Document 2149573
advertisement
2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1 О проблеме солеотложения и решение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Способы смешения углеводородов и воды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 Потери углеводородов при промысловой подготовке газа и газового конденсата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.4 Способы сокращения потерь углеводородных газов. . . . . . . . . . . . . . ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СМЕШЕНИЯ СМЕСИ ГАЗОКОНДЕНСАТА И ВОДЫ В ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1Методика эксперимента . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.1 Обессоливание газоконденсата в объемном аппарате смешения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.1.2 Обессоливание газоконденсата в трубчатом турбулентном аппарате . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2 Изучение закономерностей течения двухфазных модельных систем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2.2.1 Диспергирование в системе «жидкость-жидкость» . . . . . . . . . . . . . 2.3 Методика определения хлористых солей в газовом конденсате…. ГЛАВА 3. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБЕССОЛИВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТА В ТРУБЧАТОМ ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ 3.1 Объемный аппарат смешения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Граничные условия оптимального расхода потока «газоконденсат-вода» в трубчатом турбулентном аппарате . . . . . . . . . . 3.3 Диспергирование в системе «жидкость-жидкость» . . . . . . . . . . . . . . 3.4 Расчет перепада давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5 Определение перепада давления при течении потоков в трубчатых аппаратах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.6 Расчет геометрических размеров аппарата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ГЛАВА 4. РАСЧЕТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПОДАЧИ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА В КАЧЕСТВЕ АБСОРБЕНТА В КОЛОННУ СТАБИЛИЗАЦИИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ВЫВОДЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ПРИЛОЖЕНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . С. 3 7 7 10 20 23 28 28 28 29 33 33 35 36 36 37 44 52 56 60 66 82 83 98 3 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы: Одной из проблем при стабилизации газового конденсата газоконденсатных месторождении Западного Казахстана на поздней стадии эксплуатации месторождения является увеличение обводненности газоконденсатных пластов. Жидкость, поступающая со скважин, имеет повышенное содержание солей щелочных и щелочноземельных металлов (в основном хлориды), содержащихся в пластовой воде, что, как следствие, приводит к увеличению содержания солей в нестабильном конденсате, поступающем на установку стабилизации газового конденсата. Данное обстоятельство приводит к интенсивному солеотложению на трубках кипятильника колонны стабилизации, на поверхности топки. Из-за солевых отложений на тарелках и клапанах контактных устройств колонны стабилизации, происходят нарушения режима работы колонны. Увеличиваются внеплановые остановы узла стабилизации конденсата на промывку от солей, ремонт и замены торцевых уплотнении насосов. Снижается эффективность работы теплообменного оборудования. Проблемы, возникающие из-за солеотложения на клапанных тарелках колонны стабилизации: 1. Снижение полноты массообменного процесса между восходящим потоком парогазовой фазы и нисходящей жидкой фазой приводит к уносу тяжелых компонентов конденсата с укрепляющей части колонны вместе с газами стабилизации. Вследствие этого происходит уменьшение объема вырабатываемого стабильного конденсата от потенциально возможного. 2. В производственных условиях происходит «заливание» колонны стабилизации, вследствие залипания клапанов, которое приводит к останову процесса стабилизации. 3. Содержание солей в стабильном конденсате превышает допустимые в 2…2,5 раза выше нормы. 4 Проблемы, возникающие из-за солеотложения на топках кипятильника колонны: 1. Снижается интенсивность нагрева нестабильного конденсата, вследствие недостаточной теплопередачи с поверхности топки. 2. Повышается износ топок из-за неполного теплосъема с нагретой поверхности. В материале топки происходят необратимые изменения, приводящие к снижению механической прочности. 3. В критических случаях неполный теплосъем приводит к прогару топки, что приводит к экономическим издержкам на производстве. 4. Снижается КПД кипятильника колонны в целом. Анализируя состав газов стабилизации выявлено, что вместе с газами стабилизации происходит унос целевых компонентов стабильного конденсата. Таким образом, из анализа работы колонны стабилизации газового конденсата можно отметить следующее: 1. Существует технологический потенциал для оптимизации работы колонны стабилизации газового конденсата. 2. Имеется возможность улавливания целевых компонентов конденсата из газа с верха колонны, не допуская ухудшения качества стабильного конденсата. Цель работы: Оценить эффективность отмывки солей из газового конденсата водой при использовании трубчатого турбулентного аппарата. Изучение возможности снижения уноса целевых компонентов стабильного конденсата с отходящими газами стабилизации путем подачи стабильного конденсата на орошение колонны стабилизации. Для поставленной цели решались следующие задачи: 1. На опытно-промышленной установке проведены работы по исследованию возможности отмывки солей газового конденсата водой, при различных расходах и соотношениях вода/газоконденсат. 5 2. Выполнены расчетные исследования по орошению колонны стабилизации стабильным конденсатом при различных значениях расхода орошения и температуры абсорбента. Научная новизна 1. Показано, что для обессоливания нестабильного газового конденсата, поступающего в колонну стабилизации, можно эффективно использовать трубчатый турбулентный аппарат диффузор – конфузорной конструкции. С глубиной профилирования канала диффузор-конфузор (dд/d/к), равной 2,0. Перепад давления по длине турбулентного аппарата не превышает 0,023 МПа. 2. Показано, что при орошении колонны стабилизации газового конденсата охлажденным стабильным газовым конденсатом выход товарного конденсата увеличивается до 0,8%масс. При этом энергетические затраты на стабилизацию газового конденсата остаются неизменными. Практическая значимость 1. Предлагаемый способ процесса обессоливания газового конденсата водой с использованием малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции перед стабилизацией в колонне стабилизации позволяет рекомендовать его к применению при стабилизации газовых конденсатов газоконденсатных месторождениях. 2. Предложенный способ использования охлажденного стабильного газового конденсата в качестве абсорбента, подаваемого на орошение колонны стабилизации, может быть рекомендован при проектировании обустройства газоконденсатных месторождений. 3. Результаты исследований могут быть использованы при обучении студентов нефтехимических специальностей по направлению «Теоретические основы энерго- и ресурсосбережения». Апробация работы Основные положения работы обсуждались и докладывались: на IV Всероссийской научной конференции (Марушкинские чтения) (г.Уфа, 6 2011г.), 62 и 63-их научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ.(г.Уфа, 2011, 2012гг.), Международной научнопрактической конференции «Нефтепереработка -2012» (г.Уфа, 2012г.), II Международной конференции «Экологические проблемы нефтедобычи2012». (г.Уфа , 2012г.), XV Международной научно-технической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий» (г.Тула, 2014г.), Международной научно-технической конференции «Защита окружающей среды от экотоксикантов» (г.Уфа, 2014г.). Публикации Основное содержание диссертации изложено в 15 работах, в том числе в 6 статьях, из них 2 статьи по списку ВАК, материалах и тезисах докладов 8 конференций и 1 патент на изобретение. Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 97 страниц машинописного текста, в том числе 18 таблиц, 36 рисунков, библиографический список использованной литературы из 122 наименований и 3 приложения. 7 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 1.1. О проблеме солеотложения и решение На стадии позднего этапа разработки газоконденсатного месторождения, в связи с увеличением выноса высокоминерализованного пластового флюида появляется дополнительные трудности нормальной работы технологического оборудования и трубопроводов промысловых установок – осаждение солей, образование твердого осадка по всей системе движения газожидкостного потока от добывающих скважин до технологического оборудования установок. Из-за образующихся осадков на внутренней поверхности трубопроводов и технологического оборудования интенсифицируются процессы коррозии [1]. Это обстоятельство способствует к повышению гидравлического сопротивления, снижению полезного сечения трубопроводов и снижению КПД технологического оборудования. В работе [2] выполнен анализ проблем возникающих при солеотложении на технологическом оборудовании УКПГ. Одной из главных проблем солеотложения является образование накипи и солеотложений на внутренней поверхности теплообменников и колонного оборудования установок стабилизации газового конденсата [3]. Это обстоятельство приводит к увеличению скорости коррозии теплообменников и колонного оборудования, значительному теплообменников, снижению снижению производительности массообменного процесса, работы повышению перепада давления в аппаратах, а в некоторых случаях - к аварийной остановке установок подготовки газового конденсата. солеотложения часто выходит из строя насосное оборудование. Также, из-за 8 В настоящее время приобретен большой опыт работ по обезвоживанию нефтей [4-15]. В этих работах отражены отрицательное воздействие солей на технологическое оборудование установок и трубопроводы. Общие закономерности этого процесса могут быть использованы при подборе режима работы установок подготовки газового конденсата. Способы, отображенные в этих работах, требуют больших капитальных вложений и включений в схему установок дополнительного технологического оборудования. Известен способ обессоливания газоконденсата водой, в котором для создания условия экстрагирования солей промывной водой, смешивание осуществляют за счет создания разности давления на смесительном клапане [16]. Процесс осуществляется при больших разностях давления на смесительном клапане, что приводит к значительным затратам энергии для обеспечения необходимой производительности. Известен способ [17] обессоливания газового конденсата в колонне деэтанизации при 120ОC водяным паром. Недостатком данного способа является большое энергопотребление, отсутствие перемешивающих устройств. Более того, водяной пар конденсируется на контактных устройствах и некоторое время накапливается на массообменных тарелках, в результате этого образуется солеотложение. Известен способ [18] комплексного подхода по обессоливанию газовых конденсатов: применение электрообессоливающей установки ЭЛОУ, подбор высокоэффективных деэмульгаторов, расхода промывной воды. Такой способ не предусматривает перемешивания воды и газоконденсата и является капиталоемким и высокозатратным. 9 Осаждение коагуляции воды в взвешенных электродегидраторах частиц воды, [19-23] обладающих основано более на высокой диэлектрической постоянной по отношению к нефтяному сырью (конденсат), под воздействием высокого градиента электрического поля. Коагулированные глобулы воды образуются в большие капли и под действием сил гравитации осаждаются и выводятся из технологического процесса. В процессе обезвоживания происходит также обессоливание конденсата от солей за счет эффекта высаливания ввиду их низкой растворимости в жидких углеводородах. Осаждение капель воды в электрическом поле по сравнению с гравитационным отстоем имеет следующие преимущества: возможность осуществления более тесного контакта и последующего быстрого разрушения эмульсии в электрическом поле. Недостатком данного метода обессоливания газового конденсата является значительные капитальные вложения, дополнительные энергетические затраты для работы электродегидраторов, расширение зоны обслуживания обслуживающего персонала. В работе [24] проведено исследование воздействия постоянного магнитного поля и ультразвука при первичной подготовке газового конденсата Астраханского месторождения. Недостатком этого метода является использование специальных устройств по созданию постоянного магнитного поля и ультразвукового излучателя, необходимость фильтрации углеводородного сырья. Дальнейшие пути совершенствования промысловой подготовки газовых конденсатов после исчерпания собственных возможностей объектов добычи и подготовки заключается в создании технологических схем, включающих все необходимые операции по обезвоживанию и обессоливанию сырья (подогрев сырья, подогрев воды, подача деэмульгатора для разрушения эмульсии, отстой, промывка пресной водой) [17, 25, 27]. 