Апарати для впливу на водонафтових емульсії магнітним полем

к.т.н. Шайдаков В.В. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), к.т.н. Каштанова Л.Є. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), Ємельянов А.В. (Уфімський державний нафтовий технічний університет)

У статті проведено аналіз водонафтових емульсій Волковського, Південно-Ягунского і Арланського родовищ, а також відомих методів і способів, спрямованих на руйнування водонафтових емульсій. Докладно розглянуті установки для обробки емульсій електромагнітним полем, показані їхні технічні характеристики та результати випробувань.

Обводнення продуктивних пластів нафтових родовищ викликає серйозні ускладнення при видобутку, збору й підготовки нафти, пов'язані з утворенням водонафтових емульсій [1]. Освіта стійких емульсій знижує показники безвідмовності роботи насосних установок з-за збільшення кількості обривів штанг ШГНУ, пробоїв електричної частини УЕЦН внаслідок перевантажень заглибного електродвигуна. Зростання тиску рідини в системах збору нафти і газу тягне за собою пориви колекторів. Важко сепарація газу і попередній скидання води. Однак найбільше зростання енерго-та металоємності, пов'язаний з необхідністю руйнування стійких емульсій, має місце в системах підготовки нафти.

1. Причини утворення і властивості нафтових емульсій

Оскільки водонафтової емульсія являє собою нестійку систему, яка тяжіє до утворення мінімальної поверхні розділу фаз, цілком природно очікувати наявність у неї схильності до розшарування. Однак у реальних умовах експлуатації нафтовидобувного обладнання в багатьох випадках утворюються емульсії, що володіють високою стійкістю. Це значною мірою визначає вибір технології їх подальшої обробки, а також глибину відділення водної фази від нафти. Агрегативну стійкість емульсій вимірюють часом їхнього існування до повного поділу утворюють емульсію рідин. У разі емульсій, отриманих з різних нафт, їх стійкість може становити від кількох секунд до року і більше. До причин, що зумовлюють агрегативну стійкість нафтових емульсій, відносять:

освіта структурно-механічного шару емульгаторів на міжфазній межі глобул;

освіта подвійного електричного шару на поверхні розділу в присутності іонізованих електролітів;

термодинамічні процеси, що протікають на поверхні глобул дисперсної фази;

розклинюючий тиск, що виникає при зближенні глобул дисперсної фази, покритих адсорбційно-сольватний шарами.

Крім того, стійкість нафтових емульсій залежить від величини глобул води (її дисперсності), щільності і в'язкості нафти, вмісту в ній легких фракцій вуглеводнів, емульгаторів і стабілізаторів емульсії, а також від складу та властивостей емульгованої води.

До природних стабілізаторів емульсій відносять містяться в нафті асфальтени, смоли, нафтени і парафіни, які є природними ПАР [2]. Крім того, до них відносять дрібні тверді частинки речовин (глина, кварц, солі і т. д.), що знаходяться в продукції свердловин в підвішеному стані.

Залежно від концентрації дисперсної фази в емульсіях їх підрозділяють на розбавлені або слабо концентровані (дисперсної фази менше 20%), концентровані (до 74%) і висококонцентровані (понад 74%). Розбавлені емульсії з дрібнодисперсного структурою мають високу стійкість до руйнування.

У промислових емульсіях розмір крапель дисперсної водної фази звичайно становить від 0,1 до 250 мкм. Краплі більшого розміру можуть існувати тільки в потоці внаслідок швидкої седиментації в статичних умовах.

Стійкість більшості нафтових емульсій типу "вода в нафті" з часом зростає. У процесі старіння емульсії на глобул води збільшується шар емульгатора і, відповідно, підвищується його механічна міцність. При зіткненні таких глобул не відбувається їх коалесценції через наявність міцної гідрофобною плівки. Для злиття глобул води необхідно цю плівку зруйнувати і замінити її гідрофільним шаром будь-якого ПАР. Старіння емульсій інтенсивно протікає тільки в початковий період після їх утворення, а потім помітно сповільнюється. Особливості старіння зворотної емульсії залежать від складу і властивостей нафти, пластової води, умов утворення емульсії (температура, інтенсивність перемішування фаз). Відомо [3], що пластова мінералізована вода утворює з нафтою більш стійкі і швидко старіючі емульсії, ніж прісна вода.

До основних характеристик нафтових емульсій відносять ступінь руйнування за певний період часу, ефективну (у ряді випадків структурну) в'язкість, середній поверхнево-об'ємний діаметр емульгованих крапель водної фази. У сукупності ці параметри відображають інтенсивність емульгування нафти, її фізико-хімічні властивості і адсорбцію емульгатора.

Про інтенсивність руйнування емульсії можна судити по різниці між густиною води і нафти rD, а також стосовно сумарного вмісту асфальтенів (а) і смол (с) до змісту парафінів (n) в нафті (а + с) / n. Останній показник зумовлює спосіб деемульгірованія нафтових емульсій [4]. Показник rD відповідає рушійною силою гравітаційного відстоювання. Обидва показники є якісними характеристиками емульсій і дозволяють розділяти їх на групи.

