГРАВИТАЦИОННЫЕ ОТСТОЙНИКИ-ВОДООТДЕЛИТЕЛИ
Простейшим устройством для разделения продукции скважин
на составляющие фазы (нефть, воду, механические примеси) яв-
ляется цилиндрический горизонтальный пустотелый отстойник,
широко распространенный на нефтегазодобывающих предприятиях.
Рис. 37. Гравитационные отстойники-водоотделители.
“ — горизонтальное движение основного потока; б — застойные зоны; I — вход смеси нефти
и воды; II — выход нефти; III — выход воды
В горизонтальном аппарате можно осуществить как горизонтальное,
так и вертикальное движение основных потоков.
Горизонтальное движение основного потока направлено перпен-
дикулярно осаждающимся каплям воды. При движении основного
потока вверх, осаждающиеся капли движутся ему навстречу. Оче-
видно, что при одинаковой скорости основных потоков в первом
случае разделение фаз будет более эффективным. Однако в горизон-
тальном аппарате при равной производительности фактическая
скорость восходящего потока в несколько раз ниже, чем горизон-
тального, что в конечном итоге и определяет наибольшую эффектив-
ность горизонтального отстойника с восходящим движением основ-
ного потока.
Таким образом, скорость потока определяет эффективность
работы отстойника-водоотделителя. Необходимо, однако, учитывать,
что при вводе сырья в аппарат через один или несколько штуцеров
(рис. 37) в нем образуются застойные зоны и зоны с повышенными
скоростями основного потока. Сечение аппарата используется не
полностью, а фазы практически не разделяются. Поэтому необходимо
равномерно распределять сырье по сечению аппарата при вводе его
в зону обработки. Для этого применяются специальные распреде-
лители.
117
По принципу работы последние можно разделить на напорные
и безнапорные. Наиболее характерным примером распределителей
первого типа является система из перфорированных труб, изобра-
женная на рис. 38. Сырье под давлением поступает через штуцер
в распределитель и через отверстия в трубах вводится в аппарат.
Диаметр отверстий принимают обычно равным 10—15 мм. Сырье,
под давлением 0,1—0,5 кгс/см2, проходит через отверстия небольшого
Рис. 38. Горизонтальный отстойник с вертикальным направлением движения
потоков.
I — ввод эмульсии; II — выход обезвоженной нефти; III — выход отделившейся пластовой
воды; 1 — распределитель эмульсии напорный; 2 — собирающий коллектор; 3 — регулятор
уровня раздела фаз; 4 — собирающий коллектор отделившейся воды; 5 — желобчатый со-
биратель нефти
диаметра, причем перепад давлений (0,14-0,5 кгс/см2) позволяет
равномерно распределять эмульсию по всей площади поперечного се-
чения аппарата, изменяя число и диаметр отверстий по мере уда-
ления потока от места ввода в распределитель. Отверстия меньшего
диаметра применять не рекомендуется из-за опасности значительного
увеличения дисперсности эмульсии при выходе из отверстий, воз-
можности забивания последних механическими примесями, парафи-
ном и другими включениями, а также ростом перепада давления. По-
теря давления в распределителе может привести к выделению газа
в аппарате, если давление в нем равно или близко к давлению на-
сыщения.
Иногда выделение газа в аппарате недопустимо или нежелательно,
например, из-за опасности взрыва при коротном замыкании в элек-
тродегидраторах или из-за вредного влияния газа, барботирующего
через слой эмульсии при отстаивании.
118
Поддерживая в аппарате давление выше давления насыщения
(на 1—2 кгс/см2), предотвращают выделение газа. Для этого необхо-
димо применять сырьевые насосы или устанавливать перед отстойни-
ком или дегидратором сепаратор на достаточно высокой отметке, что
значительно усложняет установку подготовки нефти и увеличивает
ее стоимость. Напорные распределители обеспечивают достаточно
равномерный ввод сырья в аппарат, однако описанные особенности
их работы следует считать серьезным недостатком. Эффективность
работы напорных распределителей определяется главным образом
правильностью их гидравлического расчета.
Ниже приводится методика расчета напора и диаметров отверстий
в напорных распределителях (см. рис. 38). Если проанализировать
задачи равномерного распределения потока между отводами на
участке а—в и между отверстиями в самом отводе (участок в—с),
то видно, что они идентичны. В качестве примера рассмотрим уча-
сток b—с. Предположим, что отверстия для выхода эмульсии рас-
положены очень часто, тогда с известным приближением можно
считать расход непрерывным. По мере движения от точки Ъ к точке с
расход будет постепенно и равномерно снижаться в связи с раздачей
эмульсии на каждой единице пути. Очевидно, что потеря напора на
участке с непрерывной раздачей части жидкости должна быть меньше,
чем в том случае, когда вся жидкость проходит путь от начала и до
конца участка.
Рассмотрим сечение, взятое на произвольном расстоянии х от
начала участка Ь—с. Расход qx будет меньше расхода q в точке Ъ
на величину расхода, распределенного по пути х:
(55)
(56)
(57)
х Q /т \
qx = q — q~ = ^(L — x)-
Отсюда следует, что на оставшемся участке L—х раздача жид-
кости будет происходить по равномерной норме q. Известно, что
гидравлический уклон, характеризующий потерю напора на единицу
длины трубопровода, равен:
А7гтр X it2
1 = ~1 = ~d~2g~’
где А. — коэффициент гидравлического сопротивления, w — скорость
движения эмульсии, м/с, А/гтр — потеря напора на единицу длины
трубопровода.
Если в этом выражении скорость представить как отношение-
расхода к живому сечению трубопровода, то получим:
16/. 2 _ ч2
1 ~~ 2^gd& ~ ’
где к2 = 16А/2л2£(?5.
Подставив значение расхода в сечении х, получим гидравлический
уклон для данного сечения
g2 (L—
2,2*2
(58)
i
119
Тогда снижение напора на бесконечно малом участке отвода dx
будет
dh=ixdx = ~q2 (LT^2 dx. (59)
После интегрирования этого выражения в пределах длины отвода
b—с (при х = 0 и х = L) получим потерю напора в отводе с непре-
рывной раздачей эмульсии
L
hbc = ^r^ (L — x)2dx, (60)
О
откуда
hbc = ~h^" (61)
Подставляя в полученное уравнение значение верхнего предела,
последовательно равное различным длинам участков отвода b—с,
можно построить его пьезометрическую линию. Далее, решая урав-
нение относительно диаметра отверстия, будем иметь:
, __ W2lt2d4 16М _ u>2kl
п ~ 3-16 2?лЗД5 ~ ~6qd~’
или
Отсюда видно, что чем дальше от начала участка, тем больше
должен быть диаметр отверстий.
Распределитель второго типа (безнапорный) представлен на
рис. 39. Продукция скважин через штуцер 3, продольные трубы 1
и патрубки диаметром 50—100 мм поступает в распределительные
короба 2, откуда вытесняется затем в зону обработки. Прорези на
коробах позволяют снизить отрицательный эффект от возможной
негоризонтальности их установки. Перепад давления в безнапорных
распределителях практически отсутствует, но эмульсия распреде-
ляется по площади сечения аппарата менее равномерно, чем в случае
напорного распределителя, что может значительно снизить произ-
водительность аппарата.
Наибольшее распространение на установках подготовки нефти
в последние годы нашли горизонтальные отстойники с вертикаль-
ным направлением движения потоков (см. рис. 38). Они работают
•следующим образом: нефтяная эмульсия вводится в зону обработки,
распределяется по сечению и движется вверх под действием разности
удельных весов пластовой воды и нефти. В результате предвари-
тельной обработки эмульсии реагентом-деэмульгатором в условиях
их эффективного перемешивания в аппарате капли воды коагули-
руются и осаждаются в нижнюю часть сосуда, откуда непрерывно
120
выводятся. Обезвоженная нефть выводится из верхней части череа
собирающий коллектор. В аппарате при помощи регулятора 3 под-
держивается уровень раздела фаз нефть — вода. Положение уровня
раздела по высоте сосуда определяется начальной обводненностью
сырья. Чем выше обводненность, тем больший объем требуется под
отделяющуюся воду и тем выше располагается уровень. Для обеспе-
чения вертикальности потоков и устранения возможности образова-
ния застойных зон в верхней части аппарата устанавливают собира-
тели различных конструкций (трубчатые, желобчатые и т. д.).
В последние годы при конструировании отстойников особое значении
придается вводу сырья в аппарат под слой отделившейся пластовой
воды с целью промывки эмульсии в этом слое. Такая промывка водо-
нефтяных эмульсий способствует повышению эффективности работы
отстойного аппарата.
л 3 1
Рис. 39. Распределитель безнапорный.
1 — продольные трубы, 2 — распределительный короб; з — штуцер
Для создания отстойников-водоотделителей с высоким коэффи-
циентом использования единицы объема аппарата необходимо четко
представлять степень влияния различных факторов на эффектив-
ность промывки. Вода из эмульсии при промывке может выделяться:
при подъеме капель через слой промывочной воды, при прохождении
межфазного слоя, а также при подъеме капель воды через промежу-
точный слой. Эффективность процесса промывки зависит от многих
параметров, к которым относятся: обводненность эмульсии; ее
дисперсный состав; прочность поверхностных оболочек капель воды;
размер капель эмульсии, проходящих через промывочный слой;
высота промывочного слоя; вязкость нефти; наличие деэмульгатора.
Лабораторные исследования и промысловые испытания промыш-
ленных образцов аппаратов, основанных на использовании эффекта
промывки эмульсии через слой воды, позволяют рекомендовать при
конструировании отстойников-водоотделителей распределитель для
ввода сырья располагать ниже уровня раздела фаз. Такое располо-
жение (по высоте аппарата) места ввода сырья позволяет иметь
в нижней части сосуда значительный объем для отделившейся воды
и, тем самым, создавать возможность дополнительного ее отстаива-
ния. Для вывода отделившейся воды следует использовать или труб-
чатый собиратель, или несколько штуцеров, над каждым из которых
устанавливают козырек.
Наряду с горизонтальными отстойниками с вертикальным на-
правлением движения основных потоков в промысловой практике
121
применяются и такие отстойники, в которых основной поток дви-
жется в горизонтальном направлении (рис. 40). Использование
таких отстойников-водоотделителей наиболее эффективно в тех слу-
чаях, когда эмульсия перед вводом в аппарат достаточно укрупнена,
что может быть достигнуто применением целого ряда технологиче-
ских приемов, хорошо совмещаемых при движении продукции сква-
жин по трубопроводам в турбулентном режиме. Необходимо, однако,
указать, что пустотелые отстойники и при горизонтальном движении
основных потоков малоэффективны из-за образования застойных зон.
Время пребывания жидкости в аппарате, а соответственно и его
Рис. 40. Горизонтальный отстойник
с горизонтальным направлением дви-
жения основных потоков.
I — ввод сырья; II — выход обезвожен-
ной нефти; III — выход отделившейся
воды; 1 — отражатель; 2 — перфорирован-
ная перегородка
производительность, невелики. Для устранения этого недостатка
в аппаратах предусматриваются специальные перегородки.
По данным промышленной эксплуатации на предприятиях объе-
динения Татнефть установка перегородок в отстойниках увеличи-
вает их производительность, снижает расход реагента примерно
па 25% и улучшает качество продукции. Перед входом эмульсии
в аппарат устанавливается отбойник. Перегородки не доходят до
дна сосуда, что обеспечивает свободный переток отделившейся воды
к штуцеру для выхода из аппарата, причем штуцер этот устанавли-
вается перед последней перегородкой.
Объединение Татнефть широко использует также отстойники,
в которых сырая нефть вводится под слой воды (первая перегородка
сплошная. Их применяют на ступени предварительного обезвожи-
вания, которая позволяет стабилизировать остаточное содержание
воды в частично обезвоженной нефти, направляемой на окончатель-
ную подготовку.
422
Отстойники-водоотделители с горизонтальным или вертикаль-
ным направлением движения основного потока можно применять
в составе установок подготовки нефти как на ступени предваритель-
ного обезвоживания, так и для получения кондиционной продукции
с остаточным содержанием воды в нефти на уровне 1% и ниже.
Однако, как уже указывалось, эффективность их применения во мно-
гом зависит от особенностей принятой системы сбора нефти и газа.
При прохождении продукции от скважин до пунктов отделения воды
от нефти в системе сбора можно осуществить разнообразные процессы
и приемы, положительно влияющие на снижение времени пребыва-
ния эмульсии в аппаратах. К ним относятся: массоперенос реагента
к глобулам пластовой воды при достаточном времени контактирова-
ния в условиях турбулентного движения; оптимальное диспергиро-
вание капель пластовой воды с целью разрушения их бронирующих
оболочек при исключении возможности их последующего восстанов-
ления; укрупнение капель воды и др.
При этом особое внимание следует уделять условиям ввода
эмульсии в аппараты и, в первую очередь, на ступени предваритель-
ного обезвоживания. Перед аппаратом рекомендуется уменьшать
турбулентность потока за счет увеличения диаметра подводящего
трубопровода.
В последнее время рекомендуется использовать системы сбора
большой емкости для уменьшения пульсации газожидкостного
потока и, следовательно, неравномерности подачи сырья в аппараты.
Для этого перед аппаратами устанавливают регулирующие клапаны.
С точки зрения деэмульсации продукции скважин установка таких
приборов может привести в некоторых случаях к отрицательным
последствиям.
Таким образом, для обеспечения оптимальных условий ввода
эмульсии в аппарат должны приниматься во внимание все перечислен-
ные факторы, а также средства измерения и регулирования.
РАСЧЕТ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
ОТСТОЙНИКОВ-ВОДООТДЕЛИТЕЛЕЙ
Процесс разделения нефтяной эмульсии можно представить
уравнением:
Q = Qi + Qi, (64)
где Q, Qi и <22 — соответственно количества водонефтяной смеси,
обезвоженной нефти и воды, входящих и выходящих из аппарата,
в кг/ч. Обозначим массовую концентрацию (в долях единицы) нефти
в потоках Q, и Q2 соответственно через уа, za. Тогда уравнения
для нефти и воды примут вид:
Q^H=-QiyH + QzzH; (65)
Q (1 _ Жн) = — г/н) + <?2(1-гн). (66)
Данными уравнениями процесс обезвоживания отражается лишь
схематически, однако они позволяют определить количество теплоты,
123
необходимое для эффективной деэмульсации нефти при заданной
температуре процесса, а также количество теплоты, уносимое пото-
ками Qx из аппарата. Знание двух последних величин позволяет
определять эффективность и рациональность их регенерации.
Основным физическим параметром, определяющим производи-
тельность отстойника, является скорость, осаждения капель воды.
Для нахождения этой скорости необходимо определить силы, дей-
ствующие на каплю. Подъемная сила согласно закону Архимеда
G = nd3pH/6. (67)
Сила тяжести, равная весу капли воды,
Р = лй3рв/6, (68)
где рн и рв — плотности нефти и воды.
Так какрв больше рп, то капля движется вниз, встречая сопро-
тивление нефтяной среды, величина которого определяется по фор-
муле Ньютона:
R=<pfnSw*/2g, (69)
где ф — безразмерный коэффициент сопротивления (для шарообраз-
ных капель при ламинарном режиме подчиняется закону Стокса
и равен ф = 24/Re); w — скорость осаждения капель воды; S —
поперечное сечение капель, в данном случае S = n,d2lk', g — уско-
рение свободного падения; d — диаметр капли.
Так как
G2-G1-R=0, (70)
то, подставляя значения сил, получим выражение для определения
скорости осаждения капли (м/с) при ламинарном режиме:
w = (71)
18vH ' '
Исследование осаждения капель жидкости в среде другой жид-
кости методом Стокса позволили Адмару и Бонду получить следу-
ющую формулу:
,,, (Рв—Рн) й2 3(vH + vB)
18vH 3vH + 2vB *
Эта формула отличается от выражения Стокса лишь добавочным
множителем, определяющим отношение вязкостей основной и диспер-
гированной сред. Однако она применима только для случая, когда
Re движущейся капли меньше или равен единице, причем среда
бесконечна, а влияние стенок сосуда на движение капли отсутствует.
Кроме того, данная формула отражает процесс всплывания капель
в неподвижной среде.
В некоторых работах были сделаны попытки учесть влияние
стенок сосуда. Предложена формула
124
d2 (рв —рн) e2/ (e) .
18vH
(73)
/(e) = 0,123
где e — доля общего объема дисперсионной среды.
Так как учет влияния стенок сосуда на скорости потоков очень
сложен, а определение величины е связано с большими трудностями,
некоторые исследователи рекомендуют ориентировочные расчеты
отстойников-водоотделителей производить по формуле Адмара и
Бонда со снижением полученной величины скорости на 10—15%.
Далее рассчитывается допустимая скорость подъема потока шп,
которая определяется из условия, что она должна быть меньше
скорости осаждения капель воды w:
Тогда суточная производительность отстойника Q будет равна
(м3/сут):
Wjl 86400Fp <w
_ (Рв —Рн)^2 3 (ун + Ув) .
18ун Зун + 2ув ’
Q - 8640(Wp,
(74)
(75)
где Fp — площадь горизонтального поперечного сечения отстойника
на уровне раздела фаз нефть — вода.
Учитывая, что уровень раздела всегда расположен в зоне наиболь-
шего диаметра, а величина хорды в этом сечении изменяется незначи-
тельно из-за большой кривизны поверхности сосуда, при практиче-
ских расчетах изменением площади при колебаниях уровня в усло-
виях нормального процесса ( + 150 мм) можно пренебречь. При не-
обходимости более строгого расчета Fp следует определять по изме-
няющейся в зависимости от расстояния до центра окружности вели-
чине хорды. В этих случаях следует также оперировать со средне-
взвешенной скоростью подъема жидкости.
При расчетах отстойников с горизонтальным направлением дви-
жения потока допустимую скорость определяют, пользуясь соотно-
шениями:
Wn = ~h W’’ Wa = 86400яД2 ’
тде h — высота слоя, в котором происходит разделение фаз за счет
разности плотностей; I — длина аппарата; w — скорость осаждения
частицы.
После определения допустимой скорости потока рассчитывают
необходимое число отстойников.
При расчетах конкретных объектов подготовки нефти типичной
является задача определения требуемого числа отстойников-водо-
отделителей при заданной суточной производительности объекта
:и известных параметрах сосуда (объем, диаметр, длина).
125
Расчет ведется следующим образом: из имеющегося в ГОСТе
ряда выбирают несколько типоразмеров сосудов и по известным
геометрическим размерам и скорости осаждения определяют произ-
водительность каждого аппарата (Qo). В зависимости от общей произ-
водительности объекта (@о6) выбирают наиболее приемлемый при
условии, что число аппаратов должно быть минимальным, но не
менее двух. После этого окончательно проверяют число отстойников
п, фактическое время отстоя t и скорость прохождения жидкости
в аппарате wa:
Q06 . /
Оо ’
С об .
24м ’
п 86400nFp
(77)
(78)
Ранее было показано, что эффективность обезвоживания нефтяных
эмульсий, а следовательно, и производительность отстойника-водо-
отделителя зависят от множества факторов — выбора реагента и
места его ввода в продукцию скважин, естественной температуры
нефти, ее потери в системе сбора, физико-химических свойств нефти
и т. д. Учет всех этих факторов в расчете практически невозможен.
Поэтому при проектировании конкретных объектов, особенно круп-
ных, полученные результаты расчета следует проверить экспери-
ментально.
ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ВОДООТДЕЛИТЕЛИ
Основной недостаток вертикального водоотделителя — меньшая
(по сравнению с горизонтальным аппаратом) площадь поперечного
сечения. В колонне-деэмульсаторе конструкции института Гипро-
востокнефть сделана попытка преодолеть естественный недостаток
вертикального отстойника за счет организации многократного кон-
тактирования всплывающей нефти и воды.
Колонна-деэмульсатор, принципиальная конструкция которой
показана на рис. 41, представляет собой вертикальный сосуд диа-
метром З м и высотой 15 м. Общий объем — 100 м3. Внутреннее
устройство аппарата состоит из девяти пар контактных тарелок.
В каждой паре одна из тарелок 3 представляет собой конус с диамет-
ром основания 2 м и высотой 0,2 м. Вершина конуса обращена вниз.
Вторая тарелка 2 — плоская, причем в центре ее имеется отверстие
диаметром 1,5 м. Тарельчатая насадка занимает среднюю часть
аппарата общей высотой 5,6 м. Сырье вводится под нижнюю тарелку,
обработанная нефть выводится через штуцер в верхней части колонны
Вода отводится через штуцер в нижнем днище. Кроме того, над
тарельчатой насадкой предусмотрен распределитель для ввода в ап-
парат промывной воды. Таким образом, внутренний объем аппарата
разделен на три зоны: нижнюю — для сбора и отстаивания воды
от нефти; среднюю — для контактирования и промывки нефти в воде;
верхнюю — для отстаивания нефти от воды, увлеченной из сред-
ней зоны.
126
На нефтестабилизационной установке НГДУ Первомайнефть
колонны-деэмульсаторы эксплуатируются с высокой эффективностью
уже в течение 10 лет.
В настоящее время колонны работают на второй ступени обезво-
живания. Нефтяная эмульсия, содержащая
в них после предварительного обезвожива-
ния последней в шаровых отстойниках.
Аппараты работают как параллельно (один
поток), так и последовательно (два потока).
Промывная вода (10 м3/ч) подается из от-
стойников предварительного сброса. В этих
условиях производительность одного аппа-
рата достигает 300 м3/ч при остаточном со-
держании воды на выходе 0,1% и солей до
100 мг/л.
Таким образом, время пребывания сырья
в аппарате составляет 0,3 ч при высоком
качестве продукции. На основании изло-
женного можно сделать вывод, что наиболее
эффективно применять колонны-деэмульса-
торы на ступени окончательного обезвожива-
ния, особенно для нефтей с небольшой (0,8—
0,83 г/см3) и средней (0,83—0,85 г/см3) плот-
ностями. Отличительной особенностью ко-
лонн-деэмульсаторов является то, что они
работают при избыточном давлении, исклю-
чающем разгазирование нефти.
Прежние испытания промывных колонн
с выделением газов дали отрицательные
результаты по обезвоживанию исходных
нефтей.
ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ
Одним из наиболее эффективных спосо-
бов разрушения нефтяных эмульсий является
воздействие на них электрического поля.
Аппараты, в которых осуществляется данный
Рис. 41. Колонна-деэмульсатор.
I — ввод эмульсии; II — вывод обезвоженной нефти; III —
вывод отделившейся пластовой воды; IV — ввод промывной
воды; 1 — корпус аппарата; 2 — горизонтальная контак-
тная тарелка; 3 — конусная контактная тарелка; 4 — ра-
спределитель промывной воды
3% воды, поступает
процесс, называются электродегидраторами. Эти аппараты, по
сравнению с водоотделителями других типов, имеют более сложное
внутреннее строение, а для их работы требуется высоковольтное
электрооборудование — трансформаторы, реакторы, проходные
изоляторы и т. д. Применение электродегидраторов позволяет до-
стигать высоких технико-экономических показателей в процессах
127
промысловой и заводской подготовки нефти. Их использование,
как правило, эффективно и на ступени обезвоживания и на сту-
пени обессоливания.
При необходимости получения нефти с низким остаточным содер-
жанием воды (0,1%) и солей (до 40 мг/л) использование электри-
ческого поля может оказаться единственным возможным методом,
так как другими способами получить такие результаты с устойчивым
ведением процесса не удается.
Электрический способ обезвоживания - и обессоливания приме-
няется только для разрушения водонефтяных эмульсий, так как
электрообработка эмульсии «нефть в воде» невозможна из-за по-
стоянной угрозы короткого замыкания электродов через эмульсию.
Механизм разрушения нефтяных эмульсий, помещенных во внеш-
нее электрическое поле, достаточно сложен, и многие вопросы его
представляют предмет для дальнейшего изучения.
Упрощенно механизм разрушения можно представить так. При
прохождении эмульсии через электрическое поле, образованное
током постоянного напряжения, капли воды располагаются вдоль
силовых линий поля. Так образуются цепочки из капель воды.
При этом резко увеличиваются проводимость эмульсии и количество
перетекающего тока. В результате индукции электрического поля
происходит поляризация капель воды и они вытягиваются вдоль
линии поля. При этом в вершинах капель образуются электрические
заряды, которые располагаются по направлению электрического
поля (положительные) и против него (отрицательные). Воздействие
электрических полей приводит сначала к упорядоченному движению
капель воды, а потом и к их столкновению. Силу взаимодействия
двух капель можно выразить следующей зависимостью:
(79)
где к — коэффициент пропорциональности; Е — напряженность
поля; г — радиус капли; I — расстояние между центрами капель.
Анализ данного выражения показывает, что при определенных
соотношениях размеров капель и расстояний между ними сила
притяжения становится столь значительной, что оболочки, имеющиеся
на поверхности глобул воды, сдавливаются и разрушаются. Происхо-
дит коалесценция капель воды. Кроме того, при соприкосновении
в цепочках в результате электрической индукции между каплями
образуются свои элементарные поля, приводящие к пробою, разру-
шающему поверхность. При этом между каплями возникает канал,
в который устремляется дисперсная фаза, и происходит слияние
двух капель в одну.
В результате слияния капли укрупняются и оседают. При этом,
согласно закону Стокса, с укрупнением капель возрастает скорость
их движения, и условия для их агрегатирования становятся все более
благоприятными.
Обработка эмульсии в электрическом поле, создаваемом перемен-
ным по величине и направлению током,-сопровождается явлениями,
128
отличающимися в определенной степени от описанных. Вследствие
циклического изменения направления тока и его напряжения капли
воды синхронно изменяют направление своего движения, в результате
чего находятся все время в состоянии колебания. Такое явление при-
водит к постоянному изменению формы капель, непрерывной их
деформации, разрывам адсорбированных на глобулах воды оболочек
и их последующему интенсивному слиянию. Установлено, что эф-
фективность разрушения нефтяных эмульсий при применении элек-
трического поля переменной частоты и силы тока в несколько раз
выше, чем при использовании электрического поля постоянного
тока.
При разработке конструкций электродегидратов, выборе режима
их работы необходимо учитывать явления, сопутствующие описан-
ным при разрушении эмульсии во внешнем электрическом поле.
При определенной напряженности поля (критической) происходит
диспергирование капель, которое является одной из основных при-
чин неудовлетворительных результатов при электрообезвоживании
и электрообессоливании нефтяных эмульсий. Изучение электриче-
ского диспергирования показало, что процесс этот начинается после
того, как капля, преобразовываясь в эллипсоид вращения, достигает
определенного эксцентриситета. После этого один или оба конца
капли заостряются и из них начинают выбрасываться мельчайшие
капельки воды. Если напряженность поля для данного размера
капли незначительно превышает критическую величину, то процесс
диспергирования после выброса избыточного количества воды пре-
кращается. Если же напряженность поля для данной капли намного
выше критической, то после заострения ее концов процесс развивается
настолько бурно, что может быть сравним со взрывом — капля вытя-
гивается и разлетается на множество капелек различного размера.
Если при этом расстояние между каплями сравнимо с их размерами,
то напряженность между отдельными каплями может оказаться
больше критической и, следовательно, будет происходить процесс
диспергирования капель. Однако одновременно с этим процессом
благодаря дипольному взаимодействию капли объединяются в более
крупные.
Особое внимание необходимо обращать на время обработки
эмульсии, так как при его оптимальном значении последний процесс
доминирует над первым. Таким образом, процесс электрообезвожи-
вания и электрообессоливания является одним из наиболее эффектив-
ных и экономически целесообразных приемов разрушения нефтяных
эмульсий.
Во всех современных установках промысловой подготовки нефти
для электрообработки эмульсий используется переменный ток про-
мышленной частоты (50 Гц), причем в отечественной практике в на-
стоящее время достаточно широко распространены электродегидра-
торы двух конструкций: горизонтальные типа ЭГФ и ЭГ института
ВНИИНефтемаш.
Устройство первого показано на рис. 42. Сырье вводится непо-
средственно в межэлектродное пространство через распределитель-
9 Заказ 1495
129
ную головку 4, расположенную па оси пары круглых электродов.
Отверстие в головке может регулироваться снаружи аппарата.
Разработаны три типоразмера электродегидраторов ЭГФ па базе
сосудов объемом 80, 100 и 160 м8, имеющих соответственно 4, 5
и 8 пар электродов, размещенных вдоль оси аппарата на равном
расстоянии друг от друга. Все верхние и нижние электроды соеди-
нены соответственно между собой в два объединенных электрода,
питание на которые подается от двух трансформаторов мощностью
по 50 кВА каждый. Уровень раздела фаз поддерживается ниже
нижнего электрода на 40—50 см. Эмульсия обрабатывается в двух
Рис. 42. Горизонтальный электродегидратор ЭГФ.
I — ввод эмульсии; II — выход обработанной нефти; III — выход отделившейся
воды; 1 — корпус; 2 — распределитель сырья; з — стояк; 4 — распределитель-
ная головка; з и 6 — электроды; 7 — уровень раздела фаз нефть — вода; а =
= 40-е-50 см.
зонах (с высокой и малой напряженностью поля), расположенных
соответственно между двумя электродами и между нижним электро-
дом и зеркалом воды на уровне раздела фаз. К положительным осо-
бенностям данной конструкции следует отнести перекрестное на-
правление движения основных потоков: при вводе в межэлектродное
пространство эмульсия движется в горизонтальной плоскости,
а затем потоки под действием разности удельных весов движутся
в вертикальном направлении. Движение эмульсии в межэлектрод-
ном пространстве, перпендикулярное вертикально направленному
электрическому полю, значительно повышает эффективность ее
обработки.
К недостаткам электродегидраторов с подачей сырья в меж-
электродное пространство в первую очередь следует отнести их повы-
шенную чувствительность к увеличению обводненности нефти. Опыт
работы таких аппаратов показал, что при повышении содержания
130
воды в исходной нефти выше 2—3% режим работы становится не-
устойчивым, электроды замыкаются, что исключает возможность
применения таких электродегидраторов на ступени обезвоживания
установок подготовки нефти.
Недостатком рассмотренных конструкций является также неравно-
мерность распределения эмульсии по сечению аппарата, что приводит
к различной напряженности электрического поля и, как следствие,
к снижению производительности электродегидратора и качества его
Рис. 43. Горизонтальный электродегидратор ЭГ.
1 — ввод сырья; II — выход обезвоженной (обессоленной) нефти; III — выход отделившейся
воды; 1 — корпус; г — напорный распределитель; з, 4 — собирающие коллекторы для нефти
и воды; s — трансформатор; 6 — уровень раздела фаз
продукции. Причина неравномерности подачи сырья — низкая эф-
фективность распределительной головки.
Второй тип горизонтальных электродегидраторов — ЭГ (рис. 43)
принципиально отличается от ранее описанных конструкций спосо-
бом ввода сырья в аппарат, который осуществляется через напорный
распределитель 2, состоящий из перфорированных труб. Аппарат
оборудуется двумя электродами 5, которые подвешиваются по всей
длине сосуда один над другим с расстоянием между ними 25 см.
Электроды представляют собой рамы прямоугольной формы, занима-
ющие все поперечное сечение аппарата. Для обеспечения равномер-
ности распределения эмульсии по сечению, предотвращения образо-
вания застойных зон и вертикальности движения потока в верхней
и нижней частях аппарата установлены собирающие коллекторы
для вывода обработанной нефти 3 и отделившейся воды 4.
9*
131
Питание, как и в электродегидраторах типа ЭГФ, осуществляется
от двух трансформаторов по 50 кВА каждый. Уровень раздела фаз 6
поддерживается на 50 см ниже нижнего электрода. Процесс обезво-
живания осуществляется следующим образом. Эмульсия вводится
через распределитель и в виде струй и дискретных глобул всплывает
вверх. Первый этап обработки — промывка эмульсии в переходном
слое в зоне раздела фаз нефть — вода. Здесь от эмульсии отделяется
основной объем воды, далее поток равномерно поднимается вверх
в первую зону электрообработки со слабой напряженностью электри-
ческого поля между зеркалом отделившейся воды и нижним электро-
дом. Во вторую зону электрообработки (межэлектродное простран-
ство) приходит поток с незначительным содержанием воды (от 1
до 3%), что позволяет избежать опасности замыкания электродов
и получить продукцию высокого качества при достаточно высокой
начальной обводненности сырья. Таким образом, основными техно-
логическими особенностями данной конструкции являются равно-
мерное распределение сырья по сечению аппарата и, следовательно,
в электрическом поле, вертикальное направление движения потоков
и ступенчатость обработки эмульсии в условиях увеличивающейся
напряженности поля. Все это позволяет осуществлять в аппарате
обезвоживание сырых нефтей с высокой начальной обводненностью.
Разработаны три типоразмера электродегидратора на базе сосудов
объемом 80, 100 и 160 м3.
Электродегидраторы рассмотренных конструкций оборудуются
автоматическими регуляторами раздела фаз нефть — вода, причем
в зависимости от положения уровня раздела осуществляется сброс
отделившейся воды из аппарата. Кроме того, на каждом электро-
дегидраторе имеется сигнализатор уровня, который при появлении
под верхней образующей сосудов уровня газ — нефть подает команду
о прекращении подачи напряжения на электроды в связи с опас-
ностью взрыва. При образовании газового пространства оголяются
шины, находящиеся под высоким напряжением. Образующиеся при
этом электрические разряды могут прожечь поверхность проходных
изоляторов, что в конечном итоге может привести к взрыву.
