ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРМОГИДРОЦИКЛОНА ДЛЯ ПРОМЫСЛОВОЙ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТИ С ПОЛУЧЕНИЕМ ТОВАРНОГО ПАРАФИНОВОГО ПРОДУКТА
Аннотация и ключевые слова
Аннотация (русский):
Для устранения недостатков известных промышленных депарафинизаторов нефти предлагается термогидроциклон (ТГЦ). Он позволяетне только удалять парафин из нефти, но и получать товарный парафиновый продукт. На лабораторном ТГЦ были определены коэффициенты местных сопротивлений, фактор оседания и скорость осаждения твёрдых частиц парафина. Скорость в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании, достигает 24,2-31,7 мм/с. Диаметр осаждающихся частиц парафина составляет 0,705-0,807 мм. Удельная производительность ТГЦ резко уменьшается с течением времени от 0,275 кг/(c·м2) до 0,040 кг/(c·м2). Гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы ТГЦ. Средняя за время процесса эффективность работы ТГЦ составляет 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением 38 %. Выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. ТГЦ могут быть использованы на многих месторождениях с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более.

Ключевые слова:
парафинистая нефть, депарафинизаторы нефти, термогидроциклон, товарный парафиновый продукт, скорость осаждения частиц, удельная производительность, эффективность очистки
Текст
Введение Асфальто-битумо-парафиновые отложения АБПО (состоящие на 85-95 % из парафина) на внутренних стенках нефтепроводов представляют серьёзную проблему для добычи и транспортировки высокопарафинистых нефтей [1, 2]. В отличие от всех известных способов борьбы с АБПО [3-6] предложенный авторами способ удаления АБПО с помощью промыслового депарафинизатора нефти на основе термогидроциклона (ТГЦ) позволяет не только удалить часть парафина из нефти, но и получить ценный, более дорогой, чем сама нефть, товарный парафиновый продукт (ТПП) [7, 8]. Для проектирования ТГЦ необходимо определять их основные технологические параметры и конструктивные размеры. Поэтому достаточно актуальным представляется исследование основных гидравлических параметров, на основе которых могут быть определены необходимые для проектирования параметры и размеры ТГЦ. Целью работы является исследование гидравлических параметров ТГЦ для депарафинизации нефти с получением ТПП. Основные задачи работы: определение на основе экспериментального исследования гидродинамических процессов в ТГЦ гидравлических параметров процесса оседания частиц парафина, оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ, определение удельной производительности и эффективности ТГЦ, а также оценка основных размеров и параметров промышленного ТГЦ. Определение гидравлических параметров термогидроциклона Авторами предлагается гидротермическая модель ТГЦ. На рис. 1 представлена схема ТГЦ для депарафинизации нефти. На рис. 1, а изображён процесс охлаждения. Парафинистая нефть (ПН) поступает через тангенциальный патрубок 3. При помощи охлаждаемой (нагреваемой) рубашки 2 парафин нагревается. Далее нефть попадает в коническую часть гидроциклона, где при помощи больших центробежных сил приобретает скорость для оседания твёрдых частиц парафина, которые оседают на стенки гидроциклона. Поток нефти в гидроциклоне движется по спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. В сужающейся конической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих интенсификации отложения твёрдых частиц парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. На рис. 1, б изображён процесс нагрева и плавления парафина (ПБС). За счёт того, что ТГЦ имеет коническую форму, твёрдые частицы парафина не будут застревать на стенках гидроциклона, а сразу при нагреве стенок ТГЦ будут сползать и поступать в патрубок 5, а очищенная нефть (ОН) - в патрубок 4. а б Рис. 1. Схема ТГЦ: а - охлаждение и застывание парафина, tTH1 < tTH2, tTH2 < tП; б - плавление и слив парафина, tTH3 > tTH4, tTH4 > tП; ПН - парафинистая нефть; ОН - очищенная нефть; ТП - твёрдый парафин; ЖП - жидкий парафин; 1 - корпус гидроциклона; 2 - охлаждаемая (нагреваемая) рубашка; 3 - входной тангенциальный патрубок для ПН; 4 - выходной патрубок для ОН; 5 - патрубок для слива ЖП Гидравлическое моделирование процесса оседания частиц парафина осуществляем по аналогии с процессами, протекающими в гидроциклонах для очистки жидкостей от твёрдых частиц [9, 10]. Нефть поступает в ТГЦ через тангенциально расположенный патрубок 3. Поток нефти в гидроциклоне