У залежності від співвідношення густин води і нафти емульсії класифікують [5] на важко розшаровується (rD = 0,200-0,250 г/см3), розшаровується (rD = 0,250-0,300 г/см3) і легко розшаровується (rD = 0,300-0,350 г/см3 ). За показником (а + с) / n нафти підрозділяють на змішані ((а + с) / n = 0,951-1,400), смолисті ((а + с) / n = 2,759-3,888) і високосмолістие ((а + с) / n = 4,774-7,789). Виходячи з цього, наприклад, водонафтових емульсії Вятської площі Арланського (rD = 0,281-0,284 г/см3) і Волковського (rD = 0,268 г/см3) родовищ відносяться до розшаровується, а Південно-Ягунского v до важко розшаровується (rD = 0,158-0,174 г/см3). Нафти даних родовищ є високосмолістимі, тому що значення показника (а + с) / n складають 9,18; 6,0-6,25 і 6,83-7,75 для Вятської площі Арланського і Волковського родовищ, а також Південно-Ягунского родовища відповідно (табл. 1).

Таблиця 1

Фізико-хімічні властивості емульсій деяких нафтових родовищ

Спільний підйом пластових рідин у свердловинах відбувається з одночасним їх змішанням і диспергированием в насосному обладнанні. Інтенсивне перемішування пластових рідин у робочих органах насосних установок і подальша адсорбція природних стабілізаторів на міжфазній поверхні в підйомнику призводять до того, що на гирлі свердловин формуються агрегативно стійкі високодисперсні емульсії зворотного типу.

Механізм дроблення водної фази по П.А. Ребіндера [6] полягає в тому, що спочатку в поле зсувних деформацій відбувається витягування водної глобули (вона набуває циліндричну форму), яке супроводжується збільшенням міжфазної поверхні контакту води і масла. Досягши критичної довжини, звичайно обчислюється двома діаметрами первісної глобули, кулька циліндричної форми "рветься" на більш дрібні краплі різних діаметрів.

Такий механізм дроблення крапель має місце в тих випадках, коли причиною деформації є в'язкі напруги, що діють по перетину крапель. При турбулентному плині розпад крапель під дією цих напруг відбувається, коли діаметр крапель менше мікромасштабах турбулентності. На краплю більшого діаметра більшою мірою позначається дію пульсації потоку. Крапля води в потоці нафти приймає неправильні форми і при збігу частоти накладеної пульсації з частотою власних коливань рветься на більш дрібні складові.

Зважаючи на великий розкид розмірів крапель нафтових емульсій (від одного до сотень мкм), а також відмінності режимів потоку, емульгування відбувається як під дією в'язких, так і динамічних сил.

Емульгуванню сприяє перемішування пластових флюїдів в робочих органах насосних установок і присутність газової фази, що здійснює масоперенос в рідинах. У табл. 2 представлені деякі властивості нафти та емульсії низки родовищ в залежності від способу експлуатації свердловин.

Таблиця 2

Властивості нафти та емульсії деяких родовищ

У свердловинах, обладнаних УЕЦН, емульсеобразованіе відбувається найбільш інтенсивно. Середній поверхнево-об'ємний діаметр крапель дорівнює 3-8 мкм, причому будь-якої певної залежності розміру крапель від типорозміру насоса не встановлено. На родовищах в'язкої нафти діаметр емульгованих крапель дещо більше. Згідно [7] формування дисперсної структури емульсії в УЕЦН завершується на перших сорока щаблях насоса. Надалі, у міру підйому нафти в НКТ, структура емульсії не зазнає істотних змін.

З підвищенням в'язкості і щільності нафти в'язкість емульсій утворилися в УЕЦН зростає, а їх стійкість збільшується.

При видобутку нафти штанговими насосами особливо сильне емульгування відбувається в клапанних вузлах насосів і різьбових з'єднаннях НКТ. Емульсія починає формуватися при русі рідини через насос. Середній діаметр крапель водної фази на виході з насоса складає близько 90 мкм. Надалі емульгування нафти протікає в НКТ за рахунок турбулізації потоку при омивання зустрічних конструктивних елементів труб (наприклад, муфт штангових колон).

Встановлено [8], що газова фаза сприяє диспергуванню водонафтової емульсії внаслідок флотації, при якій відбувається перенесення однієї фази в іншу. При вираженому турбулентному плині трифазної суміші газова фаза бере участь також у масопереносу рідких фаз [9]. Однак емульгуючу дію газової фази мало в порівнянні з іншими факторами. До останніх можна віднести дроселювання водонафтової суміші через вузькі щілини.

Велика частина енергії, що витрачається на диспергування емульсії, концентрується на міжфазній поверхні у вигляді енергії поверхневого натягу. Однак очікуване злиття крапель стримується захисними адсорбційними шарами емульгатора на міжфазній поверхні. З тієї ж причини утруднено дроблення крапель дисперсної фази в рухомому потоці. Таким чином, при однакових вихідної дисперсності крапель і параметрах потоку для руйнування емульсії, що пройшла процес старіння, потрібно витрата більшої енергії, ніж тільки що з'явилася.

2. Руйнування водонафтових емульсій

Існують наступні способи руйнування нафтових емульсій:

- Гравітаційне холодне поділ (відстоювання);

- Фільтрація;

- Поділ в полі відцентрових сил (центрифугування);

- Електричне вплив;

- Термічний вплив;

- Внутрішньотрубна деемульсація;

- Вплив магнітного поля.