10 1.2. Способы смешения углеводородов и воды Поступающий на установку подготовки газовый конденсат содержит неорганические и органические соли, которые создают трудности в работе оборудования и снижают качество вырабатываемых нефтепродуктов, поэтому соли необходимо выводить из состава сырья. Для решения этой задачи в настоящее время используется комплекс мероприятий, которые включают глубокое обезвоживание и обессоливание газового конденсата. Технологический процесс при обессоливании подразумевает промывку газоконденсата пресной водой. В работе [4] было показано, что качество обессоливания напрямую зависимо от того, насколько эффективно происходит смешивание жидкостей. Основным недостатком известных способов смешения нефти с пресной промывной водой является низкая степень диспергирования и малоэффективное перемешивание. Обеспечить интенсивное смешение и диспергирование возможно лишь с применением специально разработанных смесителей. В работах [28-32] производится анализ структур потоков в различных видах конструкции смесителя для повышения эффективности обессоливания нефтяного сырья с целью выявления оптимальных конструктивных и гидродинамических параметров смесительных устройств. Протекающий рабочий процесс большинства смесительных аппаратов определяется структурой и свойствами смешиваемых потоков, которая обусловлена гидродинамикой их взаимодействия. Многочисленные исследования режимов взаимодействия потоков показали, что закручивание потока смешиваемых сред оказывает значительное влияние на процесс смешения в целом. Основой этого явления является интенсивное турбулентное смешение на пульсационное движение потока под влиянием центробежной силы вращения. Закрутка струи существенно влияет на пространственную структуру перемешивающихся потоков. Известно [33], что струйные течения делятся на закрученные и прямоточные. 11 Закрученные струи характеризуются тремя составляющими скорости тангенциальной, аксиальной и радиальной. На рис. 1.1. приведены поля течения свободных струй различной степени закрутки. Под действием закрутки можно получить различную структуру течения. На рис. 1.1.а представлена струя слабо закрученная, которая имеет больший угол раскрытия из-за наличия центробежных сил, в отличие от прямоточной [30]. В тоже время наибольшая аксиальная скорость находится на оси струи, как и в прямоточной. Профиль аксиальной скорости как и в прямоточной струе, имеет форму нормального гауссовского распределения. Рисунок 1.1. Профили структур скоростей различной степени закрутки свободных затопленных струй: а - струя слабо закрученная, б - струя умеренно закрученная, в - струя сильно закрученная разомкнутая, U- аксиальная скорость. В дальнейшем профиль аксиальной скорости с возрастанием закрутки принимает М-образную форму (рис. 1.1.б). В дальнейшем по течению вниз максимум скорости смещается к оси, где профиль скорости снова воспроизводит свободную струю затопленного вида. Дальнейшее увеличение закрутки ведет к тому, что появляется зона обратного течения, которая либо смыкается вниз по течению либо расширяется таким образом, что струя по течению далее вниз не смыкается (рис. 1.1.в). Получить разные режимы течения струй возможно в зависимости от способа закруток и конструкций сопел, как с развитым профилем зоны обратного тока, так и без него. Видоизменяя конструктивные параметры 12 завихрителей, можно получить разную степень закрутки потоков на выходе из завихрителя. Таким образом, от типа завихрителя, степени закрутки и форм устьев сопла зависят основные гидродинамические характеристики струи. От закрутки зависит неравномерный характер распределения скорости в сечении сопел. Вихревые устройства широко применяются для интенсификации процессов в нефтепромысловой механике. В данное время разработка конструкции вихревых устройств осуществляется экспериментальным или эмпирическим путем из-за отсутствия систематизированных теоретических исследований и разработок. В работах [32-36] выполнены исследования по углублению и систематизации теоретических исследований вихревого движения нагнетаемых агентов в закручивающих аппаратах. Статические смесители для непрерывного смешивания жидкостей. Статические смесители для непрерывного смешивания потоков различных жидкостей в последние время нашли широкое применение в российской промышленности. Это обусловлено некоторыми техникоэкономическими преимуществами статических смесителей перед традиционными аппаратами для смешивания, относительно меньшими металлоемкостью и габаритными размерами, полностью исключенным движущимися частями и, следовательно, большой надежностью. В источниках патентной информации приводятся многочисленные технические решения по этой тематике. Основными разработчиками технических решений являются компании из Швейцарии, США, Японии. Отечественных разработок в области непрерывного смешивания жидкостей относительно немного, среди интересных разработок можно отметить конструкции статических смесителей отраженные в работах [37,38,40]. Однако значительное поперечное сечение смесительных элементов в этих конструкциях, обеспечивающее интенсификацию турбулентного движения 13 жидкости, в тоже время создает значительное гидравлическое сопротивление смесителя [39]. В работе [40] выполнены исследования непрерывного перемешивания жидкостей с использованием статических смесителей. Признанным мировым лидером в области разработки и производства статических смесителей является фирма Sulzer (Швейцария) [41]. Преимущества статических смесителей этой фирмы определяется геометрией и конструкцией их смесительных элементов, которые представляют собой многочисленные плоскости, расположенные под разными углами к продольной оси смесителя. Принцип действия данных смесителей: неоднородный поток жидкой среды, поступающий в аппарат, неоднократно рассекается смесительными элементами [42] на отдельные струи, которые далее перемешиваются друг с другом. Полученная тонкослойная структура потока затем усредняется вследствие влияния турбулентности. Рисунок 1.2. Традиционный емкостный аппарат (а) и статический (б) смесители производительностью 10м3/час. На рис. 1.2. для сопоставления геометрических размеров приведены емкостной аппарат смешения и статический смеситель. 14 Рисунок 1.3. Конструкция статического смесителя ИХЛ СС 1-корпус; 2-смесительные элементы; 3-пазы; 4-фланцы; 5-приварные кольца. Статические смесители ИХЛ СС На основе подхода, предложенного швейцарскими специалистами, разработаны российские статические смесители ИХЛ СС [37] (рис.1.3.). Смесители имеют цилиндрический корпус 1, внутри расположен смесительный элемент 2 (один или несколько), изготовленный в виде гофрированной полосы, участки которой расположены под углом друг к другу и к оси цилиндрического корпуса. Боковые стороны смесительного элемента выполнены в форме линии сопряжения с внутренней поверхностью цилиндрического корпуса. Если смесительных элементов более одного, то на их боковых сторонах выполняют пазы 3, которыми смесительные элементы скреплены друг с другом. Один из концов смесительного элемента опирается в несъемный кольцевой упор на одном из концов корпуса. На другом конце корпуса размещается как съемный, так и несъемный кольцевой упор. Статический смеситель изготавливается с накидными фланцами 4 на приварных кольцах 5, а также с концами под приварку или с резьбовым присоединением. 15 Статический смеситель ИХЛ СС работает таким образом. Цилиндрический корпус 1 посредством фланцев 4 или иным способом присоединяют к трубопроводу, по которому транспортируется среда, подлежащая перемешиванию. Внутри смесителя поток среды взаимодействует с наклонной поверхностью одного или нескольких смесительных элементов 2. Наклонные к оси корпуса участки смесительного устройства, выполняющие в совокупности одну ступень смесителя длиной h, интенсивно отклоняют поток и завихряют. Многочисленные, расположенные под разным углом друг к другу ступени смешивания, создают интенсивную развитую турбулентность потока по всему сечению смесителя, вследствие чего достигается эффективное смешивание потока. Недостатком данной модификации смесителей является большое гидравлическое сопротивление, создаваемое конструктивными элементами. Трубчатые турбулентные аппараты диффузор-конфузорной конструкции Смешение компонентов различных сред в трубопроводах является наиболее простым видом осуществления процесса перемешивания. В данном случае используется энергия турбулентного потока жидкости, движущейся в трубе, где за счет турбулентных пульсаций скорости осуществляется перемешивание среды[43]. Во многих случаях перемешивание жидкостей осуществляют в трубопроводах путем создания искусственной турбулизации потока смеси. Для осуществления этой цели в трубопроводе после ввода компонентов размещаются конструктивные неподвижные детали, обеспечивающие многократное изменение величины скорости и направления потока с целью получения смеси исходных компонентов. В качестве таких деталей, создающих турбулизацию потока, используют диафрагмы и перегородки со смещенными по оси трубы отверстиями, где поток многократно сужается, расширяется и меняет свое направление движения. Процессы смешения протекают в интенсивном режиме с большими скоростями. 16 Общий вид трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции приведен на рис. 1.4. За счет изменения размеров и конфигураций отверстий, вызывающих изменение скорости потока рабочей среды, происходит возникновение мощного вихреобразования. Рисунок 1.4. Общий вид трубчатого турбулентного аппарата диффузорконфузорной конструкции: 1 – сужение; 2 – расширение. При прохождении потока жидкости через сужение аппарата, а затем через расширение, в потоке жидкости возникают вихреобразования, кавитация и отрывные течения. Возникающие в потоке эффекты воздействуют на частицы жидкости и способствуют их интенсивной гомогенизации и дроблению, срыву пограничных слоев со стенок аппарата. Разработаны различные модификации трубчатого турбулентного аппарата диффузор - конфузорной [44-46] конструкции. К недостаткам первого поколения малогабаритных трубчатых турбулентных аппаратов относятся: быстрое снижение коэффициента турбулентной диффузии Dт как в зоне реакции, так и по ее длине (через 1-2 секции). Эффективной конструкцией трубчатых турбулентных аппаратов по техническим характеристикам является третье поколение – диффузорконфузорная конструкция, которые при проведении быстрых химических процессов по всем показателям превосходят другие известные аппараты в химической технологии. Их основными особенностями считается: 17 возможность создания необходимой степени турбулентности, а следовательно достижения эффективного смешения и теплопередачи, при незначительных скоростях потока; обеспечение постоянного интенсивной степени турбулизации во всем объеме аппарата по всей длине; возможность создания автомодельного режима относительно критерия Re и вязкости и др. Следовательно, аппараты данной конструкции незаменимы при работе с различными средами и дают возможность увеличивать производительности процессов, создавать высокую эффективность при смешении многофазных системам. Геометрия диффузор-конфузорного канала позволяет создавать тонкое диспергирование фаз с получением пен и однородных эмульсий, существенно большая по сравнению с механическим перемешиванием и барботаже или скорости растворения и количества газовой фазы в жидкой; повышение (до 2-4 раз) коэффициента теплопередачи через внешнюю стенку по сравнению с аппаратами цилиндрической конструкции. Трубчатые конструкции турбулентные являются аппараты эффективными диффузор-конфузорной при смешении двух несмешивающихся жидкостей и газо-жидкостного потока [47-51]. В диффузор-конфузорных секциях при увеличении объемного расхода потока несмешивающихся жидких сред происходит сужение распределения частиц дисперсной фазы по размерам с формированием однородных тонкодисперсных систем. Увеличение скорости движения потоков w и количества диффузор-конфузорных секций Nс от 1 до 5 приводит к уменьшению объемно-поверхностного диаметра частиц дисперсных включений и, соответственно, увеличению удельной поверхности раздела фаз. В случае быстрых химических реакций это способствует интенсификации протекания процесса в целом. Использование ТТА с числом диффузор-конфузорных секций Nс более 51, делает эти аппараты малогабаритными с длиной не превышающей 8-10 калибров (L/dд), а также дешевыми и простыми в эксплуатации и изготовлении. 