движется по конической спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. Твёрдая частица парафина, образовавшаяся в охлаждаемом потоке, вовлекается в спиралеобразное движение вокруг оси гидроциклона и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению частиц парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции. Для проведения испытаний по депарафинизации нефти на кафедре технологических машин и оборудования Астраханского государственного технического университета была собрана и испытана лабораторная установка по депарафинизации нефти на основе ТГЦ (рис. 2). Установка работает в двух периодически повторяющихся режимах: охлаждение и застывание парафина. Проба ПН нагревается на водяной бане 1 до температуры 60 °С, затем поступает через тангенсальный впуск 3 в термический циклон 2 с омываемой рубашкой 7, в которой циркулирует холодная вода. Поток сырья поступает по касательной траектории в установку через входной патрубок, движется по спирали вокруг стенок аппарата. В сужающейся концентрической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции. Затем более плотная фаза - парафин перемещается к стенкам ТГЦ и в дальнейшем удаляется через нижнее выходное отверстие (нисходящий поток). Нефть вовлекается в поток низкого давления вдоль центральной оси. Затем под действием противодавления со стороны выходного патрубка нефть направляется вверх по гидроциклонной трубке с последующим удалением через верхнюю выходную насадку, ОН поступает в ёмкость 4. Затем в омываемую рубашку 7 поступает порция горячей воды с температурой t ≈ 70 °С из ёмкости 9. Парафин, осевший на стенках установки, расплавившийся за счёт тепла, подводимого горячей водой, удаляется через нижнее выходное отверстие в ёмкость 5. Отработанная вода поступает в ёмкость для сбора воды 8. Показания начальных и конечных температур воды и нефти отражены на блоке термометров 10. Общий вид установки представлен на рис. 2, а; схема установки - на рис. 2, б. а б Рис. 2. Лабораторная экспериментальная установка на основе ТГЦ для депарафинизации нефти: а - общий вид установки; б - схема установки: 1 - водяная баня; 2 - термический гидроциклон; 3 - тангенсальный впуск; 4 - ёмкость для ОН; 5 - ёмкость для ПБС; 6 - подача холодной воды; 7 - омываемая рубашка; 8 - ёмкость для отработанной воды; 9 - подача горячей воды; 10 - блок термометров В результате гидравлических испытаний были определены уровни нефти и воды hн и hв, мм; объёмы нефти и воды Vн и Vв, л; расходы нефти и охлаждающей воды Qн и Qв, м3/с; а также коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ ξ в моменты времени τ, с. Результаты эксперимента по определению основных гидравлических параметров ТГЦ представлены в табл. 1. Таблица 1 Основные гидравлические параметры ТГЦ hн, мм Vн, л hв, мм Vв, л 10-3Qн, м3/с 10-3Qв, м3/с τ, с ξ 30 0,66 28 0,93 0,031 0,044 21 13,9 60 1,33 39 1,30 0,032 0,031 42 13,0 90 2,00 56 1,87 0,032 0,030 63 13,0 120 2,66 72 2,40 0,030 0,030 89 14,8 150 3,33 110 3,70 0,029 0,032 114 15,9 154 3,42 120 4,00 0,026 0,031 131 19,8 Тангенциальная скорость истечения ПН через сужающее устройство (cопло) в ТГЦ может быть определена по известной формуле для гидравлического расчёта трубопровода (1) где d, dc - диаметры тангенциального патрубка и сужающего устройства, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2; H - геометрический напор, м. Расчёты по формуле (1) подтверждают, что при изменении коэффициента местного сопротивления ξ от 13,9 до 19,8 скорость истечения уменьшается с 2,5 до 2,2 м/c. Ранее авторами была определена скорость осаждения кристаллизующихся в объёме частиц парафина, оседающих под действием гравитационного поля Vo = 1,6 мм/c = 1,6·10-3 м/c [7]. Отношение центробежного ускорения к ускорению силы тяжести называют фактором разделения, а применительно к ТГЦ можно назвать фактором оседания [11]: (2) где D - диаметр верхней части ТГЦ, м. Расчёты по формуле (2) показывают, что фактор оседания для рассматриваемой экспериментальной установки изменяется в пределах от 15,1 до 19,8. Скорость оседания твёрдых частиц парафина будет составлять соответственно (3) т. е. будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина [7] и достигнет 24,2-31,7 мм/с. Оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ С момента появления твёрдой фазы в потоке нефть с выпавшими в ней кристаллами парафина характеризуется всеми свойствами дисперсных систем. Статистический анализ и микрофотографии образцов нефти из большого числа скважин показывают, что