Для определения фактических технико-экономических показате-
лей, рациональности их применения на различных ступенях обра-
ботки эмульсии на установках подготовки нефти институтом Гипро-
востокнефть (В. В. Трофимов, А. А. Петров, Б. Г. Валяев) были
проведены промысловые испытания горизонтальных электродегид-
раторов типа ЭГФ и ЭГ, показавшие удовлетворительные результаты
как на ступени обессоливания, так и на ступени обезвоживания
(тип ЭГ). Эти испытания показали также и преимущества горизон-
тальных электродегидраторов перед аппаратами аналогичного на-
значения других типов, о чем свидетельствуют следующие конструк-
тивные данные по электродам. Аппараты ЭГФ при обводненности
сырья более 2—3% работают неустойчиво, и на первой ступени
(обезвоживание) их использовать не рекомендуется.
Из приведенных данных следует, что электродегидраторы типа ЭГ
имеют самую высокую удельную площадь электродов, а также
132-
Таблица б
Показатели Тип электродегидратора
нзп Шаровой ЭГ-80 Э ГФ-80 00I-JC ЭГФ-100 ЭГ-160 ЭГФ-100
Площадь сечения в ме- 7 85,8 35,4 35,4 40,8 40,8 62,5 62,5
сте установки электродов, м2
Площадь электродов, 4,8 10,2 26,2 15,2 30 19 47,5 30,5
м2 Отношение площади электродов к объему элек- тродегидратора 0,68 0,12 0,74 0,425 0,74 0,465 0,76 0,49
площадь электродов, отнесенную к объему аппарата. Это опреде-
ляет и самое высокое время пребывания эмульсии в зоне электро-
обработки, а следовательно, и производительность и качество про-
дукции.
Здесь, однако, следует подчеркнуть, что даже лучшая из рассмот-
ренных конструкций (электродегидратор типа ЭГ) не позволяет
Рис. 44. Комбинированный
электродегидратор.
I — ввод эмульсии; II — ввод про-
мывной воды; III — выход обезво-
женной и обессоленной нефти; IV —
выход отделившейся воды; 1, 4,
5 — потенциальные электроды; 2 —
распределитель пресной воды; з —
изолятор; 6 — распределитель
эмульсии; 7 — электроды
получать обезвоженную и обессоленную нефть (содержание солей
до 40 мг/л) при обработке в одну ступень. Обработка продукции
скважин в две ступени усложняет установки подготовки нефти, уве-
личивает капитальные вложения и эксплуатационные затраты.
В институте Гипровостокнефть для исключения многоступенчатой
обработки нефти был разработан новый способ обезвоживания и обес-
соливания, отличительной особенностью которого является эффектив-
ная обработка эмульсии электрическим полем в условиях подачи
промывной воды непосредственно в межэлектродное пространство.
Комбинированный электродегидратор изображен на рис. 44. Нефтя-
ная эмульсия подается под слой отделившейся пластовой воды через
133
распределитель 6 и проходит ступенчатую обработку в нескольких
электрических зонах: между зеркалом воды и первым потенциальным
электродом 4, между электродами 4 и 1, в межэлектродное простран-
ство которых через распределитель 2 впрыскивается промывная вода,
а затем между электродами 1 и 5. Промывная вода, введенная в меж-
электродное пространство в виде отдельных капель, контактирует
с каплями высокоминерализованной пластовой воды, оставшимися
в нефти после обработки в предшествующих зонах. Электрическое
поле интенсифицирует процесс слияния капель до размеров, обеспе-
чивающих их осаждение.
Промысловые испытания описанного электродегидратора под-
твердили высокую эффективность форсированной промывки эмульсии
непосредственно в межэлектродном пространстве при достаточной
устойчивости электрического режима (табл. 7).
Таблица 7
Режим
испытаний
Нефть
поступив-
шая
обработан-
ная
Без электриче-
ского поля
Без подачи
пресной воды
в межэлектрод-
ное простран-
ство
С подачей во-
ды в межэлек-
тродное про-
странство
15 12,3 0,5
46 10,4
158 9,9 1,02
3,2
2,8
3,1
64 —
67 6,6
68 7,8
225
230
5,6
18 540
0,3
0,08
477
215
7,0 20 515 0,07
Из табл. 7 следует, что данный способ позволяет получить обез-
воженную и обессоленную (до высоких кондиций) нефть при обра-
ботке в одну ступень.
На основе описанного способа в институте Гипровостокнефть
разработаны конструкции экспериментальной установки типа ЭКН
для совмещенного нагрева, обезвоживания и обессоливания нефти
и электродегидратора с отбором газа типа ЭКГ (см. главу VI).
Во всех рассмотренных электродегидраторах движение основных
потоков осуществлялось в основном в вертикальном направлении
или было перекрестным. Однако имеется достаточно конструкций
с горизонтальным движением основных потоков. В качестве примера
можно привести электродегидратор (рис. 45), предложенный Джар-
висом.
134
Аппарат представляет собой горизонтальный цилиндрический
сосуд, разделенный перегородкой 1 на две части: зону электро-
обработки и зону отстоя. Эмульсия вводится в электродегидратор
через патрубок, отверстие которого обращено к днищу. Это позво-
ляет выровнять и равномерно распределить поток по сечению верх-
ней зоны. Для этого служат также перегородки 2 с небольшим гидра-
влическим сопротивлением.
4-Л
Рис. 45. Горизонтальный электродегидра-
тор с горизонтальным движением осно-
вного потока.
1 1 — ввод сырья; II — выход обезвоженной (обе-
ссоленной) нефти; III — выход отделившейся
воды; IV — ввод реагента; 1 — перегородка гори-
зонтальная; 2 — перегородки вертикальные; з,
4 — электроды; 5 — свободная зона; в — мани-
фольд; 7 — соединительный канал; 8 — коллек-
. тор с соплами; 9 — регулятор; 10 — уровень
* раздела фаз; 11 — перегородка; 12 — коллектор;
13 — распределитель; 14 — змеевик
После первой перегородки нефтяная эмульсия поступает в зону
электрообработки. Электроды представляют собой полые 3 и сплош-
ные 4 стержни, причем на последние подается высокое напряжение.
Электрическое поле образуется как между вертикальными электро-
дами, так и между ними и перегородкой 1.
Под воздействием электрического поля и турбулизирующего
влияния межэлектродных каналов капли воды коагулируются
и затем осаждаются в свободной зоне 5. Интересно отметить, что
конструкцию, состоящую из перегородки 1 и вертикальных патруб-
ков, автор называет «турбулизатором». Обезвоженная и обессоленная
нефть выводится из аппарата через манифольд 6, состоящий из
135
перфорированных патрубков, расположенных по всей высоте секции.
Это позволяет сохранить равномерность потока, его горизонтальность
и избежать образования застойной зоны. Отделившаяся вода и уне-
сенные с нею капельки нефти стекают через соединительный канал 7
в нижнюю часть аппарата и движутся в обратном направлении.
Процессы, происходящие в зоне электрообработки, приводят также
к оседанию на перегородке твердых частиц. Для предотвращения
образования большого слоя осадка, который может сужать сечение
аппарата и вызывать замыкания электродов, предусмотрен периоди-
ческий или постоянный смыв осадка посредством впрыска воды через
коллектор с соплами 8.
В нижней части аппарата при движении к выходу из него происхо-
дит дополнительное гравитационное расслоение потока, позволяю-
щее получать воду достаточно высокой чистоты, а также сократить
потери нефти. В этой зоне поддерживается при помощи регулятора 9
уровень раздела фаз 10, который располагается несколько выше
нижнего конца перегородки 11. Отделившаяся вода сбрасывается
в зависимости от положения уровня раздела фаз, но в случае боль-
шого содержания нефти ее можно возвратить в аппарат на доочистку
через коллектор 12. Между уровнем воды и перегородкой 1 распола-
гается слой, представляющий концентрированную смесь нефти и
воды, не разделившихся при прохождении через все зоны обработки.
Этот слой возвращается в зону обработки через отверстия в перего-
родке 1, патрубки 3 в верхнюю часть зоны электрообработки. Для ин-
тенсификации процесса разделения нерасслоившейся смеси в нее
через распределитель 13 вводится реагент. Перегородка 1 установ-
лена с уклоном. Это позволяет иметь минимальные скорости потока
при выходе продуктов из верхней и нижней частей аппарата, улуч-
шает условия рециркуляции «отстоя» через патрубок 3 и удаления
осадка с перегородки 1. Улучшению рециркуляции «отстоя» из
нижней части аппарата в верхнюю способствует эжектирующий
эффект струи реагента, а также нагрев неразд влившейся эмульсии
(змеевик 14).
Данная конструкция обладает, конечно, недостатками аппара-
тов с горизонтальным направлением потоков, однако Джарвис счи-
тает, что большая длина пути обработки эмульсии позволяет значи-
тельно увеличить скорость потока и этим добиться высокой произво-
дительности.
Интересной особенностью данного электродегидратора является
также многоцелевое использование различных элементов конструк-
ции. Так, например, патрубки 3 являются одновременно электро-
дами, турбулизаторами основного потока и каналами для подачи
неразделившейся эмульсии и реагента на доочистку.
Рассмотренная конструкция является примером удачного сочета-
ния технологических и конструктивных приемов, направленных на
интенсификацию процесса с целью получения продукции высокого
качества.
Глава VI
ТЕРМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА НЕФТИ
Проведение процессов обезвоживания, обессоливания и стабили-
зации нефтей, подготовки газов (очистка от вредных примесей,
осушка, отбензинивание и фракционирование получаемой при этом
широкой фракции) связано с определенными температурными пре-
образованиями.
Это обусловливается тем, что каждый из указанных процессов
может протекать в заданном направлении лишь при вполпе опреде-
ленных температурах.
Создание оптимального температурного режима, определенного
расчетным или опытным путем, дает возможность успешно проводить
указанные технологические процессы.
Так, при обезвоживании и обессоливании, как указывалось ранее,
защитные слои капель эмульсии образуются в основном из асфальто-
смолистых веществ, парафинов и др. Эти защитные слои, представля-
ющие собой при обычной температуре достаточно прочную оболочку,
препятствуют слиянию и отделению капель воды. С повышением
температуры эмульсии происходит ослабление защитного действия
поверхностных слоев и уменьшение вязкости. Поэтому эксперимен-
тально установлена оптимальная величина вязкости эмульсии (около
4 сСт), соответствующая определенной температуре нефти. Чрезмер-
ное повышение температуры может сыграть и отрицательную роль,
ухудшив технико-экономические показатели процесса.
Проведение процесса стабилизации нефти с целью снижения
общей упругости ее паров достигается отбором определенной части
легких компонентов. При этом любой из способов стабилизации
связан, как правило, с обязательным повышением температуры
исходной нефти.
Подготовка газа связана с такими процессами, как адсорбция,
абсорбция, ректификация, требующими четкого поддержания необ-
ходимого температурного режима (как высокого, так и низкого
уровня). А это достигается путем подвода и отвода тепловой энергии
при помощи специальных теплообменных аппаратов.
ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ
Любой аппарат, предназначенный для передачи теплоты (от более
горячей среды или от более холодной), называется теплообменным
аппаратом. По своему назначению теплообменная аппаратура де-
лится на холодильники, конденсаторы, кипятильники (рибойлеры),
теплообменники и т. п. Однако на практике теплообменниками
137
считают аппараты, предназначенные только для регенерации те-
плоты, отличая их от остальных (подогреватели, холодильники,
испарители и т. д.). Установлено, что регенерация теплоты отходя-
щих потоков не всегда экономически целесообразна.
При решении вопросов о выборе средств для регенерации теплоты
потоков, участвующих в технологических процессах подготовки
нефти и газа, и производстве расчетов необходимо установить пре-
делы экономической и технологической выгодности регенерации
теплоты, распределив поверхность теплообмена между отдельными
потоками. При этом необходимо учитывать следующие соображения.
1. С увеличением степени регенерации потоков улучшаются
эксплуатационные расходы объектов в целом и конкретных техно-
логических узлов, участвующих в общем процессе (уменьшается
расход топлива в печах и их размеры, уменьшаются хладопроизводи-
тельности холодильных установок и их мощности и т. п.). Однако
в каждом случае делается экономический расчет с учетом стоимости
топлива, электроэнергии, воды и других показателей.
2. С увеличением степени регенерации теплоты (или холода)
поверхность теплообмена растет не пропорционально количеству
регенерируемой теплоты, а прогрессивно. Это вызывается снижением
среднего температурного напора, а в некоторых случаях и коэффи-
циента теплопередачи. Использование теплоты жидких потоков
оправдано, когда температура и количество потока достаточно ве-
лики, чтобы обеспечить экономически оправданный температурный
напор в теплообменном аппарате.
3. Стоимость 1 м2 поверхности теплообменника в 7—9 раз меньше
стоимости 1 м2 поверхности нагрева печи. Поэтому теплообменники
выгодно ставить, когда через 1 м2 установленной поверхности в 1 ч
передается 1700—2400 ккал теплоты (при средней теплонапряжен-
ности печи 15 000—17 000 ккал/м2-ч). Следует иметь в виду также
и то, что приведенные данные могут изменяться в зависимости от
конструктивных решений, основных размеров (увеличение мощности
на единицу объема, площади) и вида материала, используемого для
изготовления аппаратов.
4. Целесообразно использовать теплоту паров, особенно конден-
сирующихся при сравнительно высоких температурах. Однако при
этом следует учитывать явление интенсивной коррозии аппаратуры
этими парами.
5. Регенерация теплоты сильно загрязненных (неупругих) взве-
шенными частицами продуктов, как правило, нецелесообразна.
Таким образом, определение целесообразности ввода узлов тепло-
обмена в технологический процесс зависит от многих инженерных
и экономических факторов. При проектировании рассматриваются
несколько вариантов и выбирается наиболее оптимальный из них.
Так как рабочие среды характеризуются сравнительно большим
диапазоном температур и давлений и при различных параметрах
теплообмена имеют различные свойства, то основные требования,
которым должны удовлетворять теплообменные аппараты, можно
свести к следующим.
138
1. Обеспечение передачи заданного количества теплоты от одной
среды к другой с получением необходимых конечных температур
при возможно высокой интенсивности теплообмена.
2. Работоспособность и достаточная надежность аппаратов при
заданных термодинамических параметрах рабочих сред (давление,
температура, объем) вне зависимости от их фазового состояния.
3. Стабильность работы аппарата при изменении в процессе
теплообмена физических свойств рабочей среды (вязкость, плотность,
теплопроводность, фазовое состояние и т. п.).
4. Достаточная химическая стойкость поверхности теплообмена
и других элементов конструкции аппарата к агрессивному воздей-
ствию на них рабочей среды.
5. Возможность осмотра поверхностей теплообмена, доступность
их периодической очистки от отложений, образующихся в процессе
теплообмена.
6. Достаточный запас прочности, обеспечивающий безопасную
работу при определенных изменениях давления рабочей среды
и возможных температурных деформациях отдельных частей тепло-
обменника.
7. Меньшие основные размеры и удельная металлоемкость аппа-
ратов при заданных тепловой нагрузке и других параметрах.
8. Обеспечение возможно больших коэффициентов теплопередачи
при больших скоростях с наименьшими гидравлическими поте-
рями.
В связи с разнообразием требований, предъявляемых к тепло-
обменным аппаратам (часто противоречивых: высокий коэффициент
теплопередачи — высокие скорости потоков — высокие гидравли-
ческие потери и т. п.), и разнообразием технологических условий
процесса теплообмена требуется применять аппараты, отличающиеся
по технологическому и конструктивному признакам.
По технологическому признаку теплообменники могут быть
предназначены:
— для проведения теплообмена без изменения фазового состояния
рабочих сред (нагреватели, холодильники-охладители);
— для проведения теплообмена с изменением фазового состояния
рабочих сред (кипятильники-испарители, конденсаторы);
— для одновременного проведения технологического процесса
и теплообмена (абсорберы, фракционирующие конденсаторы, аппа-
раты для проведения изотермических процессов массообмена).
Кроме того, теплообменники различаются:
— по роду рабочих сред (паро- и газожидкостные, жидкостно-
жидкостные, газо-газовые);
— по взаимному направлению движения обменивающихся пото-
ков (прямоточные, противоточные, перекрестного тока, смешанного
тока);
— по характеру температурного режима в аппаратах (при уста-
новившемся тепловом режиме — теплообменники непрерывного
действия; при неустановившемся тепловом режиме — теплообмен-
ники периодического действия).
139
По конструктивному признаку теплообменники, изготавливаемые
из труб, делят на: теплообменники типа «труба в трубе»; ороситель-
ные; погружные; змеевиковые; воздушного охлаждения; кожухо-
трубчатые (с неподвижными решетками, с компенсаторами удлине-
ний, с плавающей головкой, с витым змеевиковым трубным пучком).
Все эти теплообменники можно изготавливать также и из оребренных
труб.
В нефтегазовой промышленности наиболее распространены тепло-
обменники следующих типов.
1. Теплообменники кожухотрубчатые жесткого типа, выполня-
емые в вертикальном и горизонтальном, одноходовом или много-
ходовом вариантах. Основной особенностью таких теплообменников
(рис. 46) являются приваренные к корпусу аппарата трубные ре-
шетки. Трубки развальцовывают в решетках. Во избежание темпе-
ратурных напряжений в корпусе и трубках из-за большой разницы
температур применение этих теплообменников ограничивается раз-
ностью температур между средами в 50° С. К числу недостатков
следует также отнести невозможность чистки наружной поверхности
трубок, т. е. теплообменники жесткого типа можно применять лишь
в средах, которые не загрязняют стенок трубок.
2. Теплообменники кожухотрубчатые, жесткого типа, но с линзо-
вым компенсатором (рис. 47).
Эти теплообменники отличаются от предыдущих лишь тем, что
на корпусе монтируется линзовидный компенсатор (иногда два или
три в зависимости от температуных удлинений). Линзовидные
компенсаторы устанавливают при высоких термических напря-
жениях на 1 см длины окружности трубок. Следовательно,
ограничения применимости этих аппаратов из-за чрезмерно боль-
шой разности температур обменивающихся сред (свыше 50° С)'сни-
маются, но зато появляется ограничение в использовании по да-
влению.
3. Теплообменники кожухотрубчатые с плавающей головкой
(рис. 48).
Благодаря подвижной решетке (иначе она называется плава-
ющей головкой) в корпусе исключены температурные напряжения.
Кроме того, трубную решетку вместе с трубным пучком в любое
время можно извлечь из корпуса или заменить при износе. Возможна
также замена отдельных трубок пучка. Наряду с основным преиму-
ществом следует отметить, что эти теплообменники несколько сложней
и стоимость 1 м2 поверхности нагрева выше, но зато они очень удобны
в эксплуатации.
4. Теплообменники типа «труба в трубе» (рис. 49). Аппараты
по своей конструкции предельно просты и состоят из двух труб
большего и меньшего диаметров, расположенных концентрически.
Такие теплообменники широко применяются также благодаря сле-
дующим преимуществам.
1. Позволяют осуществить полный противоток.
2. Допускают работу при больших скоростях движения потоков,
что обеспечивает более высокие коэффициенты теплопередач.
141
3. Устойчивее при работе с агрессивными и загрязненными
средами в связи с большими скоростями и турбулентностью потока,
уменьшающими возможности отложений.
К недостаткам этих аппаратов следует отнести большие размеры
(меньшая поверхность теплообмена в 1 м3 пространства теплообмен-
ников) и металлоемкость.
Каждый из указанных теплообменников можно использовать
при соответствующих условиях в качестве паровых подогревателей
и конденсаторов-холодильников, хотя в настоящее время разрабо-
таны и специальные конструкции указанных аппаратов. Например,
существуют подогреватели змеевиковые и подогреватели с паровым
пространством.
Паровые подогреватели (рибойлеры) состоят из цилиндрического
корпуса, в который вмонтированы один или несколько трубных
пучков.
Из верхней части аппарата отводится паровая фаза, а из ниж-
ней — подогреваемая нефть или нефтепродукт. Теплоноситель
обычно подается в трубное пространство.
Кроме подогрева (при помощи указанных подогревателей и тепло-
обменных аппаратов) применяется также непосредственное смешение
подогреваемых жидкостей с горячей водой или паром в зависимости
от проводимого технологического процесса. Для осуществления
более тесного контакта воды или пара с нефтью применяют спе-
циальные смесители, как правило, экономически мало выгодные,
хотя и довольно распространенные, аппараты скрубберного типа
и др.
В этих аппаратах (смешения) конечная температура зависит
в основном от количественного соотношения смешиваемых потоков,
их первоначального состояния и определяется тепловым балансом.
Как правило, в процессах промысловой подготовки нефти и газа
химических реакций не происходит, поэтому тепловой баланс можно
выразить следующим уравнением:
^Gfi^^G^ + Qn,
где G( — расход любого проходящего через аппарат г-го потока, кг/ч;
Qz, qt — энтальпия этого потока соответственно на входе в аппарат
и выходе из него, ккал/ч; Qa — потери теплоты, ккал/ч.
На выходе из аппаратов смешения температуры потоков могут
быть равными.
При осуществлении теплообмена непосредственным смешением
газа и жидкости в аппаратах скрубберного типа, потребная поверх-
ность насадки определяется по формуле
50 = <2/^тСр,
где Q — количество передаваемой теплоты, ккал/ч; К — коэффи-
циент теплопередачи, ккал/м2-°C-ч; тср — средний температурный
напор, определяемый так же, как и для аппаратов с теплопередающей
поверхностью.
143
Коэффициент теплопередачи К можно определить по уравнению
К = 0,01 A. Re?’’Re°’7Pr0’33,
где <7Э — эквивалентный диаметр насадки в м, равный 4тп (т —
гидравлический радиус насадки, определяется по соответствующей
справочной литературе в зависимости от типа насадки); Рг — кри-
терий Прандтля для газов; Rer — критерий Рейнольдса для газо-
вого потока; Rc;K — то же, для потока жидкости;
Re . Dp _ 17/ч
/V ’ бж ~ 3600V1 ’
где ш0 — линейная скорость движения газов при нормальных усло-
виях, отнесенная к полному сечению пустого аппарата, м/с; / —
поверхность насадки в единице объема, м2/м®; v и vi — кинемати-
ческая вязкость газа и жидкости соответственно, м2/с; V — интен-
сивность орошения насадки, м3/м3-ч.
Физические константы газа определяются при средней логари-
фмической температуре.
Разновидностью теплообмена этого вида является нагрев острым
паром (непосредственное смешение подогреваемой жидкости с па-
ром). Расход пара при этом определяется из уравнения теплового
баланса
^14s 4~ ^2^Vh 2 = 2 + ^2^2^к 2 +
где Gt — расход греющего пара, кг; G2 — количество нагреваемой
жидкости, кг; С2 — теплоемкость нагреваемой жидкости, ккал/кг X
X °C; qs — теплосодержание греющего пара; £и2, £к2 — соответ-
ственно начальная и конечная температура жидкости, °C; т — про-
должительность нагрева, ч; QB — потери теплоты, ккал/ч;
q (^< 2 а) ~4~т<?п
<7s G 2
Для проведения процессов подготовки нефти и газа широко
применяют подогрев и охлаждение технологических потоков. Для
этого в потоки вводят подогревающие и охлаждающие агенты.
Основной источник теплоты на указанных объектах — теплота
от сгорания топлива (газ, мазут), которая либо непосредственно
используется для нагрева (печи и другие огневые подогреватели),
либо передается к месту потребления при помощи специальных
теплоносителей. В практике широко используется пар как наиболее
удобный теплоноситель. Достоинствами водяного пара являются
высокий коэффициент теплопередачи при его конденсации (возмож-
ность использования конденсата), хорошая транспортабельность,
возможность организации централизованного производства и увязки
в ряде случаев с выработкой электроэнергии и т. д.
Недостатком водяного пара следует считать его сравнительно
низкую температуру при высоком давлении.
141
Часто на газоперерабатывающих заводах в качестве теплоноси-
теля используют циркулирующие высококипящие нефтепродукты,
нагреваемые предварительно в печах.
Основным и наиболее дешевым хладоносителем является вода,
используемая для охлаждения до 30—35° С. В зависимости от дефи-
цитности воды и затрат на ее получение и транспорт, на предпри-
ятиях нефтедобывающей промышленности организуется проточное
или оборотное водоснабжение. В последнем случае нагретая вода
повторно используется после ее охлаждения в градирнях, бассейнах,
воздушных охладителях или на специальных холодильных установ-
ках. Вода широко используется в силу ее доступности, дешевизны
и относительно высокого коэффициента теплопередачи. В качестве
хладоагента в практике используется также атмосферный воздух.
В последнее время широко используются специальные конденсаторы
воздушного охлаждения, в которые воздух нагнетается специаль-
ными вентиляторами.
Использование воздушных охладителей с оребренной поверх-
ностью теплообмена позволяет сократить расход воды и затраты,
связанные с системой водоснабжения, очисткой вод и др. Это имеет
большое значение для районов с ограниченными источниками водо-
снабжения. Для процессов подготовки и переработки газов в каче-
стве хладоносителей широко используются аммиак, пропан и этан,
обеспечивающие протекание процессов, связанных с охлаждением
до температур ниже 10° С.
Успех проведения процессов подготовки нефти и газа во многом
зависит от подбора температурного режима установок. Поэтому
технический персонал должен знать основы тепловых и технологи-
ческих расчетов, проводимых для теплообменников и подогревателей
нефти, газа и воды, особенно если учесть что стоимость подогрева
нефтяной эмульсии и воды в среднем составляет от 25 до 40% от
общих эксплуатационных затрат.
Теплообменники. Технологические расчеты теплообменников
обычно проводятся в следующей последовательности.
1. Составляется материальный баланс теплообменника, основан-
ный на законе сохранения массы. Материальный баланс обычно
выполняют в виде уравнения или таблицы, состоящих из двух частей:
приходной — для вводимых компонентов и расходной — для полу-
чаемых компонентов и потерь при этом. Материальный баланс соста-
вляется в расчете на единицу сырья в единицу времени.
2. Аналогично составляется тепловой баланс. В приход и расход
его входит теплота, выносимая теплообменивающимися потоками
и отводимая теми же потоками после обмена.
Тепловой баланс обычно составляется в виде уравнения для
определения температуры, до которой подогревается нефть в ре-
зультате обмена теплотой с подготовленной нефтью:
^1С1 ^з) ~^2С2 ^1) 4" G3С3 (tx ty),
где Gi — количество поступающей горячей подготовленной нефти,
кг/сут; G2 — количество поступающей холодной нефти, кг/сут;
10 Заказ 1495 145
У
Gs — количество пластовой воды, поступающей с обводненной
нефтью, кг/сут; сг — удельная теплоемкость поступающей горячей
нефти, ккал/кг-°C; с2 — удельная теплоемкость поступающей холод-
ной нефти, ккал/кг-°C; с3 — удельная теплоемкость пластовой воды
в смеси с нефтью, ккал/кг-°C; — температура нефти и пластовой
воды в ней, °C; t2 — температура поступающей горячей нефти, °C;
t3 — температура, до которой охлаждается поступающая горячая
нефть после обмена теплотой с холодной нефтью, °C; tx — темпера-
тура нефти и воды, до которой они подогреваются после обмена
теплотой с горячей нефтью, °C.
При определении температуры нефти tx, до которой она подогре-
вается в результате теплообмена, задаемся температурой t3, при
которой подготовленная нефть сдается с установки. Обычно эта тем-
пература колеблется (в зависимости от характеристики самой нефти
н других факторов) в пределах от 30 до 45° С.
3. Определяется средняя разность температур теплообменника
^2 $3
_______tx * G_______
Д = t2 tx A ^2 = t3-
Здесь Ao — максимальная, a \t2 — минимальная разности тем-
ператур теплообменника.
Средняя разность температур определяется в зависимости от
отношения максимальной разности температур к минимальной раз-
ности.
При До/Аг2 2 средняя разность температур определяется
как их средняя арифметическая величина:
А^ср = (А^1 + А£а)/2.
Если Ai 2, то средняя разность температур определяется
по формуле Грасгофа как их средняя логарифмическая величина:
д < = 'Hi
с₽ 2,3 1g Д«!/Д«2 '
Для учета неполноты противотока в кожухотрубчатых тепло-
обменниках в значение средней разности температур вводится по-
правочный коэффициент к = 0,7 4- 0,95.
При расчете теплообменников типа «труба в трубе» такая по-
правка не вводится.
4. Определяются плотности обменивающихся теплотой потоков
нефти.
5. Выбирается теплообменный аппарат, приводится полная его
характеристика: х
а) поверхность теплообмена, м2;
б) диаметр корпуса, мм;
в) диаметр (мм), число и длина (м) трубок;
146
г) число потоков и перегородок (продольных или поперечных).
д) сечение трубного пучка, определяемое по формуле
N
1 4 п
где d — внутренний диаметр трубки, м; N — число трубок;
п — число ходов в трубном пучке;
е) сечение межтрубного пространства. Существует несколько
формул для определения сечения, одна из них:
л/)2
р —___--N_______
где D,t — внутренний диаметр корпуса теплообменника, м; du —
наружный диаметр трубок, м; N — число трубок.
Наиболее распространен способ определения сечения межтруб-
ного пространства по среднегеометрическому между сечениями
в сегменте и поперечным сечением между перегородками теплообмен-
ника (метод Гипронефтемаша).
6. Расчет трубного пространства.
Этот расчет сводится к определению частного коэффициента
теплопередачи на границе внутренней поверхности трубы и про-
дукта, заполняющего ее. Для этого предварительно определяют
следующие величины.
Скорость движения нефти в трубках, м/с
где G2, G3 — объемы нефти и пластовой воды, поступающие в тепло-
обменники, кг/ч; р — плотность нефти, кг/м3; F — сечение трубного
пространства, м2.
Вязкость нефти
Ig Vfx = lgvZ1-&lg^>
где vt, — известная кинематическая вязкость при данной темпера-
туре, см2/с; yf — искомая вязкость при любой температуре, см2/с;
к — коэффициент, определяемый на основе имеющихся двух значе-
ний кинематической вязкости данного нефтепродукта v г, и v/, по
формуле
lg ti/h
Теплоемкость нефти при средней температуре
С = (1 + 0,002Z),
где р — плотность нефти при 20° С.
10*
147
Теплопроводность нефти
Л =--’*= (1-0.00054П.
-Р15
Здесь р 15 — плотность нефти при 15° С.
Критерий Рейнольдса, определяемый по формуле
где w — скорость движения нефти в трубках, м/с; d — эквивалент-
ный диаметр трубки, м; v — кинематическая вязкость нефти при
средней температуре.
Критерий Прандтля
pr = J^pP.
А
где v — кинематическая вязкость нефти при средней температуре;
Ср — теплоемкость нефти при постоянном давлении; р — плотность
нефти; X — теплопроводность нефти.
— Критерий Нуссельта
Nu = 0,023Re°’8Pr°>4’/.
Коэффициент / вводится в формулу при переходных режимах
(при значениях Re = 2200 4-10 000). Его можно определить по
выражению
/ = 1 — 6 • 105Re-1’8.
Полученные величины подставляем в формулу для определения
частного коэффициента теплопередачи от стенки к холодной нефти:
ai=~Nu.
а
7. Расчет межтрубного пространства.
Этот расчет сводится к определению частного коэффициента
теплопередачи от нефти к стенкам труб.
При определении а 2 часто (при теплообмене нефтяных сред)
пользуются формулой, по которой определяется а Р
Однако в практике расчетов можно использовать и другие фор-
мулы. Наиболее распространена следующая:
а2=0,024-А Re°’8Pr0,4,
где % — теплопроводность, ккал/м-ч-°С.
Предварительно (как показано и выше) в зависимости от харак-
теристики потока определяют некоторые физические параметры
среды и конструктивные элементы аппарата:
а) сечение межтрубного пространства (м2),
Л, = 0,785 (Z?2-WH2),
148
где DB — внутренний диаметр корпуса, м; (L — наружный диаметр
трубки, м; N — число трубок;
б) скорость горячего продукта (нефти), м/с
Gi
w ЗбООрЛ, ’
где G[ — количество выдаваемой нефти, кг/ч;р — плотность горячей
нефти, кг/м3; FM — сечение межтрубного пространства, м2;
в) вязкость горячей нефти определяем, пользуясь теми же фор-
мулами;
lg = lg v/x — A 1g,
откуда подсчитываем искомую вязкость (см2/с);
г) теплоемкость и теплопроводность горячей нефти.
Наиболее сложно определить эквивалентный диаметр. Существует
несколько формул:
d — м ,
“экв — р ’
где Р — периметр, омываемый жидкостью;
Z)i-w2
ж,! ~ Nd„ ’
где ZZ, — внутренний диаметр корпуса; </н — наружный диаметр
трубок; N — число трубок.
Для определения эквивалентного диаметра Гипронефтемаш, как
указывалось ранее, разработал специальную методику.
8. Общий коэффициент теплопередачи находится после определе-
ния частных коэффициентов:
:---->
ОС /V 0^2
где 6 — толщина стенки, м; % — коэффициент теплопроводности,,
ккал/м-ч-°C; / — коэффициент загрязненности, м2-ч-°С/ккал (при-
нимается по опытным данным, сведенным в табл. 8).