18 Однако, в то же время, имеется определенный диапазон объемной скорости движения гетерофазных потоков, которому соответствует диффузор-конфузорный канал с наиболее оптимальным соотношением dд/dк. Здесь dд - диаметр диффузора, dк - диаметр конфузора. Снизу этот диапазон ограничивается расслоенным течением гетерофазных потоков, сверху – затратами энергии, возникающей вследствие затратами на перекачивание потока из-за увеличения перепада давления на концах аппарата (рw2). В частности, соотношению диаметров dд/dк = 3 соответствует интервал расхода 45<w<82 мл/с, а соотношению диаметров dд/dк = 1,6 - интервал расхода 82<w<184 мл/с, причем увеличение скорости движения дисперсной системы (w>184 мл/с) определяет необходимость дальнейшего уменьшения соотношения диаметров dд/dк вплоть до dд/dк = 1, т.е. в этом случае эффективно использовать малогабаритные трубчатые турбулентные аппараты цилиндрической конструкции. Исходя из этого, в ТТА диффузор-конфузорной конструкции, в отличии от цилиндрической конструкции, поток, в котором дисперсные включения равномерно распределяются по сечению аппарата, формируется при относительно небольшом расходе движения потока дисперсной системы. При этом снижение требуемого значения w тем больше, чем выше соотношение диаметров dд/dк (изменение Re соответствует соотношению Redд/dк). Таким образом, варирование скорости движения жидких потоков w в трубчатых аппаратах и соотношения диаметров dд/dк является одним единственным, но весьма эффективным способом влияния на способ диспергирования и качества полученных смесей. Выведенные закономерности дают возможность без технологических и технических осложнений создавать в благоприятных условиях при относительно малом времени пребывания реагентов в зоне смешения высокодисперсные включения в системах «жидкость-жидкость» и применять для этих целей простые по конструкции малогабаритные ТТА диффузор-конфузорной конструкции. 19 Еще одна важная величина, характеризующая качество образуемых эмульсий, считается коэффициент полидисперсности Z. Так же, как и в случае формирования частиц дисперсной фазы с объемно-поверхностным диаметром, соотношение размеров Lс/dд никак не отражается на полидисперсности полученных эмульсий. При повышении соотношения dд/dк происходит увеличение разброса частиц дисперсных включений по размерам. При этом однородные эмульсии образуются в диффузорконфузорном отсеке трубчатого аппарата с dд/dк = 1,6. В частности, для Lc/dд = 2…3 значение коэффициента Z при dд/dк = 1,6 составляет 0,73-0,76, тогда как при соотношении dд/dк, равном 2 и 3, коэффициент Z снижается до 0,62 и 0,42 соответственно. Результаты множественных исследований пилотных установок трубчатых турбулентных аппаратов для различных химических процессов выполнены в работах [52-54], где детально раскрывается эффективность применения трубчатых турбулентных аппаратов и обсуждаются преимущества их применения вместо традиционно используемых аппаратов для проведения процесса смешения в турбулентном потоке. Использование трубчатых турбулентных аппаратов нашло практическое применение в процессах химических производств. В процессах сернокислотного алкилирования изопарафинов олефинами [55], в процессах взаимодействия солянокислотной суспензии органических аминов с раствором нитрита натрия [56, 57], в процессах очистки сырой нефти и газовых конденсатов от меркаптанов и сероводорода [58], получения бензинов [59] и т.д. Так же имеется возможность использования в производстве хлорбутилкаучука [61, 62], в производствах олигомеров кислых и щелочных сред пипериленов [60], в производстве хлорбензола [63], и др., в том числе при нейтрализации кислотных сред в жидкофазных потоках [64]. Кроме того, с возможностью получения в зоне смешивания потоков развитого уровня турбулентности, имеется возможность эффективно использовать трубчатые турбулентные аппараты как экстракторы [67], 20 смесители [65], теплообменники [66], диспергаторы (для создания тонких однородных эмульсий), абсорберы [68], и др. [69-74]. 1.3. Потери углеводородов при промысловой подготовке газа и газового конденсата. В России газовый конденсат исторически считается попутным сырьем при разработке газовых месторождений, хотя по своим химическим свойствам он намного привлекательнее нефти в плане дальнейшей переработки [75]. По данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ за 2011 год из 68млрд. кубических метров добытого в России попутного нефтяного газа 16,2 млрд. м3 было сожжено на промысловых факельных установках, 51,1 млрд. м3 – подверглось переработке с помощью традиционных технологий: в том числе 30,2 млрд. м3 было направлено газоперерабатывающим заводам (ГПЗ); 21,2 млрд. м3 использовано на собственные нужды добывающих предприятий, для обратной закачки в пласт и выработки электрической энергии (рис.1.5). Но официальные данные, к сожалению, не полностью характеризуют реально сложившуюся ситуацию, так как инструментальные замеры объемов добываемого, используемого и сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа в большинстве нефтедобывающих предприятий не осуществляются в связи с отсутствием оснащенности приборами учета. К 2012 году на территории РФ функционируют более 2000 факельных установок, из которых только 49% оснащены приборами учета [76]. 24% 45% 31% Поставки на ГПЗ Энергетика и закачка в пласт Сжигание на факелах Рисунок 1.5 – Направления использования ПНГ в России в 2011 г. 21 В 2011 г. инвестиции в рациональное использование ПНГ в России составили около 82,2 млрд. руб., введено порядка 75 объектов для выработки электроэнергии, 171 объект по переработке ПНГ, введено в эксплуатацию около 2000 км трубопроводов. Однако, увеличение объема вложений не привело к улучшению эффективности использования ПНГ. Так, в последние годы наблюдается динамика снижения доли утилизированного ПНГ. За последние три года этот показатель уменьшился на 2,4 % (табл. 2.1). Россия продолжает увеличивать объемы сжигания ПНГ на факелах. Это связано, в основном, с вводом в разработку новых месторождений нефти и газа в районах с неразвитой инфраструктурой по транспорту попутного газа и переработке, в тоже время происходит снижение добычи на действующих хорошо обустроенных месторождениях. Таблица 2.1 Добыча попутного нефтяного газа в России и структура его использования (без субъектов малого предпринимательства), млрд. м3. Добыча Сожжено на газа факелах млрд.м3 % 2000 28,8 7,2 21,0 72,9 2005 42,2 13,1 28,2 66,8 2006 44,0 13,3 29,8 67,7 2007 44,8 16,4 27,6 61,6 2008 45,4 13,7 32,4 71,4 2009 57,0 11,8 44,4 77,9 2010 65,2 15,4 49,8 76,4 2011 68,0 16,2 51,2 75,5 Годы утилизировано Сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) на промысловых факельных установках приводит к большим потерям ценного углеводородного сырья для химической промышленности. Рациональное использование ПНГ позволила бы промышленности ежегодно производить до 5-6 млн. тонн 22 жидких углеводородов, 3-4 млрд. кубометров этана, 15-20 млрд. кубометров сухого газа или 60-70 тысяч ГВт/ч электроэнергии. Расчеты отображают, что упущенная выгода от одного сожженного миллиарда кубических метров ПНГ сопоставима потере товарной продукции на сумму 270 млн. долларов США. В этом случае потери государственного бюджета составляют около 35 млн. долларов США. Однако, сжигание ПНГ, даже в качестве топлива для выработки электроэнергии, нецелесообразно без предварительного отбора газовых бензинов и высококипящих углеводородов - важного сырья для нефтехимических производств. Рациональное использование сжигаемого газа на факелах в настоящее время соответствует экономическим аспектам стратегии страны [77]. Исходя из этого, сокращение технологических потерь при добыче и достижение параметров стабилизированной нефти должно обеспечивать максимум извлечения легких углеводородов С1-С4 из нефти и вовлечение в нефть из попутного нефтяного газа максимально возможного количества углеводородов С5+ [78-82]. При этом бутановая фракция может находиться как в составе стабильной нефти, так и в попутном нефтяном газе. В работе [77] нефтяным компаниям рекомендуется разработать детальные инвестиционные программы в процессах и технологиях по использованию нефтяного газа с целью фактического сокращения потерь углеводородов до 2012 года. Специалистами доказано, что практически для любого месторождения нефти и газа есть возможность подбора инвестиционно привлекательных вариантов рационального использования нефтяного газа. Переработка попутного нефтяного газа малых и средних месторождений окупаема и может представлять экономический интерес для нефтегазодобывающих предприятии ввиду ужесточения экологических требований [83]. 23 1.4. Способы сокращения потерь углеводородных газов Много публикаций в зарубежной и отечественной технической литературе посвящено системам и технологиям улавливания легких фракций углеводородов и возврата их в состав нефтяного сырья [84]. Сущность этих систем заключается в компримировании отобранной из сепараторов и емкостей низконапорного газа с целью ее утилизации или реализации в сжиженном или газообразном состоянии. Сокращение потерь бензиновых фракций из состава газов возможно путем использования технологии улавливания целевых компонентов, сжижения газа турбодетандерными и холодильными агрегатами, выделения жидких углеводородов и закачки в поток нефтяного сырья, рециркуляции газа сепарации, абсорбции в колонных абсорберах парогазовой смеси и применение других технологий [85-93]. Имеются разработки каталитических переработок нефтяного газа на компактных установках на самих площадках объектов добычи и подготовки нефти и газа [94]. Оценено, что при больших количествах нефтяных газов его рациональное использование обеспечивается при закачивании в пласты для поддержания пластового давления, в виде газообразного топлива для выработки электроэнергии и тепла на объектах добычи [95-97]. Перечисленные способы сокращения потерь углеводородов на промысловых установках требуют вложения значительных капитальных ресурсов. Разработаны установки улавливания легких фракции УЛФ, основание на способности нефти поглощать бензиновые фракции. Данные установки успешно эксплуатируются и справляются с задачами по сокращению потерь углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов на складах [98, 99]. Известно, что абсорбция является одним из основных процессов извлечения бензиновых фракции из состава газов дегазации. При этом рабочие температуры и давление могут быть значительно меньшими, по сравнению с процессами ректификации [100, 101]. Традиционные методы абсорбционного разделения смеси предполагают абсорбцию целевых 24 компонентов из смеси тощим абсорбентом в колонном аппарате с контактными устройствами и дальнейшее извлечение абсорбированных компонентов в десорбере с получением тощего абсорбента, возвращаемого на процесс. Сбор и утилизация низконапорных газов дегазации газового конденсата при стабилизации газового конденсата, связана с большими энергетическими затратами, вследствии этого при больших объемах подготовки газового конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн. Она имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется в технологической схеме, подготовленный стабильный газовый конденсат имеет низкое давление насыщенных паров и др. Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится в большинстве случаев в двух или трех колоннах, что позволяет, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан). На существующих современных установках обычно применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и значительно уменьшить энергозатраты. В зарубежных публикациях [102, 103] также рассмотрены методы и способы извлечения жидких углеводородов из состава попутного газа и оптимального его использования. В работе [104] произведена систематизация технологических схем утилизации газа и сокращения потерь жидких углеводородов. В работах [105107] произведен анализ абсорбционного метода сокращения потерь жидких углеводородов при промысловой подготовке нефтяного сырья. Абсорбционный метод извлечения из состава газов стабилизации жидких углеводородов, является наиболее оптимальным решением при промысловой подготовке углеводородного сырья. Преимуществом данного метода является использование в качестве абсорбента стабильной нефти или 25 газового конденсата самого месторождения, отсутствие в необходимости регенерации абсорбента. ЗАКЛЮЧЕНИЕ К ЛИТЕРАТУРНОМУ ОБЗОРУ Стабилизация газового конденсата газоконденсатных месторождений обычно осуществляется без предварительного обессоливания. Данное обстоятельство не имеет существенного влияния на начальной стадии разработки газоконденсатного месторождения, так как поступающее на стабилизацию углеводородное сырье содержит малое количество влаги, и, как правило, не оказывает существенного влияния на солесодержание в стабильном конденсате. На начальном этапе разработки газоконденсатного месторождения «Толкын» содержание солей в нестабильном конденсате составляло 9,94 мг/литр. В процессе эксплуатации месторождения газовые скважины обводнялись, и соответственно, на установку стабилизации конденсата увеличилось поступление пластовой воды вместе с солями. На данном этапе разработки месторождения содержание солей в нестабильном конденсате колеблется в пределах 145…200 мг/литр. В основном это соли Na, K, Ca. Это обстоятельство приводит к повышенному солеотложению на кипятильнике колонны стабилизации, на поверхности топки, из-за солевых отложении на тарелках и клапанах контактных устройств колонны стабилизации, колонна стабилизации начинает работать в нестабильном режиме. Проблемы, возникающие из-за солеотложения на клапанных тарелках колонны стабилизации: 1. Снижается эффективность массообмена между восходящим потоком парогазовой фазы с нисходящей жидкой фазой, что приводит к уносу компонентов конденсата с верха колонны вместе с газами стабилизации. Вследствие чего, происходит уменьшение количества стабильного конденсата от потенциально возможного количества. Потери компонентов 26 стабильного конденсата с верха колонны с газами стабилизации на одной из установок месторождения «Толкын» составляют ~2,5 т/сутки. 