образующаяся в нефти парафиновая суспензия относится к группе грубодисперсных систем [1, 4]. В табл. 2 приведены данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов, подсчитанных под микроскопом [1, 4]. Таблица 2 Данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов doi , мкм 1-3 3-7 7-20 20-50 50-360 % 69 20 5 2,5 3,5 doic , мкм 1,7 4,6 11,8 31,6 134,2 Moic 3,4 19,5 82,2 789,9 84 591 % 0,01 0,02 0,10 0,92 98,95 Как видно из табл. 2, большая часть кристаллов парафина Ni, различимых под микроскопом при 200-кратном увеличении (69 %), имеет размер (эквивалентный диаметр) фракции около doi =1-3 мкм. Авторами была выполнена оценка среднегеометрических значений диаметров каждой фракции сферических кристаллов doic, их масса Moic, а также доля массы этих кристаллов . Расчёты показали, что доля массы самых крупных кристаллов средним диаметром 134,2 мкм при их незначительном содержании 3,5 % составляет их большую часть Это объясняется тем, что объём и масса сферических частиц парафина пропорциональна кубу их диаметра. Суспензия парафина в нефти, как и любая другая грубодисперсная система, характеризуется такими параметрами, как агрегативная и кинетическая устойчивость. Под кинетической устойчивостью понимают способность системы сохранять равновесие в части равномерного распределения частиц дисперсной фазы во всём объёме. Характерно, что при всех прочих равных условиях скорость оседания частицы парафина на дно сосуда под действием силы тяжести находится в квадратичной зависимости от диаметра осаждающейся частицы парафина в соответствии с зависимостью, приведённой в [12]: (4) где d - диаметр частицы, м; ρ1, ρ2 - плотности дисперстной и жидкой фазы, кг/м3; - кинематическая вязкость жидкой фазы, м2/с. Диаметр осаждающихся частиц парафина может быть выражен из формулы (4) и определён с учётом соотношения (3) по предлагаемой авторами формуле (5) При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ, мм/с, 24,2-31,7 = (2,42- -3,17)·10-2 м/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле (5), м, составит = (7,05-8,07)·10-4 = 0,705-0,807 мм. Это значение достаточно хорошо согласуется с ранее выполненной оценкой на основе данных о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы ПН при гравитационном осаждении и показывает, что в ТГЦ частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении за счёт более высоких скоростей осаждения. Определение удельной производительности термогидроциклона Выполненные на лабораторном ТГЦ эксперименты позволили получить зависимость по удельной производительности депарафинизатора, т. е. массе парафина, осевшего на квадратный метр установки mF в единицу времени [13-15]. При этом наряду с материальным балансом, получаемым на основе взвешивания ПН, ПБС и ОН от парафина, использовались и уравнения теплового баланса, учитывающие количество отданного тепла от застывающего парафина охлаждающей жидкости (воде). График зависимости производительности депарафинизатора от времени показан на рис. 3. Рис. 3. График зависимости удельной производительности KП·mF депарафинизатора от времени τ Из рис. 3 видно, что во время охлаждения депарафинизатора процесс оседания ПБС на стенках установки в начальный период времени имеет свои максимальные значения, с течением времени наблюдается плавный спад - снижение производительности установки - и возникает необходимость перевести установку в режим нагрева, чтобы расплавить и слить образовавшееся ПБС (в основном парафина) в дренажную ёмкость. Удельная производительность ТГЦ, т. е. масса осевшего в единицу времени на единице площади установки в зависимости от времени определялась по формуле где МПО - масса осаженного парафина, кг; Δτ - промежуток времени, с; FЭУ = 0,0283 м2 - площадь боковой поверхности ТГЦ в экспериментальной установке; KПУ - коэффициент, учитывающий соотношение площадей ТГЦ в промышленной и экспериментальной установке, можно принять KПУ = 100. Как видно из рис. 3, удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени, составляя при времени процесса τ = 20 KПУmF = 0,275, а при τ = 131 KПУmF = 0,040 кг/(c·м2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя парафина, обладающего малой теплопроводностью и соответствующего снижению интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Обработка экспериментальных данных методом наименьших квадратов позволила получить эмпирическую обратно пропорциональную зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса (6) где А - константа, для рассматриваемой