Відстоювання застосовують при високій обводненості нафти і здійснюють шляхом гравітаційного осадження диспергованих крапель води. На промислах застосовують відстійники періодичної і безперервної дії різноманітних конструкцій [10-21]. Як відстійників періодичної дії зазвичай використовують сировинні резервуари, при заповненні яких сирою нафтою відбувається осадження води в їх нижню частину. У відстійниках безперервної дії відділення води відбувається при безперервному проходженні оброблюваної суміші через відстійник. Залежно від конструкції і розташування розподільних пристроїв рух рідини у відстійниках здійснюється в переважному напрямі v горизонтально або вертикально.

Фільтрацію застосовують для руйнування нестійких емульсій. Як матеріал фільтрів використовуються речовини, не змочуються водою, але змочувані нафтою. Тому нафту проникає через фільтр, а вода v немає.

Центрифугування виробляють в центрифузі, яка представляє собою обертовий з великою швидкістю ротор. Емульсія подається в ротор по полому валу. Під дією сил інерції емульсія розділяється, так як вода і нафту мають різні значення щільності.

Вплив на емульсії електричним полем роблять у електродегідратори, забезпечених електродами, до яких підводиться висока напруга змінного струму промислової частоти. Під дією електричного поля на протилежних кінцях крапель води з'являються різнойменні електричні заряди. У результаті краплі притягуються, зливаються в більш великі і осідають на дно ємності.

Термічний вплив на водонафтових емульсії полягає в тому, що нафта, подвергаемую обезводнення, перед відстоюванням нагрівають до температури 45-80 0С. При нагріванні зменшується міцність шарів емульгатора на поверхні крапель, що полегшує їх злиття. Крім того, зменшується в'язкість нафти і збільшується різниця густин води і нафти, що сприяє швидкому поділу емульсії. Підігрів здійснюють у резервуарах, теплообмінниках і трубчастих печах.

Внутрішньотрубну деемульсацію проводять за допомогою введення в емульсію хімічного реагенту-деемульгатора. Це дозволяє руйнувати емульсію в трубопроводі, що знижує її в'язкість і зменшує гідравлічні втрати.

Для кожного складу нафти підбирають свій найбільш ефективний деемульгатор, попередньо оцінивши результати відділення пластової води в лабораторних умовах.

Будь-яке органічне речовина, що має миючими властивостями, може з тієї чи іншої ефективністю використовуватися в якості деемульгатора. Існує велика кількість деемульгірующіх композицій для зневоднення та знесолення водонафтових емульсій на основі алкілбензосульфоната кальцію і алкансульфоната натрію [22, 23], азотовмісних сполук [24], оксіетілірованного АЛКІЛФЕНОЛ і тримерів пропілену [25], Блоккополімери окісіетілена і пропилену, а також глутарового альдегіду [26 ], продуктів оксіалкілірованія з рухомим атомом водню і метілдіетілалкоксіметілом амонію метілсульфатом [27].

Високоефективні деемульгатори, застосовувані на нафтопромислах і нафтопереробних заводах для зневоднення та знесолення нафти, містять суміш ПАР різних структур і модифікацій, які, як правило, є синергістами [28, 29].

Теорії, що пояснюють механізм дії деемульгатора, поділяють на дві групи:

- Фізична, припускає протікання фізичної адсорбції молекул деемульгатора на колоїдних частках, розпушують і модифікуючу дію деемульгатора на міжфазний шар, що сприяє витісненню та міграції молекул (часток) стабілізатора в ту чи іншу фазу [29, 30];

- Хімічна, заснована на припущенні про переважної ролі хемосорбції молекул деемульгатора на компонентах захисного шару з утворенням міцних хімічних зв'язків, в результаті чого природні стабілізатори нафти втрачають здатність емульгувати воду [29, 31, 32].

Відповідно до загальноприйнятої в даний час теорії, розробленої під керівництвом академіка П.А. Ребіндера [30], при введенні ПАР в нафтову емульсію на межі розділу "нафта - вода" протікають такі процеси. ПАР, маючи більшу поверхневою активністю, витісняє природні стабілізатори з поверхні розділу фаз, адсорбируясь на колоїдних або грубодисперсних частинках природних стабілізаторів нафтових емульсій. Молекули деемульгатора змінюють змочуваність, що сприяє переходу цих частинок з кордону розділу в обсяг водної або нафтовий фаз. У результаті відбувається коалесценція.

Таким чином, процес руйнування нафтових емульсій є більшою мірою фізичним, ніж хімічним і залежить від:

- Компонентного складу та властивості захисних шарів природних стабілізаторів;

- Типу, колоїдно-хімічних властивостей і питомої витрати застосовуваного деемульгатора;

- Температури, інтенсивності та часу переміщення нафтової емульсії з деемульгатора.

Технологічний ефект застосування деемульгатора полягає у забезпеченні швидкого і повного відділення пластової води при його мінімальній витраті.

