Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 [ 55 ] 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

лаш, 1966). Насос / забирает высоковязкую нефть из хранилища 2, а насос 3 - растворитель из горизонтальной емкости 4. С помощью двух насосов нагнетаются две жидкости в предварительно рассчитанной пропорции через горловину 5 в трубопровод 6. Затем смешанная жидкость нагревается на конце трубопровода в теплообменнике 7, а растворитель выпаривается в колонне 8. Выпаренная фракция охлаждается и сжижается в теплообменнике 9. Насосом 10 по трубопроводу растворитель возвращается в емкость 4. Смешивающиеся части сырой нефти и растворителя должны подбираться с учетом температуры земли на глубине заложения трубопровода.

7.3.3. ОБРАБОТКА ХИМРЕАГЕНТАМИ

Транспортные характеристики нефти можно улучшить добавлением некоторых химикалиев в сырую нефть. Рассматриваемые химикалии относятся к двум различным группам. Первая включает соединения, которые проникают в парафин и изменяют парафиновую кристаллическую решетку во время охлаждения нефти. Соединения второй группы образуют в нефти сольваты, ориентируемые в направлении, параллельном направлению потока. В таком случае не происходит радиального перемещения частиц жидкости в турбулентном потоке, что снижает потери энергии, вызываемые импульсным обменом. Добавки, изменяющие кристаллическую решетку, включают так называемые Р-ингибито-ры. Молекулы этого ингибитора прилипают к гранулам или нарушениям в кристаллах парафина, образованных во время охлаждения сырой нефти. В результате в большинстве случаев парафин формирует мельчайшие кристаллические гранулы, что вызвано снижением адгезии между частицами парафина и снижением тенденции формировать агрегаты (Прайс, 1971).

По Прайсу, Р-ингибиторы относятся к двум группам химических соединений, особенно к этиленсополимеру и высшим полимерам. Из упоминаемых в последнем главная цепь полимера состоит из боковых цепей нормальных парафинов. Оба типа соединений зацепляются этими боковыми цепями к кристаллической решетке парафина.

Из этих добавок испытаны хорошо известные под кодовым названием ЕСА 841 и ЕСА 5217 (Брод и др., 1971). ЕСА 841 представляет собой пасту, которая хорошо растворяется при комнатной температуре в ароматических растворителях, таких, как бензол и его гомологи. ЕСА 5217 -желеобразное или пастоподобное вещество; оно хорошо растворяется в тех же растворителях. Оба соединения, по-видимому, являются эфирами с присоединенными к ним цепями полимеров метакрилат-ного типа.

Эти соединения были исследованы в лабораторных и промысловых условиях. В табл. 7.3-2 (Брод и др., 1971) показано изменение характеристик смеси африканской и средневосточной нефтей в соотношении 4: 1 после добавки 0,15% соединения ЕСА 5217. Свойства смеси не изменились даже после ее храпения в емкости в течение 25 дней.

Степень, до которой улучшаются транспортные характеристики этой добавкой, зависит от концентрации добавки в нефти и темпера-

12-546 177

туры. На графике 7.3-7 приведены суммарные результаты экспериментов, проведенных отделом технологии добычи нефти Университета тяжелой промышленности (Венгрия), при использовании в качестве добавки соединения ЕСА 841. Точки на графике отражают нефть месторождения Алгио при температуре 4 и скорости сдвига D 32 с-. Видно, что напряжение сдвига при данной концентрации добавки ингибитора должно быть тем меньше, чем выше температура. Это объясняется сущностью механизма абсорбции. Добавка тем эффективнее, чем меньше выделенного парафина в нефти находится во время ввода ингибитора, следовательно, тем меньший размер структуры будет формироваться парафиновыми кристаллами. Разница в напряжении сдвига оказалась значительной - в пределах 40-50 °С. Минимальное напряжение сдвига было почти идентичным в трех случаях. Это обеспечивалось добавкой 0,02% (по весу) ЕСА 841 при температурах 50 и 80 °С, в то время как 0,05% требовалось добавить, чтобы получить тот же эффект при 40 °С. Кривую движения оптимально обработанной нефти можно построить с использованием ротационного вискозиметра, когда известна оптимальная температура введения ингибитора. Используя эти данные, можно рассчитать ожидаемые градиенты в трубопроводе (см. рис. 7.3-4 и 7.3-5).