установки А = 5,60 кг/м2. Зависимость (6) может быть использована для расчёта основных технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ. Определение эффективности термогидроциклона Для оценки эффективности работы ТГЦ были определены концентрация осаждённого ТПП по предлагаемой авторами формуле (7) где МН, МП - масса нефти и парафина до депарафинизации, кг; МОН - масса очищенной нефти, кг; МПН - масса потерь нефти, оставшейся в ТГЦ, кг. Эффективность работы ТГЦ определялась по формуле (8) где СТПП и СП - концентрации парафина в ТПП и в нефти. Расчёты по формулам (7) и (8) установили, что конечная концентрация осаждённого парафина в нефти СТПП = 3,8 %, а эффективность работы ТГЦ при начальной концентрации парафина в нефти СП = 10 % составляет ηТГЦ = 38 %. Оценку эффективности работы ТГЦ можно также выполнить на основе оценки соотношения между массовым расходом фактически отложившегося парафина по экспериментальным данным и теоретически возможным отложениям частиц парафина в ТГЦ на основе осаждения под действием центробежных сил инерции Так как удельная производительность ТГЦ в соответствии с формулой (6) обратно пропорциональна времени процесса, то зависимость эффективности работы ТГЦ от времени можно определить по предлагаемой авторами формуле а среднюю за время процесса эффективность работы ТГЦ (9) Расчёт по формуле (9) подтверждает, что средняя за время процесса τ эффективность работы ТГЦ составляет ηТГЦ = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением ηТГЦ = 38 %. Таким образом, гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы предлагаемого ТГЦ. Для повышения эффективности промысловой депарафинизации нефти с получением ТПП можно повысить скорости осаждения частиц парафина , а также применить двойную депарафинизацию для удаления оставшегося в нефти парафина, а также нефти из удаляемого из нижней части ТГЦ парафина. Оценка основных параметров промышленного термогидроциклона Была выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Такого рода ТГЦ могут быть использованы на многих месторождениях с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более. Например, для условий месторождения им. В. Филановского с содержанием этих веществ около 10 % достаточно десяти таких ТГЦ для очистки всей добываемой нефти. Предлагаемые ТГЦ позволят не только получить высококачественную нефть, но и ТПП, более дорогой, чем нефть. Этот ТПП может служить сырьём для получения парафинов, битумов, лаков, мастик и других ценных продуктов на нефтеперерабатывающих заводах. В дальнейшем для уточнения технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ предполагается более детальное исследование тепловых процессов, связанных с охлаждением нефти, кристаллизацией и плавлением парафина. Выводы 1. Для устранения недостатков известных промышленных депарафинизаторов нефти и кристаллизаторов предлагается конструкция ТГЦ с охлаждаемой и обогреваемой рубашкой, позволяющая удалять парафин с получением товарного ТПП. 2. В результате гидравлических испытаний на лабораторной экспериментальной установке с ТГЦ были определены коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ, фактор оседания и скорость осаждения твёрдых частиц на боковые поверхности ТГЦ. Установлено, что скорость оседания твёрдых частиц парафина будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина, и достигнет 24,2-31,7 мм/с. 3. При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ 24,2-31,7 мм/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле, составляет 0,705-0,807 мм. Частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении, за счёт более высоких скоростей осаждения. 4. Удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени. При времени процесса τ = 20 она составила 0,275 кг/(c·м2), а при τ = 131 составила 0,040 кг/(c·м2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя ПБС, обладающего малой теплопроводностью, и соответствующего снижения интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Получена обратно пропорциональная зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса. 5. Предлагаемая гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы ТГЦ. Средняя за время процесса τ эффективность работы ТГЦ составляет ηТГЦ = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением ηТГЦ = 38 %. 6. Выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Предлагаемые ТГЦ могут быть использованы на многих месторождения с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более.
Список литературы