2. Периодически происходят случаи «заливания» колонны стабилизации, вследствие залипания клапанов, из-за чего происходила остановка процесса стабилизации конденсата. Проблемы, возникающие из-за солеотложения на топках подогревателя: 1. Снижается интенсивность нагрева нестабильного конденсата, вследствие недостаточной теплопередачи с поверхности топки. 2. Происходит повышенный износ топок подогревателя, вследствие неполного теплосъема с нагретой поверхности. В критических случаях данное обстоятельство приводит к прогару топки. Способ совершенствования промысловой подготовки жидких углеводородов заключается в создании схем, включающих все необходимые операции по обезвоживанию и обессоливанию сырья – подогрев, подача деэмульгатора, отстой, промывка пресной водой при интенсивном перемешивании. Эффективный режим перемешивания конденсата с водой возможно достичь при турбулизации движущегося потока. Для решения данной проблемы возможно использование трубчато-турбулентного аппарата для смешения нестабильного газового конденсата с пресной водой перед стабилизацией для отмывки газового конденсата от солей. Давление насыщенных паров стабильного газового конденсата согласно норме составляет 66,7 кПа. Для обеспечения необходимого давления насыщенных паров, из состава газового конденсата удаляются легкие углеводороды путем сепарации в трехфазных сепараторах и стабилизации в колонне стабилизации. Низконапорные газы сепарации и газы стабилизации газового конденсата, имеющие низкое остаточное давление, как правило, сжигаются на факелах. В этом случае на факел поступает «жирный» газ, содержащий 27 значительный объем высококипящих углеводородных газов. В летний период увеличиваются потери ценного углеводородного сырья. Особо остро актуальность проблемы происходит в Западном Казахстане ввиду жаркого климата. Одним из компонентов перспективных способов снижения газового конденсата является потерь целевых процесс абсорбции высококипящих компонентов из состава газа стабилизации стабильным газовым конденсатом. 28 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СМЕШЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТА И ВОДЫ В ТРУБЧАТОМ ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ С целью изучения возможности снижения солесодержания стабильного конденсата и вывода из технологических потоков солей с помощью пресной воды, были проведены экспериментальные исследования. В начале исследований обессоливание проводилось в объемном аппарате смешения (колбе) для определения возможности обессоливания газового конденсата водой и оценки эффективности степени перемешивания. Далее. на смеси «газоконденсат-вода», экспериментальные исследования по проводились подбору режима интенсивности перемешивания и эффективность обессоливания в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции. 2.1. Методика эксперимента 2.1.1. Обессоливание газоконденсата в объемном аппарате смешения Изучение закономерностей отмывки газового конденсата в объемном аппарате смешения (колбе) на смеси газоконденсат-вода проведено на лабораторном оборудовании (рис.2.1). 1 4 3 2 Рисунок 2.1 – Схема лабораторной установки объемного аппарата смешения 1 - коническая колба объемом 500 мл; 2 - лабораторная магнитная мешалка с оборотами 80÷1500 об/мин; 3 - мешалка; 4 - отвод для отбора проб. 29 Солесодержание исходного газоконденсата принято 76 мг/л. В работе проверялась возможность отмывки от солей газового конденсата водой при различных объемных соотношениях газоконденсата и воды. К газоконденсату объемом 300 мл добавляли 0,5 % масс. воды и перемешивали в конической колбе магнитной мешалкой при скорости 600 об/мин. В течение 5 минут с интервалом в 1 минуту отбирали пробы на анализ солесодержания. Было изучено также влияние концентрации воды в газовом конденсате при 1; 2; 3 % масс. воды. 2.1.2. Обессоливание газоконденсата в трубчатом турбулентном аппарате Изучение закономерностей отмывки газового конденсата пресной водой от солей проводили с использованием трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции (рис. 2.2) с параметрами: диаметр диффузора dд = 0,024 м, диаметр конфузора dк = 0,012 м, длина диффузор-конфузорной секции Lс = 0,048 м, угол раскрытия диффузора 45O. Экспериментальная установка и обоснование выбора конструкции трубчатого турбулентного аппарата представлены в работе [45]. Объемный расход газоконденсата варьировали в пределах 0,5…1 м3/час при фиксированном процентном содержании пресной воды (0,5; 1; 1,5; 2 % об.). Температура газового конденсата, подаваемого в трубчатый турбулентный аппарат на отмывку, составляла 47 0С, температура пресной воды 30 OС. Рисунок 2.2 – Общий вид трубчатого турбулентного аппарата диффузорконфузорной конструкции, где wк, wв - объемный расход газового конденсата и пресной воды, соответственно. 30 Экспериментальное изучение закономерностей обессоливания выполнено на стендовой установке (рис. 2.3) в цеху подготовки газа и газового конденсата на месторождении «КазМунайТениз», Боранколь Казахстан). (АО «Морская Компонентный Нефтяная состав Компания исходного газо- конденсата и физико-химические параметры представлены в таблице 2.1. Рисунок 2.3 – Схема обессоливания газоконденсата при смешении с пресной водой. 1 – емкость с деэмульгатором; 2 – емкость с водой; 3, 4, 5 – насосы; 6 – теплообменник; 7 – трубчатый турбулентный аппарат; 8 – трехфазный сепаратор. Потоки: I – исходный газоконденсат; II – деэмульгатор; III – пресная вода; IV – газ; V – сточная вода; VI – газоконденсат после обессоливания. 31 Таблица 2.2 Физико-химические свойства газоконденсата Определяемый параметр Значение Плотность конденсата при 20 ºС, кг/м3 759,6 Компонентный состав, % об. пропан 2,973 изобутан 1,387 н-бутан 3,880 изопентан 3,053 н-пентан 3,561 Сумма гексанов + выше 80,140 Смолы 5,006 Фракционный состав конденсата Температура начала кипения, ºС 44 Отгоняется объем при температуре ºС, % об. 82 10 95 20 107 30 118 40 130 50 150 60 177 70 209 80 262 90 300 95 Перегнано, % об. 94,5 Остаток в колбе, % об. 3,5 Потери при перегонке (летучие), % об. 2,0 32 Общее количество солей в исходном газоконденсате составляло 97 мг/л (ионный состав [HCO3-]/[SO42-]/[Cl-]=3/1/210, [Ca2+]/[Mg2+]/[Na++K+]= 13,9/1,1/119,8. Для отмывки газового конденсата от солей использовали пресную воду. По наибольшему содержанию ионов соли представлены хлоридами натрия и калия, и как видно из таблицы 2.2, их растворимость в воде при 20 О С 35,8 и 34,4 г/кг соответственно [103]. Использование воды как растворителя при интенсивном перемешивании, очевидно, позволит снизить содержание солей газового конденсата. Таблица 2.3 Растворимость солей в воде при температуре 20 ОС Соль Растворимость, г/кг NaСl 35,8 Na2SO4 19,2 KHCO3 33,3 NaHCO3 9,6 KCl 34,4 K2SO4 11,1 CaSO4 2,05 CaCl2 74,5 MgCl2 54,8 MgSO4 35,1 33 2.2. Изучение закономерностей течения двухфазных модельных систем 2.2.1. Диспергирование в системе «жидкость–жидкость» Установка экспериментального изучения закономерностей формирования эмульсии в турбулентном потоке представлена на рис. 2.4. Дисперсионной средой был выбран газоконденсат с расходом w = 100…260 см3/с, в качестве дисперсных включений использовалась вода с расходом 2,0 см3/с. Кривые распределения дисперсной фазы по размерам получены методом видеосъемки при интенсивном проходящем свете с использованием цифровой фотоаппарата светочувствительности SONY DSN-75 400). Ускоренная - (при выдержке фотосъемка 1/1000 с, обеспечивает сведение к минимуму эффект размывания изображения частиц включения образующихся при высокой скорости потока. Для снижения влияния искажения изображений вследствие стеклянного материала и изогнутости формы корпуса аппарата в его объем помещалась оцинкованная калибровочная нить известного размера (диаметр 0,2 1 мм) [109,110]. При оценке размера частиц использовали центральный участок продольного сечения аппарата вычисленными размером размерами 0,75dд, при этом калибровочных расхождение нитей по между полученному изображению и фактическими значениями составляло не более 1,0 %. Эта методика также позволяет исключить возможность искажения изображений, вследствие, коэффициента преломления стеклянного материала аппаратов и учитывать систематическую ошибку. Работа с малыми объемными долями дисперсной фазы, позволила поперечном сечении потока. получать изображения всех частиц в 34 Рисунок 2.4 – Эскиз установки для экспериментального изучения закономерностей течений двухфазных потоков. 1 – емкость для дисперсной фазы, 2 – насос перистальтический, 3 – подача дисперсионной среды, 4 – ротаметр, 5 – аппарат трубчатый турбулентный, 6 – фотоаппарат, 7 – подача света, 8 – приемник стоков. Обработка полученных изображений проводи при покадровом просмотре компьютерных фотоснимков движущихся дисперсных систем. Сопоставление линейных размеров частиц включений (все частицы в выбранном диапазоне скоростей движения потоков имели сферическую форму) с линейным размером калибровочной нити позволил вычислить фактический размер капель. 35 2.3. Методика определения хлористых солей в газовом конденсате Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из состава жидких углеводородов дистиллированной водой и индикаторном титровании их в водной вытяжке [111]. Проведение анализа Пробу анализируемого газоконденсата, хорошо перемешивают в течение 10 мин встряхиванием вручную в колбе, заполненной не более чем на 2/3 ее вместимости. Сразу после встряхивания пипеткой берут пробу газоконденсата для анализа. Пробу анализируемого газоконденсата переносят количественно в делительную воронку с мешалкой. Содержимое воронки перемешивают 1 - 2 мин мешалкой. К пробе анализируемого газоконденсата приливают 100 см3 горячей дистиллированной воды и экстрагируют хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. После экстракции фильтруют водный слой через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу вместимостью 250 см3. Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят индикаторное титрование. 36 3. РАСЧЕТ ПРОЦЕССА ОБЕССОЛИВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТА В ТРУБЧАТОМ ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ 3.1. Объемный аппарат смешения Проведено экспериментальное изучение закономерностей отмывки газового конденсата, с солесодержанием 76 мг/л, в объемном аппарате смешения на смеси газоконденсат-вода. Было изучено обессоливание газоконденсата при добавлении 0,5; 1; 2; 3 %масс. воды при скорости перемешивания 600 об/мин и времени отбора пробы 1…5 мин. Результаты представлены в таблице 3.1 и рисунке 3.1. Таблица 3.1. Содержание солей в мг/л от времени и концентрации промывной воды содержание воды, Время, мин %масс. 1 2 3 4 5 0,5 1 2 3 16,84 12,54 10,78 7,52 13,1 11,15 10,51 6,97 12,97 9,75 6,83 5,23 11,95 9,06 7,32 3,48 10,93 6,27 4,58 3,14 Содерж. солей, мг/л 18 16 14 12 1 10 2 8 6 3 4 4 2 0 1 2 3 4 5 Время, мин Рисунок 3.1 – Зависимость солесодержания от времени перемешивания. 1 – 0,5 % мас., 2 – 1 %мас., 3 – 2 %мас., 4 – 3 %мас. 37 Из таблицы следует, что отмывка водой газового конденсата позволяет извлекать 78…96 % солей. Увеличение содержания воды в смеси увеличивает степень отмывки солей. В работе было рассмотрено также обессоливание газоконденсата при другой интенсивности перемешивания. В коническую колбу отбирали нестабильный газоконденсат объемом 150 мл и воды -1,5 %мас. Скорость перемешивания составляла 1200 об/мин, время отбора пробы 1…5 мин. Солесодержание изменялось от 7,32 до 3,13 мг/л. Среднее значение солесодержания газоконденсата после отмывки составило 5,5 мг/л., что меньше, чем при перемешивании в 600 об/мин. Тем самым выявлена возможность использования относительного малого количества воды для обессоливания газового конденсата при интенсивном перемешивании. 