В 1954 г. впервые было исследовано снижение скорости торможения потока в ньютоновских и неньютоновских жидкостях под влиянием некоторых ингибиторов. Эксперименты показали, что более эффективное снижение этой скорости достигается при использовании лиофиль-ных полимеров с длинными прямыми связями. В полярных жидкостях, например в воде, более эффективны молекулы, которые имеют полярные карбоксильные группы. К одному из таких соединений относится КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза). В КМЦ макромолекулы образуют сольваты в жидкости, к которой они добавляются (Элперин и др. 1966). В нефтедобыче ингибиторы, снижающие скорость торможения потока, добавляются в основном к жидкостям на водной основе, нагнетаемым в продуктивный пласт при гидравлическом разрыве пласта. Добавок такого типа для сырых нефтей и продуктов переработки нефтей до снх пор нет. Однако Лескарбоур и др. (1970 г.) установили, что лабораторные и промысловые испытания по снижению скорости торможения потока в легких нефтях и дизельном топливе уже проводились. Испытуемая добавка включала в себя углеводородный полимер высокой молекулярной массы под кодовым названием CDR и несколько вариантов полиизобутилена, называемого Вистанекс. Установлено, что при данной

о 0,05 0,01

Рис. 7.3-7. Влияние Рингибитора ЕСА 841 на напряжение сдвига для нефти месторождения Алгио

концентрации эти добавки тем эффективнее, чем быстрее растворяются в обрабатываемых жидкостях. При использовании полимеров можно снизить скорость торможения в турбулентном потоке двумя путями. 1. В движущейся жидкости эластичные макромолекулы размещаются параллельно направлению потока и затрудняют радиальное движение частиц жидкости и адсорбцию и временно аккумулируют энергию, которая иначе будет рассеиваться импульсным обменом (Прунт и др.,

Таблица 7.3-2

Характеристика сырой нефти, необработанной и с добавкой 0,15% соединения ЕСА 5217 (Брод и др., 1971)

1965). 2. Снижение скорости торможения потока происходит вследствие прилипания макромолекул к стенкам труб, в результате чего уменьшается относительная шероховатость труб (Уайт, 1964). Присутствие полимеров увеличивает кажущуюся вязкость транспортируемой жидкости и придает неньютоновские характеристики даже ньютоновским жидкостям.

Ожидаемое падение давления в трубопроводе нельзя рассчитать на основе кривых изменения скорости торможения потока, построенных по данным, полученным с помощью ротационного вискозиметра. Это вызывается двумя факторами. Во-первых, ротационный вискозиметр не будет учитывать влияние шероховатости труб, во-вторых, согласно некоторым гипотезам (Элперин и др., 1966), течение в трубе может быть таким, что концентрация молекул полимера будет изменяться от оси трубы к стенке трубы. Лескарбоур и др. (1970 г.) предложили способ для расчета ожидаемого падения давления, справедливый только для испытанных жидкостей и добавок. Этот способ позволит оценить степень снижения скорости торможения потока жидкости. Лабораторные эксперименты осуществлялись в 25-мм трубе длиной Й,7 м при скоростях течения жидкости от 0,6 до 4,9 м/с. Затем были проведены промысловые эксперименты на трубопроводах протяженно-стями 45 км (d = 8 дм) и 51,5 км (d=l2 дм). Было найдено, что снижение Артор/Арн, вызванное данной добавкой в данной жидкости, зависит от концентрации этой добавки Стор, названной CDR, скорости течения V и диаметра трубопровода d. На основе опытов (и примерно для