1. Каюмов М. Ш., Тронов В. П., Гуськов И. А., Липаев А. А. Учёт особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2006. № 3. С. 48-49.

2. Петрова Л. М., Форс Т. Р., Юсупова Т. Н., Мухаметшин Р. З., Романов Г. В. Влияние отложения в пласте твёрдых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений // Нефтехимия. 2005. Т. 45. № 3. С. 189-195.

3. Баймухаметов М. К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана: автореф. дис. … канд. техн. наук. Уфа, 2005. 16 с.

4. Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.

5. Исламов М. К. Разработка и внедрение удалителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтяном оборудовании: дис. … канд. техн. наук. Уфа. 2005. 125 с.

6. Скребковые кристаллизаторы. URL: http://www.him-pparat.ru/kristaillizator.php (дата обращения: 21.04.2017).

7. Мамитов Д.С., Шишкин Н. Д. Разработка промыслового депарафинизатора для морских нефтедобывающих платформ // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа: материалы VI Междунар. науч.-практ. конф. (Астрахань, 7 сентября 2015 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2015. С. 139-143.

8. Мамитов Д. С., Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка промыслового депарафинизатора нефти // Знание. Опыт. Инновации: сб. тез. докл. VII Науч.-техн. конф. молодых специалистов и молодых работников ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, 20-24 марта 2017 г.). Астрахань: Изд. Сорокин Роман Васильевич, 2017. 284 с.

9. Башаров М. М., Сергеева О. А. Устройство и расчёт гидроциклонов: учеб. пособие. Казань: Вестфалика, 2012. 92 с.

10. Адельшин А. Б., Селюгин А. С. Математическая модель гидродинамики потоков в напорном гидроциклоне // Известия вузов. Сер.: Строительство. 1991. № 12. С. 71-75.

11. Адельшин А. Б. Энергия потока в процессах интенсификации очистки нефтесодержащих сточных вод. Ч. 1. Гидроциклоны. Казань: КГАСА, 1996. 200 с.

12. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учеб. для вузов. М.: Альянс, 2005. 319 с.

13. Коренский В. В., Шишкин Н. Д., Мамитов Д. С. Экспериментальное определение параметров термогидроциклона для депарафинизации нефти // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. 260 с.

14. Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка конструкций и оценка параметров промысловых депарафинизаторов с получением товарной битумпарафиновой смеси: материалы 61-й Междунар. конф. науч.-пед. работников АГТУ (Астрахань, 24-28 апреля 2017 г.). Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. URL: http://astu.org/Content/Page/5833 (дата обращения: 31.08.2018).

15. Марышева М. А., Шишкин Н. Д. Разработка конструкций и оценка параметров промысловых депарафинизаторов нефти с получением товарного парафинового продукта // Новейшие технологии освоения месторождений углеводородного сырья и обеспечение безопасности экосистем Каспийского шельфа. Астрахань: Изд-во АГТУ, 2017. 260 с.