9. Зная количество теплоты, передаваемой в теплообменниках,
определяем поверхность теплообмена, м2:
F = —2— .
К. Д Цр
Подогреватели. Схема расчета подогревателей примерно такая же,
как и теплообменников.
1. Определяем количество вводимой теплоты, необходимое для
подогрева эмульсии до температуры процесса обезвоживания,
14»
Таблица 8
Продукт / Продукт /
Вода мягкая Вода жесткая Вода очищенная Водяной пар Отработанный пар, со- держащий масло Конденсат водяного пара Нефтяные пары 0,0003— 0,0005 0,0005— 0,0001 0,0002 0,00007 0,0001 0,0001 0,0005— 0,0006 Бензин Лигроин, керосин и газойль (охлажденные) Масло Гудрон Мазут и нефть (в за- висимости от удельного веса) Крекинг-остаток 0,0001 0,0002 0,0004 0,001 0,0004— 0,001 0,002
обессоливания (50—150° С). Оно определяется из материально-теп-
лового баланса подогревателя:
Q = (^2 К) Cfii -ф (t2—1±) Cfi2,
где Gt — количество нефти в эмульсии, кг; С2 — количество воды
в эмульсии, кг; — теплоемкость нефти, ккал/кг-°C; С2 — тепло-
емкость воды, ккал/кг-°C; Ц—начальная температура, °C; 1г—
конечная температура, °C.
Исходя из полученного количества теплоты, определяем расход
пара:
Q =______2____,
с(?н — <1к)
где Q — количество теплоты, которое необходимо ввести для подо-
грева нефти (эмульсии), ккал/ч; qH, qK — теплосодержание насы-
щенного пара на входе и выходе соответственно, ккал/кг; с — удель-
ная теплоемкость пара.
Затем определяем среднюю разность температур, после чего
по конструктивной характеристике принятого аппарата (или име-
ющегося, если это проверочный расчет) подсчитываем частные коэф-
фициенты теплопередачи, предварительно определив:
а) сечение трубного пространства;
б) скорость движения нефти;
в) вязкость нефти;
г) теплоемкость и теплопроводность;
д) необходимые для расчета критерии (Рейнольдса, Прандтля,
Нуссельта) в зависимости от принимаемой методики расчетов.
Как правило, частный коэффициент теплопередачи от конденси-
рующегося пара к стенке не рассчитывается, а принимается равным
2000 ккал/м2 - ч • °C.
Общий коэффициент теплопередачи подсчитывается по обычной
формуле, приведенной выше. Заканчивается расчет определением
потребной поверхности теплообмена и числа аппаратов.
150
Часто при проведении ориентировочных расчетов либо когда
нет достаточных данных для определения частных коэффициентов
теплопередачи (сц, а2)> величину общего коэффициента теплопере-
дачи (К) можно принять по практическим данным, часть из которых
приводится ниже.
Н, ккал/м2- ч- °C
Трубчатые жидкостные теплообменники . . 60—250
Паровой трубчатый нагреватель (нагрев жид-
кого продукта).......................... 100—300
Паровой трубчатый нагреватель (нагрев газа
низкого давления)....................... 10—50
Продистиллятный трубчатый теплообменник 100—250
Водяной конденсатор паров бензина в при-
сутствии газов ......................... 100—200
Водяной конденсатор паров узких бензино-
вых фракций ............................ 200—400
Кипятильник, обогреваемый конденсирую-
щимся водяным паром..................... 250—750
Кипятильник, обогреваемый жидким нефте-
продуктом .............................. 120—300
Конденсаторы-испарители ................ 200—500
Кристаллизаторы парафина ............... 40—100
Ниже приводятся соотношения для перевода единиц измерения
из смешанной системы в систему СИ, которыми следует пользо-
ваться при расчетах:
1 ккал/ч = 1,163 Вт = 4,187 кДж/ч;
1 Вт = 3,6 кДж/ч = 0,86 ккал/ч;
1 ккал/м-ч-°С= 1,163 Вт/м-ч-°С = 4,187 кДж/м-ч-°С;
1 ккал/м2-ч-°С = 1,163 Вт/м2-ч-°C = 4,187 кДж/м2-ч-°С.
Глава VII
СОВМЕЩЕНИЕ НЕСКОЛЬКИХ ПРОЦЕССОВ
В ОДНОМ АППАРАТЕ
Открытие новых крупных нефтяных месторождении, форсиро-
ванный ввод их в разработку, внедрение индустриальных методов
обустройства, сокращение объемов капитальных вложений на еди-
ницу добываемой продукции и ряд других условий определяют
необходимость разработки высокопроизводительных компактных
транспортабельных аппаратов. Решение этих задач возможно только
путем повышения эффективности использования единицы объема
аппаратов. Одним из путей такого решения является совмещение
нескольких процессов в одном аппарате, осуществляемое в двух
вариантах.
В первом совмещают аппараты различного функционального
назначения в одну секцию, причем каждый аппарат в секции служит
для осуществления того или иного процесса, который велся ранее
обособленно. Характерной технологической особенностью такого
совмещения является то, что наименее производительная из секций,
которые поток проходит последовательно, ограничивает общую произ-
водительность аппаратов.
При «механическом» соединении аппаратов не достигается высо-
кая интенсивность использования единицы объема аппарата. При
этом решаются частные технологические и конструктивные задачи.
К ним относятся: обеспечение- транспортабельности устройства,
сокращение объема технологических трубопроводов и арматуры
между аппаратами с одновременным устранением отрицательного
влияния на процесс дополнительного диспергирования эмульсий,
потери давления, выделения газовой фазы и т. д. Такой принцип
соединения можно условно называть принципом «механического»
совмещения процессов в одном аппарате.
Известно, что цилиндрические сосуды, работающие под давле-
нием, имеют объем не более 200 м3. Соединение нескольких функ-
ционально разнородных секций в один аппарат с ограниченным
общим объемом сосуда не позволяет создавать устройства, произ-
водительность которых превосходила бы производительность ранее
имевшихся аппаратов. При этом почти не снижается металлоемкость
аппаратов и их стоимость.
Второй вариант совмещения — проведение двух и более процес-
сов в одном сосуде, не разделенном на отдельные секции. Такой
принцип совмещения можно условно назвать принципом «физиче-
ского» совмещения процессов.
Известно, что эффективное обезвоживание нефти может быть
достигнуто в результате воздействия на эмульсию реагентов-де-
152
эмульгаторов, нагрева продукции скважин, промывки в слое воды,,
отстаивания, обработки в электрическом поле и т. д. Воздействие
этих факторов на эмульсию ослабляет бронирующие оболочки на
каплях, сближает капли, а затем сближает их и с границей раздела
фаз, деформирует бронирующие оболочки, разрушает их, вытесняет
в нефти компоненты с бронирующими оболочками компонентов и,
в конечном итоге, расслаивает их. Для совмещения в одном аппарате
нескольких процессов необходимо определить возможность дости-
жения указанных эффектов, интенсификации последних или вы-
явления новых, ранее неизвестных.
Характерным примером «физического» совмещения процессов
является совместная подготовка нефти и воды, при которой в одном
сосуде осуществляются обезвоживание нефти и очистка отделив-
шейся пластовой воды в условиях капельного противотока. Качество
получаемой при этом воды позволяет закачивать ее в продуктивные
или поглощающие горизонты без дополнительной очистки. Примене-
ние этого процесса на ступени предварительного обезвоживания
позволяет значительно сократить объемы очистных сооружений,
стоимость которых обычно составляет до 50% общей стоимости объ-
ектов подготовки нефти.
При разработке конструкций аппаратов с совмещением несколь-
ких процессов (как по первому, так и по второму варианту) необхо-
димо принимать во внимание технологические особенности систем
сбора, экономические показатели работы будущих устройств, а также
специфические особенности нефтяной промышленности, основной
из которых является изменение качества продукции скважин в тече-
ние всего периода эксплуатации месторождения (постепенный рост
обводненности, изменение углеводородного состава, появление не-
желательных компонентов, таких, как сероводород и др.). Необхо-
димо также учитывать современные требования к системам сбора
(см. предыдущие главы).
Потери давления при движении газонефтяного потока сопрово-
ждаются постоянным выделением газовой фазы. Поэтому при про-
ведении дальнейших процессов требуется отвести образовавшийся
газ либо провести соответствующие мероприятия по исключению
образования газовой фазы. Именно эта первая технологическая
особенность определяет наиболее распространенное совмещение —
отделение нефти от газа с одним из остальных процессов подготовки
нефти: нагреванием, обезвоживанием или обессоливанием. Влияние
всех указанных факторов на конструкцию аппаратов хорошо видно
на примере устройств, в которых совмещены процессы предвари-
тельного обезвоживания и сепарации газа от нефти.
В последние годы разработано и внедрено несколько таких аппа-
ратов. Проанализируем эффективность подобного совмещения. В на-
чальный период эксплуатации месторождения продукция скважин
не содержит воды и, следовательно, проведение процессов обезвожи-
вания нефти, а тем более предварительного сброса больших масс
воды на месторождении, не требуется. В то же время сепараторы
всех ступеней являются необходимым оборудованием с момента
153
ввода месторождения в эксплуатацию. Если в этот период установить
аппарат с секциями сепарации и обезвоживания или односекционный
с размерами, соответствующими данному количеству газовой и
жидкой фаз, то объемы сосудов, предназначенные для обезвожива-
ния, использоваться практически не будут до появления значитель-
ных объемов воды. Более того, когда появляется необходимость
в обезвоживании добываемой нефти, аппараты могут прийти в не-
годность в результате механического и коррозионного разрушений.
В то же время, если в момент появления в продукции скважин боль-
шого количества воды (5—10%) рядом с имеющимися сепараторами
установить отстойники-водоотделители, то такое решение будет
более рациональным. Таким образом, могут иметь место необосно-
ванный расход металла, дополнительные капиталовложения и свя-
занные с этим эксплуатационные затраты.
Однако не следует делать вывод о полном исключении аппаратов.
При реконструкции системы обустройства действующих место-
рождений, скважины которых дают обводненную продукцию, уста-
новка аппаратов, совмещающих процессы сепарации и обезвожива-
ния, может быть эффективной и экономически целесообразной.
Рассмотрим возможные варианты совмещения отдельных про-
цессов промысловой подготовки нефти.
СЕПАРАЦИЯ И ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ
Эти аппараты предназначены для сепарации газа от нефти и
сброса основной части пластовой воды при высокой обводненности
продукции скважин. В последние годы разработано и эксплуати-
руется несколько таких устройств, представляющих собой ком-
плектно-блочные автоматизированные установки. Принцип работы
этих установок состоит в частичном обезвоживании продукции сква-
жин с предварительной обработкой сырья реагентом-деэмульгатором
и использованием теплоты и остаточного содержания реагента в пла-
стовой воде, сбрасываемой на последующих ступенях обработки.
Аппараты БАС разработаны ВНИИКАНефтегазом (рис. 50, 51).
Их применяют в однотрубных напорных герметизированных систе-
мах сбора нефти и газа, причем первый аппарат (двухсекционный)
предназначен для обработки нефтей с высоким газовым фактором
(до 120м3/м3), а второй — для совместной работы с рядом устано-
вленным сепаратором (газовый фактор может быть до 10 м3/м3).
Установка типа БАС первой модификации работает следующим
образом (см. рис. 50). Газожидкостная смесь поступает в газосепара-
ционный отсек 6 на полки 4 для сепарации, а затем на уровень раз-
дела фаз газ — жидкость. Из верхней части отсека 6 выводится газ.
Водонефтяная смесь через распределитель 2 подается в отделив-
шуюся воду ниже уровня раздела. Нефть выводится через собира-
ющий коллектор 2, а пластовая вода — через штуцер 3. Оба отсека
конструктивно и по принципу работы не отличаются от устройств
аналогичного назначения, а весь аппарат в целом представляет
154
Рис. 50. Двухсекционный аппарат для сепарации и предварительного обезвоживания нефти.
I — газ; II — газожидкостная смесь; III — горячая вода; IV — нефть; V — вода на очистку; 1 — коллектор отбора нефти; 2 — распредели-
тель; 3 — дренажный патрубок воды; 4 — сепарационные полки; 5 — турбинный счетчик; в — газосепарационный отсек; 7 — водоотдели-
тельный отсек
1 г 3 « 5 6 7
Рис. 51. Аппарат для сепарации и предварительного обезвоживания нефти.
I — сырая нефть- II — частично обезвоженная нефть; III — газ; IV — вода; 1 - - регулятор; 2 — труба для отбора газа; 3 — пере-
городка; 4 — межфазовый регулятор уровня «вода — нефть»; 5 - - распределитель; в — перегородка; 2 — регулятор уровня нефти;
у__счетчик; 9 — нефтесборный отсек; 10 — отсек сбора отделившейся воды
собой двухсекционный блок, разработанный на основе принципа
«механического» совмещения.
Установка второй модификации представляет собой конструкцию
(см. рис. 51), в которой нет полностью изолированных секций,
однако правая и левая части аппарата предназначены для вывода
частично обезвоженной нефти и отделившейся воды соответственно.
Газожидкостная смесь, поступающая из расположенной рядом сту-
пени сепарации, предварительно смешивается с горячей водой,
стекающей со второй ступени обезвоживания, и вводится в аппарат
через распределитель 5. В первом отсеке поддерживаются уровни
раздела фаз вода — нефтяная эмульсия и жидкость — газ. Совме-
стное вертикальное движение глобул эмульсии со свободным газом,
выделившимся в коммуникациях, при смешении потока с горячей
водой и при прохождении распределителя [6] способствует интен-
сификации процесса разрушения эмульсии. При этом происходят
столкновение глобул воды, деформация, ослабление и разрушение
их оболочек, а затем слияние и осаждение капель воды. Частично
обезвоженная нефть (остаточное содержание воды — 10—20%) вы-
водится через нефтесборный отсек 9, в котором поддерживается
уровень раздела газ — жидкость. Газ и пластовая вода выводятся
из отсека 1.
Несмотря на отсутствие специального газосепарационного
отсека, объем, занимаемый газом в данной модификации, соста-
вляет примерно 30% общего объема сосуда. Совмещение процессов
сепарации и обезвоживания в обоих случаях приводит к длитель-
ному непроизводительному использованию основного объема аппа-
рата в период добычи безводной или малообводненной нефти. Из
изложенного следует вывод — технологический аппарат должен
быть максимально функционально независимым.
К недостаткам рассмотренных аппаратов следует отнести также
значительный унос капельной жидкости с газом из-за отсутствия
отбойных устройств при достаточном общем объеме сепарационного
пространства.
Необходимо отметить, что в течение длительного периода раз-
вития нефтяной промышленности считалось принципиально не-
возможным совмещение процессов сепарации и обезвоживания
нефти. Эффект барботирования через слой отделившейся воды и
межфазную поверхность на уровне раздела фаз считался отрица-
тельным. В последние годы ряд исследователей, в том числе и авторы
рассмотренной установки, приходят к обратному выводу при усло-
вии, что количество газа в нефти должно быть ограниченным (5—
10 м3/м8). При незначительном содержании газа в эмульсии про-
цессы сепарации и обезвоживания совмещаются в современных
конструкциях даже на ступени глубокого обезвоживания, например,
в аппаратах УДО.
Наиболее рациональной с точки зрения взаимосвязи процессов
предварительного обезвоживания и отделения газа от нефти является
установка типа УПС (рис. 52), состоящая из отдельного сепара-
тора 1 и отстойника-водоотделителя 2.
157
Рис. 52. Установка для сепарации и предварительного обезвоживания нефти,
I — газожидкостная смесь; II — переток отсепарированной жидкости; III — газ; ZV — частично обезвоженная нефть; V — отделившаяся
вода; 1 — сепаратор с технологической емкостью; 2 — отстойник-водоотделитель
Техническая характеристика рассмотренных устройств следу- ющая.
Тип и модификация БАС БАС УПС-3000/6
Объем сосудов, м3 (модифика- ция 1) 100 (модифика- ция 2) 200 200 (от-
Отношение объемов сепарационной секции общему объему, % К 30 30 стойник) Отдельный
Начальная обводненность, % более 30 сепаратор
Остаточное содержание воды, % .... 20
Расчетное давление, кгс/см2 6
Расчетная производительность, м3/сут 2500 5000 3000
Газовый фактор, м3/м3 120 10 120
Установки для сепарации и предварительного обезвоживания
нефти можно применять как на центральных пунктах сбора в составе
объектов подготовки нефти, так и на удаленных месторождениях.
На территории месторождения сбрасывается основной объем воды.
При этом решаются две задачи: снижение капитальных и эксплуата-
ционных затрат на транспорт продукции скважин до центральных
пунктов сбора и получение требуемых количеств воды для исполь-
зования при заводнении продуктивных пластов. Аппараты, совме-
щающие в одном сосуде процессы сепарации и обезвоживания,
рекомендуется применять при реконструкции или расширении об-
устройства месторождений, продукция скважин которых содержит
значительные объемы воды (более 15—20%). В начальный период
эксплуатации месторождений следует использовать установки с раз-
дельными аппаратами, причем отстойники-водоотделители необхо-
димо устанавливать только при соответствующем содержании воды
в добываемой жидкости.
В заключение необходимо остановиться на проблеме сброса
отделившейся пластовой воды из рассмотренных установок. При их
разработке не ставилась задача получения чистой воды, кондиция
которой позволяла бы закачивать ее в поглощающие и продуктивные
пласты без дополнительной очистки. Вода из указанных аппаратов
должна направляться на очистные сооружения. Такой технологи-
ческий подход к сбросу пластовой воды получил объективное отра-
жение в конкретных конструкциях установок: используются напор-
ные распределители эмульсии, дренаж воды осуществляется не-
посредственно из-под распределителей, газ барботируется через
переходный слой эмульсии и др.
СОВМЕСТНАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ВОДЫ
Процессы обезвоживания (обессоливания) нефти и подготовки
воды к утилизации до настоящего времени при проектировании
и в условиях эксплуатации рассматривались как самостоятельные.
В технологических схемах практически не учитывалось их взаимное
влияние, не предусматривалось их совмещение. Вся отделившаяся
159
пластовая вода направлялась на обработку на очистные сооружения.
Проведенные в Гипровостокнефти исследования подтвердили воз-
можность совместной подготовки нефти и воды. На базе результатов
указанных исследований и ряда технологических и технико-эконо-
мических разработок был предложен совершенно новый подход
к вопросам подготовки нефти и воды, предусматривающий предвари-
тельное обезвоживание обводненных нефтей с регулированием про-
цесса по качеству отделившейся пластовой воды (рис. 53). При этом
качество последней по остаточному содержанию нефти и механи-
ческих примесей должно позволить закачивать ее без дополнительной
Рис. 53. Двухступенчатый процесс обезвоживания с совмещенной
подготовкой нефти и воды на первой ступени (СПОНиВ).
I — продукция скважин на обработку; II — частично обезвоженная нефть на
вторую ступень; III — очищенная вода в систему заводнения; IV — сточная
вода со ступени окончательного обезвоживания на очистные сооружения;
1 — аппарат совместной подютовки нефти и воды; 2 — отстойник—водоот-
делитель (окончательное обезвоживание); 3 — резервуар некондиционной
воды; 4 — анализатор качества
очистки в нагнетательные скважины для поддержания пластового
давления. Допустимое содержание' нефти и механических примесей
в сбрасываемой воде определяется коллекторскими свойствами пла-
стов. На линии спуска пластовой воды из аппарата должен устана-
вливаться анализатор качества 4. При ухудшении качества воды
она автоматически направляется в резервуар некондиционной воды,
i откуда в зависимости от содержания примесей, температуры нефте-
газоводяной смеси, обводненности и т. д. постепенно подается в по-
ступающую на данную ступень обработки продукцию скважин или
на очистные сооружения. Некондиционная вода может подаваться
и в поток частично обезвоженной нефти, направляемой на оконча-
тельную обработку. Это особенно рационально, если ступень пред-
варительного обезвоживания располагается непосредственно на ме-
сторождении, а вторая ступень — на центральный сборный пункт.
После предварительного обезвоживания нефть с содержанием воды
порядка 10% подается на окончательную подготовку (обезвожива-
160
ние и, если необходимо, обессоливание). В этих случаях на очистные
сооружения направляется лишь незначительная часть пластовой
воды, сбрасываемой со ступени окончательного обезвоживания
(обессоливания). Состав и объем этих сооружений резко сокра-
щаются по сравнению с сооружениями, работающими по существу-
ющей технологии, и остаются постоянными в течение всего времени
эксплуатации месторождения, независимо от степени обводненности
продукции скважин. Представляется целесообразным вариант по-
стоянной подачи воды со ступени окончательного обезвоживания
на ступень предварительного обезвоживания.
Данный способ, однако, определяет лишь общий технологи-
ческий подход к процессу совместной подготовки нефти и воды.
Дальнейшие исследования конкретизировали технологические опе-
рации этого способа и показали, что вода, находящаяся в нефтяной
эмульсии, не требует очистки, так как содержание в ней нефти и
взвешенных веществ не превышает 10 мг/л. Б то же время вода,
выделяющаяся из эмульии в трубопроводах и сепараторах (назы-
ваемая свободной), загрязнена эмульгированной нефтью до
~12 ООО мг/л. При традиционных способах предварительного обез-
воживания эта вода выделяется вместе со всей водой, содержащейся
в нефти, что вызывает общее загрязнение сбрасываемой воды по-
рядка 500 мг/л. При этом необходимо очищать весь объем сточ-
ных вод.
Предлагаемой технологией совместной подготовки нефти и воды
предусматривается промысловую эмульсию после обработки ре-
агентом-деэмульгатором и сепарации газа расслаивать в течение
5—10 мин отстаиванием с образованием двух потоков: частично
обезвоженной эмульсии и загрязненной свободной воды. Затем эти
потоки должны контактировать между собой при встречном грави-
тационном движении.
Это осуществляется путем подачи потока частично обезвоженной
эмульсии в слой воды, отделившейся при обезвоживании этой эмуль-
сии, а потока свободной воды — в образующуюся при этом «обез-
воженную» нефть.
В Гипровостокнефти был разработан аппарат для совместной
подготовки нефти и воды (рис. 54), представляющий собой горизон-
тальную цилиндрическую емкость, разделенную двумя близко-
расположенными перегородками 2 на секции расслаивания, обез-
воживания нефти и очистки воды, причем первая занимает лишь
10% общего объема сосуда. Продукция скважин, предварительно
отсепарированная и обработанная реагентом-деэмульгатором, вво-
дится в секцию 1, где поток разделяется на нефтяную эмульсию
и «свободную» воду, требующую очистки. Из секции «расслаивания»
по специальным каналам, образованным поперечными 2 и продоль-
ными 3 перегородками, нефтяная эмульсия и «свободная» вода по-
даются соответственно в нижнюю и верхнюю части секции обезвожи-
вания и очистки воды. Потоки распределяются по сечению аппарата
с целью предотвращения образования застойных зон, обеспечения
их вертикальности и, следовательно, максимального использования
11 Заказ 1495
161
Рис. 54. Аппарат для совместной подготовки нефти и воды.
1 — корпус; 2 — поперечные перегородки; 8 — продольные перегородки; 4 — безнапорные
распределители; 5 — регулятор; 6 — штуцер выхода воды; 7 — отверстия для перетока;
8 — секция расслоения; 9 — секция обезвоживания нефти и очистки воды; 10 — секция;
динамического отстаивания
единицы объема сосуда через безнапорные распределители 4. Выйдя
из них, нефтяная эмульсия и загрязненная вода взаимно контакти-
руют при встречном капельном гравитационном движении. При этом
включения нефти, загрязняющие воду, соприкасаются с распределен-
ным потоком всплывающей эмульсии, укрупняются, сливаются
162
между собой и потоком нефти, уменьшая содержание ее в воде.
Дисперсные включения воды и эмульсии в той же последователь-
ности подвергаются воздействию потока осаждающейся воды. Про-
цесс взаимоочистки идет почти по всей высоте аппарата. Взвешива-
ющее действие снизу восходящего потока нефти интенсифицирует
очистку воды, а эффективность обезвоживания повышается за счет
образования в области контактирования капельного фильтра. Уро-
вень раздела фаз нефть — вода в секции 9 поддерживается регуля-
тором 5, в секции 8 устанавливается за счет соотношения высот
столбов жидкости во второй секции и переточных каналах. Частично
обезвоженная нефть с содержанием воды до 10% выводится из верх-
ней части аппарата, а очищенная вода отводится через штуцер 6.
Таким образом, в одном объеме во времени совмещены два про-
цесса — обезвоживание нефти и очистка воды. В данном случае
исследователями установлена физическая и технологическая совме-
стимость этих процессов. В росте эффективности использования
единицы объема водоотделителя в данном случае происходит каче-
ственный скачок. Характерно, что дополнительная нагрузка на
аппарат — подача в верхнюю часть его загрязненной воды — не
только не ухудшает обезвоживания нефти, а, наоборот, повышает
его эффективность. Качество же пластовой воды достаточно высо-
кое — содержание в ней нефти составляет 10—30 мг/л. Это соответ-
ствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся из
капельного состояния при разрушении эмульсии. Дополнительная
очистка воды в этом случае не требуется. Принцип обработки эмуль-
сии, принятый в аппарате, проверен на экспериментальной модели
на Зольненском месторождении в НГДУ Жигулевскнефть. Резуль-
таты испытаний — положительные.
Очевидно, что в данном случае имеет место создание конструкции
на основе принципа «физического» совмещения процессов. Произ-
водительность совмещенного аппарата не меньше, чем обычного
отстойника-водоотделителя при одинаковых объемах сосудов. Необ-
ходимо отметить, что процесс совместной подготовки нефти и воды
вообще и в условиях гравитационного противотока, в частности,
изучен очень мало.
СЕПАРАЦИЯ, НАГРЕВ И ОБЕЗВОЖИВАНИЕ НЕФТИ
(ДИНАМИЧЕСКОЕ ОТСТАИВАНИЕ)
Использование давления газонефтяного потока на устье скважин
или дожимных насосных станций для транспорта газонасыщенной
смеси через все сооружения, включая установку подготовки нефти
(без применения сырьевых насосов), приводит к каскадному сни-
жению давления, величина которого близка к давлению насыщения.
Это, в свою очередь, вызывает необходимость отбора газа во всех
основных аппаратах УПН и, следовательно, совмещения процесса
сепарации с процессами нагрева и обезвоживания. Задачи индустри-
ализации обустройства нефтяных месторождений диктуют необхо-
димость создания компактных, транспортабельных комбинирован-
11*
163
ных аппаратов, поступающих на место эксплуатации с максимальной
степенью сборности. В этих условиях как в нашей стране, так и за
рубежом широко применяют аппараты, в которых совмещены про-
цессы нагрева, сепарации и отделения воды от нефти. Такие аппа-
раты разработаны фирмами США «Нэшэнл Тэнк Компани», «Блэк
Сайвэлз энд Брайсон» и др. В нашей стране конструированием комби-
нированных нагревателей-водоотделителей занимаются конструк-
торские бюро объединений Саратовнефтегаз и Союзнефтеавтоматика.
Отечественные и зарубежные конструкции представляют собой
многосекционные аппараты, в которых каждая из секций служит
для самостоятельного процесса: нагревания или отстоя, а газ отби-
рается во всех отсеках (рис. 55).
Нефтяная эмульсия поступает в верхнюю часть секции I (про-
странство, занимаемое газом), где осуществляется сепарация газа
Рис. 55. Многосекционный нагреватель водоотделитель УДО-2М.
J — перегородка; 2 — переточные трубы; 3 — сепаратор; 4 — отделившаяся вода
из нефти, выделившегося вследствие потери давления между данным
аппаратом и предыдущей ступенью сепарации. Секция I разделена
на два замкнутых пространства перегородкой. Отсепарированная
эмульсия движется по пространству между перегородкой и корпусом
к нижней части сосуда и через вырезы в перегородке попадает в на-
гревательный отсек. В последнем, установлены жаровые трубы на-
гревателя, погруженные в пластовую воду.
Этот нагреватель относится к устройствам непрямого действия
(с промежуточным теплоносителем) с незначительным гидравличе-
ским сопротивлением. Теплота от жаровых труб передается к пла-
стовой воде, которая передает ее всплывающей эмульсии. При этом
пластовая вода, выделившаяся из эмульсии, стекает вниз, навстречу
восходящему потоку, в результате чего происходит их контактиро-
вание в условиях капельного противотока, способствующее переходу
глобул пластовой воды в слой отделившейся воды. Нагретая эмуль-
сия по переточным трубам поступает в секцию II, конструкция
которой аналогична первой. Здесь эмульсия нагревается до конечной
температуры обработки и поступает в секцию III. В последней
164
может устанавливаться коалесцирующая насадка, способствующая
деформации и разрушению бронирующих оболочек и, соответственно,
разрушению эмульсии. Обезвоженная нефть выводится из секции III,
отделившаяся пластовая вода — из каждой секции (I, II и III).
Газ, выделившийся из нефти в результате ее нагрева, поступает
в III секцию, откуда и выводится через сепаратор 3. Аппарат
УДО-2М является первой отечественной конструкцией горизонталь-
ного нагревателя-водоотделителя.
Техническая характеристика аппаратов УДО-2М и УДО-3 сле-
дующая.
УДО-2М УДО-3
Номинальная мощность теплового по-
тока млн. ккал/ч .................. 1,5 3,5
Число жаровых труб .................... 3 2
Объем аппарата, м3 .................. 100,0 200
В том числе:
секций нагрева ....................... 70 50
секции отстаивания ................ 30 150
Расчетное давление, кгс/см2 .... 6 6
Количество жидкости (при обводнен-
ности 30%), т/сут, нагретой до:
80° С ............................. 1000 —
50° С ............................ 1600 3000
30° С............................. 2000 —
Анализ технических характеристик аппаратов показывает, что
объем секции обезвоживания составляет менее 30% общего объема
сосуда. В то же время количество жидкости при нагреве на 50° С
составляет 80 м3, а на 30° ~100 м3. Следовательно, пребывание
эмульсии в секции обезвоживания составляет 18—25 мин, что часто
оказывается явно недостаточным. Таким образом, при обработке
высоковязких нефтей при температуре —80° С производительность
аппарата по жидкости (50 м3/ч) соответствует имеющемуся объему
секции обезвоживания. Однако при снижении необходимой темпе-
ратуры обработки до 60 или 40° С количество нагретой жидкости
в данном аппарате не соответствует объему отстойной секции, время
пребывания становится недостаточным, а качество продукции резко
ухудшается. Из изложенного следует, что основной задачей при
конструировании нагревателей-водоотделителей является гармонич-
ное сочетание мощности теплового потока аппарата и необходимого
отстойного объема. Учитывая, что аппараты данного типа выпу-
скаются серийно и в них обрабатываются нефти с различными фи-
зико-химическими характеристиками, добиться этого весьма сложно.
Принцип обеспечения наибольшей функциональной независимости
аппарата и в данном случае справедлив. Применение нагревателя
с требуемой мощности теплового потока в сочетании с водоотдели-
телем, объем которого соответствует необходимому времени отста-
ивания нефти, позволяет наиболее эффективно использовать обору-
дование, добиваться его наилучших технико-экономических показа-
телей. Однако комбинированные аппараты имеют, как указывалось
165
выше, существенные преимущества, особенно значительные в на-
чальный период эксплуатации месторождения, при обустройстве
небольших, удаленных от центральных сборных пунктов, или мор-
ских промыслов: компактность и соответственно небольшая площадь
застройки, незначительный объем строительно-монтажных работ,
уменьшение числа мест обслуживания и др.
Рис. 56. Двухсекционный нагреватель-водоотделитель УДО-3.
I — эмульсия; II — обезвоженная нефть; III — отделившаяся вода; 1 — секция
сепарации и нагрева; г — переточный канал; з — секция отстоя; 4 — жаровые
трубы; 5 — кольцевые перегородки; в — дымовые трубы; 7 — поперечные перего-
родки; « — безнапорный распределитель; 9 — желобчатый собирающий коллектор;
10 — газосепараторы
Дальнейшее совершенствование нагревателей-деэмульсаторов
нашло свое отражение в разработке двухсекционных конструкций
(рис. 56),в которых мощность теплового потока соответствует объему
отстойного пространства. Принцип работы таких аппаратов аналоги-
чен описанному выше. Как и у всех много секционных конструкций,
основанных на принципе «механического» совмещения, главным
недостатком является небольшая производительность. Различные
разработчики как отечественные, так и зарубежные, определяют
166
шшякшшяшШШШе
максимальную производительность двухсекционного нагревателя-
деэмульсатора при емкости сосуда, равной 200 м3 соответственно:
мощность теплового потока — 3,5 млн. ккал/ч, производительность
жидкости — 3000 т/сут. Поэтому их применение рационально лишь
в установках с общей производительностью до 2 млн. т/год. В составе
более крупных объектов оптимальным является использование
раздельных высокопроизводительных нагревателей и водоотделите-
лей. Одновременно необходимо указать, что применение двухсек-
ционных нагревателей со встроенным жаротрубным нагревателем
встречает серьезные трудности в тех случаях, когда из пластовой
воды выпадают осадки и отлагаются на теплопередающей поверх-
ности. В этих условиях отмечаются прогары жаровых труб и свя-
занные с этим аварии и простои установок так же, как при при-
менении отдельных нагревательных устройств подобной конструк-
ции. При таких физико-химических свойствах сырья следует также
использовать раздельные аппараты-водоотделители и нагреватели,
причем в последних скорость движения по нагревательным элемен-
там должна быть достаточно большой, чтобы предотвратить отложе-
ния на теплопередающей поверхности.
