Полная версия

Главная arrow Математика, химия, физика arrow Коррозия. Способы борьбы с коррозией в нефтяной промышленности

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

ПЕРЕДОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ЗАЩИТЫ ЕМКОСТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ ТРУБНЫХ ОТДЕЛИТЕЛЕЙ ВОДЫ (ТВО)

В районах долговременной добычи на нефтяных месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, вместе с нефтью добывается большое количество (до 95% объемных) попутных пластовых вод. Объекты добычи — нефтяные скважины расположены за многие километры от нефтесборных парков (НСП) и установок подготовки нефти и сточных вод (УПН и СВ). Добываемая жидкость (сырье) от скважин по трубопроводам малого сечения собирается сначала на автоматических групповых замерных установках (АГЗУ). После АГЗУ сырье собирается в мощный поток и транспортируется в значительных объемах по трубопроводам большого диаметра. Естественно, чтобы обеспечить напорный режим в трубопроводах по перемещению больших объемов жидкости, требуются большие затраты энергии, прежде всего электрической. Кроме того, ввиду того, что в сырье много пластовой минерализованной воды, в которой содержатся такие компоненты, как, например, сероводород, и которая выделяется в самостоятельную фазу, металлические трубы подвергаются интенсивному коррозионному износу.

Перед нефтяниками встала задача (особенно в новых экономических условиях хозяйствования) уменьшить затраты на потребление электроэнергии, на строительство трубопроводов из труб большого сечения, на уменьшение коррозионного воздействия транспортируемой среды на нефтепромысловое оборудование, то есть на продление сроков его службы, на охрану природы от загрязнения нефтью, соленой водой, разливающихся из порывов трубопроводов, вызванных коррозией.

Нефтяники еще в первой половине прошлого века нашли способ использовать отделившуюся попутную пластовую воду и воду, оставшуюся после промысловой подготовки нефти (в дальнейшем все эти воды будем называть «сточные воды», или СВ). Ее закачивают в нефтяные пласты для вытеснения из них нефти или для так называемого поддержания пластового давления (ППД). Сырье, пройдя все промысловые коммуникации, собирается в нефтесборные парки (НСП). Здесь, в резервуарах предварительного сбора (РПС) и происходит первая и наиболее обильная стадия водоотделения. Затем вода направляется на очистные сооружения, где в резервуарах водосбора (РВС) она проходит окончательную очистку от нефти и затем уже направляется в систему ППД.

В начале 90-х годов прошлого столетия специалисты нефтедобычи Башкирии (НГДУ «Чекмагушнефть») предложили эффективную схему сброса попутных пластовых вод в непосредственной близости от места добычи с последующей утилизацией ее для нужд поддержания пластового давления (ППД). Они стали монтировать на сборных нефтепроводах так называемые трубные отделители воды (ТВО), располагая их как можно ближе к кустовым насосным станциям (КНС) системы ППД и вблизи места добычи. ТВО не требуют оснащения какими-либо силовыми установками типа насосов, напорный режим в них обеспечивается так же, как и в сборных трубопроводах, за счет энергии насосов нефтяных скважин.

ТВО — это установленная на байпасе к нефтепроводу наклонно труба большого диаметра (1,42 или 1,02 м) длиной до сотни и более метров. В верхнюю, примерно четверть трубы сырье нефтепромысла через «успокоитель» поступало в полость ТВО. В теле ТВО происходит разделение сырьевого потока на попутную воду, которая из нижнего конца ТВО направляется на КНС, и газо-нефте- водяную смесь, которая направляется с верхнего конца далее по нефтепроводу в нефтесборный парк (НСП). Вдоль и над верхней образующей трубы большого диаметра ТВО располагалась труба меньшего диаметра, которая должна была выполнять функцию канала по транспортировке выделяющегося газа.

Однако в процессе эксплуатации ТВО выяснилось, что так называемая газовая линия совершенно не выполняет функцию удаления попутного газа из ТВО и его дальнейшей транспортировки. Ведь рядом с ТВО нет, например, факела или какой-то газосборной системы. Более того, газ, обогащенный сероводородом, находясь в газовой линии в виде пузыря, вызывает ее интенсивную коррозию и быстро приводит к появлению порывов на ней. Поэтому на некоторых промыслах (в частности, в ООО «НГДУ Южарланнефть») вскоре отказались от установки такой линии над телом ТВО.

Оказалось, что «успокоители» для ТВО не нужны. В них образуется и постоянно находится газовый пузырь. Но в состав попутного нефтяного газа, как правило, входят газы, вызывающие интенсивную коррозию металлических стенок ТВО. Да и сырье в полость ТВО должно поступать как можно ближе к тому месту, из которого газожидкостный поток отбирается из ТВО.