3.2. Граничные условия оптимального расхода потока «газоконденсат-вода» в трубчатом турбулентном аппарате Обессоливание газоконденсата в трубчатом турбулентном аппарате проводили при содержании воды 0,5, 1,0, 1,5, 2,0 % об. Результаты исследования приведены в таблице 3.2. Таблица 3.2. Содержание солей (мг/л) в зависимости от расходов газового конденсата и воды Расход газового конденсата, мл/с 150 180 210 240 270 300 Объемная доля воды, % 0,5 82 63 39 51 62 78 1 50 25 20 26 34 52 1,5 42 22 17 20 30 48 2 36 19 15 18 28 45 38 Для указанного интервала расхода газоконденсата построена графическая зависимость (рис. 3.2.) солесодержания в газоконденсате после промывки в трубчатом турбулентном аппарате от объемного расхода потока. Ссоли, мг/л 100 80 1 60 2 3 40 4 20 0 100 150 200 250 300 350 Расход газоконденсата, мл/с Рисунок 3.2 – Солесодержание в газоконденсате после промывки в трубчатом турбулентном аппарате от объемного расхода потока. 1 – 0,5 %об. воды; 2 – 1 %об. воды; 3 – 1,5 %об. воды; 4 – 2 %об. воды. Из опытных данных видно, что предпочтительным расходом подачи воды является ее содержание 1…2 % об. в смеси, однако, в условиях промышленного производства 2 % об. воды является затратным. Очевидно, что оптимальным содержанием воды в смеси при промывке конденсата от солей с применением ТТА можно принять 1,5 % об. Исходя из этого, данное содержание было применено при проведении исследований в трубчатом турбулентном аппарате. В первом опыте расход газоконденсата через ТТА Qк=117мл/с, расход воды Qв=1,755 мл/с. В результате, из-за недостаточности расхода жидкости через ТТА, наполнение секции конденсатом происходило не в полной мере (секции не были заполнены полностью), наблюдалось слабое перемешивание 39 (рис. 3.3; 3.4). Анализ солесодержания газоконденсата после промывки при данном расходе газоконденсата и воды составил 83 мг/л. Во втором опыте расход газоконденсата через ТТА Qк=210 мл/с расход воды Qв=3,15 мл/с. Во всех 6-ти секциях наблюдалось интенсивное турбулентное перемешивание потока эмульсии в продольном и поперечном сечениях (рис. 3.5; 3.6). Солесодержание газоконденсата после промывки составил 17 мг/л, что удовлетворяет поставленной задаче исследования. В третьем опыте расход газоконденсата через ТТА Qк=234 мл/с расход воды Qв=3,51мл/с. В результате, в первой секции ТТА исчезло визуально наблюдаемое перемешивание, поток стал сплошным. В остальных 5-ти секциях визуально наблюдалось перемешивание в продольном и поперечном направлениях (рис. 3.7; 3.8). Анализ солесодержания после промывки составил 29 мг/л. Рисунок 3.3; 3.4 – Фотоснимок при объемном расходе воды Qк=117мл/с Рисунок 3.5; 3.6 – Фотоснимок при объемном расходе воды Qк=210 мл/с Рисунок 3.7; 3.8 – Фотоснимок при объемном расходе воды Qк=234 мл/с 40 Рисунок 3.9; 3.10 – Фотоснимок при объемном расходе воды Qк=300 мл/с Рисунок 3.11; 3.12 – Фотоснимок при объемном расходе воды Qк=400 мл/с В четвертом опыте расход газоконденсата через ТТА Qк=300 мл/с расход воды Qв=4,5 мл/с. В результате в первых 3-х секциях исчезло визуально наблюдаемое перемешивание, поток стал сплошным. В остальных 3-х секциях визуально наблюдалось перемешивание в продольном и поперечном направления (рисунок 3.9; 3.10). Анализ солесодержания газоконденсата после промывки 45 мг/л. В пятом опыте расход газоконденсата через ТТА Qк=400 мл/с расход воды Qв=6 мл/с. Во всех 6-ти секциях исчезло визуально наблюдаемое перемешивание поток сплошной без перемешивания из-за высокой скорости жидкости (рисунок 3.11; 3.12). Анализ солесодержания газоконденсата после промывки 85 мг/л. Во всем рассмотренном интервале объемных расходов газового конденсата происходило снижение содержания солей с ростом количества подаваемой на смешение пресной воды (рис. 3.13). В то же время, при фиксированном соотношении газоконденсат/вода эффективность обессоливания экстремально зависит от объемного расхода жидкостей. При малых расходах газоконденсата (0,5 м3/час) в трубчатом турбулентном 41 аппарате наблюдается низкая эффективность перемешивания с пресной водой. Критерий Рейнольдса составил Re ≈ 6000, что свидетельствует о том, что гидродинамическая структура движения жидкого потока соответствует промежуточному режиму. Дальнейшее повышение объемного расхода газового конденсата увеличивает эффективность обессоливания, а минимальное содержание солей достигается при wк = 0,76 м3/час (Re ≈ 8500). Очевидно, что это связано с повышением уровня турбулентного перемешивания в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорного типа. 100 3 Содержание солей, г/м 4 80 3 60 2 1 40 20 0,5 н. м ъе об 1,0 0 1,0 0,9 Расхо дг 1,5 0,8 0,7 азокон денсат а, 0,6 2,0 0,5 м 3/час ,% а д Во Рисунок 3.13 – Зависимость общего содержания солей в газоконденсате от его объемного расхода и количества пресной воды. Количество пресной воды на стадии отмывки по отношению к газовому конденсату: 2 (1); 1,5 (2); 1 (3); 0,5 (4) % объемн. Превышение объемного расхода газоконденсата от оптимальной величины wк = 0,76 м3/ч (210 мл/с), независимо от количества пресной воды, сопровождается снижением эффективности обессоливания (рис. 3.13). Причем это происходит наряду с достижением критерия Рейнольдса 42 значения 12000, что характеризует переход в область развитой турбулентности. Возможной причиной наблюдаемой зависимости может являться снижение времени пребывания реагентов в зоне смешения при увеличении объемного расхода газоконденсата, не обеспечивающее завершение процесса экстракции соли из углеводородной фазы в водную. Гидродинамические режимы работы трубчатого турбулентного аппарата позволили оценочно рассчитать время, необходимое для экстракции солей из газового конденсата пресной водой, которое составляет около 0,6 секунд. При снижении времени пребывания двухфазного потока в аппарате процесс экстракции не успевает завершиться, несмотря на рост уровня турбулентности и, соответственно, эффективности перемешивания. Таким образом, оптимальный расход воды на промывку составляет 1,5% об., диапазон объемного расхода смеси газоконденсат-вода 180…240 мл/с. Следовательно, устойчивая работа аппарата составит 85…115% от рекомендуемого среднего расхода 210 мл/с. Существенно повысить эффективность обессоливания удается за счет нагрева пресной воды даже, несмотря на то, что ее количество по отношению к газоконденсату не превышает 2 % об. Так, при нагревании воды от 30 ОС до 90 О С, подаче газового конденсата в аппарат с расходом 0,76 м3/ч и количестве введенной воды 1,5 % об. общее содержание солей снижается в 2 раза (с 20 г/м3 до 10 г/м3). Увеличение эффективности отмывки солей с ростом температуры обусловлено повышением, как скорости экстракции, так и интенсивности перемешивания за счет выделения из газоконденсата легких углеводородов в виде мелкодисперсных пузырьков (рис. 3.14, 3.15). Рисунок 3.14 – Фотоснимок 1,2,3 секции ТТА 43 Рисунок 3.15 – Фотоснимок 4,5,6 секции ТТА В результаты выполненного исследования предложена схема предварительного обессоливания нестабильного газового конденсата перед его подачей в колонну стабилизации [112], включающая малогабаритный трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции для смешения углеводородной фракции с пресной водой Показана возможность эффективного обессоливания нестабильного газового конденсата перед его подачей в колонну стабилизации. Смешение газоконденсата с небольшим количеством пресной воды (0,5…2 % об.) в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции позволяет снизить общее содержание солей с 95 г/м3 до 15…20 г/м3 (при оптимальном газоконденсате. расходе газоконденсата Существенно 0,76 повысить м3/ч) в эффективность стабильном отмывки газоконденсата от солей удается за счет нагревания пресной воды. Предложенный способ позволит существенно повысить устойчивость работы колонны стабилизации за счет снижения солеотложения на внутренних поверхностях технологического оборудования. В результате исследований обессоливания газового конденсата в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции получили оптимальное соотношение газоконденсат/вода и расход сред в единицу времени. Определен оптимальный интервал работы трубчатого турбулентного аппарата по объемному расходу жидкости. Изучена возможность повышения эффективности отмывки от солей за счет нагревания промывной воды, несмотря на то, что ее количество по 44 отношению к газоконденсату не превышает 1,5 % масс. Повышение эффективности обессоливания с ростом температуры связано с увеличением, как скорости экстракции, так и интенсивности перемешивания за счет выделения из газоконденсата легких углеводородов в виде мелкодисперсных пузырьков. Выявлено, что существует оптимальное значение расхода газоконденсат/вода, при котором по сечению аппарата формируется оптимальное смешение потока с равномерным распределением воды. При снижении расхода газоконденсат/вода происходит снижение скорости прохождения через аппарат и поток расслаивается, что приводит к снижению эффективности работы аппарата. При увеличении расхода потока газоконденсат/вода выше критической величины в объеме аппарата возрастает скорость прохождения смеси через аппарат, недостаточна экстракция солей водой, вследствие чего эффективность обессоливания уменьшается. 3.3. Диспергирование в системе «жидкость-жидкость» Одним из важных процессов подготовки газового конденсата к его стабилизации методом фракционирования ректификацией является стадия экстракции водорастворимых солей. Предварительное обессоливание газового конденсата при отмывке пресной водой позволяет на последующих стадиях снизить солеотложение на технологическом оборудовании. В настоящей работе рассмотрена возможность эффективного обессоливания нестабильного газового конденсата перед его подачей в колонну стабилизации. Очевидно, что эффективность водной экстракции солей определяется возможностью газоконденсат-вода с высокой получения удельной мелкодисперсной системы поверхностью раздела фаз. Обессоливание газоконденсата водой возможно при создании высокой удельной поверхности контакта фаз. Проведенные исследования по созданию турбулентного смешения несмешивающихся потоков в ТТА были проведены 45 для систем «жидкость-жидкость» и «газ-жидкость», где сплошной средой являлась водная среда. Диспергирования двухфазного потока при изучении закономерностей протекания массообменных процессов на границе раздела фаз «жидкость– жидкость» со сплошной углеводородной средой изучено было выполнено на пилотной установке. Одним из главных различий таких исследований связано с тем, что характеристики течения каждой фазы во многом зависит от условий течения другой фазы. Отличительной особенностью влияния углеводородного потока на сдвиговую деформацию (диспергирования капель воды) при инверсии фаз может являться соотношения таких факторов как, более высокие значения числа Рейнольдса, существенное снижение вязкости легких углеводородов светлых нефтяных фракций по сравнению с водой, относительно низкая плотность сплошной среды и межфазное натяжение. Целью исследования являлось изучение гидродинамического режима работы трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции применительно к процессу отмывки газового конденсата водой, в частности, экспериментальное изучение закономерностей диспергирования двухфазного потока. Экспериментальное изучение закономерностей образования эмульсий в потоке газоконденсат-вода проводили в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции (длина диффузор-конфузорной секции Lс= 0,048 м, диаметр диффузора dд= 0,024 м, диаметр конфузора dк= 0,012 м, число диффузор-конфузорных секций равно 4, угол раскрытия диффузора =45 град.). Эксперимент проводили при температуре 18 °С и использовали газовый конденсат плотностью 0,76 г/см3 с компонентным составом, представленным в таблице 2.1. При фиксированном соотношении вода/газоконденсат = 1/100 изменяли объемный расход двухфазного потока в интервале 100…260 см3/с. 46 Параметры, лежащие в основе расчетов, имеют следующие значения: f 0,914 γ 45 fE 0,014 dд 0,024 м dк 0,012 м Lс 0,048 м εср 0,618 U1 0,00045 U2 0,000002 м3/с ρ1 680 кг/м3 ρ2 1000 кг/м3 σ 0,022 Н/м градус м3/с Частотные кривые распределения капель дисперсной фазы по размерам получали методом фото и видеосъемки при ярком освещении с использованием цифровой фотокамеры. Покадровый просмотр компьютерного изображения движущихся дисперсных систем позволил вычислить истинный размер капель (проекция сферических капель). Подсчет капель проводили в интервале диаметров (мм): 0-0,4; 0,4-0,6; 0,6-0,8; 0,8-1,0; 1,0-1,5; 1,5-2; свыше 2. При оценке ошибок экспериментальных результатов выбирали по 8 изображений определенного участка канала. По экспериментальным данным проводили оценку дисперсии распределения s2: s2 2 1 N (d d ) , N 1 1 i (3.1) где N – количество замеров; di –диаметр капель выбранных интервалов; d средний диаметр капель. Стандартную ошибку при доверительной 47 вероятности = 0,95 рассчитывали как = 2,4 s N . Средняя ошибка измерений составила 7%. Исследования показали, что при увеличении объемного расхода двухфазного