Нагреватели-водоотделители предназначены для использования
на ступени окончательного обезвоживания и могут давать продукцию
с остаточным содержанием воды 2—0,5% в зависимости от физико-
химических свойств нефти и принятой производительности.
Аппараты подбирают в зависимости от общей производитель-
ности установки, исходя из максимально возможного укрупнения
оборудования. Если в рассматриваемых аппаратах предусмотрены
нагреватели, то рационально использовать в составе УПН не менее
двух установок. Поверочный расчет выбранного типоразмера осу-
ществляется в следующей последовательности. Составляют мате-
риальный баланс в соответствии с заданной обводненностью сырья
и продукции. Содержание пластовой воды в нефти определяют из
выражения
Ш - W100
УУ° 100 — X ’
где W — обводненность исходной нефти в %; а: — содержание солей
в пластовой воде в %.
Количество пластовой воды в т/сут определяют следующим
образом:
loom W
100—х 100—х г, _ 1 г
100 W 11 w
100~ 100 — х 1— 100—ж
W с
100 — W — X н’
100 — х
w ~1
(81)
где Ga — производительность по безводной нефти.
167
Затем составляют тепловой баланс на основе заданной разности
температур поступающего сырья и требуемой температуры обра-
ботки. Последняя определяется экспериментально для каждого
конкретного случая. Температуру поступающего сырья следует
принимать минимально возможной (это может быть в начале весны,
когда температура грунта минимальна). Все это рассматривается
для случая, когда сырье на ступени предварительного обезвоживания
или совместной подготовки нефти и воды не подогревается.
Если принять тепловые потери в окружающую среду равными
5%, то тепловой баланс будет следующим.
(GH0,5 + GH-b-J^_g 1,0) 1000 М 1,05 = 24(2;
G„.1O5OAt 50~5^~°’5з: + И7 = 24(2;
100 — W — х х ’
GH= 0,0457
Q 100 — х — W
M 100 — :r W’
(82)
где Q — мощность теплового потока установки в ккал/ч.
Из этого выражения определяется соответствие принятого типо-
размера установки заданным производительности и температуре
обработки.
СЕПАРАЦИЯ, НАГРЕВ И ЭЛЕКТРООБЕЗВОЖИВАНИЕ
(ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАНИЕ) НЕФТИ
Конструирование и применение комбинированных электроде-
гидраторов в установках .подготовки нефти различных вариантов
(рис. 57) связано с рядом технологических сложностей, главной
из которых является'недопустимость выделения газа в зоне электро-
дов. В то же время движение нефтяной эмульсии по трубопроводам,
снижающее давление в пих, необходимость подогрева эмульсии при
подготовке нефти способствуют образованию в ней газовой фазы.
Предотвратить попадание газа на электроды можно двумя спосо-
бами: созданием в системе давления выше давления насыщения
паров нефти при температуре ее обработки установкой после ступени
сепарации насоса (варианты I и II рис. 57); установкой перед Элек-
тр одегидратором сепаратора или созданием комбинированной кон-
струкции, совмещающей оба эти процесса (варианты III—VII).
В Гипровостокнефти были разработаны транспортабельные ком-
пактные электродегидраторы ЭКН, скомбинированные с нагревате-
лем (рис. 58).
168
1 V
Рис. 57. Возможные варианты применения комбинированных электро-
дегидраторов в объектах подготовки нефти.
1 — сепаратор; 2 — аппараты типа СПОНиВ; 3 — насос; 4 — нагреватель; 5 —
электродегидратор (комбинированный электродегидратор)
Рис. 58, Электродегидратор комбинированный с нагревателем ЭКН
Техническая характеристика этих аппаратов следующая.
Электродегидраторы . Объем, м3: ЭКН-3000 ЭКН-2000 ЭКН-800
нагревателей 125 — —
дегидраторов 160 200 100
Производительность по товарной нефти (при
30%-ной обводненности сырой нефти), т/сут 3000 2000 800
Содержание воды в обработанной нефти, % ДО 0,1
Содержание солей в обработанной нефти, мг/л Номинальная мощность теплового потока, 40—50
Гкал/ч 5,0 3,62 1,2
Число горелок 4 2 2
Давление в аппарате, кгс/см3 до 6
Температура обработки, °C Расход пресной воды по отношению к готовой ДО 70
продукции, % Установленная мощность электротрансфор- до 10
маторов, кВА 50 X 2 50 X 2 50 X 2
Транспортная масса, т 32,0 48,7 29,3
Комбинированный аппарат состоит из горизонтальной емкости,
разделенной перегородкой на два самостоятельных отсека. В первом
отсеке нефтяная эмульсия нагревается, во втором — обезвоживается
и обессоливается. Секция нагрева состоит из жаровых труб, горелок
и труб для отвода дымовых газов.
Обводненная нефть подается через распределитель в нижнюю
часть нагревательной секции под жаровые трубы, которые в рабочем
состоянии всегда погружены в отделившуюся от нефти пластовую
воду. Нефть, всплывая через слой горячей воды, нагревается до
необходимой температуры и через переточный коллектор и распре-
делитель поступает в секцию обезвоживания и обессоливания,
в которой устанавливается система электродов и распределители
пресной воды. Нефть последовательно проходит промывку в слое
отделившейся пластовой воды, обрабатывается в нескольких элек-
трических зонах с промывкой пресной водой непосредственно в меж-
электродном пространстве и выводится из аппарата через собира-
ющий коллектор, на котором установлен регулятор давления. Про-
цесс ведется под избыточным давлением, превышающим упругость
паров нефти при температуре обработки.
Варианты промышленных аппаратов разработаны в виде блоков,
полностью автоматизированных и не требующих постоянного при-
сутствия обслуживающего персонала.
В отличие от аппаратов ЭКН-800 и ЭКН-2000, представляющих
собой моноблоки, аппарат ЭКН-3000 состоит из двух блоков —
нагревателя и аппарата для комбинированного обезвоживания
и обессоливания. Все блоки унифицированы и имеют одинаковое
электрооборудование (по два трансформатора мощностью 50 кВА
каждый). Трансформаторы и реакторы устанавливают над аппара-
тами на специальной площадке.
Для подвески электродов в аппаратах использованы малогабарит-
ные фторопластовые изоляторы конструкции Гипровостокнефти,
принципиально определившие возможность создания промысловой
170
комбинированной установки в блочном исполнении для глубокого
обезвоживания и обессоливания нефти. Как видно из изложенного,
в описываемой конструкции использован новый способ электро-
обезвоживания и электрообессоливания нефтяных эмульсий с про-
мывкой их непосредственно в межэлектродном пространстве. Данный
способ позволяет осуществлять подготовку нефти до высоких кон-
диций в одну ступень.
Известно, что при обезвоживании эмульсий в электрическом
поле значительно снижаются температура процесса и расход де-
эмульгатора по сравнению с термохимической подготовкой, поэтому
-----— Щ
Рис. 59. Электродегидратор с установленным над ним сепаратором.
I — газоводонефтяная смесь; II— газ; III — отделившаяся вода; 1 — сепаратор;
2 — электродегидратор; 3 — переточная труба
использование подобных аппаратов очень эффективно и нашло
широкое распространение за рубежом. Кроме того, если в опреде-
ленный период эксплуатации месторождения нет необходимости
в использовании электрического поля, то в аппаратах ЭКН можно
не предусматривать электрооборудования. Дооборудование послед-
ним, по мере возникновения потребности в электрообработке, не
составляет какой-либо сложности. Необходимо также указать, что
стоимость всех устройств и оборудования с использованием высокого
напряжения в аппаратах составляет в ЭКН-800 — 18% , а в ЭКН-2000
и ЭКН-3000 —до 12% и 9% соответственно от общей стоимости
установки. Таким образом, по сравнению с конструкциями ЭГ эти
аппараты совершеннее: имеют более высокую производительность,
совмещают в одном сосуде процессы нагрева, обезвоживания и обес-
соливания при высокой начальной обводненности сырья. Однако
все эти конструкции имеют общую особенность — они могут экс-
плуатироваться только при давлениях выше давления выделения
171
газа из нефти (без отбора газа). Поэтому установки ЭКН рекомен-
дуется применять тогда, когда давление на устье скважины или
дожимных станций недостаточно для транспортирования газоводо-
нефтяной смеси через все сооружения и устанавливать сырьевые
насосы в составе УПН необходимо.
Особое место в технологических и конструктивных приемах по
предотвращению выделения газа в электродегидраторе занимает
вариант III с установкой сепаратора непосредственно перед электро-
дегидратором, но выше последнего. При этом не нужно устанавли-
вать насос, но в сепараторе перед УПН необходимо поддерживать
достаточно высокое давление (5—6 кгс/см2), а гидравлическое сопро-
тивление нагревателя должно быть весьма ограниченным. Обеспечить
подобные условия эксплуатации не всегда возможно. Однако данный
2 1 А
Рпс. 60. Электродегидратор с секцией сепарации.
I — сырье; II — газ; III — обезвоженная и обессоленная нефть; IV — сброс воды;
1 — «безнапорный» распределитель; 2 — глухая перегородка; 3 — электроды; 4 —
секция сепарации; S — секция электрообработки
вариант интересен прежде всего тем, что в нем могут использоваться
уже имеющиеся конструкции электродегидраторов. К недостаткам
данного варианта следует отнести сложность установки и обслужи-
вания сепараторов на отметках 7—9 м выше уровня площадки.
На рис. 59 показан электродегидратор 2 с установленным над ним
сепаратором 1. Нагретая н'ефть входит в сепаратор, где от нее отде-
ляется газ, а затем по трубе 3 поступает в распределитель электро-
дегидратора. Столб водонефтяной смеси в трубе 3 создает в электро-
дегидраторе давление выше насыщения примерно на 0,5—
0,6 кгс/см2.
Дальнейшее совершенствование конструкций электродегидрато-
ров должно идти по пути создания аппаратов, способных работать
в условиях, когда давление в системе установки подготовки нефти
постоянно снижается. Так же как и с предварительным обезвожива-
нием, наиболее очевидным является вариант совмещения сепарации
и электрообезвоживания (электрообессоливания) на основе раз-
работки двухсекционной конструкции. Принцип работы аппарата
следующий (рис. 60). Нагретая нефтяная эмульсия поступает через
172
ввод I (см. рис. 59) в секцию сепарации, где автоматически поддер-
живается уровень раздела фаз газ — жидкость. Содержащийся
в нефти газ выделяется и отводится из аппарата в зависимости от
уровня раздела фаз, а «отсепарированная» эмульсия через «без-
напорный» распределитель поступает в секцию электрообработки.
В остальном принцип работы аппарата аналогичен ранее рассмо-
тренным. Так же как и в других конструкциях, в электродегидраторе
предусмотрена «глухая» перегородка. Следует особое внимание
уделять конструкции и расчету перегородки, так как ее разрушение
приведет к попаданию газа на электроды.
Комбинированный электродегидратор с секцией сепарации
(рис. 61) сложнее по конструкции, так как имеет несколько секций.
Однако это необходимо, чтобы создать условия для предварительного
Рис. 61. Электродегидратор с секцией сепарации и подогревателем.
I — сырье; II — газ; III — обезвоженная (обессоленная) нефть; IV — сброс воды;
1 — распределительное устройство; 2 — отверстие для газа; з — перегородка;
4 — наклонная перегородка; S — нагреватель; в — выход; 7 — горизонтальная
перегородка; 8 — распределитель; 9 — входная секция; 10 — секция сепарации;
11 — секция нагрева; 12 — отстойная секция; 13 — секция электрообработки
разрушения эмульсии до ее поступления в электрическое поле.
Поступающая эмульсия через расиределительпое устройство 1 по-
дается в газовое пространство входной секции, соединенной с сек-
цией сепарации 10 отверстием 2 в перегородке 3. При движении
эмульсии вниз через слой воды она промывается и нагревается при
прохождении через секцию нагрева 11. Наклонная перегородка 4
и выход 6 из секции нагрева расположены таким образом, чтобы
эмульсия двигалась по диагонали и путь ее тем самым удлинялся.
На уровне нижнего конца перегородки и образуется раздел фаз
вода — эмульсия. Столб воды в секции 11 уравновешивается массой
эмульсии в секции .9, причем уровень ее будет несколько выше гори-
зонтальной перегородки 1. Нагреватель 5 предназначен для под-
держания температуры воды и, следовательно, проходящей эмульсии
на необходимом уровне. Однако применение электрического поля
173
значительно снижает температуру обработки и мощность теплового
нагревателя может быть значительно ниже, чем при обычном тер-
мохимическом процессе. Выйдя из секции II, нагретая эмуль-
сия течет по поверхности горизонтальной перегородки 7 в виде
тонкой пленки, что способствует повышению эффективности сепа-
рации газа от нефти. Одновременно часть воды оседает на поверх-
ности перегородки, образуя подстилающий слой. Это способствует
выделению воды из эмульсии, когда она течет в контакте с подстила-
ющим слоем отделившейся воды. Стекая в отстойную секцию 12,
поток расслаивается до определенной степени, и при этом образуется
раздел фаз, который затем сохраняется в распределителе 8, имеющем
коробчатую форму с прорезями на стенках. Эмульсия движется
в распределителе по каналу, нижняя граница которого определяется
уровнем воды в секции электрообработки V. Процессы, происходящие
в данной секции, и ее устройство практически не отличаются от
процессов и устройств в других аппаратах. Поток газа из секции
сепарации попадает в трубку 13, изменяет направление и выходит
из аппарата. Выделившиеся при изменении направления потока
газа частицы жидкости стекают в отстойник. Сложность данной
конструкции обусловлена различными технологическими приемами
для предварительного разрушения эмульсии перед вводом ее в сек-
цию электрообработки, что увеличивает производительность пос-
ледней.
Конструкции, подобные рассмотренной, имеют важные преиму-
щества: компактность, транспортабельность и уменьшение числа
обслуживающего персонала. Применение таких аппаратов на отдель-
ных небольших месторождениях весьма перспективно.
За рубежом такие устройства, получившие название «полевых
электроосадителей», применяют для обезвоживания продукции из
одной или нескольких скважин. Их устанавливают в непосредствен-
ной близости от скважин. Использование многосекционных сложных
конструкций в установках подготовки нефти большой производи-
тельности не рационально, так как единичная мощность их недоста-
точна. Следует также подчеркнуть, что, несмотря на довольно удач-
ное сочетание ряда процессов в рассмотренной конструкции, каждый
из них осуществляется в специальной отдельной секции, интенсив-
ность использования единицы объема сосуда незначительна и не
превышает данный показатель для отдельных сепараторов, отстой-
ников и нагревателей. Исключение в данном случае составляет лишь
секция электрообработки, эффективность которой увеличивается
за счет ввода в нее подготовленной к разрушению эмульсии.
Таким образом, данная много секционная конструкция, несмотря
на ряд интересных технологических решений, представляет собой
устройство, в основе которого лежит все-таки принцип «механи-
ческого» совмещения процессов.
Достаточно совершенной бессекционной конструкцией, совмеща-
ющей несколько процессов в неразделенном корпусе одного аппа-
пара, является электродегидратор, предложенный Турнером
(рис. 62). Основной замысел конструкции заключается в удалении
174
газа и свободной воды из эмульсии до того, как она направляется
для разрушения в зоны электрообработки. При этом достигается
безопасность и устойчивость процесса, повышается производитель-
ность зон электрообработки и, следовательно, аппарата в целом.
Электродегидратор работает с отбором газа, при этом не требуется
установка насоса, как это следует из варианта VI (см. рис. 57).
Принцип работы аппарата следующий. Сырье поступает в аппарат
через штуцер 1 и попадает в камеру предварительной обработки,
в которой имеются зоны сепарации, отделения свободной воды и на-
грева. Камера образована четырьмя плоскостями, две из которых —
наклонные, а две другие — вертикальные. Плоскости располагаются
вдоль всего аппарата и образуют перевернутый желоб, нижняя часть
Рис. 62. Электродегидратор со встроенным газоотделителем-распре-
делителем
I — сырье; II — газ; III — обезвоженная (обессоленная) нефть; IV — сброс
воды; V — эмульсия; 1 — вертикальные плоскости; 2 — наклонные плоскости;
з — жаровая труба; 4 — предохраняющие плоскости; 5 — клапан; в — регулятор
уровня; 1 — клапан; 8 — отверстия
которого открыта. Внутри желоба встроены жаровые трубы 3 нагре-
вателя. Сырье, содержащее эмульсию, свободную воду и газ, подается
в зону сепарации камеры предварительной обработки в одном или
нескольких местах, однако в любом случае поток до выхода из-под
желоба проходит определенный путь в горизонтальном направлении.
При этом из потока выделяется газ и образуется раздел газ — эмуль-
сия. В зоне, где поток вступает в контакт с разделом фаз, устанавли-
ваются две плоскости 4, предохраняющие эмульсию от непосред-
ственного контакта с нагревателем на время, в течение которого
свободная вода выделяется из эмульсии. Тем самым теплота, идущая
на нагрев свободной воды, не расходуется. При движении эмульсии
в горизонтальном направлении и вниз из нее постоянно в результате
нагрева выделяется газ, который удаляется через клапан 5. Этот
клапан поддерживает в камере постоянное давление. Уровень раз-
дела фаз газ — эмульсия поддерживается регулятором уровня 6,
который определяет степень открытия клапана 7 на трубопроводе
выхода продукции. На нижней кромке вертикальных плоскостей 1
175
расположены ^/-образные отверстия 8. Отсепарированная и подо-
гретая эмульсия опускается в низ камеры предварительной обра-
ботки и выводится в зону обработки в слой воды через отверстия 8,
причем через их часть, которая располагается выше уровня раздела
эмульсия — вода. Таким образом, эмульсия, благодаря одинаковому
давлению газа по всей длине камеры, равномерно распределяется
вдоль всего аппарата, чем обеспечивается равномерность загрузки
электродов. Рассмотренное устройство выполняет одновременно
функции газоотделителя, нагревателя и распределителя, причем
расположено в месте традиционного размещения трубчатых маточ-
ников и занимает приблизительно такой же объем.
Рис. 63. Электродегидратор с отбором газа.
I — эмульсия; II — обезвоженная (обессоленная) нефть; III — соленая вода; IV — га»,
У — пресная вода; 1 — трубы распределителя; 2 — газоотделители-распределители; 3,
4 — перегородки; 5 — электроды; 6 — распределители пресной воды
Данная конструкция имеет еще две интересные особенности.
Наклон плоскостей 2 позволяет сократить объем, занимаемый рас-
пределителем, и одновременно создает благоприятные условия для
смещения по их наружной поверхности твердых частиц в нижнюю
зону аппарата. Кроме того, газовое пространство в верхней части
кожуха изолирует часть зоны нагрева и способствует более полному
использованию теплоты, расходуемой на нагрев эмульсии.
Выйдя из распределителя и пройдя обработку в слое воды и пере-
ходном слое на уровне раздела фаз нефть — вода, эмульсия про-
ходит электрообработку. Обезвоженная (обессолепная) нефть
выходит из аппарата III. Конструкция электродов аналогична ранее
описанной.
Анализ рассмотренной конструкции позволяет сделать вывод
о достаточно эффективном совмещении в пей процессов сепарации,
нагрева, распределения потока по сечению и электрообработки
в неразделенном пространстве одного сосуда. Объем аппарата,
в котором в ранее описанных конструкциях располагалась секция
сепарации, используется для осуществления основного процесса —
электрообезвоживания и электрообессоливания эмульсий.
В Гипровостокнефти разработан электродегидратор с отбором
газа (рис. 63). Как и в других аппаратах типа ЭКН, в нем исполь-
176
зован способ обработки эмульсии, предусматривающий ее промывку
водой непосредственно в межэлектродном пространстве. Однако
применение новой оригинальной системы электродов позволило
увеличить межэлектродное пространство и соответственно удельную
производительность аппарата в два раза по сравнению с ранее опи-
санными устройствами данного типа. Сырье вводится через систему
труб I, расположенную под кожухом (его конструкция аналогична
конструкции на рис. 59). В данном аппарате нагрев эмульсии не
предусмотрен, так как его высокая производительность потребовала
бы соответственно больших поверхностей теплопередачи и жаровые
трубы заняли бы недопустимо значительный объем в зоне обработки
эмульсии. Необходимо указать, что в высокопроизводительных
устройствах использование встроенного нагревателя целесообразно
лишь при создании аппаратов для обработки легких маловязких
нефтей, не требующих высоких температур деэмульсации.
Таким образом, в предложенной конструкции совмещены про-
цессы сепарации и распределения потока, обезвоживания и обес-
соливания, так как примененпый способ электрообработки позволяет
получать пефти высокого качества при обработке в одну ступень.
Техническая характеристика аппарата следующая.
Сырье (нефтяная эмульсия)
Начальная обводненность, % .... 30
Содержание солей, мг/л ...............до 40 000
Продукция (обезвоженная и
обессоленная нефть)
Содержание воды, % 0,2
Содержание солей, мг/л ................ до 40
Объем аппарата, м3 ...................... 200
Расчетное давление, кгс/см3 ................ 6
Температура обработки, °C ............. до 70
Производительность установки по жидкости
при обводненности 30%, т/сут.......... 6300
Скорость движения нефти в межэлектродном
пространстве, м/ч ...................... 25—75
Время пребывания нефти в электрическом по-
ле, мин:
зона обезвоживания................... 5—6
зона обессоливания ............... 1—2
Градиент электрического поля в зонах обра-
ботки, В/см............................. 800—1200
Расход промывочной воды (относительно всей
продукции), % 10
Мощность трансформаторов, кВА.............. 50
Число трансформаторов ...................... 2
Выбор аппарата для отделения от нефти воды,
механических примесей и минеральных солей
Выбор аппаратов из серийно выпускаемых промышленностью
рекомендуется осуществлять следующим образом.
1. Определяется расположение месторождений, продукция кото-
рых собирается на центральный сборный пункт — место расположе-
ния установок подготовки нефти. Рассматриваются компактность
12 Заказ 14 95 Ш
группы месторождений, топографические и климатические условия
района. Все эти данные необходимы для определения возможности
сохранения теплоты в условиях принятой системы сбора продукции
скважин, что определяющим образом влияет на тепловую мощность
нагревателей УПН и необходимость нагрева на ступени предвари-
тельного сброса.
2. Определяется возможность транспортирования нефтегазоводя-
ной смеси через все сооружения, включая УПН, без применения
сырьевых насосов. При этом определяется целесообразность исполь-
зования аппаратов с отбором газа.
3. Рассматриваются физико-химические свойства сырья (вяз-
кость, плотность и т. д.) и его состав (наличие природных эмульга-
торов, асфальтенов, смол, парафинов и т. д.), определяющие совме-
стно с ранее рассмотренными факторами параметры процессов обез-
воживания и обессоливания, материала для изготовления
аппаратов. Необходимо, однако, указать, что при разработке кон-
кретных объектов параметры процессов (температура, необходимое
время пребывания эмульсии в аппарате) должны в обязательном
порядке быть уточнены лабораторными или промысловыми исследо-
ваниями нефтей данных месторождений. Принцип аналогии с дру-
гими нефтями применим лишь при составлении работ общего плана —
технико-экономических обоснований и докладов, прогнозов и т. д.
4. Рассматривают требуемое качество продукции. При этом необ-
ходимо учитывать возможность сохранения качества полученной
продукции при выходе в систему внешнего транспортирования.
5. Учитывая все перечисленные факторы, необходимо принимать
во внимание существующие в момент проектирования условия,
а также и ожидаемые в будущем (под условиями понимаются обвод-
ненность сырья, Изменение его состава при дальнейшем разбуривании
различных пластов, изменение требований к качеству продукции
при обустройстве района, а также изменение общей производитель-
ности УПН). Данные соображения могут влиять на выбор конструк-
ции и типа аппаратов при увеличении производительности УПН
и необходимости дооборудования устройством для электрообра-
ботки.
6. Определяют тип и размеры аппаратов в зависимости от общей
производительности УПН.
При высокой общей производительности УПН и стремлении
к использованию аппаратов большой единичной мощности следует
применять несовмещенные функционально независимые устройства.
Границей применения совмещенных аппаратов для нагрева и обез-
воживания является общая производительность установки, равная
6000 т/сут.
7. Принципиальную возможность использования технологии и
аппаратов для совместной подготовки нефти и воды определяют
на основе всех изложенных выше соображений и с учетом коллек-
торских свойств пластов.
8. Выбирают тип отстойника-водоотделителя — горизонтальный
с вертикальным или горизонтальным направлением движения по-
178
тока, вертикальный (при этом учитывают степень подготовленности
эмульсии к разрушению, место расположения в схеме и т. д.).
9. Электродегидраторы следует применять при необходимости
получения продукции высокого качества (остаточное содержание
воды — 0,1%, солей — 40 мг/л), а также при небольшом содержании
солей в исходном сырье — до 2000—3000 мг/л.
10. Выбор нагревателей того или иного типа зависит от требуемой
мощности и допустимой потери давления. При небольшой тепловой
мощности одного аппарата (до 3,5 млн. ккал/ч) можно использовать
комбинированные нагреватели-деэмульсаторы. Если тепловая мощ-
ность не превышает 6000 млн. ккал/ч, можно использовать нагрева-
тели непрямого действия (жаротрубные), имеющие незначительное
гидравлическое сопротивление и возможность работы с отбором газа.
Их применение рационально и необходимо при транспорте потока
через все сооружения без применения сырьевых насосов в условиях
каскадного снижения давления. В объектах большой общей произ-
водительности рационально применять трубчатые печи большой
тепловой мощности. Необходимо также учитывать состав пластовых
вод с точки зрения возможности выпадения осадков и их отложения
на теплопередающей поверхности. При наличии таких условий
жаротрубпые нагреватели применять не рекомендуется.
11. Проводят поверочный расчет аппаратов на основе теорети-
ческих зависимостей и экспериментальных данных по времени
пребывания эмульсии в аппаратах совместной подготовки нефти
и воды, отстойниках, электродегидраторах и т. д. Рекомендуется
применять не менее двух аппаратов каждого типа.
12*
Глава VIII
МАССООБМЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ
Наиболее распространенными массообменными процессами при
подготовке нефти и переработке газа являются абсорбция, ректи-
фикация, фракционная конденсация, адсорбция. В некоторых слу-
чаях два или несколько процессов могут быть совмещены в одном
аппарате и протекают одновременно (процессы низкотемпературной
конденсации и абсорбции и др.).
Процессы ректификации и абсорбции осуществляются обычно
в колонных аппаратах, снабженных контактными устройствами —
тарелками или насадкой, которые служат для создания межфазной
поверхности и осуществления контакта между газом (паром) и
жидкостью.
Конечной задачей расчета массообменного аппарата является
определение его диаметра, высоты и расхода энергии на осуществле-
ние процесса. Для решения указанной задачи необходимо распола-
гать данными по физико-химическим свойствам газа (пара)
и жидкости, условиям их равновесия, данными по макрокинетике
массообменного взаимодействия газа и жидкости, полученными
с учетом гидроаэродинамических закономерностей, характерных
для конкретно выбранных контактных устройств. Ввиду сложности
решения уравнений, описывающих процесс ректификации с учетом
всех указанных факторов, на практике расчет проводят в две стадии.
Вначале выполняется статический расчет, включающий
определение количеств пара и жидкости, их температур и числа
теоретических ступеней разделения или числа единиц переноса.
Затем проводится кинетический расчет, в результате
которого находят к. п. д. тарелки, высоту аппарата, эквивалентную
одной теоретической тарелке (ВЭТТ), или высоту единицы переноса.
Кинетические уравнения массообмена обычно являются результатом
обобщения экспериментальных данных. Для многих интересующих
нас систем достаточно достоверных уравнений кинетики пока пет.
В этом случае значение к. ц. д. или ВЭТТ выбирают, руководствуясь
опытом эксплуатации аналогичных или вновь созданных в результате
опытно-промышленных испытаний установок. В настоящее время
разрабатываются методы, позволяющие одновременно учесть статику
и кинетику процесса при расчете колонной аппаратуры. Однако
использование этих методов пока ограничено, так как не накоплены
исчерпывающие данные о кинетике массообмена в аппаратах совре-
менных конструкций.
Рассмотрим наиболее распространенные в настоящее время ме-
тоды статического расчета абсорбции и ректификации.
180
АБСОРБЦИЯ
Под абсорбцией понимают процесс поглощения газов или паров
из газовых или паровых смесей жидкими поглотителями, называ-
емыми абсорбентами. Этот процесс обладает свойствами обратимости
и избирательности, что дает возможность выделить целевой компо-
нент или группу компонентов из газовой смеси. С этой целью после
избирательного поглощения проводят процесс десорбции — выделе-
ние поглощенных компонентов из жидкости. При этом поглотитель-
ные свойства абсорбента восстанавливаются и регенерированный
абсорбент можно вновь использовать.
Различают физическую абсорбцию и хемосорбцию. При хемо-
сорбции абсорбируемый компонент вступает в химическую реакцию
с веществом абсорбента, что ускоряет процесс поглощения. При
расчете таких процессов вводят коэффициент ускорения абсорбции,
учитывающий кинетику химической реакции.
В процессах промысловой подготовки нефти и газа наиболее
распространенными процессами абсорбции являются очистка нефтя-
ного газа от H2S и СО2 растворами МЭА, ДЭА или другими жидкими
поглотителями, осушка газа растворами ДЭГ, абсорбция попутного
или природного газа.
Равновесие фаз в процессах абсорбции
Равновесие между газовой и жидкой фазами наступает при дости-
жении равенства температур и давлений в обеих фазах и равенстве
химических потенциалов для всех компонентов. Такое состояние
наступает при бесконечно долгом контактировании газа и жидкости.
В состоянии равновесия концентрации данного компонента в жидкой
и газовой фазах находятся в определенном соотношении. Наиболее
обобщенно это соотношение выражается простой зависимостью
У=Кх, (83)
где у — концентрация компонента в газовой фазе; х — концентрация
того же компонента в жидкой фазе; К — константа фазового равно-
весия.
В общем случае константа фазового равновесия зависит от тем-
пературы, давления, концентрации целевого компонента в жидкости,
наличия добавочных компонентов и их природы. В некоторых слу-
чаях такую зависимость можно получить на основе изучения термо-
динамических свойств газа и жидкости, одпако в большинстве слу-
чаев ее находят опытным путем.
Расчет абсорбционных аппаратов
Цель расчета — определить расход поглотителя и основные
размеры аппарата. Заданы обычно количество обрабатываемого газа,
его начальная и требуемая конечная концентрации, а также началь-
ная концентрация поглотителя. Конечная концентрация поглоти-
теля задается на основании технико-экономических соображений.
181
Расчету предшествует выбор типа контактных устройств абсор-
бера. Анализ и сравнение контактных устройств различных кон-
струкций приводятся ниже. Целесообразно провести расчеты для
контактных устройств двух-трех типов, наиболее подходящих для
данного процесса. Сравнивая их экономические показатели, делают
окончательный выбор.
Выбранный тип контактного устройства предопределяет скорости
материальных потоков, характер их движения, движущую силу
процесса. Поэтому следующим этапом является технологический
расчет абсорбера. На этом этапе составляются материальные и те-
пловые балансы по абсорберу, по которым находят требуемое коли-
чество поглотителя, температуры потоков, устанавливается
потребность в теплосъеме.
Основная часть технологического расчета — определение высоты
насадочной части абсорбера или необходимого числа реальных кон-
тактных ступеней.
Существуют различные методы расчета. Наиболее распространены
расчет по теоретическим ступеням контакта и расчет по числу единиц
переноса. Причем первый рекомендуется для тарельчатых, а вто-
рой — для насадочных аппаратов.
Следующий этап — гидродинамический расчет абсорбера. Опре-
деляются основные размеры контактных устройств, поперечные
размеры абсорбера, его гидравлическое сопротивление, унос жидко-
сти. Так как такой расчет полностью определен конструкцией кон-
тактного устройства и является общим для процессов ректификации
и абсорбции, то его изложение следует за описанием конструкций
контактных устройств.
Ниже приводится методика технологического расчета процесса
абсорбции в соответствии с принятой последовательностью.
Материальный баланс и уравнение рабочей линии. Количество
целевого компонента, убывающего из газовой фазы, равно приросту
его в жидкой фазе.
Для случая противотока это положение запишется в виде
(ув Ук^=^{хк (84)
где G, L — массовые расходы инертного газа и жидкого поглотителя;
Ув-, У к — начальная и конечная концентрации поглощаемого ком-
понента в газе; хи, х.л — начальная и конечная концентрации компо-
нента, поглощенного жидкостью.
В приведенном уравнении используются молярные долевые кон-
центрации.