Як правило, підбір високоефективного, оптимального для конкретної водонафтової емульсії деемульгатора здійснюють емпірично [33-35]. Це обумовлено тим, що в залежності від технології видобутку та підготовки нафти, її хімічного складу, фізико-хімічних властивостей і обводнення, мінералізації пластової води, наявності в ній механічних домішок та інших факторів до деемульгатора ставляться специфічні вимоги.

Крім того, проблема підбору оптимального деемульгатора виникає внаслідок зростання обводнення нафти і зміни складу стабілізаторів водонафтової емульсії. Останнє обумовлено застосуванням хімічних реагентів для підвищення нафтовіддачі пласта, забезпечення його гідророзриву, а також для захисту промислового обладнання від АСПО [28].

На нафтогазовидобувних підприємствах знайшов також застосування метод запобігання утворення стійких емульсій (метод штучного збільшення обводненості нафти [1]). Суть методу полягає в поверненні на прийом насоса деякої частини видобутої води, розшарувався ввідстойної розширювальної камері чи в полі відцентрових сил. Надлишок водної фази, що утворилася в насосі, призводить до переходу водонафтової суміші з однієї структури потоку в іншу. В'язкість утворилася прямий емульсії в десятки і сотні разів менше в'язкості зворотних емульсій. Відповідно до цього різко знижується і стійкість прямих емульсій, що створює сприятливі умови для відділення водної фази і повернення деякого її обсягу на прийом насоса. Подачу оборотної води на прийом насоса можна здійснити самоподлівом в затрубний простір свердловини, без застосування додаткових перекачувальних органів.

Метод самоподліва передбачає втрату продуктивності установки за рахунок реціркуліруемая частини водної фази. Проте багаторазове зниження в'язкості нафти в колоні труб дозволяє істотно збільшити коефіцієнт подачі установок, що не тільки компенсує втрату, але і в ряді випадків підвищує продуктивність насосів.

Попередження утворення стійких емульсій в свердловинах з механізованої видобутком дозволяє також знижувати тиск у системах промислового збору нафти і газу та покращувати умови руйнування емульсій в пунктах підготовки нафти.

3. Апарати для магнітної обробки водонафтових емульсій типу УМП

Електромагнітні установки УМП (ТУ 39-80400-007-99) розроблені авторами за участю А.Б. Лаптєва, В.І. Максімочкіна, В.С. Кузнєцова для обробки водонафтових емульсій і вод системи ППД. Розроблено три типи установок, що відрізняються конструкцією індуктора і блоком управління.

Установка УМП-108-014 розроблена за завданням ВАТ "Белкамнефть" для обробки водонафтової емульсії Вятської площі Арланського родовища. Включає індуктор, з'єднаний кабелем з блоком управління (рис. 1).

Рис. 1 - Електромагнітна установка УМП-108-014:

а) блок управління; б) індуктор установки

Індуктор складається з магнітопровода, виготовленого з трансформаторного заліза, між полюсами якого поміщено труба з нержавіючої сталі. Усередині труби розміщена вставка з трансформаторного заліза-магнітний сердечник. Для порушення магнітного поля на полюси надіті котушки з дроту діаметром 1,2 мм по 400 витків.

Блок управління складається з генератора гармонійних коливань з фіксованими частотами, підсилювача потужності й батареї конденсаторів (рис. 2).

Технічні характеристики УМП-108-014:

1. Установка дозволяє створювати магнітне поле на 10 фіксованих частотах: 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90 і 100 Гц.

2. Індуктор забезпечує створення магнітного поля в зазорі шириною не більше 110 мм.

3. Максимальне значення індукції магнітного поля в зазорі електромагніту при внутрішньому сердечнику представлені в табл. 3.

4. Постійна установки по струму збудження: 2 мТл / мкА.

5. Похибка частоти не перевищує 1 Гц.

Рис. 2 - Схема установки УМП-108-014

Таблиця 3

Максимальне значення індукції магнітного поля

6. Максимальне значення напруги на виході підсилювача потужності 50 В, максимально припустимий струм 7 А короткочасно.

7. Харчування: 220 В, 50 Гц.

8. Температура навколишнього повітря: для блоку управління -

-10 - +20 0С; для індуктора - -50 - +50 0С.

Схемотехнічні установка УМП-108-014 виконана з використанням блокової архітектури (рис. 3).

Блоки виконані у вигляді окремих плат і з'єднані між собою двенадцатіжільним кабелем з роз'ємами.

Блок живлення

Рис. 3 - Електрична схема установки УМП-108-014

Блок живлення виконаний по трансформаторною схемою із загальною точкою і виробляє три значення двополярної напруги: 12вольт стабілізоване, що застосовується для живлення генератора, що задає, 50 і 60 вольт нестабілізована, застосовувані для живлення кінцевого підсилювача потужності. Всі три ланцюги живлення гальванічно розв'язані як з мережею живлення, так і один з одним.

Генератор, що задає виконаний у вигляді прямого тонового генератора з дискретно регульованою RC-ланцюжком в ланцюзі позитивного зворотного зв'язку.

Для запобігання можливого зриву генерації в ланцюга негативного зворотного зв'язку встановлений керований значенням вихідного напруги джерело струму.