потока газоконденсат-вода происходит снижение размера дисперсных частиц по экспоненциальной зависимости (рис.3.16). Наблюдается последовательное уменьшение диаметра капель дисперсной фазы при переходе от первой к четвертой диффузор-конфузорным секциям. В частности, диаметр капель дисперсной фазы (воды) в четвертой секции при объемном расходе потока 100 см3/с сопоставим с размером дисперсии в первой секции при 260 см3/с. Размеры капель, образующихся в четвертой секции, при расходе двухфазной системы 140 см3/с сопоставимы с размерами дисперсии во второй секции при 260 см3/с. Эти соотношения по формированию размеров капель дисперсной фазы от производительности аппарата необходимо учитывать при проектировании узла обессоливания газового конденсата. С целью созданию прогностической модели работы узла обессоливания газового конденсата водой в трубчатом турбулентном аппарате проведен сопоставительный анализ полученных экспериментальных данных с расчетными величинами. Аналитическое выражение для расчета диссипации удельной кинетической энергии турбулентности имеет вид [113,114]: 2 0.3 f f 3V 3 w E к 2 1 0,625 1 . ср d k w1 w 2 2 (3.2) где w1, w2– объемный расход осевого и радиального потоков, Vк – линейная скорость потока в конфузорной части аппарата, 1 и 2 – плотность дисперсионной среды и дисперсной фазы. f = 0,117 +0,049 - 0,00122 + 1,37410-53 - 5,910-84 . (3.3) 48 d d d L fE= -0,138 + 0,226( д ) – 0,116( д )2 + 0,019( д )3 + 0,03( с )-4,9510-3 dк dк dк dд d d d L L L L ( д )( с )–1,9310-3( с )( д )2–9,6210-3( с )2+3,2210-3( д )( с )2 . dк dд dд dк dд dк dд (3.4) Другим фактором, определяющим удельную поверхность контакта фаз, является способность к деформации поверхности капли, которая в общем случае определяется динамическим напором под влиянием турбулентных пульсаций со стороны дисперсионной среды. Теоретически оценить минимальный размер капли dкр, подвергающейся деформации при течении турбулентного потока, можно по соотношению, характеризующего устойчивую границу раздела фаз [115]: 2 1(v) d 2 кр 2 . (3.5) Здесь: - межфазное натяжение; v - пульсационная скорость масштаба элемента, определяемая как «закона двух третей» Колмагорова-Обухова [116]: v=(d2)1/3 . (3.6) Пульсации меньшего масштаба несут меньшую энергию и их не достаточно для деформирования частицы дисперсной фазы. Пульсации большого масштаба уносят частицы дисперсной фазы без изменения их формы. Путем обработки экспериментального набора статистического данных получена зависимость минимального диаметра капель дисперсной фазы, которые способны испытывать деформацию за счет гидродинамического воздействия со стороны сплошной среды [117]: dкр=0,099( 0,6 -0,4 ) 1 . (3.7) 49 Величину dкр принимается как диаметр дисперсных частиц, образующихся в турбулентном потоке d. Увеличение скорости потока газового конденсата сокращает время контактирования фаз, но увеличивает уровень турбулентности, при этом размеры капель дисперсной фазы и, соответственно, поверхность раздела фаз, снижаются экспоненциально. Сопоставляя экспериментально полученные значения с расчетными, видно (рис.3.16), что выбранная математическая модель по расчету минимального значения диаметра капель дисперсной фазы достаточно точно описывает влияние скорости на размер дисперсных включений на выходе из аппарата (четвертая секция). Наибольшее отклонение в условиях эксперимента достигло 18 %, а среднее расхождение составляет порядка 11 %. Рис. 3.16. Зависимость размера частиц дисперсной фазы от объемного расхода двухфазного потока. Цифры на кривых соответствуют порядковому номеру диффузор-конфузорной секции (dд = 0,024 м, dк = 0,012 м). Эксперимент (сплошные линии), расчет (пунктир). Диспергирование капель воды в объеме газового конденсата происходит по всей длине аппарата, что позволяет увеличить поверхность контакта фаз до ~60% при переходе от 1 к 4 секции (таблица 3.3.). Увеличение поверхности раздела фаз положительно сказывается на 50 эффективности обессоливания газового конденсата, что экспериментально подтверждено в главе 3. Таблица 3.3. Vгазоконденсата мл/с Изменение удельной Диаметр капелек дисперсной фазы, мм поверхности, % От 1 до 4 Секция 1 Секция 2 Секция 3 Секция 4 секции 100 2,7 2,3 1,9 1,6 59,26 140 2,2 1,9 1,5 1,2 54,55 220 1,7 1,4 1 0,7 41,18 260 1,5 1,2 0,8 0,5 33,33 Расчет с использованием (3.7) показал, что переход от аппарата с цилиндрической (dд/dк=1) к диффузор-конфузорной (dд/dк= 3) конструкции (рост глубины профилирования канала) увеличивает скорость движения двухфазного потока и в большей степени переносит импульс в диффузор (рис. 3.16). 51 Диаметр капель, мм 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 1 2 3 dд/dк Рис. 3.16. Расчетная зависимость размера частиц дисперсной фазы от глубины профилирования канала ТТА от 1 до 3 при объемном расходе газового конденсата 300 мл/с (dд = 0,024 м, wводы=4 мл/с). Полученные зависимости позволяют прогнозировать эффективность диспергирования капель воды в объеме газового конденсата, что определяет возможность конструировать смеситель для эксплуатации в широком диапазоне производительности. Верхним пределом по объемному расходу двухфазного потока будет величина перепада давления на концах аппарата, определяемого техническими возможностями насосного оборудования, используемого для перекачивания жидкости. Очевидно, что диспергирование в системе газоконденсат–вода необходимо проводить при малых перепадах давления, что напрямую связано с затратами энергии для обеспечения требуемой производительности установки. 52 3.4. Расчет перепада давления в аппарате В условиях подготовки газового конденсата основным критерием является перепад давления в аппарате, т.к. при стабилизации конденсата, с целью создания заданного давления насыщенных углеводородных паров, поддерживается низкое давление. Применение аппаратов с большим перепадом давления способствует неполной сепарации и, как следствие, отсутствует возможность получения нестабильного газоконденсата. Для эффективного смешения газоконденсат–вода необходимо проводить процесс при малых перепадах давления, что напрямую связано с затратами энергии для обеспечения требуемой производительности установки. Перепад давления выражается зависимостью: 2 l ρw ΔР λ ζ , d 2 (3.8) где ζ – коэффициент местного сопротивления, λ – коэффициент трения, d – диаметр, м; w – скорость, м/с; – плотность, кг/м3 Значение коэффициента местного сопротивления для участка аппарата с внезапным расширением рассчитывается (при расчете скоростного напора 2 S по скорости в меньшем сечении) 1 1 . Для цилиндрического участка S2 аппарата ζ = 1. Коэффициент местного сопротивления для участка аппарата с внезапным сужением (при расчете скоростного напора по скорости в меньшем сечении) ζ = 0,38 [118]. Коэффициент трения для турбулентного потока рассчитывается по формуле Блазиуса: λ 0,316 . Re 0,25 (3.9) 53 S1 S2 S1 S2 Рисунок 3.17. Схема участков сужения и расширения Общий перепад давления рассчитывается как сумма перепадов давления в каждой секции. На рисунке 3.18. представлена схема деления секций аппарата на расчетные зоны. 1 2 4 3 Рисунок 3.18. Эскиз секции аппарата: (1-2) – расширение - диффузор; (2-3) – гладкий канал трубы; (3-4) – сужение - конфузор. Суммарный перепад давления P рассчитывается как сумма перепадов давлений в гладкой трубе, расширении и сужении канала: P = (P1- P2) +( P2- P3)+ (P3- P4), (3.10) 54 где Pi – давление в i-ой зоне, Па При расчете перепада давления на концах аппарата при турбулентном смешении водо-конденсатной смеси использован метод, представленный в работах [119-121]. Перепад давления для турбулентного потока в ТТА определяется по уравнению: Для гладкого участка трубы: P23 / Lжидкость w2 / d 2 , (3.11) где λ – коэффициент трения для турбулентного течения: λ 0,3164 / 4 Re ; (3.12) Re d w / , (3.13) где L – длина аппарата, м; w – скорость, м/с; – плотность, кг/м3; d – диаметр, м; – динамическая вязкость, Па∙с. Расчет перепада давления на концах аппарата диффузор-конфузорной конструкции проводили с учетом локального гидравлического сопротивления при движении газожидкостной смеси по каналу переменного сечения. Для диффузора [121]: где P1 2 K1 Lv , (3.14) Lv ( w 2 / 2) (1 S k / S д ) 2 . k (3.15) 55 45o , то K 1 2,6 sin( / 2 ) . Если Для конфузора: P3 4 8 wk K 2 dk dk 1 1 6 tan / 2 d д 3 (3.16) Если 45o Для турбулентного потока К2 определяется следующим образом Re ρ d w/μ . Отсюда имеем d w / Re и Для ламинарного потока 64 / Re Κ2 ρ wd . Re и Κ2 ρ w d λ. 64 Для турбулентного потока 0,3164 / 4 Re Κ2 ρ w d 0,3164 μ 4 Re μ 64 Re 0,3164 Κ μ, 2 64 4 Re 3 или K 0,0049 Re 4 . 2 Здесь S к - сечение конфузора, м2; Sд - сечение диффузора, м2; - угол раскрытия диффузора. 56 3.5. Определение перепада давления при течении потоков в трубчатых аппаратах В лабораторных условиях выполнены изучение влияния расхода среды на перепад давления создаваемого аппаратом. Аппарат цилиндрического типа (dд = 16 мм, L = 1000 мм) характеризуется малым перепадом давления на концах аппарата (рис. 3.19). Получены зависимости давления в трубчатом турбулентном аппарате от объемного расхода движения смеси (R – коэффициент корреляции): рн=2.10-9w3,47 (начало аппарата, R=0,98) (3.17) рк=2.10-10w3,86 (конец аппарата, R=0,99) (3.18) Δрн=4.10-6w1,58 (перепад давления, Δр=рн–рк, R=0,93). рн,рк, р, атм 0,4 1 0,3 2 0,2 0,1 3 0 80 130 180 230 w, cм3/с Рисунок 3.19. Перепад давления (внутренний канал) по аппарату цилиндрической конструкции. 1 – начало аппарата (рн); 2 – конец аппарата (рк); 3 – перепад давления (Δр) (dд=16 мм, L=1000 мм). 57 В аппарате диффузор-конфузорной конструкции происходит значительное сопротивление в начале аппарата (рис. 3.20), что определяет высокое значение перепада давления (Δр достигает около 1 атм). Изменение давления на концах трубчатого турбулентного аппарата диффузор- конфузорного типа от объемного расхода двухфазных потоков подчиняются закономерностям (R = 0,99): рн = 1.10-5w2,35 (начало аппарата), (3.19) рк = 2.10-10w3,86 (конец аппарата), (3.20) Δр ≈ рн (перепад давления). рн, рк, р, атм 1,2 1 3 0,8 0,4 2 0 30 50 70 90 110 130 150 w, cм3/с Рисунок 3.20. Перепад давления (внутренний канал) в аппарате диффузорконфузорного типа. 1 – начало аппарата (рн); 2 – конец аппарата (рк); 3 – перепад давления (Δр) (dд=16 мм, dк=8 мм, Lс=32 мм L=1000 мм). Следует отметить, что согласно зависимостям (3.19) и (3.20) перепад давления аппаратов цилиндрической и диффузор-конфузорной конструкции характеризуется одной зависимостью (рис. 3.21). При соизмеримых 58 производительностях давление на концах трубчатого турбулентного аппарата цилиндрической и диффузор-конфузорного типа сопоставимы. Полученные экспериментальные результаты показывают, что оптимальным с точки зрения перепада давления на концах аппарата является отношение dд/dк = 2 (рис. 3.22). рк, атм 0,3 0,2 0,1 0 80 100 120 140 160 180 200 220 w, cм3/с Рисунок 3.21. Зависимость давления на концах трубчатого турбулентного аппарата цилиндрической (◊) и диффузор-конфузорной конструкции от расхода (●). Параметры аппаратов см. рис. 3.20. 