При заданных значениях начальных и конечных концентраций
и расхода газа можно определить необходимый расход жидкого
поглотителя
L = G^y*.. (85)
Для любого сечения абсорбера справедливо соотношение
G (z/н — У) = L (агк — х), (86)
182
где х, у — концентрации поглощаемого компонента соответственно
в жидкости и газе в рассматриваемом сечении.
Преобразуя выражение, можно получить
г/ = Ун + 4’(а:~'гк)-
(87)
Это уравнение выражает зависимость между концентрациями
поглощаемого компонента в фазах по высоте аппарата и называется
уравнением рабочей линии. Его можно также за-
писать:
Ун —У _ хк—х
Ун—Ук zK — зн
(88)
Два последних выражения являются уравнениями одной и той же
прямой с угловым коэффициентом (тангенс угла наклона к оси х),
равным LIG, проходящей через точки с координатами х„, ук и хк, ук.
Рис. 64. Схема противоточной аб- Рис. 65. Схема прямоточной абсорб-
сорбции ции
Противоточная абсорбция наиболее распространена, так как
обеспечивает наибольшую движущую силу процесса. Однако в не-
которых случаях, когда не требуется высокой степени поглощения,
с целью увеличения расходов газа и жидкости используется прямо-
точная абсорбция. Уравнения рабочей линии в этом случае будут
иметь вид:
у = Уп—-g-G*—ж„);
(89)
Ун —У х — хп
У в—Ул а'к ~
(90)
На рис. 64, 65 дано графическое изображение рабочей (ОС)
и равновесной (АБ) линий в условиях противотока и прямотока.
Расчет числа ступеней контакта. Такой расчет проводится глав-
ным образом для абсорберов со ступенчатым контактом. Ступени
обычно соединены противотоком, а в пределах отдельной ступени
газ и жидкость могут двигаться любым способом: прямотоком,
противотоком или перекрестным током.
183
Пример абсорбера со ступенчатым контактом — широко рас-
пространенные колонны с барботажными тарелками. Особенность
таких абсорберов состоит в скачкообразном изменении движущей
силы при переходе от ступени к ступени.
Эффективность работы каждой ступени контакта (рис. 66) харак-
теризуется следующими параметрами.
Коэффициент извлечения <р — отношение коли-
чества поглощенного компонента к количеству, которое могло бы
Ук быть поглощено при наиболее полном извле-
чении
„ _ У1-1~У1
(91)
1-ступень
1-1
1-2
1
i- ^г4'
где ys — концентрация газа на входе
и выходе ступени контакта; у* + t — кон-
центрация газа, равновесного с жидкостью,
поступающей на ступень, контакта.
ун Хк Рис. 06. Схема многоступенчатого абсорбера
Коэффициентом извлечения можно охарактеризовать работу аб-
сорбера в целом
фап=^Л- (92)
З/н — Ук
где ук — концентрация газа, равновесного с жидкостью, поступа-
ющей в абсорбер.
Степень насыщения ф — отношение фактически по-
глощенного компонента к тому количеству, которое могло бы быть
поглощено в случае противотока при максимально возможном насы-
щении жидкости
(93)
где ау + 1, х{ — концентрация жидкости на входе и выходе ступени
контакта; xl-t — концентрация жидкости, равновесной с посту-
пающим газом.
Копределах одной ступени контакта рабочую и равновесную
линии можно принять прямыми. Тогда
ф =-£, (94)
где А — LIGK — абсорбционный фактор.
184
Коэффициент полезного действия (к. п. д.
Мерфи) — рассчитывается как по газу, так и по жидкости. Для
i-й ступени:
(95).
yi-1 — Vi.
Пж —1 • (96)=
xi -^-+i
Здесь yt — концентрация газа, равновесного с жидкостью, по-
кидающей ступень контакта; х* — концентрация жидкости, равно-
весной с газом, покидающим ступень контакта.
Соотношение между ф и цг можно установить, использовав урав-
нения рабочей и равновесной линий. Для противотока
При прямотоке ц ~ ф .
Число единиц переноса. Из основного уравнения
массопередачи
dM=Ky(y~y*)dF (98)
и уравнения материального баланса
dM=-Gdy, (99)
записанных для элемента поверхности dF, после интегрирования
по всей поверхности F можно получить
^'-1
С dy ____________ F
J Ку (у —У*) ~~ ~G
yi
(100)
где у* — равновесная концентрация целевого компонента в газовой
фазе.
Если считать коэффициент массопередачи Ки в пределах ступени
контакта постоянным, то
yi-i
VI
dy
(у—У*)
JLuL = N
G ^ог.
(101)
Величина Nor называется числом единиц переноса, рассчиты-
вается по газовой фазе и характеризует эффективность работы сту-
пени контакта. Рассматривая выражение (101) совместно с уравнением
материального баланса, получим
дг _____ У l-Х lJi
Л°г “ Дг/ср
(102)
где Ауср — средняя движущая сила.
185
Аналогичные преобразования можно выполнить и для жидкой
фазы
у KXF Х[ — Xj+t
ож L А-Гср •
В соответствии сизложенным высотой единицыпере-
н о с а (ВЕП) Л0г следует считать элемент высоты абсорбера, на
которой изменение концентрации равно средней движущей силе,
т. е. число единиц переноса равно единице. В соответствии с этим
ВЕП = Л0Г = -£- = ^, (104)
где Н — высота аппарата.
Метод «от ступени к ступени». Заданы обычно количество
и состав поступающего газа Gr, уя и жидкости L, хп и состав выходя-
щего газа ук.
Расчет начинают с первой по ходу газа ступени и ведут его в сле-
дующей последовательности.
1. На основе уравнений материального баланса находят хк.
%. Используя данные по равновесию, находят состав газа, равно-
весный с хк.
3. По уравнению (80) вычисляют yt:
У1 = Уй~ЛВг(У«~У1)- (105)
4. Составляется уравнение материального баланса для 1-й сту-
пени, на основании которого находят концентрацию жидкости,
покидающей вторую ступень х2.
Величины z/j и х2 являются исходными для расчета второй сту-
пени. Расчет продолжают до тех пор, пока на очередной ступени
контакта не будет достигнуто значение у ук.
Метод от «ступени к ступени» рекомендуется использовать при
многокомпонентной абсорбции или ректификации. В этом случае
задают полный компонентный состав жидкости на выходе из аппарата
и проводят расчет от ступени к ступени по каждому компоненту
в отдельности. Расчет считается закопченным, если состав жидкости
на ступени питания совпадает с исходным. В противном случае
изменяют состав жидкости на выходе и весь расчет повторяют.
Графоаналитический метод. Если на диаграмму у — х нанести
рабочую АВ и равновесную CD линии (рис. 67), то отрезок EF,
проведенный перпендикулярно оси х, будет изображать движущую
силу процесса па входе i-й ступени.
На реальной ступени контакта пе достигается равповесия, и газ
покидает i-ю ступень с концентрацией yt > у* (точка М диаграммы).
Отношение 4^- = 37 fl у-г в соответствии с (80) является коэф-
EF —У1 4
фициентом полезного действия ступени. Газ с концентрацией yt
поднимается на (г 1)-ю ступень (точка Е), движущая сила на
входе которой изображается отрезком ЕtFь а ЕlM JE^Fi = тц + i,
186
то для определения числа ступеней контакта на диаграмме у — х
проводят вертикальные прямые и делят отрезки этих прямых между
рабочей и равновесной линиями в отношении, равном ц. Через полу-
ченные точки проводят кривую, называемую кинетической. Далее,
начиная от точки, соответствующей концентрациям газа и жидкости
на входе в аппарат, между рабочей линией и кинетической кривой
вписывают ступенчатую линию, состоящую из вертикальных и гори-
зонтальных отрезков. Число ступеней, уложившихся между кон-
центрациями газа на входе и
потребных ступеней контакта.
Аналитический метод. Если ра-
бочие и равновесные линии пря-
мые, то число ступеней контакта
можно рассчитать аналитическим
методом
, А (1 —фап)
.. Ig -1 ф/.г
ig[i-щ(1-4-)]
Аналитический метод целесо-
образно применять при низких
концентрациях газа и жидкости
(тонкая очистка). В этих усло-
виях линия равновесия близка
выходе, соответствует числу
к прямой.
Метод расчета, основанный на использовании уравнений кине-
тики массообмена. В основе этого метода лежит совместное решение
уравнений массопередачи, материального баланса и концентрацион-
ного напора. Его используют в случае, если имеются надежные
уравнения, описывающие кинетику массообмена, и установлена
гидродинамическая модель взаимодействия потоков, близкая к ре-
альной ступени контакта.
Из уравнения кинетики определяется коэффициент массопере-
дачи К, а на основании модели — движущая сила процесса или число
единиц переноса. Тогда, используя уравнения (86), можно опреде-
лить необходимую поверхность контакта фаз F. В некоторых случаях
в уравнениях кинетики аргументом выступает не коэффициент
массопередачи, а высота единицы переноса h0T, которая также харак-
теризует интенсивность процесса.
В этом случае целью расчета является нахождение высоты наса-
дочной части аппарата
Я = Аогйог.
(Ю7)
Такой расчет обычно проводят для аппаратов с непрерывным
контактом — пленочных или насадочных, работающих в пленочном
режиме.
187
РЕКТИФИКАЦИЯ
Ректификация — процесс разделения жидких смесей на фракции,
отличающиеся температурой кипения.
Различают смеси бинарные (состоящие из двух компонентов)
и многокомпонентные. Нефть и ее фракции относятся к многоком-
понентным смесям, поэтому в настоящем разделе основное внимание
будет уделено расчетам многокомпонентной ректификации.
Физическая сущность процесса ректификации состоит во встреч-
ном массо- и теплообмене между неравновесными потоками пара
и жидкости, двигающимися противотоком. В результате обменных
процессов пар обогащается низкокипящими, а жидкость — высоко-
кипящими компонентами.
На практике процесс ректификации осуществляется в колонных
аппаратах, снабженных контактными устройствами.
Полная ректификационная колонна состоит из укрепляющей
секции с дефлегматором и исчерпывающей секции с кипятильником.
Исходная смесь может поступать в колонну в виде жидкости, паро-
жидкостной смеси или насыщенного пара. Фракция, содержащая
легколетучие компоненты (дистиллят), отводится из верхней части
колонны. Фракция труднолетучих компонентов (в виде кипящей
жидкости — кубовый остаток) отбирается через нижнюю часть
колонны.
Важной характеристикой процесса является флегмовое и паровое
числа, представляющие собой соответственно отношение количества
жидкости, орошающей укрепляющую секцию, к количеству дистил-
лята и количества паров, поднимающихся из кипятильника, к коли-
честву отбираемого кубового остатка.
Расчет ректификационной колонны требуемой производитель-
ности и четкости разделения состоит из двух этапов.
I этап: составление материального баланса, определение темпе-
ратурного режима и давления, выбор флегмового и парового чисел,
составление теплового баланса, определение внутренних материаль-
ных потоков, расчет числа теоретических ступеней разделения.
II этап: выбор типа контактных устройств и расчет основных
размеров аппарата.
Выполнение второго этапа расчетов полностью зависит от типа
контактных устройств и для абсорбционных и ректификационных
аппаратов выполняется идентично. Второй этап расчетов будет
показан при рассмотрении конструкций контактных устройств.
Рассмотрим отдельные элементы I этапа расчета.
Температура и давление являются основными
и взаимосвязанными параметрами технологического режима. Чем
выше принимаемое давление, тем выше должна быть и температура,
так как при этом увеличивается температура кипения и конденсации
разделяемых смесей. Давление в ректификационных колоннах при-
нимается таким, чтобы пары дистиллята можно было сконденсировать
наиболее дешевым и доступным хладоагентом — водой или воздухом.
Температура конденсации паров дистиллята в этом случае должна
188
быть на 10—15° С выше температуры охлаждающего агента на выходе
из конденсатора.
В практике процессов промысловой подготовки нефти и газа
этим условиям обычно отвечают атмосферное или избыточное давле-
ния. Например, в депропанизаторах для конденсации верхнего
продукта оборотной водой давление должно поддерживаться на
уровне 17—18 кгс/см2. Повышение давления в колонне имеет физи-
ческий предел — достижение внизу колонны критической темпера-
туры. Последнее особенно важно учитывать при выделении легких
углеводородов метана и этана.
При выборе давления в колонне следует учитывать как положи-
тельные, так и отрицательные стороны явлений. К числу положи-
тельных сторон ректификации под давлением относятся:
— увеличение производительности колонны (весовая скорость
паров возрастает пропорционально VpJ;
— увеличение разности температур в дефлегматоре и, следова-
тельно, возможность снижения его поверхности.
Отрицательные стороны:
— увеличение толщины стенки колонны, а следовательно, и капи-
тальных затрат на ее изготовление;
— снижение относительной летучести компонентов, т. е. эффек-
тивности разделения;
— уменьшение разности температур в кипятильнике, а в ре-
зультате и увеличение его поверхности;
— снижение линейной скорости пара. Это ведет к уменьшению
турбулентности двухфазного слоя, а следовательно, и эффективности
массообмена;
— увеличение потерь теплоты в окружающую среду;
— возрастают нагрузки по жидкости. В определенных условиях
это может лимитировать пропускную способность колонн.
Окончательному выбору давления должен предшествовать сравни-
тельный технико-экономический расчет. Оптимальным следует
считать давление, отвечающее минимальным приведенным за-
тратам.
Температура потоков многокомпонентных смесей определяется
путем подбора так, чтобы удовлетворялись следующие ура-
внения.
Для жидкостного потока
(108)
для парового потока
(109)
189
для парожидкостного потока с заданной мольной долей отгона е'
14-е' (Kt — 1)
= 1,
(110)
где Р — число компонентов смеси.
В этих уравнениях температура участвует в неявном виде. Вели-
чины Kt и е' являются ее функциями и при заданной температуре
имеют конкретное значение. С целью уменьшения числа приближе-
ний используют графическую интерполяцию.
Расчет числа теоретических ступеней
контакта по методу «от тарелки к тарелке» наиболее точен
и универсален. Для расчета по этому методу в общем случае за-
даются флегмовым числом и составами дистиллята и остатка. Расчет
проводится по каждому компоненту отдельно. В качестве основных
уравнений используются уравнения равновесия фаз и уравнение
материального баланса для укрепляющей части колонны:
У n,i
Ln-i
Gn
хп-1,1 + (1 —
Ln-1
Gn
Уп, it
(111)
для исчерпывающей части:
,, _ Lm+1 / Imti
Ут'1~ Gm \~Gm~
(112)
где х;, у( — мольная концентрация i-ro компонента в жидкости
и газе на соответствующей тарелке (иг, п — номера тарелки), в ди-
стилляте (D) или остатке (И7); L,
G — материальные потоки, выра-
женные в кмоль.
Расчет проводят в направлении
сверху вниз — дляукрепляющей
части, и снизу вверх — для ис-
черпывающей части колонны
(рис. 68).
Если в результате расчета по-
лученные составы потоков на та-
релке питания резко различаются,
необходимо несколько изменить
составы дистиллята и остатка (или
одного из них) и весь расчет по-
вторить. Следует иметь в виду, что
состав смеси на тарелке питания
зависит от термодинамических
условий подачи сырья в колонну
и отличается от состава питания.
Рис. 68. Расчетная схема многосту-
пенчатой ректификационной колонны
190
Учет изменения расходов пара и жидкости по высоте колонны
проводят по уравнениям теплового баланса:
для укрепляющей части
Ln(H!l+i — h^) = QD—DiHn+Y — HD'y, (ИЗ)
для исчерпывающей части
Gm (^m+1 — = —W (^m+l— ^w)> (114)
где Qd, Qw — тепловая нагрузка на дефлегматор и кипятильник;
Р, W — расходы дистиллята и остатка; Н, h — энтальпия паров
и жидкости.
Qd и Qw можно определить по уравнениям:
QD=-.GfHf + GBHB-DHD-LBh3-, (115)
Qw = Lfhf + LBhs-Whw-GBHB. (116)
Кроме того, для каждой ступени контакта в соответствии с мате-
риальным балансом справедливы соотношения:
для укрепляющей части
Gn+i = Ln 4- D\ (117)
для исчерпывающей части
Lm^Gm^W. (118)
Если пренебречь теплотами смешения, то эптальпию смеси для
каждой ступени контакта можно найти по правилу аддитивности:
р Р
я=£я^; (И9)
i=l i=l
где Р — число компонентов смеси.
Зависимость энтальпии чистого компонента от давления и темпе-
ратуры изображается обычно в виде диаграмм.
Приведенные в рассматриваемом разделе уравнения (108—119)
однозначно определяют состав газа и жидкости и расходы материаль-
ных потоков на каждой ступени контакта. Однако подбор решений
этой системы является чрезвычайно трудоемкой задачей, решаемой
обычно на ЭВМ.
Приближенные методы расчета допускают постоянство объемов
пара и жидкости по высоте колонны. Часто допускается также
постоянство относительной летучести компонентов.
Расчет минимального флегмового числа.
Наиболее распространен метод Андервуда, в соответствии с ко-
торым
2-^=5- <‘2О)
191
где a i — коэффициент относительной летучести г-го компонента;
е' — доля отгона кубовой жидкости.
Параметр 0 определяют методом последовательных приближений
(итераций). Значение 0 лежит между величинами относительных
летучестей тяжелого и легкого компонентов. Рабочее флегмовое
число должно быть больше минимального. Его определяют из соот-
ношения
Я = Ят!п₽, (122)
где р —. коэффициент избытка флегмы.
Расчет оптимальных значений р проводился различными авторами
по критериям оптимизации различной универсальности.
Однако во всех случаях было установлено, что ропт находится
в пределах от 1,04 до 1,5.
В практике нефтепереработки для ректификационных колонн
общего назначения рекомендуется принимать р = 1,2—3; для испа-
рителей, отпарных колонн, десорберов —р = 1,5—2,0.
Для определения числа теоретических тарелок предложены
различные методы.
В большинстве методов принимают, что расчет ведется для не-
которой бинарпой системы, образованной двумя компонентами
разделяемой смеси (определяющая пара). В качестве определяющей
пары выбирают такую комбинацию легкого и тяжелого компонента,
для которой минимальное флегмовое число будет иметь наибольшее
значение.
Из анализа приближенных методов следует, что наиболее досто-
верные результаты дает метод Хенстебека. Порядок расчета следу-
ющий.
1. Задаются количеством продуктов разделения, выбирают реаль-
ное флегмовое число — рассчитывают по уравнениям (120),
(121), выбирают определяющую пару компонентов, определяют
объемы пара и жидкости в обеих секциях колонны.
2. Находят предельные объемы легких компонентов в укрепля-
ющей части колонны.
= + (123)
СЛ4
гдеал — относительная летучесть тяжелого компонента; — коли-
чество z-го компонента в дистилляте.
3. Находят предельные количества тяжелых компонентов в исчер-
пывающей части колонны
V, =
Кгис аг-а, ’
Лис=Ггук + 1Гг, (124)
где аг — относительная летучесть легкого компонента.
192
4. Вычисляют предельные суммы двух ключевых компонентов
в жидкости и паре:
в укрепляющей части колонны
1-1 1-г
^К ук -^ук ~ 2 ук! ЕК ук = FyK 2 ук! (125)
i=l i=l
в исчерпывающей части колонны
Дсие = ^ис— 2 ^г ис» ЕКИС=ЕИС— 2 ^£ис- (126)
f-ЛЫ 4=Л+1
5. Определяют объемы двух ключевых компонентов в жидкости
и паре в районе ввода питания:
для укрепляющей части колонны
р
^к, П ук = ук 2 (У/. I 4" ис)» 17к,пук =
/=Л+1
-^кук- 2 (^л + ^нс); (127)
/=/1+1
для исчерпывающей части колонны:
г-1 г-г
Ас, т ис = Ас яс 2 (А I "Ь ук)» ^к, т ис ~ У к ис 2 ук)-
i=>l i®*!
(128)
Далее строят диаграмму Мак-Кэба и Тиле для ключевых
компонентов и наносят на нее предельные рабочие линии с танген-
Рис. 69. График для
расчета числа теорети-
ческих тарелок
сами угла наклона Lv_ ук/Ук « и Д ИС/УК ис и рабочие линии с углами
наклона LK,n Ук /Ек,«ук и
Если рабочие линии близки друг к другу, то число теоретических
тарелок находят путем построения ступенчатой диаграммы между
равновесной и рабочей лилиями.
Если рабочие линии, найденные из условий ввода питания, удалены
от предельных, то проводится корректировка составов потоков на
тарелке питания.
Для ориентировочных расчетов числа теоретических тарелок
рекомендуется график Джилиленда (рис. 69).
13 Еаказ 1495
193
Минимальное число теоретических тарелок определяется по урав-
нению
1g
N,
D, I J'R,h \
Т>, h XR, I I
------ • <129>
Минимальное флегмовое число находится по уравнениям (120),
Следует отметить, что использование вычислительных машин
для расчета процессов разделения резко уменьшит применение
приближенных методов. К настоящему времени накоплен определен-
ный опыт решения таких задач на ЭВМ.
АППАРАТЫ ДЛЯ ПРОЦЕССОВ АБСОРБЦИИ И РЕКТИФИКАЦИИ
В современных ректификационных и абсорбционных установках
используются контактные устройства различных типов. Основное
назначение контактных устройств состоит в том, чтобы привести
обменивающиеся компоненты, жидкую и газообразную фазы в тесный
контакт с наибольшей межфазной поверхностью и наименьшими
энергетическими затратами.
Важнейшие аспекты работы контактного устройства:
а) гидродинамические характеристики. Эти характеристики огра-
ничивают область устойчивой работы контактного устройства в за-
данном режиме и гидравлическое сопротивление. На основании этих
данных определяются удельные нагрузки по жидкости и газу и попе-
речные размеры аппарата;
б) массообменные характеристики. Чаще всего это зависимости
между эффективностью контактного устройства (ВЭТТ, ВЕП, к. п. д.)
термодинамическими условиями равновесия, физическими свой-
ствами жидкости и газа и критериями гидродинамического состояния
газожидкостного потока. Массообменные характеристики служат
основанием для выбора числа реальных ступеней контакта или
высоты насадочной части колонных аппаратов;
в) металлоемкость и технологичность конструкции, условия изго-
товления, монтажа и ремонта. Эти факторы в конечном итоге сказы-
ваются па экономичности работы всей установки в целом.
Классификация контактных устройств
Известны различные принципы классификации. Подчиняя прип,
ципы классификации контактных устройств задачам их расчета-
следует в основу классификации положить гидродинамический способ
контактирования газа и жидкости. Природа жидкости и газа поз-
воляет проводить контактирование тремя способами:
а) пленочным, когда жидкость движется в газовом потоке в виде
пленки;
б) барботажным, когда газ проходит через слой жидкости в виде
пузырей или других локальных газовых образований;
194
в) распылительным, при котором жидкость движется в газовом
потоке в виде капель или струй.
Все три способа широко используются, причем каждый из них
наиболее целесообразен для конкретного технологического процесса.
Например, на организацию пленочного процесса требуются мини-
мальные затраты энергии, легко осуществить подвод или отвод
теплоты в зону контакта. Эти особенности сделали пленочные аппа-
раты широко распространенными при вакуумных и неадиабатических
процессах. Барботажный способ обработки позволяет легко и в ши-
роких пределах регулировать время контактирования. При обра-
ботке распылением достигается наибольшая поверхность контакта.
В некоторых конструкциях процесс контактирования может про-
текать одновременно по всем
указанным способам. Чаще всего
осуществляют пленочную обра-
ботку с распылением (например,
в прямоточных пленочных аппа-
ратах) и барботаж с распыле-
нием (например, на струйных,
пластинчатых или чешуйчатых
тарелках).
В соответствии с изложен-
ным классификацию контак-
тных устройств можно предста-
вить в следующем виде (рис. 70).
К настоящему времени из-
вестно свыше 600 типов различ-
ных устройств для контактиро-
вания газа и жидкости.
Рис. 70. Классификация контактных
устройств массообменных аппаратов
Конструктивное многообразие контактных устройств следует
объяснять прежде всего многообразием технологических процессов,
в которых применение того или иного устройства наиболее целесо-
образно.
Ниже приводятся методы расчета и проектирования некоторых
контактных устройств, наиболее перспективных для применения
в процессах промысловой подготовки нефти и газа.
К числу таких устройств относятся уже получившие широкое
распространение барботажные тарелки с переливами (S-образные,
клапанные и ситчатые с отбойниками), а также уже испытанные
в процессах подготовки газа высокопроизводительные аппараты
с вертикальными решетками (АВР) и с подвижным слоем шаровой
насадки (ПН).
13*
195
Расчет барботажных тарелок с переливами
Наиболее распространенными барботажными тарелками с пере-
ливами являются колпачковые, ситчатые, с S-образными элементами
и клапанные.
Широко используемые в настоящее время колпачковые тарелки
имеют наименьшую производительность и постепенно вытесняются
тарелками других типов: с S-образными элементами, ситчатыми
с отбойниками, клапанными.
Несмотря на конструктивные различия, методику их расчета
можно рассматривать с единых позиций. Можно рекомендовать
следующий порядок расчета тарелок с переливами.
1. Выбор рабочей скорости пара и расчет диапазона устойчивой
и эффективной работы тарелки.
Рис. 71. График области устойчи-
вой и эффективной работы бар-
ботажной тарелки.
Т—1 — линия допустимого уноса
жидкости; 2—2 — линия захлебывания
гидрозатвора; з—з — линия наруше-
ния равномерного распределения пара;
4—4 — линия максимально допустимых
нагрузок по пару; 3—5 — линия мак-
симально допустимых нагрузок по
жидкости.
2. Выбор расстояния между тарелками и проверка переливного
устройства на отсутствие захлебывания.
3. Определение величины уноса жидкости паром.
4. Расчет гидравлического сопротивления тарелки.
5. Выбор или расчет показателей эффективности тарелки (к. п. д.,
ВЕЛ, коэффициент извлечения или др.).
Тарелке каждого типа соответствует своя область устойчивой
и эффективной работы. С построения графика, характеризующего
такую область (рис. 71), и начинается гидравлический расчет барбо-
тажных тарелок с переливами. _____
График строят в координатах WaVp„lpx — или
Гп]/рп/(рж — рл) — Еж, где wn — скорость пара; гж — плотность
орошения, м3/м2 3 4 5-ч; Vn, Vx — объемные расходы пара и жидкости,
м*/ч.
Область ограничивают линии, характеризующие предельные ги-
дродинамические режимы. Так, максимальные скорости пара огра-
ничены предельной величиной уноса жидкости (линия 1—1) при
небольших и средних значениях плотности орошения и захлебыва-
нием гидрозатвора при высоких плотностях орошения (линия 2—2).
Работа тарелки с низкими скоростями пара может сопровождаться
провалом жидкости (линия 4—4), неравномерным распределением
пара вследствие волнообразования (линия 3—3). Эти режимы сопро-
вождаются снижением эффективности. Для барботажных тарелок
196
некоторых типов при значениях плотности орошения, меньших не-
которого предельного, невозможно образование устойчивого барбо-
тажного слоя (линия 5—5).
По графику (см. рис. 71) можно найти диапазон устойчивой
работы тарелки в заданном режиме. Пусть точке А соответствуют
расчетные значения нагрузок по пару и жидкости. Обычно при
изменении нагрузок отношение L/G сохраняется постоянным. Это
условие отвечает случаю постоянства флегмового числа (при ректи-
фикации) или удельного расхода поглотителя (при абсорбции) и
является объектом автоматического регулирования.
Постоянство LIG дает возможность изобразить геометрическое
место рабочих точек при изменении нагрузок в виде прямой, про-
ходящей через начало координат и пересекающей точку А. Предель-
ные режимы тарелки характеризуются точками МиЛ1, полученными
пересечением рабочей линии с контуром области эффективных режи-
мов. Аналогично можно провести построения для точки В, характе-
ризующейся другим значением отношения L/G.
Рассмотрим особенности проектирования и расчета барботажных
тарелок наиболее перспективных типов.
Тарелки с S-образными элементами. Основные узлы и детали
этой тарелки приведены на рис. 72.
S-образные элементы, из которых собирается тарелка, образуют
колпаки с односторонним выходом пара. Это создает однонаправлен-
ный поток пара и жидкости, что снижает гидравлический градиент
жидкости на тарелке и приводит к уменьшению продольной не-
равномерности. По ОСТ 26-536-72 тарелки с S-образными элемен-
тами предусматриваются для колонных аппаратов с диаметром
от 1000 до 8000 мм, одно-, двух- и четырехпоточные — с расстоянием
между тарелками от 450 до 900 мм. Живое сечение этих тарелок
составляет 12—20%.
Для определения максимально допустимой скорости паров в пол-
ном сечении колонны (в м/с) пользуются эмпирической формулой
Саудерса и Брауна
^Иах = С'гаах (130)
Коэффициент С зависит от типа тарелки, расстояния между тарел-
ками и нагрузки по жидкости и физических свойств системы. Для
тарелок с S-образными элементами это уравнение принимает вид
<13,)
Коэффициент С находится из уравнения
С -С, = 4(%-35),
где _____________
Л = 0,655Уж 1/^1/ (132)
I/ Г11 " (>п
197
При Ly < 10 принимают X = 10, а при Ly > 65 X = 65; Lv —
количество жидкости на 1 м длины сливной перегородки, м3/м-ч
С t — находят из графика (рис. 73).
Рис. 72. Узлы тарелки с .S'-образными элементами.
а — узел подачи жидкости; б — узел переливного устройства. 1 — S-образный
элемент; 2 — косынка; 3 — ребро жесткости; 4 — балка; 5 — полукольцо; в — сег-
мент; 7 — косынка; a — сливная перегородка; 9 — струбцина; 10 — прокладка
Расчет минимально допустимых нагрузок можно провести по
уравнению
Wmin = cmln (133)
Причем при Ly/n sS 4,7 C„lin = 5,75-10^^7 — при Ly/n >
►>4,7 Сш!п = 1,32-10~2. Здесь « — число паровых патрубков на
один поток жидкости.
Среди эмпирических уравнений для определения относительного
уноса наибольшее распространение получили следующие:
е--.7,95.10-*
е.Юг = ЖГ72(0,07/гб-1,7),
(134)
(135)
198
где е — относительный унос, кг/кг; W, W± — скорость паров в пол-
ном сечении соответственно колонны и тарелки, м/с; Нс — высота
сепарационного пространства, м; h6 — глубина барботажа, мм.
Имеются сведения о влиянии на относительный унос площади
барботажа, поверхностного натяжения, внутреннего давления. В при-
веденных уравнениях эти факторы не учтены, а поэтому их исполь-
зование ограничено условиями проведения экспериментов.
Клапанные тарелки. Одно из существенных достоинств кон-
тактных устройств этого типа — высокая эффективность в широком
интервале нагрузок по пару и жидкости. Клапан автоматически,
в зависимости от нагрузки по пару,
для выхода пара. Предельная высота
подъема клапана ограничивается спе-
циальным устройством.
Известно несколько конструкций
клапанных тарелок. Конструкция нор-
мализованной клапанной тарелки при-
ведена на рис. 74.
Несмотря на широкое распростра-
нение клапанные тарелки еще недоста-
точно изучены.
Для расчета скорости пара в полном
сечении колонны рекомендованы раз-
личные методики. В ряде работ реко-
мендуется эту скорость определять по
корреляционному графику в коорди-
натах (рис. 75) х — j (у), где
(136)
(137)
регулирует живое сечение
Рис. 73. Расчет скорости па-
ров в колонных аппаратах.
1 — колонны, работающие при ат-
мосферном давлении; 2 — вакуум-
ные колонны и колонны, работа-
ющие под давлением; з — абсор-
беры и десорберы
где W — скорость пара в полном сечении, м/с; d3 — эквивалентный
диаметр отверстий, м; Fc — живое сечение тарелки.
Чаще всего для расчета предельно допустимой скорости исполь-
зуют уравнение Саудерса и Брауна. В табл. 9 приведены значения
коэффициента С, полученные при обследовании промышленных
колонн с клапанными тарелками.
Предельная скорость паров в нормализованных клапанных та-
релках определяется по уравнению
Фтах. — 1Бтах ]/"рп/Рж,
(138)
где Фтах — максимальный паровой фактор, зависящий от жидко-
стной нагрузки, физических свойств пара и жидкости, размеров
тарелки, он определяется в соответствии сметодикой ВНИИНефте-
маша РТМ-26-07-72 и дополнениями к ней.
199
Рис. 74. Тарелка клапанная прямоточная.
а — клапан в исходном положении; б — положение клапана при полной нагрузке;
1 — полотно; 2 — клапан; з — переливной порог; 4 — карман
Равномерная работа клапанных
тарелок определяется условием
И7 „0,5 г
f-Pn ~ 5,
(139)
где Fc— относительное свободное се-
чение тарелки.
Минимальную скорость паров
PPmin, при которой начинается
Рис. 75. Корреляционный график
200
Таблица 9
Процесс; диаметр колонны, мм Расстояние между тарел- ками, мм Число переливов
46 0 610
Выделение ортоксилола; D = 2240 930 1
Выделение бензола; D = 1650 720 1
Бутановая колонна ГФУ; D = 1900 г 800 2
Пропановая колонна; D = 1650 580 1
Пентановая колоппа; D = 2300 520 2
интенсивный провал жидкости, можно найти по уравнению Саудерса
и Брауна при условии, если
• (140)
Урж—Рп
Для определения уноса на клапанных тарелках предложено урав-
нение
= 6,5-10-ь (141)
где Нс — высота сепарационного пространства, м.