На этом этапе ТВО приобрел вид, который отображается на рис. 11. Это позволило при сохранении прежних возможностей значительно сократить длину тела ТВО.

Трубный отделитель воды

Рис. 11. Трубный отделитель воды

Соответствие расчетов и экспериментов подтвердилось (что будет показано далее). Разделение массы сырьевого потока на составляющие: воду и нефте-водо-газовую смесь, — может происходить со скоростью, которую можно определить как скорость всплытия нефтяных капель в течение 8—30 минут на высоту в 3 метра. При этом достигается содержание остаточных нефтепродуктов не более 25—50 мг/л. Такая чистота воды (по содержанию остаточных нефтепродуктов) уже удовлетворяет предъявляемым к ней требованиям.

В дальнейшем было установлено, что поступление сырья в ТВО и отбор нефте-водо-газовой смеси должны происходить в самой верхней точке ТВО, да еще и направление потока сырья и смеси должно лежать в одной плоскости и быть противоположным направлению потоку сбрасываемой воды. Такая конфигурация ТВО вызывает определенные сложности для производства монтажных работ. Особенно сложно сделать касательное сочленение тела ТВО с трубой поступления — откачки сырья. Поэтому сверху тела ТВО стали приваривать колпак, в который вводится сырье и из него же откачивается нефте-водо-газовая смесь (рис. 12).

Здесь над телом ТВО уже не газовая линия, а трубопровод поступления — откачки сырья. Вода на КНС откачивается с противоположного — нижнего — конца ТВО. Такая конфигурация при минимальной длине тела ТВО (в 5-ИО раз меньшей) позволяет сбрасывать воду в таком же объеме, как и из ТВО, изображенном на рис. 11. В воде содержатся остаточные нефтепродукты при том же сырье — 15н-30 мг/л. Сырьевой поток сочленяется с ТВО как бы в «одно касание».

Модификация ТВО

Рис. 12. Модификация ТВО

На ТВО, расположенных вблизи мест, где есть возможность отбирать попутный газ (в ООО «НГДУ Южарланнефть»), устанавливаются газо-отборные устройства. В этом случае ТВО уже может заменить сепарационную установку нефти (СУН).

Первые ТВО делались без каких-либо расчетов. Поэтому габариты их часто не соответствовали требованиям оптимальной достаточности.

Конфигурацию ТВО можно рассчитывать. Для достижения цели: нужное качество сбрасываемой воды при прохождении через него определенного объема газожидкостной смеси (ГЖС), длина его должна соответствовать какой-то оптимальной величине. Величина эта определяется, прежде всего, способностью сырья разделяться на воду и нефть, причем с какой-то определенной скоростью.

Скорость разделения двух несмешивающихся жидкостей (в нашем случае нефть и вода) определяется формулой Стокса

где г — радиус капелек нефти, (pj - р2) — разница плотностей нефти и воды, р — кинематическая вязкость (воды), Ст.

На скорость разделения влияет и выделение пузырьков попутного нефтяного газа при изменении давления. Пузырьки всплывают и флотируют капельки нефти. Величина капелек нефти (дисперсность) зависит от физико-химических свойств сырья в целом и его компонентов, от степени разрушенности водонефтяной эмульсии. В свою очередь, на разрушенность влияет наличие таких химических реагентов, как деэмульгаторы и др. На изменение давления в ТВ О оказывает влияние соотношение количества поступающей и уходящей из него жидкости, сопротивление движению отводящих трубопроводов и др. Все это также должно быть учтено при расчете конфигурации и габаритов ТВО. Действительно, если жидкость, попавшая в ТВО, затем удаляется из него по каким-то трубопроводам, то, конечно, продвигаясь по ним, она встречает сопротивление, что является причиной падения напора в трубопроводе и, естественно, в полости ТВО. Следовательно, как составляющее в конфигурации трубопроводов, здесь влияние на поведение напора потока окажет и величина сечения труб.

Из ТВО поступающая жидкость должна уходить (как правило) по двум трубопроводам:

  • • во-первых, по трубопроводу, отводящему отделившуюся воду на кустовую насосную станцию (КНС);
  • • во-вторых, по трубопроводу, отводящему оставшуюся нефте- водо-газосодержащую жидкость (НВГЖ) на другие ТВО или на установки подготовки нефти и воды (СУН, НСП, УПН, очистные сооружения — ОС).

В полости ТВО НВГЖ поток уже разделяется на составляющие, и сами составляющие движутся в различных направлениях.