59 р, атм 0,2 0,1 0 1 2 3 dд/dк Рисунок 3.22. Изменение перепада давления в трубчатом турбулентном аппарате р (атм) от dд/dк (dд=24 мм, Lс=48 мм, L=700 мм, w=140 см3/с). Таким образом, аппараты диффузор-конфузорной конструкции по сравнению с цилиндрическими характеризуются высокими перепадами давления (увеличение Δр порядка в 25 раз), что связано с большим значением потери энергии при течении смесей через профилированный канал (локальный гидродинамические сопротивления). Это является верхним пределом по производительности аппарата при течении как одно-, так и двухфазной смеси. Таблица 3.4. Перепад давления в аппарате диффузор-конфузорной рассчитанный для модельной системы λд λк Reд Re L dд dк 0,026 0,014 244∙103 22,3∙103 0,032 м 0,016 м 0,008 м конструкции, 60 ρ w wк Sк Sд ζд ζ ζк ∆P1-2 ∆P2-3 ∆P3-4 ∆Pсекция ∆P20секции 1000 0,7 2,8 5∙10-5 2∙10-4 0,25 0 0,30 1660 9,56 1119,6 0,053 1,062 кг/м3 м/с м/с м2 м2 кгс/м2 кгс/м2 кгс/м2 атм атм По экспериментальным данным измерения давления на концах трубчатого турбулентного аппарата, состоящего из 20 секций, с водным потоком проведен расчет по выбранным формулам. Сопоставление расчетных данных, полученных применительно к модельной системе коррелирует с экспериментальными данными для перепада давления в аппарате: ∆Pпракт = 0,955 атм, ∆Pтеор = 1,062 атм. 3.6. Расчет геометрических размеров аппарата Расчет геометрических размеров аппарата произведен исходя из условий фиксированного перепада давления не более 0,0223 МПа и отношения dd/dk=2. Расход газового конденсата составляет 22…25м3/час. Проведен расчет диаметра узкого сечения (конфузора) секции по предложенным в работах формулам [117-119]. Таблица 3.5 Расчет диаметра конфузора dк при течении газоконденсата в аппарате диффузор-конфузорной конструкции ∆P5секции ∆Pсекция ∆P3-4 0,223 атм 0,0446 атм 940,12 кгс/м2 61 ∆P2-3 ∆P1-2 ζк ζ ζд ρ L λк λд dд Re Reд wк w Sд Sк dк 4,58 1390,5 0,38 0 0,563 762 0,24 0,011 0,016 0,12 6,6∙105 1,65∙105 2,48 0,62 0,011 0,0028 0,06 кгс/м2 кгс/м2 кг/м3 м м м/с м/с м2 м2 м Диаметр (внутренний) диффузора dд = 0,12 м. Диаметр (внутренний) конфузора dк = 0,06 м. Длина диффузор-конфузорной секции Lс = 0,24 м. Длина входной секции Lп = 0,24 м. Длина выходной секции Lв = 0,24 м. Общая длина ~ 2,0 м. Угол раскрытия диффузора = 45±5 град. Количество диффузор-конфузорных секций – 5. Таким образом, выбраны оптимальные геометрические параметры трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции для стадии обессоливания газоконденсата при которых перепад давления составляет ∆P5секций ≈ 0,223 атм и диаметре конфузора dк = 0,06 м. В предлагаемом способе обессоливания газоконденсата на узле промывки пресной водой газоконденсата, включающем подачу пресной или низкоминерализованной воды на смешение с газоконденсатом, процесс осуществляют в турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции, при этом подготовленный газоконденсат при 30 ОС поступает во входной канал первой секции трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной 62 конструкции с объемным расходом 22…25 м3/ч, где происходит диспергирование. Далее в первую секцию аппарата смесителя вводят промывную воду 1…1,5 % мас. через перфорированный патрубок с закрытым торцевым концом. Предлагаемый способ по сравнению с известными позволяет повысить эффективность за счет сокращения объемов промывной воды, так как при перемешивании создается высокая удельная поверхность контакта фаз. Преимуществами являются отсутствие перемешивающих устройств, отсутствие застойных зон, малый перепад давления, низкая металлоемкость. На рис. 3.23. представлена схема узла промывки газоконденсата пресной (низкоминерализованной) водой предлагаемым способом 1 – Водяной насос; 2 – Емкость с водой; 3 – Блок дозирования реагентов; 4 – Трубчатый турбулентный аппарат; 5 – Трехфазный сепаратор; Рисунок 3.23. Схема узла промывки. 63 Рисунок 3.24. Общий вид трубчатого турбулентного аппарата На рисунке 3.24. представлен общий вид трубчатого турбулентного аппарата для обессоливания газоконденсата водой. Промывная вода после трубчатого турбулентного аппарата направляется в систему дренажа промышленных стоков, где после отстоя направляется в систему поддержания пластового давления месторождения. Обессоленный конденсат направляется на колонну стабилизации для снижения давления насыщенных паров углеводородов к требуемым параметрам. Выделившиеся газы направляются в систему сбора низконапорного газа установки, на прием газового компрессора. На рисунке 3.25. представлена схема патрубка для ввода воды. Длина участка патрубка, соосного направлению потока газоконденсата: L1 = 0,35 м. Диаметр (внутренний) патрубка для ввода воды d2 = 0,04 м. Расстояние между соседними отверстиями L2 = 0,055 м. 64 L 1 A L d A 2 L2 2 d1 A-A Рисунок 3.25 Схема патрубка для ввода воды. Проведение процесса обессоливания газоконденсата в соответствии с предлагаемым способом на узле промывки осуществляют следующим образом. Основной поток I нестабильного газоконденсата из трубопровода подается в входной Газоконденсат патрубок трубчатого турбулентного аппарата. с объемным расходом 22…25 м3/ч поступает во входной канал первой секции трубчатого турбулентного аппарата 4. Диспергирование происходит в пяти секциях трубчатого турбулентного аппарата, что составляет менее 2 метров с перепадом давления на концах аппарата до 0,223 атм. Геометрия данного аппарата выбирается таким образом, чтобы данный процесс протекал с высокой турбулентностью. Промывная вода II с температурой 80…85 О С насосом 1 направляется первой секции трубчатого форсунками. диаметром турбулентного в насосный патрубок аппарата 4 Патрубок перфорирован двадцать одним с торцевыми отверстием с d1 = 5 мм: двадцать отверстий на стенках патрубка для 65 радиального по отношению к потоку газоконденсата подачи воды, закрытый торцевой конец патрубка перфорирован одним отверстием для соосного с направлением движения газоконденсата ввода воды. Перфорационные отверстия расположены симметрично по сечению (четыре отверстия на одном сечении А-А). Обессоленный газоконденсат поступает в трехфазный сепаратор 5. В поток газоконденсата на выходе из трубчатого аппарата дозируется деэмульгатор IV от блока дозирования реагента 3 для предотвращения образования стойкой эмульсии и улучшения разделения воды в трехфазном сепараторе 5. Сепаратор оборудован клапаном на линии газа VI, клапаном на линии дренажной воды VII и клапаном на линии газоконденсата V. Так как увеличить качество смешения газоконденсата с водой возможно за счет тонкого диспергирования и равномерного распределения капель воды во всем объеме газоконденсата, было проведено изучение условий по созданию однородной эмульсии на двухфазной модельной системе «жидкость–жидкость» в трубчатом турбулентном аппарате (ТТА). 66 4. РАСЧЕТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПОДАЧИ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА В КАЧЕСТВЕ АБСОРБЕНТА В КОЛОННУ СТАБИЛИЗАЦИИ Моделирование работы колонны стабилизации газового конденсата месторождения «Толкын». В проектных разработках процесс стабилизации газового конденсата предполагают вести при температурах низа ректификационной колонны порядка 130...150ОС, что позволяет орошать колонну жидкостью, выделяемой в рефлюксной емкости после охлаждения паров, выводимых с верха колонны. Нередко, в целях снижения тепловых затрат, в качестве орошения колонны используют часть холодного нестабильного газового конденсата. При этом температура низа колонны может быть понижена на 20...30ОС, а пары верха колонны отводятся в качестве газа стабилизации, что позволяет отказаться от конденсатора – холодильника и рефлюксной емкости. Однако в этом случае с газом стабилизации уносится часть бензиновых фракций, которые впоследствии конденсируются или сжигаются на факелах. Аналогичный способ стабилизации осуществляют при сепарации нефти на установках подготовки нефти. В целях сокращения потерь углеводородов разработана технология возврата бензиновых фракций в нефть путем однократной абсорбции высококипящих компонентов из газа сепарации стабильной нефтью в трубопроводе смешения. Технология предусматривает подачу части стабильной нефти в поток газа сепарации, смешение, охлаждение и разделение в емкости на отбензиненный газ и насыщенный абсорбент, возвращаемый далее в основной поток нефти [105107]. При стабилизации в ректификационной колонне данный способ может быть упрощен. А именно, при использовании колонны в качестве абсорбционно-ректификационного аппарата. В качестве орошения выступает 67 часть охлажденного стабильного газового конденсата, отводимого с низа колонны. Пары верха колонны отводятся без охлаждения – газы стабилизации. На рис. 4.1. приведена принципиальная технологическая схема процесса стабилизации газового конденсата. 3 2 5 1 6 4 Рис. 4.1. Технологическая схема стабилизации газового конденсата в абсорбционно - ректификационной колонне По данному методу нестабильный газовый конденсат 1 вводится в промежуточную секцию ректификационной колонны 2, сверху выделяется газ стабилизации 3, снизу - стабильный газовый конденсат 4. Часть стабильного газового конденсата 5 после охлаждения в холодильнике 6 подается в верхнюю часть колонны на орошение в качестве абсорбента. По расчетным исследованиям, проведенных для газового конденсата месторождения «Толкын» Республики Казахстан, массовое содержание углеводородных компонентов в нестабильном газовом конденсате составляет (% масс.): Σ С1…С3=3,97; Σ С4=1,53; Σ С5=1,88; Σ С6+=92,62. 68 В соответствии с промышленными данными расход нестабильного газового конденсата принят равным 22 м3/ч (16,19 т/ч), температура исходного газового конденсата 57 ОС, давление в колонне 0,36 МПа. С целью изучения возможности увеличения коэффициента извлечения φ, выполнены расчетные исследования по использованию стабильного газового конденсата в качестве абсорбента, для улавливания паров бензиновых фракции газов стабилизации [122]. Для сравнительного анализа смоделировали фактический режим работы колонны стабилизации конденсата, при орошении верха колонны частью нестабильного конденсата, поступающего на орошение. В первом варианте приняли расход орошения стабильным конденсатом равном 0,1 по отношению к расходу нестабильного конденсата, поступающего на стабилизацию. Изменяя температуру абсорбента, поступающего на орошение колонны, выявляли зависимость степени улавливания бензиновых фракций от температуры абсорбента. Расчеты производились при температуре абсорбента -0ОС, 10 30 О С, 40 О С, 50 О С, 20 О С, О С. Далее произведены расчетные исследования при расходах орошения равным 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6 по отношению к расходу сырья. В каждом случае рассматривали влияние температуры абсорбента на степень извлечения бензиновых фракций из газа стабилизации. В таблице 4.1. приведены основные физико-химические свойства газового конденсата. 69 Таблица 4.1. Физико-химические свойства газового конденсата (усредненный состав за период за 2011-2012 г.) место отбора: Цех подготовки газа и газового конденсата № Наименование параметров п/п Нестабильный конденсат Стабильный конденсат 759,1 759,6 пропан 2,789 2,973 изобутан 1,660 1,387 н-бутан 4,937 3,880 изопентан 3,936 3,053 н-пентан 4,486 3,561 77,19 80,14 Начало кипения, ºС 44 44 Получено отгон, % об. 95 94,5 Остаток в колбе, % об. 3,0 3,5 Потери при перегонке (летучие), % об. 2,0 2,0 Отгоняется объем % об. при температуре ºС при температуре ºС 10 79 82 20 95 95 30 106 107 40 117 118 50 129 130 60 145 150 70 163 177 80 208 209 90 259 262 95 300 300 1 Плотность конденсата при 20ºС, кг/м³ 2 Компонентный состав, % об. Сумма гексанов+ выше 3 Фракционный состав конденсата 70 Параметры работы стабилизационной колонны при расходе нестабильного газоконденсата 16,19 т/час приведены в таблице 4.2. Таблица 4.2. Фактический режим работы стабилизационной колонны. Расход, т/ч Параметры основной поток нестабильного конденсата 16,19 нестабильный конденсат на 4,047 орошение 0,868 газа стабилизации 15,322 стабильного конденсата на склад Температура абсорбента,0С 20 Содержание % масс. (% моль.) в газе С1 - С3 60,87 (77,33) С4 12,21 (6,81) С5 3,08 (2,73) С6+ 23,84 (13,13) в стабильном конденсате С1 - С3 В 0,21 (4,04) С4 0,93 (3,21) С5 1,64 (4,57) С6+ 97,22 (88,18) расчетном опыте №1 орошение колонны стабилизации осуществляется стабильным газовым конденсатом при расходе орошения равном 0,1 к расходу сырья. Результаты расчетов приведены в табл.4.3. 71 Таблица 4.3. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны при коэффициенте расхода орошения-0,1 Вариант 1 2 3 4 5 6 Расход, т/ч осн. пот.н/ст. 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 конд.- абсорб. 1,614 1,612 1,609 1,611 1,606 1,602 газа стабилиз. 0,811 0,833 0,857 0,880 0,902 0,926 стаб. конд. 15,379 15,357 15,333 15,31 15,288 15,264 0 10 20 30 40 50 С1 - С3 80,15 79,25 78,33 77,49 76,69 75,91 С4 7,11 7,23 7,31 7,37 7,41 7,43 1,09 1,82 2,53 3,12 3,52 3,75 11,65 11,7 11,83 12,02 12,38 12,91 С1 - С3 3,42 3,43 3,43 3,43 3,44 3,44 С4 3,11 3,06 3,02 2,99 2,95 2,92 С5 5,11 4,88 4,64 4,45 4,3 4,22 С6+ 88,36 88,63 88,91 89,13 89,31 89,42 Температ., абсорбента,0С Содерж.,% моль в газе С5 С6 + в стаб. конд. В табл. 4.4. приведены данные по работе колонны стабилизации при коэффициенте орошения равном 0,2 стабильным конденсатом. Температура абсорбента варьируется от 0О С до 50 О С. 72 Таблица 4.4. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны при коэффициенте расхода орошения равном 0,2 Вариант 1 2 3 4 5 6 Расход, т/ч осн. пот.н/ст. 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 конд.- абсорб. 3,256 3,250 3,243 3,238 3,232 3,224 газа стабилиз. 0,730 0,755 0,788 0,818 0,849 0,885 стаб. конд. 15,460 15,435 15,402 15,372 15,341 15,305 0 10 20 30 40 50 83,89 82,11 81,13 79,87 78,66 77,37 3,2 4,52 5,62 6,38 6,84 7,11 0,58 0,82 1,12 1,52 2,04 2,71 12,33 12,55 12,13 12,23 12,46 12,81 С1 - С3 3,51 3,5 3,51 3,49 3,48 3,37 С4 4,44 4,02 3,64 3,37 3,19 3,07 5,21 5,16 5,08 4,98 4,81 4,59 86,84 87,32 87,77 88,16 88,52 88,97 Температ., абсорбента,0С Содерж.,% моль в газе С1 - С3 С4 С5 С6 + в стаб. конд. С5 С6 + В таблице 4.5. приведены данные работы колонны стабилизации при коэффициенте орошения равном 0,3. Температура абсорбента варьируется от 0ОС до 50 ОС. Далее, в таблицах 4.6…4.8 приведены результаты расчетов при коэффициентах расхода орошения равном 04; 0,5; 0,6. В таблице 4.9 и рис. 4.2 приведеныизменения извлечения целевых компонентов конденсата и количества температуры абсорбента и расхода орошения. стабильного конденсата от 73 Таблица 4.5. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны при коэффициенте расхода орошения равном 0,3 Вариант 1 2 3 4 5 6 Расход, т/ч осн. пот.н/ст. 