Ситчатые тарелки с отбойными элементами. Элементы конструк-
ции тарелок этого типа представлены на рис. 76. Скорость пара
и диаметр колонны выбирается по графикам области эффективной
работы таких тарелок (рис. 77).
Межтарельчатый унос рассчитывается по уравнениям:
при =С Ю м3/м-ч
6=2,7-10 3
\ F1™ }
при L\ > 10 м3/м-ч
е = 5,5 • IO-6 ( У’’,
у Fi?n /
(142)
(143)
где
т = 5,63 - 10-ь /^Рп_у.«ь 144)
\ Рп / \ fin ) ’ V ’
201
Ly — напряженность слива, м3/м-ч, L\ = ЫВ\ В — длина слив-
ного порога; F\ — относительное рабочее сечение тарелки, м2/м2.
Гидравлическое сопротивление тарелок. В соответствии с пра-
вилом аддитивности гидравлических сопротивлений общее сопро-
тивление барботажных тарелок можно представить в виде:
Др = Дрс + Лрж + Дра,
(145)
где Дрс — гидравлическое сопротивление сухой тарелки; Држ —
гидравлическое сопротивление парожидкостного слоя; Др0 — потери
напора, обусловленные силами поверхностного натяжения.
Рис. 76. Тарелка ситчатая с отбой-
ными элементами.
1 — полотно; 2 — отбойный элемент;
3 — карман; 4 — распределитель
Для тарелок с S-образпыми
Величина Дрс определяется
обычно из уравнения потери на-
пора на преодоление местных со-
противлений:
дРс^Д±Рп, (14б)
где £ — коэффициент местного со-
противления, зависящий от кон-
струкции контактного устройства.
Для тарелок с нормализован-
ными S-образными элементами:
£ = 4,1—4,2, w — скорость пара
в патрубках; для клапанных
тарелок: ? = 3,5, w — скорость
пара в щелях; для ситчатых таре-
лок: С = 1,1—2,0, w — скорость
пара в отверстиях. Величина Држ
зависит от высоты и структуры
газожидкостного слоя на тарелке,
элементами ее можно вычислить
по формуле
Држ = [^пог? + Д/г 0,02 (w0 ]/рп)2’4] рж, (147)
где рж ==рж/рс; рв — плотность воды; w0 — скорость пара в па-
трубках; АПогр — высота погружения прорезей, определяется как
разность отметок верхней кромки сливной перегородки и верхнего
обреза прорезей. Для тарелок с нормализованными S-образными
элементами /гпогР 27 мм; Д/г — высота жидкости над сливной
планкой.
В соответствии с теорией водослива
2
ДА = к1к<2Ь^ ,
(148)
где kt — коэффициент, зависящий от формы сливной планки; А, —
коэффициент, учитывающий сжатие потока стенками корпуса ко-
лонны.
202
При прямой сливной планке kt — 2,8—3,2; при зубчатой с тре-
угольными вырезами (угол при вершине а = 90°) и высотой выреза,
Рис. 77. Области эффективной работы нормализованных та-
релок ситчатых с отбойными элементами, для колонн диа-
метром 1,2—2,2 м
Рис. 78. Зависимость коэффи-
циента Ot’£v/B.
не превышающей подпора жидкости над водосливом, kt = 6,13.
Коэффициент к2 определяется по графику (рис. 78).
Для клапанных тарелок величины Лрж приближенно оценивают
по высоте слоя светлой жидкости на тарелке
— (^п i' рж- (149)
203
Для нормализованных ситчатых тарелок с отбойниками рекомен-
дуются следующие уравнения:
При < 9,54/Д-16 (рж)о^
? а\г <М8
Л/?Ж = (Рж)0’28 ' (150>
При > 9,54£у15 (рж)0,225
В этих уравнениях: /s = PF]/pn — фактор скорости паров,_
м/с (кг/м8)0-5; Fc — свободное сечение тарелки; — относительное
рабочее сечение тарелки.
Выбор расстояния между тарелками и расчет переливного устрой-
ства. Известно, что с увеличением расстояния между тарелками
можно увеличить рабочую скорость паров, а следовательно, умень-
шить диаметр колонны. Поэтому тарелке каждого типа в конкретном
технологическом процессе соответствует свое оптимальное соотно-
шение между D и Ят. Это соотношение можно найти путем сопоста-
вления удельных затрат на единицу готовой продукции, рассчитан-
ных для каждого случая. При отсутствии такого расчета расстояние
между тарелками (в мм) рекомендуется выбирать в соответствии
с данными, полученными на основе опыта эксплуатации и приведен-
ными ниже — в мм).
D <0,8 0,8—1,6 1,6—2,0 2,0-2,4 >2,4
Н 200—300 350—400 400—500 500—600 i-60O
Иногда при проектировании ректификационных колонн целесо-
образно принимать расстояния между тарелками больше рекомендо-
ванных, руководствуясь соображениями удобства чистки, ремонта
и монтажа, а также для того, чтобы обеспечить больший диапазон
изменения нагрузок.
Принятое расстояние между тарелками должно быть проверено
на условие захлебывания гидрозатвора, которое обычно записы-
вается в виде
Ят>Пп^Асв^, (152)
Рж
где р г_ж — средняя плотность жидкости, содержащей пары, в ги-
дрозатворе; рж — плотность светлой жидкости.
Отношение рг _ ж/рж обычно равно 0,4—0,65. Величину Лсв
можно найти из условия гидростатического равновесия при стаци-
онарном течении жидкости через гидрозатвор (рис. 79)
йсв=Лп + ДЙ + Д ш-^ + Дйпер- (153)
рж г
204
Для тарелок с однонаправленным движением газа и жидкости
величина Д мала и в расчетах может не учитываться. Величину ДЛ.пер
можно определить из уравнения
Дарси
у,'“
Д/гпер = £п 2g •
(154)
Здесь wn — скорость жидкости
в переливном устройстве; t, —
эквивалентный коэффициент со-
противления перелива, который
зависит от его конструкции.
Рис. 79. Схема работы переливного
устройства барботажных тарелок
Выбор шп ограничивается условиями, обеспечивающими низкое
гидравлическое сопротивление и дегазацию жидкости. Эти условия
имеют вид (iva — в м/с):
= 17 • 10-2/с;
ггп = 0,7 • 10~2/с ]/рж—рп; (155)
wB = 2,53 • 1 OVc /рж - рп /Ят.
Принимается меньшее из трех значений.
Величина к зависит от вспениваемости жидкости и имеет сле-
дующие значения:
Стабилизация и разделение углеводородных газов
(кроме'метана и этана) ......................1,0
Углеводородные абсорберы и десорберы, аминовые
и гликолевые регенераторы ..................0,85
Абсорберы аминовые и гликолевые деметанизаторы,
деэтанизаторы................................0,7
Для определения ДЛпер (в мм ст. жидк.) широкое распростране-
ние получило уравнение
/ \2
А^пер = к (3600а ] > . (156)
где а — наиболее узкое сечение перелива, а > 0,04 м. Для тарелок
без затворной планки к = 190, с затворной планкой — 250.
При конструировании переливных устройств следует учитывать,
что сегментные переливы с прямыми прямоугольными планками
наиболее просты и достаточно надежны. Однако при больших рас-
ходах жидкости для лучшей дегазации следует применять сегментные
205
переливы с наклонными планками. Центральные переливы много-
поточных тарелок можно снабдить отбойными перегородками.
Они представляют собой металлическую пластину, устанавли-
ваемую вертикально по оси перелива. Это позволяет уменьшить
ценообразование и предотвратить унос при нагрузках, превыша-
ющих 70% от номинальной. Для колонн большого диаметра пере-
ливные устройства целесообразно выполнять из сегментных пластин,
собранных в виде дуги на периферии тарелки.
Эффективность тарелок и рекомендации по их выбору
Расчет эффективности массопереноса можно выполнить на осно-
вании кинетических уравнений массопереноса, получаемых обычно
экспериментальным путем. Эта задача усложняется трудностями
описания гидродинамической обстановки на тарелке, зависящей
как от размеров и конструкции тарелок, так и от скоростей потоков
и их теплофизических свойств.
В литературе рассматриваются общие принципы решения такой
задачи, которые, однако, до настоящего времени трудно реализовать.
Опыт эксплуатации колонн с барботажными тарелками показал,
что эффективности тарелок различных конструкций, работающих
в оптимальных режимах, близки друг другу. Исключение составляют
провальные (решетчатые) та-
релки, эффективность кото-
рых значительно ниже.
Можно предположить, что
в оптимальных режимах
структура барботажного слоя
на тарелках различных кон-
струкций подобна. Это по-
зволяет обобщить данные об
эффективности барботажных
тарелок в зависимости толь-
ко от теплофизических
свойств пара и жидкости.
На рис. 80 приведено такое
обобщение для к. п. д. бар-
ботажной тарелки по Мерфи.
Рис. 80. Эмпирические корреля-
ции по к. п. д. барботажных та-
релок.
1 — ц; г — ар; з — р/16МКр; ц —
средняя вязкость жидкости, сП; а —
относительная летучесть ключевого
компонента; К — константа фазового
равновесия; М — молекулярная масса
жидкости; р — плотность жидкости,
кг/м3
206
Корреляция 1 рекомендуется для колонн диаметром более 2,2 м.
Имеются и другие обобщения по эффективности тарелок.
Выбор типа тарелки зависит в основном от нагрузок по пару
и жидкости и от термодинамических условий процесса. При выборе
тарелок следует руководствоваться следующими соображениями.
1. Для колонн большого диаметра, работающих с большой плот-
ностью орошения, целесообразно использовать тарелки с одно-
направленным движением пара и жидкости: с S-образными элемен-
тами, клапанные. Эти условия обычно имеют место при стабилизации
нефти, ее первичной перегонке.
2. Для колонн, работающих в неустойчивых, часто меняющихся
режимах, целесообразно использовать клапанные тарелки. В усло-
виях промысловой подготовки такие режимы наблюдаются на уста-
новках ГФУ и АГФУ, в колоннах, работающих под давлением.
3. Вакуумные колонны требуют установки тарелок, имеющих
наименьшее гидравлическое сопротивление. Этим условиям отвечают
ситчатые тарелки с отбойниками.
При выборе типа тарелки необходимо также учитывать наличие
механических примесей, возможность термического разложения и
осмоления продукта, коррозионность среды и пр. Окончательному
выбору должен предшествовать технико-экономический расчет и
сравнительная оценка наиболее приемлемых типов тарелок.
Массообменные аппараты, работающие
в интенсивных режимах
Высокие скорости движения материальных потоков в контакт
ных устройствах массообменных аппаратов могут быть достигнуты
лишь при прямоточном движении газа и жидкости. Однако наиболь-
шая движущая сила процессов обмена достигается при противо-
точном движении фаз. Следовательно, наиболее рациональная схема
движения потоков в многоступенчатом аппарате — прямоточная
в зоне контакта при противотоке по аппарату
схеме работают практически все интенсивные
массообменные аппараты. Особенно интересны
трубчатые прямоточные аппараты с закручен-
ным потоком. В контактных элементах таких
аппаратов скорость может достигать до 30 м/с,
что в 3—5 раз больше скорости в паровом па-
трубке колпачковой тарелки. Применение за-
крученных потоков упрощает условия сепара-
ции фаз на ступени и интенсифицируют про-
цессы обмена. Схема прямоточного аппарата
с закрученным потоком представлена на рис. 81.
Рис. 81. Прямоточный аппарат с закрученным га-
зожидкостным потоком.
1 — газ; 2 — жидкость
в целом. По такой
EEk
По имеющимся данным, прямоточная трубчатая колонна с винто-
выми вставками (диаметр патрубков 100 мм, высота ступени 610 мм)
при скорости пара в контактных устройствах 25—30 м/с, имела со-
противление 460 мм вод. ст. Подобный результат получен в трубча-
тых элементах с осевыми завихрителями. Коэффициент полезного
действия этого элемента при ректификации в системе этанол — вода
составлял в рабочих режимах 45—50%. К недостаткам описанных
аппаратов следует отнести высокое гидравлическое сопротивление.
Это делает невозможным проведение в аппаратах такого типа вакуум-
ных процессов. Ограничены возможности их применения и для
процессов, проходящих под давлением, так как орошение, особенно
обильное в таких случаях, лимити-
руется транспортирующей способно-
стью газового потока.
Пока нет сведений о работе пря-
моточных контактных устройств в ко-
лоннах большого диаметра, однако
высокая скорость паров, а следова-
тельно, и производительность, по-
зволяет сделать вывод о перспектив-
ности их применения в крупнотон-
нажных атмосферных процессах
обмена, не требующх большого числа
теоретических ступеней контакта.
Весьма перспективными для условий
промысловой подготовки нефти и газа
нам представляются аппараты с вер-
Рис. 82. Аппарат с псевдоожиженной
орошаемой шаровой насадкой.
1 — газ; 2 — жидкость
тикальными контактными решетками (АВР) и с псевдоожиженной
орошаемой шаровой насадкой (ПН).
Аппараты с псевдоожиженной шаровой насадкой (ПН). Конст-
рукция таких аппаратов проста и показана на рис. 82. В качестве
насадки используются полые и сплошные шарики из полиэтилена
или других пластических масс, стекла и стали. Фактор скорости
в таких аппаратах равен fs = 5 л- 7, а плотность орошения дости-
гает до 100 м3/м2-ч.
При взаимодействии жидкости и газа в таких аппаратах могут
возникать различные гидродинамические режимы; рабочим следует
считать режим полного псевдоожижения. Скорость газа (в м/с),
которая соответствует этому режиму, можно найти по выражению
~ = с^’54 ехр [-12,6 (7Ж/УГ)«-П (157)
208
где dm — диаметр шариков, м; So — доля свободного сечения опор-
ной решетки, м2/м2; Vr, Уж — объемные расходы соответственно
газа и жидкости, м3/с; с — коэффициент: с = 2,8-103 при ширине
щели решетки b = 2 мм; с = 4,6-103 при Ъ >> 2 мм.
Предельно допустимая скорость пара
ТГпр = 2Ж’4(Уж/Уг)-о-«. (158)
Доля свободного сечения решетки So выбирается в пределах
от 0,3 до 0,6. Диаметр шариков может изменяться от 5 до 70 мм.
Для промышленных аппаратов диаметры шариков dm выбираются
в пределах от 10 до 40 мм. Статическую высоту слоя рекомендуется
принимать из условия Яст D, но не менее 8dm.
Гидравлическое сопротивление ступени контакта можно опре-
делить из соотношения
Ар=Арт + Дрс.н + ЛРж, (159)
где Др т, Арсн,Арж— гидравлическое сопротивление соответственно
опорной тарелки со слоем удерживаемой жидкости, сухой насадки,
слоя жидкости, удерживаемого насадкой.
Для расчета указанных величин рекомендуются следующие
уравнения:
2 52
А/'с. Н- Тш^ст (1 ^о)?
(160)
(161)
Дрт '
Држ=4,76 ю-нееч,0’8 p;°’W,
(16 2)
Дра = ^. (163)
В этих уравнениях: £с — коэффициент гидравлического сопроти-
вления сухой тарелки; уш — эффективный удельный вес шаров,
Н/м3;е0— порозность неподвижного слоя,е0 0,4; 1УЖ — массовый
расход жидкости, кг/м2-с.
В аппаратах типа ПН наблюдается значительный каплеунос.
Относительный унос е можно оценить по уравнению
lge = ^ + 51g(-^)4,35, (164)
где А = 0,39-4,67 -10 3 В = 6/(9# - 1,47); Н — расстояние
между секциями, м.
Аппараты типа ПН испытаны в условиях очистки попутного газа
растворами МЭА, газоразделения, абсорбции попутных и природных
газов, и во всех случаях была достигнута производительность,
превышающая производительность тарельчатых аппаратов более чем
в 2 раза. Следует, однако, заметить, что с ростом диаметра аппарата
эффективность ступени контакта снижается. Например, в условиях
14 заказ 14 95
209
абсорбции H2S на НГПЗ, переход от аппарата диаметром 100 мм
к аппарату диаметром 300 мм при прочих равных условиях привел
к снижению коэффициента поглощения ступени на 40—60%. По-
этому аппараты типа ПН следует рекомендовать для процессов
обмена, не требующих большого числа теоретических ступеней
разделения, например в процессах осушки газов ДЭГом, пылеулавли-
вания и др.
В табл. 10 приведены данные о работе пилотных и промышленных
аппаратов типа ПН.
Таблица 10
Процесс р. ф 65 S - HQ Число ступеней Скорость газа Wr, м/с Степень извлечения ф, %
Абсорбция попутного газа, t = 24° С, р = = 9 кгс/см2, 50 = 0,7, -|>ш = 900 кгс/м3 о,1 1 0,7 По пропану 44-46
Абсорбция попутного газа, р = 21 кгс/см2, </ш = 20 мм, уш = 770 кгс/м3, Н = 4000 мм Абсорбция H2S из попутного газа, р = = 2,4 кгс/см2, Н = 1600 мм 0,2 1 0,1—0,5 По пропану 39-89
0,3 3 0,5—2,5 60—95
Аппараты с вертикальными решетками (АВР). Известно не-
сколько разновидностей таких аппаратов. Основными констру-
ктивными элементами аппаратов АВР являются вертикальные кон-
тактные решетки и сливные перегородки (рис. 83). Процесс
массообмена происходит при многократном дроблении жидкости
Рис. 83. Аппараты АВР.
а — с зигзагообразными перего-
родками; б — с переливными
устройствами
газом (паром) на вертикальных контактных решетках. Газ поступает
в нижнюю часть аппарата и проходит вверх, многократно пересекая
вертикальную контактную решетку. Жидкость поступает в верхнюю
часть аппарата и, стекая по вертикальным решеткам, последова-
тельно на каждой ступени распыляется газом. Резкое изменение
направления движения газа создает благоприятные условия для
сепарации фаз. Переток жидкости со ступени на ступень осуще-
ствляется через гидрозатворы (см. рис. 83, б). Если применяются
контактные решетки большого свободного сечения (50—80%), то
гидравлическое сопротивление настолько мало, что перелив жидкости
возможен без гидрозатвора (см. рис. 83, а).
210
При взаимодействии жидкости и газа на вертикальных контакт-
ных решетках возможны следующие основные режимы.
1. Пленочный — соответствующий низким скоростям газа
в отверстиях и низким плотностям орошения. Этот режим характери-
зуется в основном пленочным движением жидкости по вертикальным
решеткам (сеткам). Кинетическая энергия газа недостаточна для
дробления жидкости.
2. Струйный — при нем основная часть жидкостной пленки
дробится газом на отдельные капли и струи. Некоторая часть
жидкости стекает по решетке в виде пленки. Режим наблюдается
при средних скоростях газа и средних или высоких плотностях
орошения.
3. Эжекционный — наблюдающийся при высоких ско-
ростях газа и средних плотностях орошения. Кинетическая энергия
газовых струй велика, а количество жидкости, увлекаемое газом,
пропорционально величине пограничного слоя, образующегося на
границе раздела фаз. Вся жидкость находится в виде мелких капель.
В аппаратах типа АВР все три режима могут использоваться
в качестве рабочих, однако наибольшее практическое значение
имеют струйный и эжекционный. Для осуществления эжекционного
режима наиболее удобна конструкция аппарата АВР с гидроза-
творами.
Экспериментальные исследования позволили установить области
существования основных режимов:
пленочного
Rer < 150, Веж < 1200;
эжекционного
Rer > 3500, Рег/Реж > 5
Между указанными границами находится область существования
струйного режима. Следует отметить, что области существования
отдельных режимов определены приближенно, так как не существует
резко выраженной границы между ними.
В качестве основной количественной характеристики двухфаз-
ного потока, образующегося при струйном и эжекционном взаимо-
действии, принят коэффициент эжекции отверстия q = G^IG?, где
Gx — массовый расход жидкости, уносимый газом с массовым рас-
ходом Gr, проходящим сквозь одно отверстие. Получены следующие
выражения для определения q:
струйный режим
= (165)
Wow Рг
эжекционный режим
q = A. , (166)
d \/ Рг“’о
14*
211
где w0 — скорость газа в отверстии; d — диаметр отверстия; Ъ —
толщина стекающей жидкостной пленки; Q — линейная плотность
орошения; рж — вязкость жидкости.
Для отверстий круглой формы коэффициенты At и А2 соответ-
ственно равны 0,92 и 6.
Гидравлическое сопротивление орошаемой
контактной решетки можно представить в виде
Ар = Арс + Арж + Ара,
где Арс — потери энергии газа на удар при внезапном расширении,
аналогичные потерям в сухой решетке; Арж — дополнительные
потери, вызванные орошением решетки; Аро — потери, связанные
с преодолением сил поверхностного натяжения. Величину Ара
можно найти по уравнению Лапласа
+ (167)
где 7?!, R 2 — главные радиусы кривизны жидкостной оболочки
у отверстия; о — коэффициент поверхностного натяжения жидкости.
Считая поверхность оболочки близкой к шаровой, т. е. =
= Т?2 = R (в начальной стадии образования пузыря это вполне
допустимо), можно определить R, при котором Ара примет макси-
мальное значение. Очевидно, это произойдет при R — d3/2, где d3 —
эквивалентный диаметр отверстия. Из уравнения Лапласа следует,
что при этом Ара = 4а/d3. Полученное выражение общепринято
для оценки Ара при свободном барботаже газа через слой жидкости.
При орошении вертикальных контактных решеток жидкостной
пленкой разрушение пузыря в отверстиях может происходить при
радиусах кривизны, больших чем d3/2, следовательно, и величина
Аро будет несколько меньше рассчитанной. В струйном и эжекцион-
ном режимах жидкостная пленка у отверстия принимает форму,
близкую к цилиндрической, главные радиусы кривизны которой
7?! d/2, R2 Далее, подставляя эти данные в уравнение
(162), получаем
Ар0 — Ароднн — -у.
а-з
(168)
Дополнительные потери энергии газа, вызванные орошением
контактной решетки Арж, можно найти по формуле
Сг
/ WKX X 2
\ w0 J 2
(169)
В этом выражении
WKX
w0
(170)
212
где dk — среднеобъемный диаметр капли; £ — коэффициент сопро-
тивления капли; х — длина пути разгона капель (пропорциональна
длине контактной камеры).
Расчет wKXlw0 показал, что в пределах изменения скорости газа w0
от 2 до 30 м/с, а плотности орошения Q от 0,8 до 10,5м3/м-ч это
уравнение можно аппроксимировать зависимостью
wKX-—kw0. (171)
Причем к = 0,25 для сред близких по свойствам к системе вода —
воздух и к = 0,33 для систем типа спирт — воздух. Таким образом,
уравнение гидравлического сопротивления решетки можно пред-
ставить в виде:
u?2 Т w 2
(172>
Это выражение справедливо при w0 > шкр, где н?кр — скорость
газа в отверстиях, при которой все отверстия решетки освобождены
от жидкостной пленки. При wo < и?кр гидравлическое сопротивление
решетки практически постоянно, не зависит от w0 и равно Ар =
= Лц0 katd, так как с изменением скорости будет соответственно
изменяться и свободное сечение решетки за счет освобождающихся
от жидкости отверстий. Это явление получило название «гидравли-
ческого клапана».
Для определения wAP получено уравнение
(173)
где L,p = Сс + к2 ---коэффициент сопротивления орошаемой кон-
тактной решетки.
Поверхность контакта фаз, образуемая в аппара-
тах типа АВР, зависит от гидродинамического режима взаимодей-
ствия газа и жидкости на вертикальных решетках. В пленочном
режиме эта поверхность пропорциональна удельной поверхности
сетки ау, которую для плетеных сеток можно выразить как ау =
= dnf/t, где dnp — диаметр проволоки, t — шаг плетения.
В развитых струйном и эжекционном режимах поверхность
контакта фаз определяется суммарной поверхностью капель, обра-
зующихся при дроблении жидкости.
В связи с тем, что капли Имеют разные размеры, следует поль-
зоваться средним диаметром капли d3t2, представляющим отношение
суммарного объема всех капель к их поверхности. Поверхность
контакта фаз на ступени можно определить по выражению:
F = -^-
рж»к
(174)
213
гдет — время пребывания капель на ступени контакта, определяемое
по уравнению
f а
J ~ kwo '
(175)
Для определения среднего диаметра капель распыленной жидко-
сти (в мкм) в развитом струйном и эжекционном режимах можно
использовать формулу С. Нукиямы, И. Танасавы
<4, 2 —
585 /ст
рж
(176)
При w < шкр скорость газа в отверстиях практически не ме-
няется, и средний диаметр образующихся капель можно считать
Рис. 84. Схема течения потоков на ступени контакта
постоянным. Прямые измерения размеров капель, образующихся
в аппаратах АВР, подтвердили указанные соображения. Удельная
поверхность контакта в рабочих режимах составляла 1500—
4000 м2/м3.
Уравнения для расчета предельных режимов работы
можно получить, рассмотрев схему течения потоков на одной ступени
контакта высотой Н и шириной и (рис. 84).
Газ проходит сквозь контактную решетку в двух зонах: барбо-
тажной, на участке Ау, и распылительной, на участке Н — hx. Основ-
ной зоной в рабочих условиях является распылительная. Однако
с ростом скорости газа и плотности орошения высота жидкостного
клина hx растет вследствие роста общего перепада давления на сту-
пени Ар. Зона барботажа становится преобладающей — наступает
режим захлебывания.
214
Считая перепад давления Ар по всей высоте ступени постоянным,
можно записать
(177)
(178)
F1= V -f- (Я-Лх)(Ар-Арадин)^;
' Yrfeop
hy .
F2 — 0 fay)
о
где Vj и V2 — объемы газа, проходящие соответственно через зоны
распыления и барботажа; и w2 — скорости газа.в тех же зонах;
wx — скорость истечения жидкости.
Величины wz и hy можно найти из выражений:
(179)
(180)
Ар = tr-жЩг -И_ + У2уж + Дро;
9 Уж
Здесь _ ж — эффективный коэффициент гидравлического со-
противления ступени контакта, учитывающий потери напора на
поворот, на преодоление сопротивления контактной решетки и тре-
ния газа о жидкость.
Интегрируя выражение (178) с учетом уравнений (179) и (180),
получим:
V2 =
Др Дро \ 2
Уж )
Полный расход газа, проходящего через ступень, составит:
1Z(Н~hx)V&p~Дроднн + 4- X
' ГГЬОр °
Др — Дро \-|-
(181)
V = V1 + V2
(182)
г Сг-ж^г \ Уж
Общее количество жидкости, покидающее ступень, можно найти
по уравнению
^х~пу
Q = J wxdx.
о
Из уравнения Бернуллц, записанного для струйки тока на вы-
соте х, получим
(183)
w
(184)
где £ж — коэффициент сопротивления контактной решетки при
течении жидкости.
215
Подставив значение wx в уравнение (183) после его интегрирова-
ния, будем иметь:
___ 8
<‘85>
Совместное решение уравнений расхода газа п жидкости дает
возможность определить высоту заполнения камер hx и гидравли-
ческое сопротивление ступени контакта Др.
Режиму захлебывания отвечает условие hx = Н. Из этих же
уравнений определяется значение предельной скорости газа в по-
перечном сечении аппарата
W =
VY пр -
Рис. 85. Зависимость плотности оро-
шения i от фактора скорости fs. Сво-
бодное сечение контактной решет-
ки — 54%. Размеры контактных
камер (мм).
1 — Н = 100; а = 40; 2 — H = 100,
а = 60; 3 — Н = 80; а = 60; 4 — Н =
= 60; а = 50; 5 — Н = 60; а = 60
(186)
Рж
рг
Рабочую скорость выбирают несколько ниже предельной
Wp = (0,8- 0,9)1Упр. (187)
Если ступень снабжена гидрозатвором (рис. 84,6), то весь газ про-
ходит только через зону распыления.
Аппараты АВР, снабженные гидрозатвором, работают в эжек-
ционном режиме с высокими скоростями газа в отверстиях. В этих
условиях влияние сил поверхностного натяжения мало, и гидравли-
ческое сопротивление ступени контакта определяется как
Ар = (Сс + Л2^-)4-рг. (188)
Высоту жидкости в гидрозатворе можно найти по выражению
k = —+ (189)
уж ' 3 2gb2 ' >
где £3 — коэффициент гидравлического сопротивления гидрозатвора;
Ъ — ширина гидрозатвора.
Предельному режиму соответствует условие h = hr. Скорость
газа, соответствующую этому режиму, можно найти по выражению:
(190)
216
Значения &.-»» £ж, ?ор и £3 определялись экспериментально.
Для их определения были получены следующие зависимости
(191)
(192)
где А = 72 — для стандартных проводочных сеток квадратного
плетения с размером ячейки 5x5 мм и менее; А = 27 — для сеток
размером 7x7 мм и решеток с круглыми отверстиями. Приведенные
выражения справедливы для решеток, имеющих свободное сечение
40—80%, при следующих раз-
мерах контактных камер: Н =
= 40—100 мм, Н = 40 — 120 мм.
Указанные пределы изменения
размеров контактных камер,
как показали исследования,
наиболее выгодны.
Массопередача в аппаратах
АВР протекает в условиях пря-
моточного движения на ступени
контакта, при противотоке — по
аппарату в целом.
Рассмотрим процесс обмена
на i-й ступени (рис. 86) кон-
такта. В результате взаимодей-
ствия фаз концентрация целе-
вого компонента меняется
в жидкости от xt_ 4 до xt,
а в газе от у;+1 до у;. Коли-
Рис. 86. Схема изменения концен-
трации на ступени контакта.
1 — контактные решетки; 2 — зигзагооб-
разная перегородка
чество вещества, перешедшее из одной фазы в другую на диф-
ференциальном участке длины da, можно найти из уравнения мате-
риального баланса:
dM — Gdy = — Ldx
(193)
и на основании основного уравнения массопередачи
dM = Ку {у* -y)dF= Кх (х - х*) dF, (194)
где dF — поверхность контакта фаз, образующаяся на рассматри-
ваемом участке; Кх, Ку — коэффициенты массопередачи, рассчи-
танные соответственно по жидкой и газовой фазам.
217
Решая эти уравнения, получаем
F
§ KydF.
О
(195)
Учитывая, что в аппаратах АВР на каждой ступени контакта
участок контактирования мал, коэффициент массопередачи можно
считать в пределах ступени постоянным, а равновесную линию —
прямолинейной, т. е.
у* = кх-^Ъ, (196)
где к — константа фазового равновесия.
Совместное решение последних уравнений дает
У *-У1 Г KyF (. , G \-1
—--------= ехр-----1 + — к) ;
У 1+1 — У1+1 L G \ L J _у
. (197)
или
, у*~Vi Г KyF Л I G J \n
. (198)
1-г5г1='ч,[-т£(1 + <О-
Левая часть выражений (198) представляет собой ступень дости-
жения равновесия между фазами на ступени или к. п. д. ступени,
Можно показать, что
У { У1 _ х — х*
У 1+1 У1 + 1 х^г— х*1~1
т. е. к. п. д. ступени, рассчитанный по выражению (189),
имеет одинаковое значение независимо от фазы, по которой ведется
расчет. ; I
Получившее распространение выражение для к. п. д. прямоточ- <
ной ступени (коэффициент извлечения) н
._ У1+1 У1 . •
11 Vi+1-yUi ’ I
х; — xi-l
xi Xi-1
таким свойством не обладает.
218
Выражения:
KyF ,r KXF ,r
q Nу сп ИЛИ IVx ст
(199)
являются выражениями числа единиц переноса на одной ступени,
которые можно рассчитать по формулам:
(200)
(201)
(202)
Общее число контактных ступеней, необходимое для проведения
конкретного массообменного процесса, можно найти из соотношений:
п — или п = . (203)
АО/ст Nxct V '
Величины Nу и Nх являются числами единиц переноса, необходи-
мыми для проведения процесса в целом, и определяются интегриро-
«k
ванием выражения J численным и графическим методом.
«П.
Может быть использован также и метод построения ступенчатой
диаграммы. Графическое изображение процесса массообмена на
ступени в координатах у — х представлено на рис. 87, где отрезком OD
обозначена линия равновесия, а отрезком ВС — рабочая линия.
Из диаграммы следует, что т] = 1 —
FB АВ „ . АВ ВС
ЕС АС ’ Т° АС ~ АС '
Зная величину и координаты точек
наты точки В, т. е. конечные концентрации целевого компонента.
Использовав эти соотношения, разра-
ботали методику построения ступен-
чатой диаграммы. Описанный метод
целесообразно использовать для ра-
счета процессов массообмена, не тре-
бующих большого числа теоретических
ступеней контакта.
но так как
С и А
Рис. 87. Графическое изображение процесса
массопередачи на ступени контакта
2^9
Более точные результаты можно получить путем расчета от
ступени к ступени с вычислением ц по уравнению (198), причем
значение к можно найти дифференцированием уравнения равновес-
ной кривой. Выражения для определения Кх или Ку получают путем
накопления и обобщения опытных данных на основании теорий
массообмена при распылении жидкости в газовом потоке. Такой
расчет может быть реализован на ЭЦВМ.