Вода, как более тяжелая (плотная) часть, устремляется вниз. В ней еще остались нефть и газ, которые в виде капель и пузырьков движутся вверх. Причем пузырьки газа, соприкасаясь с капельками нефти (или неразрушенной водонефтяной эмульсии), ускоряют процесс их всплытия, тогда как поток воды, движущийся с какой- то скоростью к трубопроводу, отводящему отделившуюся воду на кустовую насосную станцию (к водоводу), увлекает капельки нефти в сторону КНС. Вода движется не только вниз, но и в сторону водовода, то есть имеет два вектора направления движения: вертикально вниз (а) и горизонтально (б) (рис. 13).

Схема движения воды

Рис. 13. Схема движения воды

Нефте-водо-газосодержащая жидкость устремляется вверх (в) и в сторону отводящего трубопровода — нефтепровода (г) (рис. 14). Чем быстрее будет уходить НВГСЖ из полости ТВО, тем меньше будет в ней давление, тем быстрее и больше будет выделяться газа из Н ВГСЖ и воды. Тем больше будет из воды удаляться оставшейся нефти. И препятствие к удалению ее из полости ТВО будет минимизироваться.

Движение нефте-водо-газосодержащей жидкости

Рис. 14. Движение нефте-водо-газосодержащей жидкости

Скорость движения воды в ТВО в сторону КНС определяется количеством отбираемой воды для нужд закачки или в соответствии с производительностью отбирающих насосов, а также внутренним сечением полости ТВО.

Приведем такие вводные:

  • • толщина стенок ТВО-1, мм
  • • внутренний диаметр ТВО, d, мм d = D - 2 х t
  • • внутреннее сечение ТВО (полости) S = nx(D - 2 х t)2, мм2 Если на КНС отбирается объем воды Q м3/с, то скорость движения воды в полости ТВО в сторону КНС равняется VB = Q/S, м/с. Запомним это.

Теперь разберем процесс очищения воды от остающейся в ней нефти — по терминологии промысловиков — нефтепродуктов.

В воде остается нефть в виде капель (глобул, мицелл и т.п.) различной величины и формы, приближающейся к шарообразной (шарообразность обусловливается силами поверхностного натяжения жидкостей). Величина их зависит от приложенных к ним сил дробления — диспергации и сил увеличения (вязкость жидкостей, поверхностное натяжение, межмолекулярные силы), сливающих мелкие капли в более крупные. И, как видно из формулы (1), чем крупнее будут эти капли, тем быстрее они будут всплывать, удаляясь из объема воды. Сливать, укрупнять капли нефти помогают поверхностно-активные вещества — деэмульгаторы. Чем «лучше» деэмульгатор, чем эффективнее и быстрее — активнее — он будет способствовать укрупнению капель нефти, тем процесс их удаления из объема воды будет проходить интенсивнее. И он описывается формулой Стокса (1).

Но если процесс всплытия капель более легкой нефти (и пузырьков газа) будет зависеть и от скорости движения воды в теле ТВО в сторону КНС, то скорость всплытия будет меньше на эту величину

Тогда скорость всплытия капель нефти приблизится к величине, описываемой формулой

Но и всплытие пузырьков газа будет подчиняться этой формуле. И если к ним будут «прилипать» капельки нефти или же капельки нефти будут подталкиваться пузырьками, то процесс всплытия нефти (или разделение несмешивающихся жидкостей — нефть и вода) будет еще более интенсивным. Насколько? Это, конечно, зависит от количества содержащегося в жидкости, поступающей в ТВО, газа, выражаемого в м33 (так называемый газовый фактор), и изменения давления в полости ТВО от точки поступления жидкости в него к точке выхода из него оставшегося количества жидкости (НВГЖ) после отделения и ухода из ТВО воды.

Изменение давления внутри ТВО между точками поступления жидкости в него и выхода из него оставшегося количества НВГЖ (в дальнейшем просто: изменение давления внутри ТВО) зависит и от того, что поток движется (в сторону НСП и КНС). Значит, в каждой последующей точке по направлению движения давление меньше, чем в предыдущей точке. Приборные измерения показывают, что в ТВО давление изменяется от значений, близких к «О», до (почти) 1 кгс/см2. И в этом случае количество газа, содержащегося в отделившейся воде, будет изменяться, так как с уменьшением давления уменьшается количество растворенного газа в воде. Растворимость газов зависит и от температуры среды. Газ в виде пузырьков поднимается в толще водяного потока. Причем размер пузырьков постоянно увеличивается в результате слияния и в силу изменения (уменьшения) давления. Суммарный объем выделившихся пузырьков газа (в дальнейшем процесс будем именовать сепарацией) можно рассчитать по формуле Ван-дер-Ваальса:

К * 273 2 * - р)

Выражение —-2-в интервале температур 6—38°С

101,325 * (273,2 + /)

и при давлениях, близких к атмосферному, можно заменить коэффициентом / Он близок к величине, составляющей 1% от всего газа. Тогда выражение примет вид:

Количественное (объемное) содержание газа в воде определяется специальными приборами — аспираторами. Можно воспользоваться и материалами из справочника, представленными ниже в таблице 2 и на диаграмме. Размер пузырьков газа в полости ТВО замерить трудно, но на прозрачной модели определено, что усредненный размер (диаметр) их близок к 3 мм (0,003 м).