Блок крайового підсилювача виконаний по лінійній бестрансформаторних схемою. Для збільшення вихідної потужності і к.к.д. кінцевого каскаду, останній виконаний на польових транзисторах високої потужності з двотактної двоступеневої схемою класу А. Так як до даного блоку пред'являються не надто високі вимоги в області внесення спотворень (коефіцієнт гармонік допустимо в межах 3-5%), то корекція в ланцюга негативного зворотного зв'язку обмежена введенням місцевих ООС на кожному каскаді посилення.

Установка УМП-159-006 складається з блоку управління і з'єднується з ним зовнішнього індуктора з сердечником, врізаний в трубопровід. Потік рідини обробляється змінним магнітним полем, спрямованим поперек потоку. Форма зміни напруженості магнітного поля-синусоїда. Індуктор з'єднується з блоком управління двожильний кабелем (рис. 4). Індуктор складається з магнітопровода, виготовленого з трансформаторного заліза, між полюсами якого міститься труба зі склопластику (рис. 5).

Рис. 4 - Електромагнітна установка УМП-159:

а) блок управління; б) індуктор установки

1 - сердечник (внутрішня частина магнітопроводу), 2 - труба з немагнітного матеріалу,

3 - обмотка, 4 - торцева частина магнітопроводу, 5 - зовнішня частина магнітопроводу.

Рис. 5 - Конструктивні елементи індуктора:

Усередині труби поміщається сердечник з трансформаторного заліза. Порушення магнітного поля в контурі проводитися обмоткою з мідного дроту діаметром 0,6 мм в 1200 витків. Блок управління складається з генератора гармонійних коливань з фіксованими частотами, підсилювача потужності й батареї конденсаторів, яка послідовно з'єднується з індуктором (блок-схема установки УМП-159-006 на рис. 6).

1 - генератор, 2 - підсилювач потужності, 3 - батарея конденсаторів, 4 - індуктор,

5 - амперметр.

Рис. 6 - Блок-схема установки УМП-159-006:

Технічні характеристики УМП-159-006:

1. Установка дозволяє створювати магнітні поля дискретно на частотах 11, 15, 19, 23,27, 31 Гц.

2. Індуктор забезпечує створення магнітного поля в кільцевому зазорі розміром 35 мм між внутрішнім і зовнішнім магнітопроводами.

3. Постійна установки по струму збудження: 26 мТл / А.

4. Похибка частоти не перевищує 0,5 Гц.

5. Максимальне значення напруги на виході підсилювача потужності 65 В, максимально допустимий струм 6 А короткочасно.

6. Харчування: 220 В, 50 Гц.

7. Температура навколишнього повітря для блоку управління та індуктора - -10 - +30 | С.

Установка УМП-325-005 складається з блоку управління, розташованого в металевому корпусі з замком і з'єднується з ним зовнішнього індуктора з сердечником, врізаний в трубопровід. Потік рідини обробляється змінним магнітним полем з імпульсним зміною напруженості, спрямованим поперек потоку. Індуктор з'єднується з блоком управління кабелем (рис. 7).

а)

б)

Малюнок 7 - Електромагнітна установка УМП-325-005:

а) блок управління; б) індуктор установки

Індуктор (схема конструкції представлена ​​на рис. (8) складається з центрального муздрамтеатру 1, на який навита обмотка 2, бічних магнітопроводів 3 та муздрамтеатру 4, що примикає до внутрішньої стінки труби 5.

Рис. 8 - Схема конструкції індуктора магнітної установки УМП

Технічні характеристики установки УМП-325-005:

Електромагніт індуктора розташований безпосередньо в потоці оброблюваної рідини, і може створювати незначні гідравлічний опір.

Блок управління установки призначений для експлуатації в закритих приміщеннях з температурою від -20 до +500 С. (При температурі навколишнього повітря нижче-100С необхідно закрити вентиляційні отвори металевого корпусу установки). Індуктор встановлюється на відкритому повітрі (допускається заглиблення) при температурах від-50 до +500 С. (За умови, що перекачується рідина має температуру 10 .. 800С). Так як індуктор має значну масу, забороняється його установка в підвішеному стані. Токоввод на індукторі повинен перебувати у вертикальному положенні. Токоввод залитий для герметизації полімерною композицією.

При установці індуктор підключається високовольтним броньованим кабелем РПШ-2х2, 5 довжиною до 100 метрів до блоку управління при відключеному харчуванні установки. Перетин кожної жили кабелю визначається за табл. 4.

Таблиця 4

Залежність перетину кабелю від відстані індукторvблок управління

Установка харчується від трифазної чьотирьох електричної мережі (підключається що йде в комплекті кабелем РПШ-4х2, 5). Хоча працездатність зберігається і при живленні від однофазної мережі, подібний режим роботи веде до перегріву ланцюгів гальванічної розв'язки і виходу установки з ладу.

Технічна характеристика індуктора

Індуктор електромагнітної установки із змінними параметрами повинен відповідати наступним вимогам:

1 Основні параметри і розміри

1.1 Тип-електромагнітний;

1.2 Виконання вибухозахисту 2ExsIIaT4 за ГОСТ 12.1.020-76;

1) рівень захисту - 2 (електрообладнання підвищеної надійності проти вибуху);

2) вид виконання захисту "m" (заливка компаундом);

3) категорія суміші "IIa" (БЕМЩ> 0,9 мм);

4) група суміші "Т3" (температура самозаймання 200-3000С);

1.3 Область застосування - обробка потоків рідин.