Эффективность аппаратов АВР оценивалась в процессах ректи-
фикации и абсорбции в лабораторных и заводских условиях. На
рис. 88 приведена характерная зависимость ВЭТС от скорости пара
при ректификации в системе этанол — вода. Эксперименты произ-
водились на проволочных сетках квадратного плетения с различными
значениями шага t и диаметра проволоки d.
При низких скоростях пара (W <1,5 м/с) процесс массопередачи
протекает в пленочном режиме; эффективность разделения в основ-
ном определяется удельной поверхностью сетки ауи размером ячейки.
Рис. 88. Зависимость ВЭТС от ско-
рости пара в полном сечении аппа-
рата (Н = а = 60 мм).
Смесь: этанол — вода (рп = 1,26 кг/м3).
Сетка (размер ячейки — диаметр прово-
локи, мм): 1—0,7 4- 0,32; 2—1,44-0,36;
з—2,54-0,5; 4—54-2,5; 5 — без сетки
В этом режиме можно достигнуть высокой эффективности при боль-
ших значениях ау и малых t (например, для а > 0,3 и t < 1,2 мм
ВЭТС < 300 мм). С увеличением скорости газа пленочный режим
переходит в струйный. Жидкостная пленка срывается с решетки
и дробится паровым потоком на струи и капли. В этом режиме эффек-
тивность в основном определяется скоростью пара и свободным
сечением решетки. В струйном режиме обеспечивается высокая
эффективность, причем для различных сеток она примерно одина-
кова. Свободные сечения этих сеток отличаются мало. Это положение
хорошо иллюстрируется зависимостями (см. рис. 88), откуда видно,
что для сеток с большей удельной поверхностью эффективность
падала, а с меньшей — возрастала.
Для струйного режима коэффициент массопередачи можно найти
из уравнения:
= 2,3-IO-3-Н^-4-fco-»2 (-М0’5, (204)
где g — коэффициент свободного сечения решетки.
Уравнение (204) получено обобщением опытных данных по ректи-
фикации бинарной смеси этанол — вода, при изменении переменных
220
параметров в следующем диапазоне: Wp = 1—5 м/с, рг/рж — 0,55 —
1,75-Ю'3, к = 0,1—12, Н = 40—100 мм, а = 40—60 мм. На осно-
вании изложенного можно сделать важный вывод о том, что для
каждого конкретного процесса контактную решетку можно подо-
брать так, чтобы в широком диапазоне изменения нагрузок (как
в пленочном, так и в струйном режимах) была обеспечена постоянная
и высокая эффективность.
Эжекционный режим можно получить в аппаратах с гидрозатво-
рами. В этом режиме достигается наибольшая эффективность и произ-
водительность.
Результаты испытания аппаратов АВР на других системах пред-
ставлены в табл. 11.
Таблица 11
Процесс Диаметр Р, м Высота, Н, м Размеры ступени Н X а ВЭТС, м
Ректификация изомеров, рабе = 50— 0,3 5 80 X 80 0,6—0,8 5,1
10 мм рт. ст. Абсорбция попутных нефтяных га- 0,3 10 75 X 75 0,4—0,6 3,6
зов, р = 2,5 кгс/см2 Стабилизация бензинов, р = 8 кгс/см 1,6 7,5 80 X 60 0,5—0,8 1,9 *
* Предельный режим работы колонны не был достигнут из-за недостатка сырья.
Оптимальный выбор размеров контактных камер может быть
произведен на основании приведенных уравнений, для каждого
конкретного технологического процесса.
Систему исходных уравнений можно представить в виде:
<205)
^ет=-^; (206)
В качестве критерия оптимизации в общем случае должны высту-
пать приведенные затраты на единицу готовой продукции. При
сравнении аппаратов идентичной конструкции можно считать, что
капитальные и эксплуатационные затраты пропорциональны объему
аппарата. В этом случае в качестве критерия оптимизации может
выступать съем продукции с единицы объема аппарата.
221
Объем аппарата можно выразить как
-Н F Gr N*HL
ап ап" ап ргИ7р к *р
(208)
Оптимальные размеры контактных камер можно найти из условий
дУап _ Э / Я \ = 0.
дН дН \ WpKxF )
5Van д / Н \ _п
да да \ WpKxF /
(209)
(210)
Изложенные принципы использованы при проектировании колон-
ных аппаратов АВР, внедряемых на нефте- и газоперерабатывающих
заводах Куйбышевской области.
АДСОРБЦИЯ
Адсорбция является частным случаем более общего явления,
называемого сорбцией. Под сорбцией понимают поглощение веществ
одной фазы другой фазой, обычно более плотной, называемой сор-
бентом. Если вещество поглощается поверхностью твердого погло-
тителя, то говорят об адсорбции, а твердый поглотитель называют
адсорбентом.
Поглощающая способность поверхности объясняется особым со-
стоянием молекул на границе раздела фаз. Молекулы, находящиеся
внутри фазы, испытывают практически одинаковую по всем напра-
влениям силу притяжения других молекул этой фазы. Молекулы,
расположенные на границе раздела, испытывают разные силы при-
тяжения молекул, находящихся в разных фазах. Если результиру-
ющая сила направлена в сторону одной из фаз, то состояние поверх-
ности характеризуется способностью поглощать молекулы другой
фазы. Этот самопроизвольный процесс протекает до тех пор, пока
не будет достигнуто равновесие.
Адсорбция, не сопровождаемая образованием химического соеди-
нения, называется физической. При физической адсорбции индиви-
дуальные свойства поглощаемого вещества и поглотителя сохра-
няются.
В процессе адсорбции выделяется тепло, называемое теплотой
адсорбции. Адсорбция — процесс обратимый. Выделение поглощен-
ного вещества называется десорбцией. Этот процесс осуществляют
обычно с целью регенерации адсорбента. В практике подготовки
и переработки попутного и природного газа адсорбция нашла широ-
кое применение при его очистке, осушке и разделении.
Адсорбенты
В качестве адсорбентов применяются вещества, имеющие боль-
шую удельную (т. е. отнесенную к единице массы или объема) поверх-
ность. Активность адсорбентов характеризуется количеством веще-
ства, поглощаемого единицей их массы и объема. Максимальная
222
активность, достигнутая к моменту равновесия, называется равно-
весной статической активностью. Различают еще динамическую
-активность — активность достигнутую адсорбентом к моменту по-
явления вещества за слоем поглотителя. Динамическую активность
можно также измерить временем от начала пропускания газовой
смеси до момента проскока целевого компонента.
Наибольшее промышленное распространение имеют активные
угли и минеральные адсорбенты: силикагель, алюмосиликагель
и др.
Активные угли получают специальной обработкой для
освобождения пор от смолистых веществ и увеличения адсорбиру-
ющей поверхности. Превращение неактивного угля-сырца в активный
называется активированием. Адсорбционная удельная поверхность
составляет обычно 600—1700 м2 на 1г активного угля. Истинная
плотность активных углей колеблется в пределах 1,75—2,1 г/см3,
кажущаяся плотность рк (масса единицы объема пористого угля)
находится в пределах от 0,4 до 1,0 г/см3. Насыпная плотность рн
(масса единицы объема угольного слоя) для зерен, однородных
по размеру, не зависит от диаметра зерен. Для приближенных расче-
тов рк можно определить по уравнению
Рк=1,6Рн- (211)
Обычно насыпная плотность углей находится в пределах от 0,2
до 0,6 г/см3. Теплоемкость сухого активного угля составляет при-
мерно —0,84 кДж/кг-°C (0,2 ккал/кг-°C); коэффициент теплопро-
водности (при 30° С) 0,17—0,29 Вт/м-°С (0,15—0,24 ккал/м-ч-°С);
температура воспламенения около 300° С.
Силикагелем называется продукт обезвоживания геля
кремниевой кислоты. Силикагель применяется в виде зерен размером
от 0,2 до 7 мм.
Ниже приведены некоторые свойства технического силикагеля.
Содержание SiO2, % 99,5
Истинная плотность, г/см3................. 2,1—2,3
Кажущаяся плотность, г/см3................0,4—1,7
Средняя насыпная плотность, кг/м3 . . . 100—800
Теплоемкость, кДж/кг-°С ..................... 0,92
Теплопроводность (при 30° С), Вт/м-°С . . 0,2
Силикагель используют как адсорбент при поглощении и раз-
делении паров органических веществ и газов, при поглощении влаги,
осушке газов. Силикагель имеет следующие преимущества перед
активными углями: выдерживает более высокую температуру, не-
горюч, механически более прочен, имеет больший срок службы.
Недостатки — то, что при десорбции требуются более высокие тем-
пературы и большие расходы теплоносителя.
Алюмогелем называют адсорбенты, представляющие смесь
нормального гидрата окиси алюминия А1(ОН)3 с полигидратами
окиси алюминия. По сорбционным свойствам он близок к силика-
гелю. Алюмогель используется как осушитель, как адсорбент в хро-
матографии, как катализатор или носитель активных контактов.
223
Цеолиты — минералы, являющиеся водными алюмосилика-
тами натрия и кальция. К цеолитам относятся анальцит, бентонит,
и др. Цеолиты имеют поры, размеры которых соизмеримы
с размерами молекул. В эти поры могут проникнуть лишь
молекулы очень небольших размеров, крупным молекулам они
недоступны. В этом случае цеолиты рассматриваются как моле-
кулярные сита. Цеолиты имеют способность обмениваться ионами
при контакте с раствором электролита. Реакции ионообмена обра-
тимы. У цеолитов подвижен обычно катион натрия, поэтому их
называют катионами. Описанные свойства цеолитов позволяют
использовать их в промышленности для устранения жесткости воды,
очистки сточных вод, разделения газовых смесей.
Изотерма адсорбции
В процессе адсорбции предельным состоянием для каждого
поглощаемого вещества является состояние равновесия между кон-
центрацией в адсорбенте (статической активностью) а*0 и парциаль-
ным давлением (или концентрацией) адсорбируемого вещества
в смеси. Кривая равновесия а*0 = f (р) при постоянной температуре
носит название изотермы адсорбции. Наиболее полными уравне-
ниями изотерм, не имеющих точек перегиба, являются уравнения
Дубинина.
Для микропористых сорбентов однородной структуры
Г2 ( Р$ )2
a*==_^.e"B'₽rvg~/ . (212)
Для адсорбентов со сложной микропористой структурой (силика-
гели, активные угли)
Т2 A ?s Т2 /1 \2
’ = е'В,т(18т) +-^е"В,тИ. (213)
Здесь «о — статическая активность, ммоль/г; w0, w01, w02, В,
2?! и В2 — контакты, характеризующие адсорбент; Т — абсолютная
температура, К; ps!p — отношение давления насыщенного пара
поглощаемого компонента к его парциальному давлению; [3 — коэф-
фициент аффинности; V — — молярный объем; р — плотность по-
глощаемого вещества в жидком состоянии.
Располагая изотермой адсорбции пара стандартного вещества
для температуры можно рассчитать изотерму адсорбции другого
пара при температуре Т2. Пересчет ведется по формулам:
= = (214)
lgP2 = lgPS2—(215)
2 2 Pl
224
где Vi и V2, Pi и p2, pst и PS2 — соответственно молярные объемы
(в жидком состоянии), парциальные давления и давления насыщен-
ного пара при температурах Tsln Ts2 Стандартного и рассчитыва-
емого веществ.
В табл. 12 приведены коэффициенты аффинности некоторых
веществ. В качестве стандартного вещества принят бензол. Изотерма
адсорбции бензола приведена ниже.
«о = / (р), кг/кг....................... 0,15 0,20 0,22 0,25 0,26 0,28 0,30
р, мм рт. ст............................ 1 2,5 3,5 8 10 20 57
Таблица 12
Вещество ₽ Вещество 3
Метиловый спирт 0,40 Уксусная кислота 0,97
Бромистый метил 0,57 Бензол 1,00
Этиловый спирт 0,61 Циклогексан 1,03
Муравьиная кислота 0,61 Четыреххлористый углерод 1,05
Сероуглерод 0,70 Диэтиловый эфир 1,09
Хлористый этил 0,76 Пентан 1,12
Пропан 0,78 Толуол 1,25
Хлороформ 0,86 Хлорпикрин 1,28
Ацетон 0,88 Гексан 1,35
Бутан 0,90 Гептан 1,59
Расчет периодических процессов адсорбции
Расчет проводится с целью определения диаметра адсорбера,
количества адсорбента и продолжительности поглощения до про-
скока.
Динамика процесса характеризуется кинетическим уравнением
массопередачи:
^ = Р,(С-с*), (216)
где с — концентрация адсорбируемого вещества в смеси инертного
газа-носителя, кг/м3; с* — концентрация адсорбируемого вещества
в смеси, равновесная поглощенному единицей объема адсорбента
количеству вещества, кг/м3; — коэффициент массопередачи; т —
продолжительность адсорбции, с.
Для ориентировочных расчетов используют уравнения
Nu-l,6Re«>54, (217)
где
Re—^1.
V
15 Заказ 1495 225
d — средний диаметр частиц, м; D — коэффициент диффузии адсор-
бтива в газе при температуре процесса, м2/с; v — кинематический
коэффициент вязкости газовой смеси, м2/с; w — скорость потока
газовой смеси в поперечном сечении аппарата, м/с.
Равновесную концентрацию с* определяют по кривой изотермы
адсорбции. Зависимость между р и с находится по уравнению Кла-
пейрона
с = -Р-,
RT
где с — в кг/м3.
Продолжительность адсорбции определяют
путем совместного решения уравнения материального баланса,
кинетического уравнения и уравнения изотермы адсорбции.
Для получения простых решений изотерму адсорбции делят
на три области в зависимости от отношения p/ps', первая область
характеризуется соотношением p/ps < 0,17 (0,17 по бензолу), для
второй 0,17 < p/ps < 0,5, а для третьей p/ps > 0,5.
В зависимости от положения точки исходной концентрации на
изотерме адсорбции используют одно из трех уравнений для опре-
деления продолжительности адсорбции.
Для первой области
= (218)
у ' и>с0 у г V /
Для второй области
<219)
Для третьей области
<220>
В этих уравнениях т — продолжительность адсорбции, с; w —
скорость газа в полном сечении аппарата, м/с; Н — высота слоя
адсорбента, м; с0 — начальная концентрация адсорбируемого веще-
ства, кг/м3; Яд — количество адсорбируемого вещества, равновесное
с концентрацией с0; с — концентрация адсорбируемого вещества на
выходе из адсорбера, кг/м3; с* — концентрация адсорбируемого
вещества в газе, равновесная с половинным количеством от макси-
мального возможного для данного адсорбента, кг/м3; Ъ — коэффи-
циент, выбирается по табл. 13.
Если активность адсорбента известна из опытных данных, можно
ориентировочно определить продолжительность периодической ад-
сорбции (G — количество поглощаемого за одну операцию ве-
щества), то
G — wSic^ — еср)т, (221)
226
Таблица 13
с/с0 ъ с/Со ъ с/с0 б
0,05 1,84 0,2 0,63 0,7 —0,27
0,01 1,67 0,3 0,42 0,8 —0,46
3,03 1,35 0,4 0,23 0,9 —0,68
0,05 1,19 0,5 0,07 — —
0.1 0,94 0,6 —0,10 — —
(222)
(223)
где S — поперечное сечение аппарата; сср — среднее значение кон-
центрации на выходе.
И, с другой стороны,
G — Gr (ак <тн),
где Gi — масса поглотителя; ак и ан — конечная и начальная актив-
ность поглотителя.
Совместное решение этих уравнений дает
_ Gi аи)
tvS (с0 — сср)
Величины ак и аа принимают ориентировочно на основании
опытных данных. Массу поглотителя Gl находят исходя из размеров
аппарата, высоты слоя и насыпной плотности поглотителя.
Предварительно количество адсорбента на одну загрузку рас-
считывается по уравнению
Q VгСр ,
ао
где Vr — объемный расход газовой смеси.
(224)
Расчет непрерывного адсорбционного процесса
В адсорберах непрерывного действия поглотитель движется
сверху вниз, а парогазовая смесь — ему навстречу (противотоком).
В этом случае рассчитывают высоту Н и минимальную скорость
движения сорбента ит п.
При этой скорости степень использования равновесной адсорб-
ционной емкости сорбента должна составлять 0,95—0,98, кроме
того, должна обеспечиваться заданная глубина очистки (или осушки).
Для бесконечно малого элемента слоя dv уравнение материаль-
ного баланса по поглощаемому компоненту будет
Ух</а= — N2dc, (225)
где V1 и Vr — объемные расходы соответственно адсорбента и газа.
При интегрировании этого уравнения в пределах от а0 до ак
и от с 0 до ск получаем
УДйо —aK) = Vr(c0~cK). (226)
15* 227
Полученное выражение (226) является уравнением прямой, кото-
рую называют рабочей линией. Каждая точка рабочей линии опре-
деляет величины а и с в соответствующем сечении по всей высоте
аппарата. На рис. 89 изображены рабочая линия (АВ) и изотерма
адсорбции. Точка А соответствует входу газового потока в слой,
В — выходу. Движущая сила процесса в верхней части колонны
определяется отрезком АА', а нижней — ВВ’.
Рис. 89. Расчет непрерывной адсорб-
ции.
а — концентрации паровоздушной смеси
в движущемся слое поглотителя; б —
изотерма адсорбции (А'В') и рабочая ли-
ния процесса (АВ)
На основании общего уравнения массопередачи можно записать
(227)
Количество вещества dG, поглощенное элементом объема
тителя, определяется из уравнения материального баланса:
dG = -- Vrdc.
Совместное решение и интегрирование уравнений дает
ск
de
с — с*
погло-
(228)
V,
(229)
Принимая во внимание, что Усл = HS, запишем
к
(• de
) с — с* ’
Ясл
(230)
Со
О б -
где 5 — площадь сечения движущегося слоя адсорбента.
ск
Величина интеграла J с — с*' ~ т представляет собой
Со
щее число единиц переноса, а выражение Vr/5pу —
высоту слоя поглотителя, эквивалентную одной единице пере-
носа /i3KB. Необходимую высоту слоя подвижного поглотителя
можно найти по выражению
Н =
(231)
228
Величину т находят обычно путем графического интегрирования
(по аналогии с процессом абсорбции).
На прямолинейном участке изотермы интеграл можно вычислить
аналитически. Расчетное выражение в этом случае имеет вид
ц___ G ,
5(3i/AcCp ’
Аеср- АСн~Дс^. (233)
in 4^
Дск
Здесь G — количество вещества, адсорбируемого в единицу вре-
мени, кг/ч; Дсв и Дск — соответственно большая и меньшая движущие
силы на концах слоя.
Широкое распространение получил другой, более простой, но
менее точный графический метод определения
По этому методу между рабочей и ра-
вновесной линиями строят ступенчатую диа-
грамму изменения концентрации (рис. 90)
от с0 до ск, начиная от точки А.
Число единиц переноса, 'соответству-
ющее одной ступени, обозначают через т0.
Рис. 90. Определение числа ступеней изменения
концентрации
высоты слоя.
Тогда общую высоту аппарата можно найти по выражению:
п
Н = Дэкв (ш0 + mQ + т0 + •. + ш0) = /гЭкв 2 то, (234)
1
где п — число ступеней.
Величина т0 для каждой ступени вычисляется отдельно по фор-
(235)
муле
т ______ 2 (сн ск)
"'О-------*—
сн — Ск
Здесь сн и ск — концентрация поглощаемого компонента в паро-
газовой смеси на входе в ступень и выходе из нее; Ск — равновесная
концентрация.
Например, для первой ступени выражение т0 будет иметь вид
= ?(С°~С1) (236)
Скорость движения слоя и рассчитывается по формуле
____ W (с0 спр)
U___*---------
«0
(237)
где w — скорость газового потока в полном сечении аппарата; с0 —
начальная концентрация адсорбируемого вещества в парогазовом
потоке; спр — проскоковая концентрация адсорбируемого вещества.
Допускаемая величина спр с0, и поэтому в уравнении обычно
принимают спр = 0.
Глава IX
УНИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ И ГАЗА
Как было показано, в современной промысловой технологии
оптимальным считается сбор продукции скважин по однотрубной
схеме с максимальным использованием давления на устье скважин
для обеспечения транспортирования нефтегазоводяной смеси через
все технологические установки, включая узел подготовки нефти.
При этом желательно, чтобы схема сбора включала в себя единый
центральный для всего нефтедобывающего предприятия или пло-
щади с законченным технологическим циклом пункт сбора и под-
готовки нефти, газа и воды.
Сооружения центральных пунктов сбора (ЦПС) сложны по со-
ставу, так как они должны обеспечить проведение всех технологи-
ческих процессов, связанных с доведением продукции нефтяных
скважин (нефти, попутного газа и пластовой воды) до кондиций,
необходимых для их дальнейшего транспортирования и исполь-
зования. В ЦПС могут входить следующие технологические комп-
лексы.
1. Сепарационные установки всех ступеней.
2. Предварительный сброс основного балласта сточных вод.
3. Подготовка нефти (обезвоживание, обессоливание, горяче-
вакуумная сепарация.
4. Подготовка воды с использованием различных принципов
(отстойного, флотационного и др.).
5. Подготовка и переработка газа и др.
Своевременный ввод в строй указанного комплекса сооружений
может быть обеспечен только путем изменения существующих мето-
дов промыслового строительства в направлении максимальной его
индустриализации.
Нефтедобывающая промышленность имеет объективно существу-
ющие специфические особенности, определяющие необходимость
развития индустриальных методов промыслового строительства.
Первая группа этих особенностей связана с территориальным рас-
положением нефтепромысловых объектов (удаленность от мест сосре-
доточения крупных строительномонтажных организаций, отсутствие
подготовленной рабочей силы на местах, а также строительных
материалов и т. д.).
Вторая группа определяется фактором времени эксплуатации
нефтяных месторождений (изменение во времени состава промысло-
вых сооружений в зависимости от обводненности и других свойств
добываемой нефти, необходимость быстрого обустройства место-
рождений комплексом сооружений с целью наиболее полного исполь-
230
зования природных ресурсов; в частности, речь идет об установках
подготовки попутного газа, обеспечивающих возможность его ути-
лизации с момента ввода месторождения в эксплуатацию).
Однако кроме перечисленных факторов нефтяная промышлен-
ность имеет еще одну особенность, позволяющую создавать унифи-
цированные серийно выпускаемые объекты, — это незначительное
влияние физико-химических свойств и обводненности добываемых
нефтей на конструкцию установок. В зависимости от обводненности,
времени пребывания продукции в аппарате, диапазона нагрева
эмульсий, и т. д. устанавливают разное число аппаратов.
Исключение составляют лишь условия, при которых на поверхности
жаротрубных нагревателей появляются отложения, нарушающие
процесс теплопередачи.
Под индустриализацией обустройства подразумевается создание
всех видов промысловых объектов в комплектно-блочпом исполнении
заводского изготовления. Эти установки должны представлять собой
транспортабельные блоки, укомплектованные приборами контроля
и регулирования, электрооборудованием и т. д. Блоки должны
пройти на машиностроительном предприятии необходимые испыта-
ния. В таких условиях время на сборку установок на месте эксплу-
атации и объем монтажных операций резко сокращается, что и со-
ставляет главную цель индустриализации строительства. Перенесе-
ние целого комплекса операций в заводские условия должно
в конечном итоге привести к снижению капитальных вложений на
единицу мощности нефтепромысловых объектов.
ПОДГОТОВКА НЕФТИ.
УНИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ
Применение той или иной технологической схемы обусловли-
вается качеством продукции и режимом процессов (температурой,
давлением, расходом реагентов и т. д.). Таким образом, для создания
типизированных технологий, четкого списка требуемых технологи-
ческих схем необходимо определить наиболее вероятные, типичные
режимы процессов обезвоживания и обессоливания. С этой целью
была проведена условная классификация нефтей по параметрам
процессов подготовки нефти. Все нефти условно разделены на четыре
типа.
Режимы, приведенные в табл. 14, наиболее вероятны для соответ-
ствующих нефтей.
Анализируя режимы, можно сделать вывод, что для нефтей I
и П типов кондиционная продукция с остаточным содержанием воды
не более 1% может быть получена в одну ступень при довольно низ-
ких температурах — до 18° С, а для нефтей I—III типов при темпе-
ратуре до 20° С можно на первой ступени получать продукцию с оста-
точным содержанием воды до 5%.
231
Таблица 14
Относительная
плотность нефти
Ступень предварительно-
го обезвоживания
Ступень обез-
воживания
Ступень обессо-
ливания (до
40 мг/л)
III
IV
0,84-0,83
(Шаимская нефть)
0,84-4-0,85
(Правдинская
нефть)
0,96-4-0,87
(Мегионская нефть)
0,884-0,9
(Усть-Балыкская
нефть)
10—15 15-20
15—18 20—25
18—20 25—30
25—30 30—35
1
1
5
5
40
50
40
40
60
70
10—15
10—15
10—15
15—20
Примечание, время пребывания нефти всех типов в аппарате на ступенях прел-
варитеаьного обезвоживания, обезвоживания и обессоливания — 0,25-т- 1 ч, расход пресной
воды на ступени обессоливания — 5—10%.
При этом вероятность получения на ступени предварительного
обезвоживания пластовой воды с качеством, позволяющим закачи-
вать ее в пласт без дополнительной очистки, высока.
В процессе обезвоживания с целью получения товарной продук-
ции с содержанием воды до 1% максимальной является температура
50° С, хотя наиболее типичной следует считать температуру 40° С
(тип III). В процессе обессоливания для нефтей I и II характерна
температура нагрева 40° С, для III и IV — 60—70° С. Качество
продукции после установки обессоливания принято следующим:
остаточное содержание воды 0,2%, солей — 40 мг/л. Таким образом,
установлены наиболее вероятные режимы процессов для нефтей
различных типов. Для разработки унифицированных схем установок
подготовки нефти необходимо определить их основные структурные
составляющие или наиболее типичные узлы при различных техно-
логических режимах: сепарация; приготовление и дозировка ре-
агента; предварительное обезвоживание; перекачка эмульсии; реге-
нерация теплоты; обезвоживание и обессоливание; горячая или
вакуумная сепарация.
Каждый из перечисленных узлов имеет определенное самосто-
ятельное значение.
Узел обезвоживания и обессоливания, представляющий собой
наиболее сложный объект УПН, может быть дополнительно разделен
на основные блоки (необходимость блоков определяется производи
232
тельностью установки, требуемым качеством продукции и т. д.):
нагрева; обезвоживания; обессоливания; нагрева и обезвоживания;
нагрева, обезвоживания и обессоливания (совмещенный в одном
аппарате); обезвоживания и обессоливания (совмещенный в одном
аппарате) и др.
На основе предложенной классификации нефтей по параметрам
процессов обезвоживания и обессоливания и вероятной структуры
УПН были разработаны унифицированные структурные технологи-
ческие схемы установок промысловой подготовки нефти (рис. 91).
Было предложено восемь схем — четыре для процесса обезвожи-
вания и четыре — для обессоливания.
В схеме (рис. 91, а) отсутствует нагреватель, что возможно для
нефтей I и II типов при сохранении естественной ее температуры
на уровне 10—18° С. В схемах (рис. 91, а, б, в) отсутствуют в уста-
новках сырьевые насосы. Такая возможность определяется при-
менением обезвоживающих аппаратов, работающих с отбором газа,
и нагревательных устройств с малым гидравлическим сопротивлением.
При больших производительностях установок применять для
нагрева нефти большое число нагревателей непрямого действия
(с жаровыми трубами), имеющих максимальную производительность
порядка 5—6 Гкал/ч, неэкономично. В этом случае рационально
использовать трубчатые печи с высокой тепловой мощностью типа
ПТБ. Расчетное гидравлическое сопротивление этих печей нахо-
дится в пределах 1 кгс/см2. Если длительная эксплуатация подтвер-
дит этот показатель, то можно отнести указанные печи к устройствам
с малым сопротивлением. При достаточном давлении потока на входе
в ЦПС сырьевой насос не требуется (рис. 91, в). Однако если гидра-
влическое сопротивление данных печей (несмотря на их много-
поточность) превысит расчетное и составит, как и в других трубчатых
печах 2—5 кгс/см2, то перед ними будет необходимо устанавливать
сырьевые насосы (рис. 91, з). Применение насоса может оказаться
необходимым также при недостаточном давлении потока нефтегазо-
водяной смеси на входе в ЦПС — менее 4—5 кгс/см2.
Схемы (рис. 91, д, з) предназначены для процессов обессоливания.
В настоящее время, как следует из приведенных выше разделов,
такие электродегидраторы с отбором газа уже разработаны, а созда-
ние совмещенного аппарата для нагрева сепарации, обезвоживания
и обессоливания не представляет технических трудностей. Примене-
ние сырьевого насоса может быть необходимо во всех схемах (см.
рис. 91, д, е, ж, з), но наиболее вероятно в схемах (см.
рис. 91, ж). По этим схемам предусмотрена обработка нефтей,
требующих высоких температур при обессоливании. В них раци-
онально и необходимо регенерировать теплоту, но именно установка
теплообменников, имеющих высокое гидравлическое сопротивление,
требует применения сырьевого насоса.
Следует также отметить, что в схемах всех типов может оказаться
рациональным подогрев продукции скважин перед ступенью
предварительного обезвоживания с целью устойчивого осуществления
на данной ступени процесса совместной подготовки нефти и воды.
233
Рассмотренные схемы, в отличие от обычных принципиальных
технологических схем, позволяют четко выявить структурные со-
ставляющие установок подготовки нефти, определить возможные
Рис. 91. Структурные технологические схемы УПН
варианты аппаратурного оформления каждого элемента схемы.
Структурные технологические схемы являются также инструментом,
позволяющим определить задачи по созданию новых видов аппара-
тов и новых видов требуемых блоков на основе оборудования суще-
ствующих конструкций. С этой целью требуются основные техно-
логические блоки УПН:
234
— предварительного подогрева продукции скважин;
— приготовления и дозировки реагента;
— сепарации;
— предварительного обезвоживания (совместной подготовки
нефти и воды);
— перекатай эмульсии;
— регенерации теплоты;
— нагрева нефти;
— нагрева и обезвоживания;
235
— нагрева, обезвоживания и обессоливания;
— обезвоживания;
— обезвоживания и обессоливания;
— концевой сепарации нефти;
— нагрева промывной воды;
— перекачки промывной воды.
Совместный анализ данного перечня с рассмотренными выше кон-
струкциями аппаратов позволяет прогнозировать необходимость
разработки следующих новых видов блоков. К ним в первую очередь
относятся высокопроизводительные трубчатые печи с малым гидра-
влическим сопротивлением. При этом необходимо, чтобы скорости
потока были достаточно велики с целью предотвращения отложений
на поверхности труб. Необходимой может оказаться и разработка
совмещенного нагревателя-электродегидратора, работающего с от-
бором газа. Его производительность по жидкости может быть до
6,3 тыс. т/сут и более. Необходима также разработка блоков пере-
качки эмульсии и промывной воды, а также регенерации теплоты.
Данные блоки должны создаваться на базе применения существу-
ющих рядов насосного и теплообменного оборудования
(ГОСТ 12878—67 и ГОСТ 14246-69).
Приведенный перечень включает в себя лишь основные техно-
логические блоки. Более подробное исследование структурных
составляющих УПН выявляет необходимость еще целого ряда блоч
ных устройств: блоков распределения потоков продукции скважин
блоков замера и выдачи кондиционной нефти, различных вспомо
гательных блоков по перекачке пластовой воды, некондиционной
продукции (нефти, воды) и т. д. Разработка близких по назначению
блоков, например различных блоков перекачки, должна осуще-
ствляться на основе межблочной унификации.
ПАРАМЕТРИЧЕСКИЕ РЯДЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Первый шаг на пути минимизации номенклатуры серийно выпу-
скаемых блоков был сделан при разработке унифицированных струк-
турных технологических схем. Следующим является разработка
размерного ряда производительностей установок промысловой под-
готовки нефти. Такой ряд в совокупности с унифицированными
структурными технологическими схемами позволяет подойти вплот-
ную к решению главной задачи — разработке оптимизированных
параметрических рядов каждой структурной составляющей УПН.
Впервые разработка размерного ряда производительностей УПН
была начата в 70-х годах. Она выполнялась путем анализа существу-
ющих установок (рис. 92) и прогнозов о требующихся установках
на период 1971—1975 гг. (рис. 93). Были обследованы действующие
установки Куйбышевской области, Татарской АССР, Башкирской
АССР, Азербайджанской ССР, Тюменской области, Туркменской
ССР и Краснодарского края; изучены применяемые методы подго-
товки, стабильность получения кондиционной нефти, систематизи-
рованы встречающиеся производительности УПН.
236
Анализ показал (см. рис. 92), что обезвоживание и обессоливание
нефтей осуществлялись приблизительно на 160 установках самой
различной производительности (от 0,1 до 5—10 млн. т/год).
Рис. 92. Производительности УПН (1970 г.)
Установки производительностью от 1000 до 6000 т/сут занимают
значительный удельный вес — 12—15% в каждом интервале
(см. рис. 93). Производительность большинства установок находится
Рис. 93. Производительности УПН (1971—1975 гг.)
в пределах от 4000 до 6000 т/сут. Общее число установок производи-
тельностью от 1000 до 6000 т/сут составляет при этом около 60%.