Таблица 2

Объемное содержание газа в воде

Газ

Температура, °С

0

10

20

30

40

50

60

80

100

СН4

55,6

41,8

33,1

27,6

23,7

21,3

19,5

17,7

17

с2н6

93,7

65,5

49,6

37,5

30,7

С3Н8

39,4

28,8

с4н10

32,7

23,3

Растворимость некоторых углеводородных газов в воде при давлении 101 325 Па, см3/дм3

Воздействие пузырьков газа на капли нефти, оставшейся в массе воды после попадания НВГЖ в ТВО, экспериментально определено. Установлено, что не менее 3-s-5% всей нефти испытывает флотирующее влияние. В расчете можно принимать 3% и использовать его при определении содержания остаточных нефтепродуктов в сбрасываемой воде. Это может быть коэффициентом i, который используется в практических расчетах ТВО. То есть/xVt = /» 3%.

В НГДУ «Южарланнефть» проводились исследования на определение скорости всплытия нефтяных капель в сбрасываемой воде. В стеклянный цилиндр диаметром ~ 50 мм и высотой ~ 1200 мм наливалась вода из ТВО, содержащая остаточные нефть и газ. На стенках сосуда были нанесены деления через 1 мм. НВГЖ наливалась в него до отметки, превышающей 1000 мм на столько, что вся имеющаяся в НВГЖ вода, если бы она отделилась полностью, достигала бы отметки именно 1000 мм.

Сначала сквозь непрозрачную жидкость со стороны сосуда, на которой не было меток, нельзя было видеть меток, нанесенных на противоположной стороне цилиндра.

Но вот становилась видной первая нижняя метка. С этого момента засекалось по секундомеру время и отмечалось, когда появляется следующая метка, затем следующая и т.д. Через некоторое время вся непрозрачная масса (водонефтяная эмульсия, нефть) скапливалась наверху. Как только видимое всплытие нефти прекращалось — время останавливалось, то есть секундомер останавливался.

В слое воды в ТВО от низа к верху количество капель нефти на единицу объема воды увеличивается. Содержание нефти в воде в пределах, ограниченных определенными величинами, назовем переходным или промежуточным слоем.

Величины эти таковы.

Меньшая величина устанавливается требованием к качеству сбрасываемой из ТВО воды по содержанию остаточных нефтепродуктов (25, 50, 150 г/м3 и др.).

Большая величина — величина содержания воды в сырье (или в НВГЖ), поступающем в ТВО. По высоте этот промежуточный слой может быть разным, зависящим от реологии: от гидродинамических процессов, от разрушаемости водонефтяной эмульсии, которая зависит от типа (качества) деэмульгатора, от вязкости, поверхностного натяжения, от наклона ТВО и др.

Водонефтяной эмульсией (ВНЭ) назовем возможность двух жидкостей (в нашем случае нефти и воды). В ней нефть диспергирована (размельчена, раздроблена) в воде. И нефть и вода в разных процентных соотношениях в водонефтяной эмульсии достаточно длительное время (минуты, часы, сутки, месяцы, годы и т.д.) не могут выделиться в самостоятельные монофазы. А раз- рушаемость водонефтяной эмульсии — это способность ВНЭ разрушаться в течение времени. А состояние, когда ВНЭ разрушена, назовем степенью разрушенности или просто разрушенностью ВНЭ (РВЭ), которая выражается в процентах, % (отношение разрушенной части эмульсии ко всему объему жидкости, взятой до разрушения).