1.4 Місце встановлення - трубопроводи систем нефтесбора і підтримки пластового тиску.

1.5 Максимальний тиск рідини, що перекачується в трубопроводі, МПа-1,6;

1.6 Швидкість руху рідини, що перекачується до 1,1 м / с,

1.7 Щільність рідини, що перекачується до 970 кг/м3.

1.8 Вид кліматичного виконання-Хл по ГОСТ15150-69.

1.9 Температура рідини - до 20 10 оС;

1.10 рН рідини, що перекачується-4,0 - 9,5;

1.11 Приєднання - фланцеве;

1.12 Орієнтовні розміри відповідно до рис. 8.

1.13 Величина магнітної індукції - максимальне - 0,1 Т;

- Мінімальне - 0,001 Т;

1.14 Частота змінного магнітного поля - від 10 до 50 Гц;

1.15 Форма зміни напруженості магнітного поля-імпульсна, загасаюча.

1.16 Максимальна потужність установки-2100 Вт;

1.17 Напруга живлення установки - 220 В 10% (38010%)

1.18 Частота струму живлення установки - 50 Гц 10%;

1.19 Число витків намагничивающей котушки-200.

1.20 Переріз мідного дроту-хв. 12 мм2.

1.21 Пікове значення струму-37 А.

1.22 Середнє значення струму - 2 А

4. Порівняльний аналіз електромагнітних установок УМП

Розроблені електромагнітні установки УМП (ТУ 39-80400-008-99), які відрізняються різним виконанням індуктора і керуючої станції. Розглянемо задачу аналізу установок УМП за їх технічним характеристикам і параметрам з використанням теорії нечітких множин. Основні технічні характеристики, параметри трудомісткості і металоємності виготовлення установок представлені в табл. 5. і 6.

Таблиця 5.

Технічні характеристики і параметри установок УМП

Таблиця 6

Трудомісткість і металоємність виготовлення установок УМП

Сумарні ймовірності альтернатив

За порівнюваним параметрами кращою установкою є УМП-159, тому що має найбільшу сумарну ймовірність приналежності.

5. Обгрунтування спільного використання деемульгатора з установками магнітної обробки

При випробуваннях деемульгатора на Ватьеганском родовищі отримано дані щодо деемульгірующему ефекту (табл. 7).

Таблиця 7

Ефективність застосування деемульгатора

Аналізувалися емульсії з обводненість 68%. Лабораторні випробування проводилися без магнітної обробки і при обробці магнітним полем, напруженість у часі змінювалася знакоперемінне за законом трикутника, прямокутника, синусоидально, імпульсивно. Дозування деемульгатора v 40 мг / л.

Проаналізуємо ефективність використання різних деемульгатора, використовуючи статистичні методи теорії прийняття рішень. За оптимістичним критерієм, вибравши максимальні значення по рядках (78,5; 70,2; 70,5; 89,5) краще значення має деемульгатор Союз-А.

За песимістичним критерієм Вальда кращим з деемульгатора вважається той, у якого деемульгірующій ефект з усіх мінімальних по рядках значень максимальний. Виберемо по рядках мінімальні значення (55,0; 58,8; 52,9; 66,1). Кращим також є деемульгатор Союз-А.

Відійдемо від крайніх оптимістичних і крайніх песимістичних значень, використовуючи критерій Гурвіца. Для його використання необхідно вибрати величину 1 £ З £ 0. При С = 1 це критерій "песимізму" Вальда, а при С = 0 це критерій крайнього песимізму. Для нашої задачі приймемо С = 0,6. Розрахуємо значення критерію для кожного рядка:

ZHW1 = 0,6 х 55,0 + (1-0,6) х78, 9 = 64,56

ZHW2 = 0,6 х 55,8 + (1-0,6) х70, 2 = 61,56

ZHW3 = 0,6 х 52,9 + (1-0,6) х70, 5 = 59,94

ZHW4 = 0,6 х 66,1 + (1-0,6) х89, 5 = 72,4

Кращим також залишається деемульгатор Союз-А. Далі скористаємося критерієм Севідж, який дозволяє вибрати деемульгатор з найменшим ризиком в самій несприятливій ситуації.

Виберемо в кожному стовпці максимальне значення max (eij). Складемо різницю max (eij)-eij = rij. Ця різниця є ризиком при використанні деемульгатора за певною технологією. Побудуємо матрицю ризиків (табл. 8).

Виберемо в кожній рядку максимальне значення (11,1; 19,7; 19,0; 0,05). Мінімальне значення ризику притаманне деемульгатора Союз-А. На другому місці знаходиться деемульгатор ХПД-005. Ризик при використанні деемульгатора СТХ значно вище. Таким чином, можна зробити висновок, що при виборі деемульгатора перевагу по деемульгірующему ефекту мають

Таблиця 8

Матриця ризиків

реагенти Союз-А і ХПД-005. Остаточне рішення про вибір прийнятного деемульгатора слід прийняти, аналізуючи хімреагенти по всьому комплексу показників, хоча основними залишаються деемульгірующая здатність і вартість.