Одновременно, видно, что в период 1971—1975 гг. резко сократилась
потребность в установках производительностью до 500 т/сут. Это
можно объяснить внедрением напорной герметизированной системы
237
сбора и транспорта нефти и газа, централизацией промысловых
объектов. Подтверждением этого является значительное увеличение
строительства установок производительностью от 6000 до
12 000 т/сут — 22,8% против 10,7%. Процент установок при произ-
водительности от 12 000 до 15 000, от 15 000 до 18 000 т/сут и выше
составляет 4% в каждом интервале. Однако следует заметить,что
в данном случае определялось процентное соотношение числа уста-
новок. Очевидно, что число крупных объектов, мощностью порядка
6 млн. т/год и выше, может быть гораздо меньше, чем более мелких,
но их значение и необходимость, их удельный вес остаются при
этом очень большими.
Таким образом, можно сделать вывод, что каждый из рассмотрен-
ных интервалов производительностей (свыше 1000 т/сут) может
оказаться в будущем необходимым и часто встречающимся.
В результате был предложен ряд (в т/сут) установок промысловой
подготовки нефти: 1000, 2000, 3000, 4000, 6000, 9000, 12 000, 15 000,
18 000.
Для определения возможности эффективного совпадения произ-
водительности размерного ряда с производительностью конкретного
оборудования или его наборов были проанализированы все виды
структурных составляющих. В качестве примера рассмотрим не-
которые из них.
Таблица 15
Модифика- ция блока Состав блока Рама с обвязкой
насос двигатель марки
марка ро- тор чис- ло
1 НК 65/35-70 1 В АО 71-2 I
2 НК 65/35-725 1 2 ВАО 82-2
3 НК 200/120-70 1 2 ВАО 82-2
4 НК 200/120-120 1 2 КО 52-2
5 НК 200/120-70 1 3 ВАО 82-2
6 НК 200/120-120 1 3 КО 52-2 II
7 НК 560/335-70 2 3 КО 52-2 III
8 НК 560/335-70 1 3 МА 36-51/2
9 НК 560/335-120 2 3 ВАО 121-2
10 НК 560/335-120 1 3 ВАО 131-2
11 НК 560/335-180 1 3 ' ВАО 132-2 IV
12 НК 560/335-70 1 2 МА 36-51/2
13 НК 560/335-120 1 2 ВАО 131-2 V
14 НК 560/335-180 1 2 ВАО 132-2
233
Блоки перекачки эмульсии
В блоках предусматривалось использовать центробежные насосы
(ГОСТ 12878—67), предназначенные специально для перекачивания
нефти и нефтепродуктов. Учитывая незначительную разницу в сто-
имости применяемых насосов, наиболее рациональным следует при-
знать использование минимально возможного числа насосов. Общее
число типоразмеров блоков — четырнадцать (табл. 15), но серийно
выпускаемые насосы и двигатели могут комплектоваться на рамах
всего пяти типов с одинаковой технологической обвязкой. Воз-
можность использования блоков в установках подготовки нефти
предложенного ряда показана в табл. 16.
Таблица 16
Производи- тельность УПН, т/сут Варианты схем Модифика- ция блока П рои зв одит ель- ность УПН, т/сут Варианты схем Модифика- ция блока
1000 5,7 1,2 9 000 5, 6, 7, 8 12, 13, 14
2000 5,7 3,4 12 000 4, 5, 6, 7, 8 7, 9, 11
3000 5,7 3,4 15 000 4, 5, 6, 7, 8 8, 10, 11
4000 5,7 5,6 18 000 4, 5, 6, 7, 8 8, 10, 11
6000 5,7 5,6
Примечание. Данные для одного блока.
Блоки регенерации теплоты (табл. 17)
Как видно из табл. 17, для всего ряда мощностей установок
достаточно иметь четыре типоразмера блоков, которые можно исполь-
зовать как самостоятельно, так и набирать группами. Блок предста-
вляет собой устанавливаемые на раме теплообменники с необходимой
технологической обвязкой.
Таблица 17
Модификация блока Поверхность теплообмена, м2 Число аппаратов в блоке
1 90 2
2 90 X 2 2 пары
3 160 X 2 2 пары
4 275 X 2 2 пары
Примечание. Выполнены по ГОСТ 14246—69.
Характерной особенностью блоков перекачки эмульсии и реге-
нерации теплоты является то, что входящие в них насосы и тепло-
обменники выпускаются промышленностью серийно в соответствии
с указанными стандартами. Совпадение производительностей данных
аппаратов или их комплексов с производительностями размерного
ряда вполне приемлемо. Разработки каких-либо новых модификаций
теплообменников или насосов не требуется.
229
Блоки нагрева
Для анализа применимости в установках предлагаемого ряда
производительностей УПН были приняты следующие блоки нагрева
(табл. 18).
Таблица 18
Производительность УПН, т/сут Тип нефти Модификация блока Число блоков
1 000 III, IV 1,2 1,2
2 000 III, IV 2,2 1,3
3 000 III, IV 3,3 1,2
4 000 III, IV 3,3 1,3
6 000 III, IV 4,4 1,3
9 000 III, IV 3,4 2,4
12 000 III, IV 4,4 2.5
15 000 III, IV 4,4 2,6
18 000 III, IV 4,4 3,8
Мощность теплового потока каждого блока подтверждается кон-
кретными конструктивными разработками СПКВ «Нефтеавтома-
тика» и КБ объединения Саратовнефтегаз. Следует подчеркнуть,
что в момент проведения данных исследований блоков нагрева с еди-
ничной тепловой мощностью 10 млн. ккал/ч не существовало и их
необходимость была определена в результате указанной ра-
боты (табл. 19).
Таблица 19
Модифи- кация блока Условное обозна- чение блока Мощность тепло- вого потока, млл. ккал/ч
1 БН-0,4 0,4
2 БН-1,6 1,6
3 БН-2,5 2,5
4 БН-6,3 6,3
5 БН-10 10,0
Блоки нагрева и обезвоживания (обессоливания)
Совмещенные аппараты для нагрева и обезвоживания (обессоли-
вания), типоразмеры которых приведены в табл. 20, разработаны,
эксплуатируются или готовятся к испытаниям опытных образцов.
Модификации БНО-1,2 и БН 00-1,2 предназначены для обработки
эмульсии, предварительно обезвоженной до 5%-ного остаточного
содержания воды. По сравнению с эмульсией, содержащей 30%
воды, такое сырье требует меньшей мощности теплового потока при
обработке, и, следовательно, общая производительность аппарата
240
при сохранении объема сосудов может быть увеличена на 30—40%.
Рекомендуется разрабатывать специальные совмещенные аппараты
для обработки сырья с обводненностью 5—10%. Следует указать, что
они будут отличаться от существующих образцов (УДО-3,
ЭКН-2000) лишь длиной жаровых труб и соответствующим объемом
секций и должны выпускаться лишь как незначительно измененные
модификации известных конструкций.
Таблица 20
Модифика- ция блока Условное обозначение блока Объем, м8
полный полезный МОЩНОСТЬ теплового потока, млн. ккал/ч
1 БНО-1/БНОО-1 100 70 0,6
2 БНО-2/БНОО-2 200 160 1,8
3 БНО-З/БНОО-З 100 50 1,2
4 БНО-4/БНОО-4 200 120 3,5
Блоки обезвоживания и обессоливания
При анализе использовали блоки двух модификаций — произ-
водительностью 3000 (Б00-1) и 6000 (Б00-2) т/сут товарной
нефти (табл. 21).
Таблица 21
Модификация блока У словное обозначение Объем, м3
1 БОВ-100 100
2 БОО-ЮО 100
4 БОО-200 200
Применение блоков нагрева, обезвоживания и обессоливания
в установках рассматриваемого размерного ряда отражено
в табл. 22—23.
Таким же образом были проанализированы все структурные со-
ставляющие УПН и определены необходимое число типоразмеров
каждого блока, технические характеристики блоков, т. е. были
сформированы параметрические ряды структурных составляющих
УПН. Уже подчеркивалось, что максимальная функциональная
независимость блоков, их специфика определяют необходимость
дифференцированного подхода при определении требуемого числа
типоразмеров блоков каждого структурного элемента УПН. Одно-
временно с этим оптимальность решений может быть достигнута
16 заказ 1495 241
Подготовка нефти с начальной обводненностью 5%
Производи
Режим обра- ботки нефти 1000 2000 3000 4000
блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок число
Обезвоживание I и II БОВ-ЮО 1 БОВ-ЮО 1 БОВ-200 1 БОВ-200 1
III БНО-1 1 БНО-1 2 БНО-1 2 БНО-1 3
IV БНО-1 1 БНО-1 2 БНО-1 3 Б НО-2 2
Обезвожи- , вание и i обессоли- вание I—IV БНОО-1 1 БНОО-1 2 БНОО-1 3 БНОО-2 2
только при комплексном подходе ко всем структурным составля-
ющим УПН как к единой системе. С этой целью была проанализиро-
вана возможность создания агрегатированпых комплексов УПН
всех требуемых производительностей из блоков принятых типо-
размеров. В табл. 24 приведен комплекс блоков установки под-
готовки нефти производительностью 12 000 т/сут товарной продукции
для всех вариантов технологических схем.
Для всех производительностей комплексы блоков оказались
вполне приемлемыми. В них входило не более 3—4 структур-
ных составляющих, что обеспечило хорошие условия эксплуа-
тации.
Таким образом, проведенный анализ подтвердил приемлемость
предложенного размерного ряда УПН как с точки зрения потреб-
ности отрасли д' установках рассмотренной производительности,
так и эффективного использования в таких объектах принятых рядов
типоразмеров блоков.
Однако формирование размерного ряда производительностей
УПН и параметрических рядов структурных составляющих нельзя
считать оконченным. Это первый этап их разработки, основанный
главным образом на технологических и конструктивных предпосыл-
ках. Следующим этапом является разработка оптимизированных
параметрических рядов структурных элементов УПН с учетом всех
242
Таблица 22
тельность товарной нефти, т/сут
5000 9000 12 000 1500 1800
блок число блок ЧИСЛО блок число блок число блок число
БОВ-200 2 БОВ-200 2 БОВ-200 3 БОВ-200 3 БОВ-200 4
Б НО-2 2 БНО-2 3 БНО-2 3 БН-10 БОВ-200 1 4 БН-10 БОВ-200 1 4
Б НО-2 2 БНО-2 3 БН-10 БОВ-200 1 3 БН-10 БОВ-200 1 4 БН-10 БОВ-200 1 4
БНОО-2 2 БНОО-2 3 БН-10 Б О О-2 1 2 БН-10 БОО-2 1 3 БН-10 БОО-2 1 3
факторов их разработки, серийного производства (повторяемость
изготовления и т. д.) и комплектного применения. При этом должна
быть достигнута оптимальная минимизация номенклатуры серийно
выпускаемых изделий, что является основой эффективной индустри-
ализации обустройства нефтяных месторождений.
В заключение необходимо еще раз подчеркнуть, что принятый
при разработке унифицированных технологических схем подход
к УПН как к структурам, состоящим из самостоятельных элементов,
определяет и оптимальный принцип агрегатирования установок.
В соответствии с этим принципом необходимость того или иного
типоразмера каждого вида блоков, их числа в комплексе должно
определяться на основе технико-экономического анализа отдельно
для каждой структурной составляющей последнего. При этом каждый
элемент структуры рассматривается как неразрывная часть общей
системы комплекса блоков для подготовки нефти.
Противопоставляемый некоторыми авторами данному принципу
агрегатирования линейный метод наращивания мощностей приводит
к количественной перегрузке отдельных составляющих, усложняет
условия эксплуатации, не позволяет в полной мере учитывать осо-
бенности процессов в каждом структурном элементе (скорость,
инерционность, а также сравнительную степень надежности при-
меняемых видов оборудования).
16* 243
Вариант подготовки нефти с начальной обводненностью 30%
Режим об- работки нефти Производи
1000 2000 3000 4000
блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО
Обезвоживание I и II БН-0,4 БОВ-ЮО 1 1 БН-0,4 БОВ-200 2 1 БН-0,4 БОВ-200 3 1 БН-1,6 БОВ-200 1 1
III БНО-3 2 Б НО-4 1 БНО-4 2 БНО-4 2
IV БНО-3 2 Б НО-4 1 БНО-4 2 БНО-4 2
Обезвоживание и обессоливание I и II БНОО-3 1 БНОО-3 2 БНОО-3 3 БНОО-4 2
III БНОО-3 1 Б Н ОО-4 1 ВНОО-4 2 БНОО-4 2
IV БНОО-3 1 БНОО-4 1 БНОО-4 2 БНОО-4 2
УНИФИКАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
Ранее была определена взаимосвязь объектов центральных пунк-
тов сбора нефти и газа, выявлены роль и место объектов подготовки
газа. Эти объекты предназначены для подготовки газа к транспорти-
рованию и использованию по назначению. С этой целью в состав
таких объектов включают технологические комплексы, предусма-
тривающие выделение части углеводородов с целью обеспечения
транспортабельности газа, комплексы очистки газа от сероводорода
и углекислого газа, а также осушки.
Технологические комплексы промысловой подготовки газа
сложны, поэтому унификация технологических и конструктивных
решений при их разработке особенно важна. Несмотря на много-
блочность таких комплексов и большое разнообразие используемого
оборудования, принцип максимально возможной функциональной
244
Таблица 23
гельность товарной нефти, т/сут
6000 9000 12 000 15 0о0 18 000
блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок ЧИСЛО блок число блок число
БН-2,5 1 БН-2,5 2 БН-6,3 1 БН-6,3 1 БН-106 1
БОВ-200 2 Б ОБ-200 3 БОВ-200 3 БОВ-200 4 БОВ-200 4
БНО-4 3 БНО-4 4 БН-10 2 БН-10 2 БН-10 3
БОВ-200 3 БОВ-200 4 БОВ-200 4
БНО-4 3 БН-10 2 БН-10 2 БН-10 3 БН-10 3
БОВ 3 БОВ-200 3 БОВ-200 4 БОВ-200 4
БНОО-4 3 БН 6.3 2 БН-10 2 БН-10 2 БН-10 3
Б О 0-200 2 БОО-200 2 БОО-200 3 БОО-200 3
БНОО-1 3 БН-10 2 БН-10 2 БН-10 3 БН-10 3
Б О 0-200 2 БОО-200 2 БОО-200 3 БОО-200 3
БНОО-1 3 БН-10 2 БН-101 2 БН-10 3 БН-10 4
БОО-200 2 БОО-200 2 БОО-200 3 БОО-200 3
независимости блоков остается актуальным и в данном случае. Он
обеспечивает возможность многоцелевого и гибкого использования
блоков. При этом основой унификации, как и в установках под-
готовки нефти, должны быть технологические схемы.
Разработка унифицированных комплектно-блочных устройств для
подготовки газа находится в начальной станции, опыта унификации
таких объектов практически не имеется. Поэтому особое значение
приобретает определение направления и методики унификации.
Методика проведения работы с целью обеспечения транспортабель-
ности блоков на примере комплексов для выделения углеводородов
из газа следующая.
1. Определяются наиболее рациональные методы подготовки газа
и выявляются наиболее вероятные параметры процессов в зависи-
мости от возможного направления подачи газа и газового конденсата,
климатических условий нефтяного района.
245
246
Таблица 24
Комплекс блоков установки подготовки нефти производительностью 12 000 т/сут товарной продукции
Блок С предварительным обезвоживанием до 5 мае. % С предварительным обезвоживанием до 30 мае. %
обезвоживание обезвоживание и обессоливание обезвоживание обезвоживание и обессоливание
1 и II1 III IV I и II III IV 1иП Ш IV I и II III IV
Перекачка эмульсии — — 7 1 — 7 { 7 1 9 1 9 1 11 1 9 1 И 1 7 1 — 7 1 7 1 7 1 9 1 9 1 И 1 9 1 11 1
Регенерация тепло- — — 4 2 4 5 — — 4 2 4 5
ТЫ Нагрев нефти — — 4 1 — 5 1 — 5 1 5 1 — 5 1 4 1 — 5 2 — 5 2 — 5 2 — 5 2 — 5 2
Обезвоживание 2 3 — 2 3 2 3 — — 2 4 — 2 4 — 2 4 — — — —
Нагрев и обезвожи- вание Обезвоживание и обессоливание 1 [ — 1 2 — 1 2 1 — 4 5 4 6 — 4 2 2 4 2 2 4 2 2
Нагрев,обезвожива- — — — — — 2 — 2 — 2 — 4 4 4
ние и обессоливание Вариант структура ной технологической 1 3 4 3 4 4 5 6 4 7 8 7 8 4 3 4 3 4 5 6 7 8 7 8
схемы
2. Классифицируются и унифицируются ключевые параметры
процессов, причем в данном случае к последним следует отнести
точку росы газа по углеводородам и воде.
3. Определяются наиболее типичные технологические узлы для
различных схем и параметров. В качестве примера определим такие
узлы для схемы низкотемпературной конденсации (рис. 94). Ими
являются узлы: компримирования; охлаждения и осушки, выветри-
вания; производства холода; стабилизации.
4. Выделенные узлы анализируются с точки зрения необходимой
и достаточной их функциональной самостоятельности. Такой анализ
Рис. 94. Основные технологические узлы процесса низкотемператур-
ной конденсации
обязателен, так как в зависимости от условий дальнейшего транс-
портирования газа и жидких продуктов выявляется необходимость
применения комплекса или только его части. Например, если нет
необходимости в получении жидкого продукта определенного каче-
ства в соответствии с техническими условиями, то узел стабилизации
может не потребоваться. Такая ситуация может сложиться, если
рядом с рассматриваемым комплексом имеется большой парк хра-
нения кондиционных продуктов или проходит продуктопровод,
причем смешение некондиционной продукции комплекса с их про-
дукцией не снижает качества последней. Иногда для транспорта
газа (хотя бы временно) достаточно его компримирование с последу-
ющей осушкой или даже без нее. Здесь все зависит от состава газа
(первая ступень сепарации, концевые ступени) и направления транс-
порта. Такая же работа должна быть проведена со схемами других
перспективных процессов данного назначения с целью определения
возможности унификации аналогичных узлов.
5. Анализируются указанные узлы с целью выявления типич-
ных структурных составляющих (насосные агрегаты, сепараторы,
247
емкости, аппараты для теплообмена) для проведения межузловой
и межблочной унификации.
6. Определяется размерный ряд производительностей компле-
ксов.
7. На основе размерного ряда производительностей комплексов
.должны быть разработаны параметрические ряды всех необходимых
структурных составляющих по принципу локальной оптимизации,
т. е. дифференцированно определяются необходимые типоразмеры
всех функционально независимых структурных составляющих из
условий их оптимального применения в комплексах размерного
ряда.
В заключение необходимо отметить, что следует рассматривать
возможность унификации блоков в различных процессах: отбензини-
вания газа, осушки, очистки от сероводорода и т. д.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ БЛОКОВ
Под блоком следует понимать изготовленный на машиностро-
ительном предприятии или специальной базе единый конструктивный
узел, состоящий из одного Или более аппаратов, технологической
обвязки, приборов управления, контроля и регулирования, электро-
оборудования. Он предназначен для осуществления одной или более
технологических операций, блок — транспортабельный.
В объектах подготовки нефти и газа наиболее распространенными
.являются блоки двух видов.
К первому относятся блоки, в которых главной составляющей
является один крупногабаритный аппарат. Учитывая большую
несущую способность такого аппарата, все элементы блока рекомен-
дуется устанавливать непосредственно на нем. При транспортировке
часть элементов, выступающих за очертания габаритности, можно
снимать с блока и транспортировать отдельно.
Ко второму виду относятся блоки, в которых несколько неболь-
ших аппаратов или других агрегатов собраны на общей раме, причем
последняя является лишь элементом, объединяющим остальные
составляющие блока, но не служит средством для транспортировки.
При разработке блоков необходимо принимать во внимание сле-
дующие соображения общего технологического и конструктивного
характера.
1. Блоки должны быть по возможности функционально незави-
симыми. Это позволит расширить их применимость в различных
условиях и снизить металлоемкость. Прежде чем совмещать в одном
блоке несколько технологических функций, необходимо путем тща-
тельного технико-экономического анализа определить рациональ-
ность такого решения.
2. Следует учитывать возможность многоцелевого использования
блоков и их взаимозаменяемость. Так, при создании блоков пере-
качки нефти необходимо определить возможность их применения
для транспортирования газового конденсата, продуктов отбензини-
248
вания газа и т. д. Для этой цели может быть предусмотрена замена
определенных узлов или деталей.
В данном направлении имеются большие возможности унифика-
ции технологических и конструктивных решений.
3. Необходимо предусмотреть возможность улучшения качества
продукции за счет дооборудования блока тем или иным устройством.
Такая реконструкция должна быть предусмотрена заранее. Приме-
ром может служить дооборудование отстойника устройством для
электрообработки.
4. Необходимо предусмотреть возможность для изменения каче-
ства продукции установку дополнительных блоков. Каждый блок
при разработке с самого начала должен рассматриваться как один
из возможных элементов системы, а последняя должна быть работо-
способна и без части составляющих ее блоков.
5. Прежде чем выбирать конкретные средства регулирования
и контроля, которые предусматривается устанавливать на блоке,
необходимо четко определить общую унифицированную систему
управления, контроля и регулирования всех элементов комплекса.
В первую очередь должны быть приняты те или иные средства авто-
матизации: пневматическая или электрическая системы, приборы
местного действия.
6. Следует учитывать климатические условия, в которых может
эксплуатироваться блок, и определять технологические и конструк-
тивные элементы такого влияния. При этом выделяются два напра-
вления: первое — создание специальных устройств для особых
климатических условий, в частности для районов Крайнего Севера;,
второе — разработка универсальных блоков для различных условий
(например, с обогревом).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация промысловой подготовки нефти и транспорта
газа. М., Гостоптехиздат, 1963, 167 с. Авт.: В. Ф. Акимов, Ю. И. Виноградов
М. Я. Гинзбург и др.
2. Александров И. А. Ректификационные и абсорбционные аппа-
раты. М., Химия, 1971, 296 с., с ил.
3. БагатуровС. А. Курс теории перегонки и ректификации. М.,
Гостоптехиздат, 1961, 435 с., с ил.
4. В и х м а н Ю. Л., Бабицкий И. Ф., Вольфсон С. И.
Расчет и конструирование нефтезаводской аппаратуры. М., Гостоптехиздат,
1953, 652 с., с ил.
5. Влияние ввода нефтегазовой смеси в сепаратор на эффективность
сепарации. — «Нефтепромысловое дело», 1972, № 4, с. 31—33. Авт.: В. Н. Ре-
мизов, Р. А. Максутов, В. В. Гнатченко и др.
6. Гамарник Р. Г. Обезвоживание и деэмульсация нефтей на про-
мыслах. Баку, Азнефтеиздат, 1951, 88 с. с ил.
7. Г р и г о р я н Л. Г. Разработка и исследование струпного массооб-
менного аппарата с вертикальными контактными решетками. Дис. на соиск.
учен. степ. канд. техн, наук, ЛТИ им. Ленсовета, Л., 1969, 118 с., с ил.
8. Григорян Л. Г., КаспарьянцК. С. Некоторые вопросы
расчета газожидкостных массообменных аппаратов с вертикальными контакт-
ными решетками. — «Труды Гипровостокнефть», 1975, вып. 24, с. 206—212.
9. Г у ж о в А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., «Недра»,
1973, 280 с., с ил.
10. Гужов А. И., Т и т о в В. Г., Б е л е н к о в В. И. Результаты
опытно-промышленного испытания гидроциклонных сепараторов на промыслах
Грознефть. — «Газовое дело», 1968, № 7, с. 20—25.
11. ГуревичИ. Л., Технология нефти, ч. I. М., Гостоптехиздат,
1952, 423 с., с ил.
12. Добыча и транспорт газа. М., Гостоптехиздат, 1955, 552 с. Авт.:
А. А. Бриксман, А. К. Иванов, А. Л. Козлов и др.
13. Е г о р о в Н. Н., Д ми т р и е в М. М., 3 ы к о в Д. Д. Очистка
•от серы коксовального газа и других горючих газов. М., Металлургиздат,
1950, 240 с. с ил.
14. Ж д а н о в а Н. В., X а л и ф А. Л. Осушка природных и попутных
газов. М., Гостоптехиздат, 1962, 110 с., с ил.
15. К а с а т к и н А. Г. Основные процессы и аппараты химической
технологии. М., Госхимиздат, 1948, 916 с., с ил.
16. Касаткин А. Г., ПлановскийА. Н., Чехов О. С.
Расчет тарельчатых ректификационных и абсорбционных аппаратов. М., Стан-
дартигиз, 1961, 80 с., с ил.
17. К а с п а р ь я н ц К. С. Промысловая подготовка нефти и газа.
М., «Недра», 1973, 375 с.,, с ил.
18. К вопросу стандартизации и унификации установок подготовки
нефти. — «Нефтепромысловое строительство», 1973, № 4, с. 17—20, с ил. Авт.:
К. С. Каспарьянц, В. И. Кузин, А. А. Петров, М. А. Полякова.
19. Кириллов Г. А., Кудрявцев В. М., Чирков Н. С.
К вопросу расчета газонефтяных сепараторов. — «Труды Гипровостокнефть»,
1975, вып. 24, с. 130—137, с ил.
20. К л е й т о н В. Эмульсии. М., ИЛ, 1950, 680 с., с ил.
21. Комбинированные электрообезвоживающие и обессолива-
ющие аппараты в блочном исполнении. — «Нефтепромысловое дело», 1972,
№ 9, с. 27—31, с ил. Авт.: К. С. Каспарьянц, А. А. Петров, М. И. Черняк и др.
22. КоульА. П., Розенфельд Ф. С. Очистка газов. М., Гос-
топтехиздат, 1962, 396 с., с ил.
.250
23. К у ч е р н и к В. A., 3 а х а р к и н А. В. Исследование характера
подачи жидкости нефтяными скважинами. — «Труды ВНИИКАнефтегаз», 1971,
вып. 3, с. 99—103.
24. Лутошкин Г. G. Сепарация природного газа от твердых и жидких
частиц. Новости нефтяной и газовой техники. Газовое дело. М., ГОСИНТИ,
1962, № 2, с. 18—22, с ил.
25. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к тран-
спорту. М., «Недра», 1972, 325 с., с ил.
26. Маринин Н. С., Каримов Н. А., СавватеевЮ. Н.
Сепарационные установки со сбросом воды. — НТС «Машины и нефтяное обо-
рудование», 1973, № 7, с. 10—12, с ил.
27. Мышкин Е. А. Оператор деэмульсационной установки на нефте-
добывающих промыслах. М., Гостоптехиздат, 1952. 112 с.
28. Павлов К. Ф., Р о м а н к о в П. Г., НосковА. А. Примеры
п задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. М., «Химия»,
1970, 624 с., с ил.
29. П а н ч е н к о в Г. М., Ц а б е к Л. К. Поведение эмульсий во внеш-
нем электрическом поле. М., «Химия», 1969, 190 с.
30. ПанченковГ. М., ЦабекЛ. К. Журнал физической химии,.
1968, № 42, с. 1244—1248, с ил.
31. П л а т о н о в В. М., Б е р г о Б. Г. Разделение многокомпонент-
ных смесей. М., «Химия», 1965, 368 с. с ил.
32. Промысловая подготовка нефти, воды и газа в условиях напор-
ной герметизированной системы сбора и транспорта. — «Нефтепромысловое
строительство», 1971, № 12, с. 4—7. Авт.: К. С. Каспарьянц, А. И. Арутюнов,
А. А. Петров и др.
33. Рабинович Г. Г., Адельсон С. В. Процессы и аппараты
в нефтеперерабатывающей промышленности. М., Гостоптехиздат, 1949, 236 с.
34. Р амм В. М. Абсорбция газов. М., «Химия», 1966, 767 с. с ил.
35. СерпионоваЕ. Н. Промышленная адсорбция газов и паров.
М., «Высшая школа», 1969, 414 с.
36. СкоблоА. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н. Про-
цессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
М., Гостоптехиздат, 1962, 652 с.
37. Смирнов А. С. Технология углеводородных газов. М., Гостоп-
техиздат, 1948, 554 с.
38. Смирнов А. С., Ширковский А. И. Добыча и транспорт
газа. М., Гостоптехиздат, 1957, 557 с.
39. Сорокин Ю. М. СайфутдиноваХ. X. Отстойная аппа-
ратура для обезвоживания нефти. — «Нефтепромысловое дело», 1973, № 8,
с. 35—37.
40. Сорокин Ю. Л. Исследование жалюзийных сепараторов. —
«Энергомашиностроение», 1961, № 2, 5 с.
41. Сорокин Ю. М. Комбинированный отстойник для обезвоживания
нефти. — «Нефтепромысловое дело», № 11, 1973, с. 36—39.
42. Справочник по транспорту газов. Под ред. К. С. Зарембо.
М., Гостоптехиздат, 1954, 616 с.
43. Третьяков Н. П. Исследование массопередачи и расчет аппара-
тов с вертикальными капитальными решетками при ректификации. Л., ЛТИ
им. Ленсовета, 1973, 148 с.
44. Тронов В. П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М., «Недра»,
1974, 271 с., с ил.
45. Фастовский В. Г. Разделение газовых смесей. М., Гостоптех-
издат, 1947, 357 с., с ил.
46. Филлипов И. П. Исследование и расчет аппаратов с вертикаль-
ными решетками (сетками). Л., ЛТИ им. Ленсовета, 1975, 126 с., с ил.
47. Франкфурт Я. М., Спирин А. А. Развитие конструкций
электродегидраторов за рубежом. — «Химия и технология топлив и масел»,
1971, № 7, с. 57—61.
48. Хоблер Т. Массопередача и абсорбция. Л., «Химия», 1964.
251
49. ЧефрановК. А. Электрообезвоживание и электрообессоливание
нефтей. М., Гостоптехиздат, 1948, 104 с.
50. Шахназаров М. X. Улавливание и сепарация газов и продук-
тов испарения на нефтяных промыслах. Баку, Азгостопиздат, 1940, 187 с.
51. Ши Г. Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. М., Гостоп-
техиздат, 1946, 136 с.
52. Ш т о ф М. Д. Распределение углеводородов между фазами при сепа-
рации нефти в вертикальных трапах гравитационного типа. — «Труды Куйбы-
шевНИИНП», 1960, вып. 2, с. 90—97.
53. Э м и р д ж а н о в Р. Т. Основы технологических расчетов в нефте-
переработке. М., «Химия», 1965, 544 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ......................................................... 3
Глава I. Нефтяные эмульсии, их основные свойства и условия де-
эмульсации нефтей ................................................. 5
Стойкость эмульсий .............................................. 7
Условия разрушения эмульсий..................................... 14
Воздействие на эмульсию контактной воды........................ 15
Применение деэмульгаторов для разрушения эмульсий............... 16
Глава II. Технология промысловой подготовки нефти и нефтяного
газа .............................................................. 17
Технологические схемы сбора, подготовки нефти и газа, их совер-
шенствование и унификация ...................................... 17
Методы подготовки нефти......................................... 31
Технологические методы подготовки нефтяных газов............... 42
Разработка современных объектов подготовки нефти и газа......... 59
Глава III.' Особенности проектирования объектов подготовки нефти
и газа ............................................................ 62
Глава IV. Сепарация ............................................• 78
Факторы, влияющие на эффективность сепарации.................
Классификация сепараторов ...................................
Конструкция сепаратора ......................................
Влияние формы сепаратора на его конструкцию..................
Гравитационные сепараторы ...................................
Сепараторы с насадкой .......................................
Циклонные сепараторы ........................................
Использование сепараторов в установках подготовки нефти и газа
Методика подбора и расчета сепараторов.......................
78
81
81
86
87
90
93
94
95
Глава V. Удаление из нефти воды, механических примесей и мине-
ральных солей ....................................... 114
Технологические особенности процессов промыслового обезвожива-
ния и обессоливания нефти...................................... 114
Классификация аппаратов ....................................... 115
Гравитационные отстойники-водоотделители ...................... 117
Расчет горизонтальных отстойников-водоотделителей.............. 123
Вертикальные водоотделители ................................... 126
Электродегидраторы ............................................ 127
Глава VI. Термическая обработка нефти............................ 137
Теплообменные аппараты ....................................... 137
Глава VII. Совмещение нескольких процессов в одном аппарате . . 152
Сепарация и предварительное обезвоживание нефти................. 154
Совместная подготовка нефти и воды.............................. 159
Сепарация, нагрев и обезвоживание нефти (динамическое отстаива-
ние) .......................................................... 163
Сепарация, нагрев и электрообезвоживание (электрообессоливание)
' нефти ............................................................ 168
253
Глава VIII. Массообменные процессы ............................. 180
Абсорбция .................................................. 181
Ректификация ............................................... 188
Аппараты для процессов абсорбции и ректификации............. 194
Адсорбция .................................................. 222
Глава IX. Унификация объектов подготовки нефти и газа . г . & 230
Подготовка нефти. Унификация параметров и технологических схем 231
Параметрические ряды установок подготовки нефти............. 236
Унификация параметров установки подготовки газа............. 244
Рекомендации по разработке блоков........................... 248
Список литературы .............................................. 250