Она определяется так. Берется проба безводной нефти из добывающей скважины и проба пластовой воды, очищенной от нефти. В пробной посуде (пробирки, мензурки, бутылки и т.п.) составляется ряд соотношений нефти и воды. Можно, например, сделать столько бутылочек, чтобы в них соотношения нефти и воды отличались на 1% по содержанию одной жидкости в другой: от 1% нефти (VH) и 99% воды (VB) до 1% воды (Ув) и 99% нефти (VH) — 100 тестовых бутылок. Затем взбалтывется содержимое бутылок (электрической мешалкой, встряхивателем или вручную) одинаковое время и с одинаковой интенсивностью до образования эмульсии в них. Мы увидим, что в одних бутылочках эмульсия образовалась, в других как будто бы нет. Во всяком случае, в интервале смесей, где содержится от 30% и до 85-86% воды (VB), замесилась эмульсия. Причем настолько стойкая, что может сохраняться при температуре ~ 20°С сколь угодно долго. В пробирках, где воды больше 85%, жидкость разделена на воду — внизу и на жидкость, похожую на нефть, — вверху. Если на эту нефть поглядеть на просвет под значительным увеличением, то она оказывается не нефтью, а опять- таки водонефтяной эмульсией. И чтобы разделить ее окончательно на нефть, не содержащую воды, и воду, не содержащую нефть, нужно приложить усилия, воздействуя, например, деэмульгаторами (нагреванием и др.). Среди огромного списка деэмульгатров, выпускаемых мировой промышленностью, почти всегда можно подобрать такие, которые способны практически полностью отделить нефть (VH) от воды (FB) в любой, самой стойкой ВНЭ. То есть после того, как такой деэмульгатор будет в определенной дозе введен в ВНЭ, в нефти не останется воды, а в воде — нефти. Но такой деэмульгатор еще нужно поискать. На практике же приходится пользоваться тем деэмульгатром, который есть в наличии и которым пользуются для внутритрубного разрушения ВНЭ. И, как правило, такие деэмульгаторы при температурах, близких к атмосферным, «выжимают» воду из нефти не на 100%. То есть к воде, свободно отделившейся из ВНЭ без воздействия деэмульгаторов (FB), добавляется еще какое-то количество воды (FlB) под воздействием деэмульгатора. Но в нефти все еще останется некоторое количество воды (V2b). Иначе в ВНЭ в целом содержалось такое количество воды: QB = (VB + V]B + У). Обозначим его как 100%. Если (ИВ/(2В) х 100, то это будет разрушенность ВНЭ, произошедшая без воздействия деэмульгатора. Если (VB + VxB)/QB умножить на 100, то это и будет разрушенность водонефтяной эмульсии (РВЭ) или степень разрушенности. Чем она больше или выше, тем эффективнее работает деэмульгатор и тем быстрее ВНЭ разделяется на нефть (остаточную ВНЭ — ОВНЭ) и воду. Мелкие и мельчайшие капли диспергированной — раздробленной в воде — нефти сливаются в более крупные, образуют пленки, слои и, будучи легче воды, всплывают вверх.

Используя формулу Стокса, можно рассчитать, сколько капель нефти и какой величины находится в исходной пробе нефтяного сырья, так как в зависимости от размера капельки нефти будут всплывать с разной скоростью. Для экспериментальных подтверждений можно воспользоваться прибором, изображенным на рис. 6, а для измерения величины капель нефти и их количества можно использовать микроскоп. По результатам экспериментов и измерений, сделанных в свое время в исследовательской лаборатории НГДУ «Южарланнефть», были получены данные (табл. 3).

Зная содержание нефти в поступающем в ТВО сырье и остаточное содержание нефтепродуктов в отделившейся воде и используя данные приводимой выше таблицы, по формуле Стокса не трудно просчитать скорости разделения фаз нефти и воды или скорость всплытия нефти в воде, соотнося ее со степенью разрушенности.

Зная степень разрушенности, можно рассчитать количество всплывшей нефти за время нахождения воды в той части полости ТВО, по которой она движется, и остаточное содержание нефти в воде, уходящей из ТВО. Ведь для очистки воды имеет значение только та часть полости ТВО, которая находится в интервале: точка поступления сырья в ТВО — точка ухода воды из ТВО Некоторые практики в нефтедобыче ошибочно считают, что в очистке воды от нефти участвует вся полость ТВО. Поэтому допускают при его возведении наличие значительного по длине конца тела ТВО в интервале: точка поступления сырья в ТВО — точка ухода нефти из ТВО. Учитывая большую цену единицы длины или веса стальных труб большого диаметра, из которых делается ТВО, лишний «кусок» ТВО влечет неоправданное удорожание всего сооружения.

Как же будет выглядеть расчет содержания остаточных нефтепродуктов в сбрасываемой воде?