Аналізовані деемульгатори найбільш ефективно будуть працювати спільно з магнітною обробкою. Причому переважно імпульсне зміна напруженості магнітного поля. Проаналізуємо вплив форми зміни напруженості магнітного поля (трикутне, прямокутне, синусоїдальна) на ефективність дії деемульгатора. Для цього з матриці табл. 8 виключимо стовпці 2 і 6 і отримаємо нову матрицю (табл. 9).

Таблиця 9

Ефективність застосування деемульгатора

Аналізуючи матрицю за критерієм Вальда, (54,1; 61,2; 64,2) ми бачимо, що незначна перевага має синусоїдальна форма зміни напруженості магнітного поля. За "оптимістичним" критерію, (70,5; 75,6; 75,6) дещо кращі значення мають прямокутна і синусоїдальна форма зміни сигналу напруженості магнітного поля.

За критерієм Гурвіца, (60,8; 67,0; 68,8), розрахованої при С = 0,6, також невелику перевагу має синусоїдальна форма зміни напруженості.

Використовуючи критерій Севідж, (8,6; 6,2; 1,8) ми бачимо, що ризик використання синусоїдальної форми зміни напруженості магнітного поля істотно нижче, хоча і для решти режимів магнітної обробки ризик теж невеликий.

Таким чином, з використанням методів теорії прийняття рішень були обрані марки найбільш прийнятних деемульгатора (Союз-А і ХПД-005), а також оптимальний режим магнітної обробки v магнітне поле з імпульсною і синусоїдальної формою зміни напруженості.

6 Результати впровадження апаратів магнітної обробки

Установка УМП-108-014 впроваджена на Вятської площі Арланського родовища. Установка УМП-159 впроваджена в НГВУ "Уфанефть".

У цеху ППН Ват'еганского родовища змонтовані дві установки магнітної обробки рідини УМП-325-005 у відповідності з ТУ 39-80400-007-99. Монтаж індукторів зроблений на паралельних байпасні лініях одного з двох сировинних трубопроводів (рис. 9).

Рис. 9. Схема монтажу установок для обробки електромагнітним полем на ЦППН Ватьеганского родовища

Магнітним полем обробляється водонафтової емульсія входить в цех ППН. Подача деемульгатора проводиться після магнітної обробки в загальний потік. Установка дозволяє знизити витрату деемульгатора на 10-20%.

Список літератури

1. Антипин Ю.В., Валєєв М.Д., Сиртланов А.Ш. Запобігання ускладнень при видобутку обводненной нафти. - Уфа: Башка. кн. вид-во, 1987. v 168 с.

2. Позднишев Г.М. Стабілізація та руйнування емульсій. v М.: Недра, 1982. v 222 с.

3. Розробка нафтових родовищ: У 4 т. / Акад. природ. наук. нафт. компанія ЮКОС "АТ" Юганскнефтегаз "НВФ" Нефтегазсервіс ": Під ред. Н. І. Хісамутдінова, Г. З. Ібрагімова / / Збір і підготовка промислової продукції. v М.: ВНІІОЕНГ, 1994. - Т. 3. v 149 с .

4. Смирнов Ю.С., Мелошенко М.Т. Хімічне деемульгірованіе нафти як основа її промислової підготовки / / Нафтове господарство. v 1989. - | 8. v С. 46-50.

5. Персіянцев М.Н., Гришагіна А.В., Андрєєв В.В., Рябін О.М. Про вплив властивостей нафт на якість води, що скидається при попередньому зневодненні продукції свердловин / / Нафтове господарство. v 1999. - | 3. v С. 47-49.

6. Ребіндер П.А., Поспєлова К.А. Вступна стаття до книги Клейтона "Емульсії", ІЛ, 1950

7. Каплан Л.С. Особливості експлуатації обвідних свердловин зануреними відцентровими насосами. v М.: ВНІІОЕНГ, 1980. v 77 з.

8. Мамедов А.М., Аббасов З.Я., Нагієв А.І. та ін Особливості емульгування водонафтової суміші газом / / РНТС ВНІІОЕНГ, сер. Нафтопромислове справа, 1973. - | 4. v С. 17-19

9. Муравйов І.М., Ібрагімов Г.З. Вплив газової фази на освіту водонафтових емульсій / / Нафта і газ. v 1967. - | 11. v с. 17-19

10. Гловацький Є.А. Вплив проміжного шару на ефективність зневоднення нафти в резервуарах / / Тр. СібНІІНП, 1980. v Тюмень. -Вип. 17. v С. 104-107.

11. Гловацький Е.А., Черепні В.В. Експериментальне дослідження процесу розділення водонафтових емульсій в апаратах відстійниках / / Тр. СібНІІНП, 1981. v Тюмень. -Вип. 22. v С. 70-76.

12. Звегинцев І.Ф., бувальцях В.П. Застосування способу холодної деемульсаціі при попередньому скиданні пластової води / / Сб.: Удосконалення методів підготовки нафти на промислах Татарії. -Бугульма, 1980. v С. 62-64.

13. Лапіга Є.Я., Логінов В.І. Облік процесу коалесценції крапель при визначенні передавальних функцій відстійних апаратів / / Нафта і газ. v 1981. - | 6. v С. 51-55.