Допустим, полость ТВО, в которой находится попутная пластовая вода (назовем ее водной полостью), поступившая с сырьем,

Таблица 3

Фракционный состав капель нефти в эмульсии

Разрушенность, %

Содержание фракций, % d = мм

min

max

1

0,1

0,01

0,001

SUM

1

0

0

0

30

65

5

100

2

1

9

6

39,8

50

4,2

100

3

9

21

12

47

38

3

100

4

21

31

18

51,9

28

2,1

100

5

31

41

24

55,4

19

1,6

100

6

41

51

32

54,6

12

1,4

100

7

51

61

40

52,4

6,5

1,1

100

8

61

71

50

45

4

1

100

9

71

81

68

29

2,99

0,01

100

10

81

85

85

13

1,999

0,001

100

11

85

90

93

5,6

1,3999

0,0001

100

12

90

93

97

2,4

0,59999

0,00001

100

13

93

95

99

0,6

0,399999

0,000001

100

14

95

99

99,5

0,2

0,299999

0,000001

100

15

99

100

100

0

0

0

100

имеет объем «V», м3. На КНС отбирается воды «q», м3/с, находим время нахождения ее в водной полости V.

Зная из анализов степень разрушенности эмульсии (например, 95%), находим, что в ней содержится остаточная нефть в виде глобул размером:

А: г — до 1 мм — 95,5%, Б: г — до 0,1 мм — 0,2%, В: г — до 0,01 мм — 0,3%, Г: г — до 0,001 мм — 0,000001%.

Плотность воды рв = р2 = 1120 кг/м3, нефти рн = р2 = 900 кг/м3, кинематическая вязкость воды 1,5 сСт.

Скорости всплытия глобул нефти этих фракций (табл. 4):

Скорости всплытия глобул нефти

Таблица 4

Всплытие

м/с

Глобулы d, мм

Вода на КНС, м/с, при 1000 м3/сут

ОО

639,4667

10

0,007649225

639,4590

А

6,3947

1

0,007649225

6,3870

Б

0,0639

0,1

0,007649225

0,0563

В

0,0160

0,01

0,007649225

0,0083

Г

0,0000

0,001

0,007649225

-0,0076

Если глобулы очень крупные (до 1 см), то они всплывают практически моментально, лишь только попадают в полость ТВО. Глобулы размером около 1 мм всплывают на несколько метров в секунду. Значит, они полностью успевают удалиться из ТВО. Глобулы размером около 0,1 мм всплывают на несколько см в секунду и еще успевают удаляться от нижнего конца ТВО. А вот более мелкие глобулы уже не могут преодолеть «увлекающей» скорости движения воды к КНС. И именно они и будут составлять количество остаточных нефтепродуктов в сбрасываемой воде, идущей на закачку в продуктивные пласты для поддержания пластового давления. И раз их около 0,3% от всей нефти в сырье (см. табл. 2), то при содержании нефти в сырье, например 10%, 0,3% от нее составят 0,0003% нефтепродуктов в самой воде. При плотности нефти ~ 0,9 г/см3 это составит ~ 0,003 г или 3 мг нефти на 1 литр воды. При учете влияния газа (вспомним коэффициент /) отнимаем от этой величины еще 3%. Окончательное расчетное содержание нефтепродуктов в воде будет 0,003 - 0, 00009 = 0,0021 ~ 2 мг/л.

То есть, по содержанию остаточных нефтепродуктов такая вода вполне отвечает требованиям при использовании ее в системе ППД.

Теперь рассмотрим необходимость наклонять ТВО.

На приводимых снимках все ТВО имеют наклон. Через конец ТВО, расположенный внизу, удаляется отделившаяся вода, через верхний — оставшаяся НВГЖС.

Чем руководствуются практики, располагая ТВО наклонно? Прежде всего тем, чтобы нефть не попала с водой на КНС. Но нужен ли в каждом конкретном случае наклон и какой, не всем ясно.

Вот здесь и нужно вспомнить о промежуточном слое.

В полости ТВО по мере разделения сырья на фазы «вода (с минимальным количеством остаточных нефтепродуктов) и нефть» (НВГЖ) от воды к нефти содержание нефтепродуктов изменяется с увеличением концентрации нефти. С того момента, как это содержание в воде превысит величину, предъявляемую к требуемому качеству воды для использования ее в системе ппд, но будет все же меньше процентного содержания нефти в сырье, поступающем в ТВО, то эта субстанция (вода с нефтью) и будет называться переходным, или промежуточным, слоем. Его величина или мощность по вертикали, так же, как и все происходящее с жидкостью в ТВО, определяется теми же параметрами и поддается тем же расчетам, что и скорость всплытия глобул нефти или степень очищения воды от нее.

Если, согласно приводимому ранее примеру расчета, количество остающихся в воде нефтепродуктов не превышает 3 мг/л, а по требованиям к качеству воды их может быть не более 25 мг/л, то, значит, этот двадцатипятимилилитровый барьер находится по вертикали где-то гораздо выше. Если данные таблицы 4 представить в виде диаграммы, то этот уровень будет примерно соответствовать среднему значению всех величин:

Фракционный состав нефтяной дисперсии

Если предположить, что водная полость ТВО длиной равна диаметру, то есть 1,42 м, то жидкость в ней будет находиться 3 минуты. За это время всплывут все глобулы размером более 0,01 мм, останутся только глобулы меньше этой величины. И если считать, что их должно быть в воде не более 25 мг/л, или 0,0025%, то глобулы фракции более 0,01 мм поднимутся за 1 минуту на высоту примерно 1 метра при разрушенности водонефтяной эмульсии, равной 90% и выше. Все, что находится на высоте более 1 м (от точки ухода сбрасываемой воды из ТВО и до отметки, где содержание нефти в воде равно ее содержанию в поступающем сырье), и есть промежуточный слой. Верхняя его граница определяется по аналогичным расчетам.

Если сырье содержит 5% нефти, то есть 50 000 мг/л жидкости, то расчет выглядит так. Во-первых, нужно знать, сколько сырья поступает в ТВО, сколько в нем воды (например, 95%) и сколько воды забирается на КНС (1000 м3/сут). Пусть сырья поступает 2000 м3/сут. Тогда в нем 100 м3 нефти и 1900 м3 воды. После сброса 1000 м3 воды в сырье останется 900 м3 воды и те же 100 м3 нефти. То есть нефти в этой жидкости будет 10%. А 5%-ный рубеж будет находиться на расстоянии около 25 см от верхнего края или уровня жидкости в ТВО от точки ухода оставшегося сырья в ТВО. В нашем примере это и будет 1,42 м. Тогда верхний уровень промежуточного слоя в ТВО будет находиться на 1,42 - 0,25 = 1,17 м от нижней образующей. И, следовательно, мощность промежуточного слоя составит около 0,2 м. Другие значения будут зависеть от разрушенности, скорости движения жидкости в ТВО, от процентного содержания нефти в сырье и т.п.

При расчете ТВО знать мощность промежуточного слоя нужно для того, чтобы не упустить его со сбрасываемой водой. Конечно, для нас важен именно нижний уровень слоя.

Так вот, если тело ТВО имеет наклон, то чем он круче, тем выше или дальше от нижнего конца его находится нижний уровень промежуточного слоя. Но чтобы избежать попадания его в трубопровод сбрасываемой воды, нужны определенные условия. Эти условия должны быть таковы, чтобы при уходе воды в толще жидкости над ней не возникало депрессионной воронки или чтобы величина воронки по вертикали была минимальной.

Величина воронки обусловливается разницей скоростей движения жидкости в полости ТВО и в водоотводящей трубе. В воронке частицы жидкости находятся в поступательно-вращательном движении под воздействием так называемых сил Кориолиса.

В полости ТВО вода к точке ухода из него движется со скоростью V = Q/S, м/с, а в отводящем трубопроводе — водоводе v = Q/s, м/с. Здесь Q, м3/с — объем воды, отбираемой на КНС, S, м — сечение ТВО, s, м — сечение водовода.

Высота или глубина депрессионной воронки будет равна:

В нашем примере она равна:

Если сечение, диаметр водовода и толщина стенки соответственно равны — 325 х 8 мм, до нижнего уровня промежуточного слоя еще остается: 0,95 - 0,15 = 0,8 м. Значит, «засосать» нефть в водовод не удастся. Это указывает на то, что тело ТВО можно располагать относительно горизонта не только наклонно, но и почти горизонтально, лишь бы была возможность нефти всплывать и удаляться через трубопровод от ТВО до следующей нефтесборной установки (резервуара, другого ТВО и т.п.). Пока преобладает мнение (не подкрепляемое расчетами), что лучше наклонное расположение ТВО. В нем высота или глубина депрессионной воронки h намного меньше, чем расстояние по вертикали от точки ухода воды из ТВО до нижнего уровня промежуточного слоя. Но и при квазигоризон- тальном расположении ТВО при диаметре до 1,4 м этого расстояния вполне достаточно. Но зато затраты на возведение такого ТВО и на обслуживание его намного меньше наклонного.

Но наклонять ТВО все же нужно. Насколько и для чего?

Наклон нужен, конечно, для того, чтобы всплывающая вертикально нефть могла продвигаться к концу ТВО — месту выхода НВГЖ (рис. 15).

И не только.

Схема положения ТВО

Рис. 15. Схема положения ТВО

Внутренние поверхности полости ТВО окрашиваются противокоррозионными защитными красками. Внутри их устанавливаются металлические протекторы. Это общепринято.

Но некоторые исследования, проведенные в свое время в НГДУ «Южарланнефть», позволяют предложить еще один способ защиты ТВО от коррозии, а именно, защищенный патентом № 2165479 «СПОСОБ ЗАЩИТЫ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ДНИЩА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ».