14. Маринин Н.С., Гловацький Е.А., Скіпін В.С. Підготовка нафти і стічних вод на Самотлорському родовищі / / Оглядова інф. ВНІІОЕНГ, сер. Нафтопромислове справу. v 1981. -Вип. 18. v 39 с.

15. Тронів В.П., Ахмадеев Г.М., Саттаров Н.Р. Розвиток техніки і технології промислової підготовки нафти в Татарії / / Зб.: Удосконалення методів підготовки нафти на промислах Татарії. -Бугульма, 1980. v С. 13-34.

16. Шаріпов І.М., Фассахов Р.Х., Лазарєв Д.П. Знесолення і здавання нафти в режимі динамічного відстою / / Сб.: Удосконалення методів підготовки нафти на промислах Татарії. -Бугульма, 1980. v С. 57-61.

17. Єрьомін І.М. Дослідження та розробка відстійників для підготовки нафти / / Тр. ВНІІСПТнефть, Уфа. v 1980. v С. 81-88.

18. Єрьомін І.М., Мансуров Р.І., Пєлєвін Л.А., Алпатов Г.К., приписне А.С. Дослідження гідродинамічних характеристик базових відстійників із застосуванням радіоактивного ізотопу / / нафтопромислове справу. v 1980. - | 4. v С. 35-37.

19. А. с. | 889093 СРСР. Відстійник для руйнування емульсій / Р.І. Мансуров, І.М. Єрьомін, Т.Г. Скрябіна, Н.С. Маринин, Ю.Д. Маляс, Н.М. Байков / / Б.І. v 1981. - | 46.

20. А. с. | 1143764 СРСР. Пристрій для регулювання процесу зневоднення нафти / Р.І. Мансуров, Ю.М. Абизгільдін, І.М. Єрьомін, Н.А. Яковлєва, В.Л. Бєляков / / Б.І. v 1985. - | 9.

21. Єрьомін І.М. Інтенсифікація зневоднення нафтових емульсій. Автореф. дисс. канд. техн. наук. v Уфа, ротапринт ВНІІСПТнефті .- 1985.

22. А.с. | 98100984 РФ. Деемульгірующіе композиції для зневоднення та знесолення водонафтових емульсій / В.Є. Сомов, Г.Д. Заліщевскій и др. / / Б.І. v 1998. - | 1.

23. А.с. | 98100986 РФ. Склад для зневоднення та знесолення нафтових емульсій / В.Є. Сомов, Г.Д. Заліщевскій и др. / / Б.І. v 1998. - | 1.

24. Пат. | 2125081 РФ. Спосіб зневоднення нафти / В.Ф. Лісничий, В.П. Баженов та ін / / Б.І. v 1997. - | 5.

25. А.с. | 97100210 РФ. Склад для зневоднення та знесолення нафти / А.І. Орєхов, А.З. Габдулханова, І.І. Нурулліна, І.Г. Юдіна / / Б.І. v 1997. - | 1.

26. А.с. | 98103494 РФ. Склад для зневоднення та знесолення нафти, що володіє також властивостями інгібітора загальної та мікробіологічної корозії / Г.А. Гудрам, Н.І. Рябініна та ін / / Б.І. v 1998. - | 3.

27. А.с. | 97101936 РФ. Склад для руйнування водонафтових емульсій, що інгібує асфальто-смоли-парафінові відкладення / Р.Г. Шакірзянов, В.М. Хлєбніков, З.х Садра і др. / / Б.І. v 1997. - | 2.

28. Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Багатофункціональні композиції ПАР в технологічних операціях нафтовидобутку. v М.: ВНІІОЕНГ, 1994. v 226 с.

29. Левченко Д.М., Бергштейн Н.В., Миколаєва Н.М. Технологія знесолення нафт на нафтопереробних підприємствах. v М.: Хімія, 1985. v 167 с.

30. Ребіндер П.А. Поверхневі явища в дисперсних системах. Колоїдна хімія: Вибрані праці. v М.: Наука, 1978. v 365 з.

31. Маринин Н.С., Каган Я.М., Савватеев Ю.М. та ін Удосконалення технологічних схем збору та підготовки нафти на родовищах Західного Сибіру / / Оглядова інф. ВНІІОЕНГ, сер. Нафтопромислове справу. v 1983. -Вип. 8 (57). - 46 с.

32. Соколов А.Г., Шабаєв Є.Ф., Владимиров Ю.Д. Сучасний стан та шляхи вдосконалення попереднього зневоднення нафти / / Оглядова інф. ВНІІОЕНГ, сер. Нафтопромислове справу. v 1984. -Вип. 12 (84). v 56 с.

33. Сидоров С.А., Блоцький В.Л., Додонов В.Ф., Енгулатова В.П. Випробування. / / Хімія і технологія палив і олив. v 1996. - | 5. v С. 20.

34. Buhidma A. and Pal R. Flow Measurement of Two-phase Oil-in-water Emulsions using Wedge Meters and Segmental Orifice Meters / / Chem. Eng. J., 1996 v N 63. v P. 59-64.

35. Pal R. Techniques for Measuring Composition (Oil and Water Content) of Emulsions / / Colloids & Surfaces, 1994. - N 84. v P. 141-193.