Если ТВО наклонить так, чтобы нижний его конец был ниже верхнего на 15 см, а выходной водовод врезан в него на высоту 30 см от нижней образующей, то в полость можно налить противокоррозионной защитной жидкости столько, что она создаст защитный экран, предохраняя ТВО от соприкосновения с агрессивной средой. Защитить от коррозии может композиция, аналогичная той, что применена в НЕДУ «Южарланнефть» для защиты днищ и нижних поясов нефтяных резервуаров: глинистая композиция (ГК).

ГК является раствором бентонитовой глины, утяжеленным баритом и модифицированным ингибитором коррозии. Собственно, этот раствор используется при бурении нефтяных скважин. Чем больше его плотность (или удельный вес), тем лучше эффект защиты им металла от коррозионно-агрессивной среды (жидкой или газообразной).

В чем защитная суть ГК?

Бентонитовая глина состоит почти на 100% из минерала монтмориллонита — глинистого алюмосиликата со слабощелочной реакцией (pH « 8), что уже само по себе снижает способность железа растворяться в среде, где pH характеризует щелочность. Кроме того, баритовая составляющая смешивается в растворе ГК на непродолжительное время и способна, оседая, полностью сосредоточиться на «самом дне». Таким образом, жидкий раствор, помещенный в любой сосуд, в том числе и в трубопровод, т.е. раствор ГК, растекаясь, покрывает самую низкую придонную часть его. Обладая большим удельным весом (1,4+1,6 г/см3 в растворе ГК, причем барит — 4,3+4,7 г/см3), ГК не взмучивается и не размывается жидкостными потоками, движущимися со скоростью даже более 0,5 м/с. А осевший барит вообще можно смыть только очень мощной струей воды. Все, что легче ГК (а это осаждающиеся комочки сульфидов железа, пластиночки окислов и хлопья гидроокислов железа, разнообразный органический и неорганический мусор), всплывает на поверхность слоя ГК (даже если его мощность не более 10 мм). Под слой ГК не могут проникнуть СВБ и, закрепившись там, создать колонии. Более того, бентоидные формы СВБ отрываются ГК от субстрата и всплывают.

Таким образом, защита ТВО, в которых жидкость движется с малыми скоростями (не более 0,5 м/с), жидкий раствор композиции из бентонитовой глины + барита (буровой раствор), ингибитора коррозии (около 0,01% от объема ГК) дает хороший защитный эффект. При вскрытии резервуара для сбора сырой нефти под ГК металлическая поверхность днища имеет цвет не ржавого железа, без следов коррозии даже после 8 лет эксплуатации. Выноса ГК не наблюдалось. Но даже вынос — очень незначительный — не приведет к заметному ухудшению процесса подготовки нефти и сбрасываемых (сточных) вод.

Технология защиты трубопроводов глинистой композицией представляется следующей:

  • 1. Замешивается (или берется готовый у буровиков) глинистый буровой раствор плотностью 1,3-s-l,6 г/см3 (чем тяжелее, тем лучше).
  • 2. В раствор добавляется 0,005^-0,01% ингибитора сероводородной коррозии типа СНПХ 1004, Азимут, Рекод 608 и др. (лучше, если ингибитор добавляется в процессе приготовления бурового раствора). В тело ТВО, подлежащего антикоррозийной защите, вваривается патрубок с фланцем (лучше с задвижкой). К фланцу (задвижке) подсоединяется закачивающий агрегат (например, ЦА 320). Из стоящей рядом емкости с глинистой композицией (например, АЦ — бардовоз) агрегатом в трубопровод закачивается раствор ГК в расчетном объеме.
  • 3. В тело ТВО, подлежащего антикоррозийной защите, вваривается патрубок с фланцем (лучше с задвижкой). К фланцу (задвижке) подсоединяется закачивающий агрегат (например, ЦА 320). Из стоящей рядом емкости с глинистой композицией (например, АЦ — бардовоз) агрегатом в трубопровод закачивается раствор ГК в расчетном объеме.
  • 4. ГК, будучи жидким — вязкость условная не более 60 с, — растекается по нижней образующей ТВО, создавая защитный экран для донной части ТВО от коррозионной среды.

После закачки ГК агрегат отсоединяется, фланец на патрубке трубопровода — заглушается (или закрывается задвижка).

Таким образом, для сброса попутных пластовых вод вблизи объектов их утилизации (КНС, скважин для закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления или для других целей) экономически целесообразно устанавливать трубные водоотделители. Расчеты размеров и подбор конфигурации ТВО позволяют делать их наиболее оптимальными.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>