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 конд.- абсорб. 4,89 4,883 4,873 4,886 4,85 4,84 газа стабилиз. 0,702 0,725 0,754 0,789 0,826 0,866 стаб. конд. 15,488 15,465 15,436 15,401 15,364 15,324 Температ., абсорбента,0С 0 10 20 30 40 50 С1 - С3 84,47 83,69 82,52 81,05 79,52 78,03 С4 2,06 2,82 3,87 5,05 6,0 6,65 0,54 0,77 1,07 1,45 1,88 2,43 12,93 12,72 12,54 12,45 12,6 12,89 С1 - С3 3,46 3,7 3,62 3,57 3,55 3,51 С4 3,07 4,57 4,22 3,85 3,5 3,25 С 4,59 5,15 5,07 4,98 4,84 4,68 88,88 86,58 87,09 87,6 88,11 88,56 Содерж.,% моль в газе С5 С6 + в стаб. конд. С6 + 74 Таблица 4.6. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны коэффициент расхода орошения равном 0,4 Вариант 1 2 3 4 5 Расход, т/ч осн. пот.н/ст. 16,19 16,19 16,19 16,19 16,19 конд.- абсорб. 6,486 6,475 6,464 6,478 6,44 газа стабилиз 0,688 0,713 0,741 0,773 0,812 стаб. конд. 15,502 15,477 15,449 15,417 15,378 0 10 20 30 40 С1 - С3 84,3 83,6 82,73 81,54 80,05 С4 1,98 2,6 3,36 4,31 5,35 С5 0,53 0,75 1,05 1,42 1,88 С6+ 13,19 13,05 12,86 12,73 12,72 С1 - С3 4,16 3,97 3,81 3,57 3,62 С4 4,8 4,63 4,4 3,85 3,74 С5 5,18 5,14 5,07 4,98 4,85 С6+ 85,86 86,26 86,72 87,6 87,79 Температ., абсорбента,0С Содерж.,% моль в газе в стаб. конд. 75 Таблица 4.7. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны коэффициент расхода орошения равном 0, 5 Вариант Расход, т/ч осн. пот.н/ст. конд.- абсорб. газа стабилиз стаб. конд. Температ., абсорбента,0С Содерж.,% моль в газе С1 - С3 С4 С5 С6+ в стаб. конд. С1 - С3 С4 С5 С6+ 1 2 3 16,19 8,033 0,733 15,457 20 16,19 8,069 0,765 15,425 30 16,19 8,0 0,803 15,387 40 82,61 3,26 1,05 13,08 81,58 4,06 1,41 12,95 80,26 5,02 1,86 12,86 3,99 4,42 5,07 86,52 3,83 4,17 4,97 87,03 3,69 6,4 4,85 85,06 76 Таблица 4.8. Расчетное исследование подачи стабильного конденсата на орошение колонны коэффициент расхода орошения равном 0,6 Вариант 1 2 3 осн. пот.н/ст. 16,19 16,19 16,19 конд.- абсорб. 9,598 9,66 9,556 газа стабилиз. 0,726 0,760 0,797 стаб. конд. 15,464 15,43 15,393 Температ., абсорбента,0С 20 30 40 С1 - С3 82,53 81,5 80,31 С4 3,21 3,99 4,84 С5 1,03 1,41 1,86 С6+ 13,23 13,1 12,99 С1 - С3 3,99 3,96 3,79 С4 4,43 4,19 3,91 С5 5,05 4,97 4,85 С6+ 86,53 86,88 87,45 Расход, т/ч Содерж.,% моль в газе в стаб. конд. 77 Таблица 4.9. Изменение извлечения целевых компонентов конденсата (кг/час) из газа стабилизации по отношению к фактическому режиму в зависимости от температуры абсорбента и расхода орошения. коэффициент орошения 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 температура, 0С 0 57 138 166 180 - - 10 35 113 143 155 - - 20 11 80 114 127 135 142 30 -11 50 79 95 103 108 40 -34 19 42 56 65 71 50 -58 -17 2 - - - кг/час 200 150 0.1 100 0.2 0.3 50 0.4 0.5 0 0 10 20 30 40 0.6 50 -50 t° С -100 Рис. 4.2. Диаграмма изменения количества стабильного конденсата (кг/час) по отношению к фактическому режиму в зависимости от температуры абсорбента и орошения 78 В таблице 4.10. приведены основные режимные параметры и расчетные значения продуктов стабилизации газового конденсата следующими методами: острое: орошение колонны жидкостью, выделенной после охлаждения паров колонны в рефлюксной емкости (вариант 1); работа установки по существующей схеме: орошение колонны частью нестабильного газового конденсата (вариант 2); орошение колонны частью стабильного газового конденсата, охлажденного от 40 до 10 °С (варианты 3…6). Таблица 4.10 Сводная таблица расчетного исследования Параметры Расход, т/ч основного потока нестабильного газоконденсата орошения газа стабилизации стабильного газоконденсата Температура, орошения, 0С Массовое содержание углеводородов, % в газе стабилизации С1 - С3 С4 С5 С6+ в стабильном газоконденсате С1 - С3 С4 С5 С6+ Коэффициент извлечения φ Вариант 1 2 3 4 5 6 16,19 0,17 0,80 12,19 4,00 0,87 16,19 5,00 0,83 16,19 5,00 0,79 16,19 5,00 0,75 16,19 5,00 0,73 15,39 20 15,32 20 15,36 40 15,40 30 15,44 20 15,46 10 61,88 11,44 6,81 19,87 60,87 12,21 6,08 20,84 64,77 11,17 4,39 19,67 67,52 9,63 3,43 19,42 70,25 7,60 2,59 19,56 72,55 5,62 1,90 19,93 0,98 1,02 1,63 96,37 0,10 0,74 0,93 1,64 96,69 0,00 0,70 1,01 1,74 96,55 0,14 0,72 1,12 1,80 96,36 0,25 0,73 1,23 1,84 96,20 0,34 0,75 1,34 1,88 96,03 0,41 Как следует из приведенных данных, выход стабильного газового конденсата при работе по рассматриваемой схеме (варианты 3…6) по сравнению с существующей схемой (вариант 2) увеличивается на 0,3…0,9 % 79 (на 0,04…0,14 т/ч). При этом состав газа стабилизации облегчается, содержание высококипящих компонентов С6+ в газе стабилизации снижается с 20,84 до 19,67…19,93 %. Выход стабильного газового конденсата при работе по схеме с охлаждением паров (вариант 1) равен выходу в варианте 4, однако содержание в нем газовых компонентов С1…С3, наиболее существенно влияющих на стабильность газового конденсата, больше (0,98 и 0,72 % соответственно). φ 1 0,4 0,3 2 0,2 0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 0,6 K 0,5 Рис. 4.3. Зависимость коэффициента извлечения бензиновых фракций от расхода орошения: 1 - Т = 20 О; 2 - Т = 30 ОС. Δ,т/ч 0,15 1 0,1 0,05 2 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 K Рис. 4.4. Зависимость приращения расхода стабильного газового конденсата от расхода орошения: 1 - Т = 20 ОС; 2 - Т = 30 ОС. 80 На рис. 4.3 и 4.4. приведены графики изменения коэффициента извлечения φ компонентов С4+ и приращения расхода стабильного газового конденсата Δ от расхода орошения при разных температурах. На рис. 4.5 и 4.6 приведены содержание групп углеводородов в газе стабилизации и стабильном газоконденсате. Здесь величина К равна отношению расхода орошения к расходу исходного сырья. С понижением температуры охлаждения орошения эффективность процесса возрастает. Коэффициент извлечения φ компонентов С4+ в вариантах 3…6 по сравнению с вариантом 2 составляет 0,14…0,41. С увеличением расхода орошения эффективность процесса также возрастает. Из рисунков следует, что без особой перегрузки работы колонны расход орошения предпочтительно поддерживать в пределах 5…6,5 т/ч (К=0,3…0,4). В этом случае при охлаждении до 20 оС части стабильного конденсата выход товарного газового конденсата увеличивается до 0,8 % масс. при одновременном облегчении состава газа стабилизации. Содержание УВ % 80 70 С1-С3 60 С4 С5 50 С6+ 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 Рис. 4.5. Содержание групп углеводородов в газе стабилизации 81 1-орошение флегмой, 2- фактический режим, 3-орошение стабильным конденсатом при t=40ОC, 4 -орошение стабильным конденсатом при t=30ОC, 5 -орошение стабильным конденсатом при t=20ОC, 6-орошение стабильным конденсатом при t=10ОC. 100 Содержание УВ % 90 80 70 С1-С3 С4 60 С5 50 С6+ 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 Рис. 4.6. Содержание групп углеводородов в стабильном газоконденсате. 1 - орошение флегмой, 2 - фактический режим, 3 - орошение стабильным конденсатом при t=40ОC, 4 - орошение стабильным конденсатом при t=30ОC, 5 - орошение стабильным конденсатом при t=20ОC, 6-орошение стабильным конденсатом при t=10ОC Таким образом, рассматриваемая технология стабилизации газового конденсата позволяет увеличить выход товарного газового конденсата и уменьшить потери бензиновых фракций. 82 ВЫВОДЫ 1. Показано, что при смешении газового конденсата с малым количеством промывной воды (1,5…2,0 % об.) может быть эффективно использован трубчатый турбулентный аппарат. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор равной 2,0, перепад давления на концах турбулентного аппарата не превышает 0,023 МПа. 2. Установлено, что при использовании трубчатого турбулентного аппарата при отмывке солей из газового конденсата месторождения «Толкын» Запада Казахстана солесодержание стабильного газоконденсата снижается с 80…100 мг/л до 20…25 мг/л. Увеличивается межремонтный пробег оборудования за счет уменьшения образования накипи на топках кипятильника и отложении солей на конструктивных элементах контактных устройств колонны стабилизации. 3. Показано, что трубчатый турбулентный аппарат имеет 30%-ный диапазон устойчивой работы по объемному расходу перемешиваемой среды. 4. Определены геометрические параметры пятисекционного трубчатого турбулентного аппарата для отмывки солей из газового конденсата месторождения «Толкын» производительностью 22…25 м3/час: диаметр конфузора составляет 0,06 м, диффузора - 0,12 м, общая длина равна 2,0 м. 5. Использование охлажденного стабильного газового конденсата в качестве абсорбента при промысловой стабилизации газоконденсата позволяет сократить потери бензиновых фракций с газами стабилизации, увеличить выход товарного газового конденсата до 0,8 % масс. 83 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Малахов А. И. Использование химических реагентов в технологических процессах добыча, сбора и подготовки газа / А. И. Малахов.-Уфа: УГНТУ. 2003.-48с. 2. Гриценко А. И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России./ А. И. Гриценко, В.А. Истомин, А. Н. Кульков, Р. С. Сулейменов. –М.: ОАО Изд. Недра. 1999. -473с. 3. Лунтовский Е. А. Стабилизация газового конденсата / Е.А. Лунтовский, М.М. Салашник, В.А. Красников. - М.: 1979. - 67 с. – (Обзорная информация ; вып. 3. Газовая промышленность. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений). 4. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей /В.И Логинов. –М.: Химия, 1979.-210с. 5. Байков Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды/ Н.М. Байков, Г.Н. Познышев, Р.И. Мансуров. -М.: Недра, 1981. -261с. 6. Львов В.М. Особенности конструкций аппаратов и установок по обезвоживанию нефтей и методы повышения их эффективности/ В.М. Львов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-57е., ил. 7. Жулдыбин Е.Н. Способы и средства обезвоживания нефтепродуктов /Е.Н. Жулдыбин, В.П. Коваленко, В.Е. Турчанинов. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1985. - 61 с. 8. А. с. 446539 [СССР]. Способ обезвоживания и обессоливания нефти/Авт. изобрет. В. Е. Губин, Г. Н. Позднышев, А. А. Емков и др.— Заявл. 20.06.72 (1801512/23-4); Опубл. в Б. И., 1975, № 38. 9. Каспарьянц К.С. Оценка эффективности различных методов обезвоживания и обессоливания нефти/ К.С. Каспарьянц, А.А. Петров.- М.: Нефтяное хозяйство, 1978. №3 С.43-48. 10. Гершуни С.Ш. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле/С. Ш. Гершуни, М.Г Лейбовский. 84 ЦИНТИхимнефтемаш 1983. с.34 ил. 20 см. 11. Зарипов А.Г. Способ интенсификации процесса разрушения водонефтяных эмульсий/ А.Г. Зарипов, Г.Н.Позднышев, В.Д. Шамов // Нефтепромысловое дело, №10, 1978. С.22-23. 12. Левченко Д.Н. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худакова, Н.М. Николаева. -М.: Химия, 1967. - 200с. 13. Магомедшерифов Н.И. Оптимизация процесса подготовки нефти на ДНС-УПСВ / Н.И. Магомедшерифов, М.Ю.Тарасов, И.В. Столбов // Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 12.-С. 95-96. 14. Левченко Д.И. Обессоливание нефти на нефтеперерабатывающих заводах / Д.И. Левченко и др.-М.:ЦНИИТЭнефтехим., 1973, с.51. 15. Левченко Д.И. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях / Д.И. Левченко и др. – М.:Химия, 1985, с.168. 16. Руденко С.В. О технологической необходимости промывки смеси газоконденсата и нефти водой при их подготовке на ДКС-1 Оренбургского ПГПУ. / С.В. Руденко, Ф.М. Хуторянский, В.М. Капустин, З.В. Молчанова // Экологический вестник России. – 2010. № 6. - С.10-13. 17. Ухалова Н.Б. Влияние воды на эффективность процессов фракционирования газа и газоконденсата / Н.Б. Ухалова, В.И. Латюк, Т.Г. Умергалин. // Материалы II Международной научной конференции. «Теория и практика массообменных процессов химической технологии». –Уфа: Изд-во УГНТУ, -2001. – С. 151-152. 18. Руденко С. В. Исследование на пилотной ЭЛОУ по глубокому обессоливанию газовых конденсатов и нефтей Оренбургских месторождений. С. В. Руденко, Ф.М. Хуторянский, В.М. Капустин // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2010. № 11, - С.3-11. 19. Пахомов Е.В. Электрообессоливание нефти / Е.В.Пахомов.- 85 М.:Госкомтехиздат, 1955. -96 с. 20. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М.Бекиров, Г. А. Ланчаков.–М. Недра. 1999.-601с. 21. Нургалиев Д.М. Промысловая подготовка углеводородного сырья / Д.М. Нургалиев, К.В. Донское, А.Н. Швец. //Газовая промышленность. - 2001. - №6. - С. 16-19. 22. Хуторянский Ф.М. О подготовке смеси газового конденсата и нефти на ДКС-1 Оренбургского ПГПУ / Ф.М. Хуторянский, Н.А. Гафаров, З.В. Молчанова и др. // Бурение и нефть. — 2003. - № 2 . - С . 31-34. 23. Гафаров Н.А. Модернизация процесса обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ Оренбургского ГПЗ смеси нестабильного газового конденсата и нефтей Оренбургских месторождений / Н.А. Гафаров, Ф.М. Хуторянский, З.В. Молчанова и др. // Наука и технология углеводородов. - 2002. -№6. - С . 9-17. 24. Кириллова Л.Б. Разработка новых методов первичной подготовки углеводородного сырья /Л.Б. Кириллова, Н.А. Пивоварова, Г. В. Власова, А.П. Миляев, Р.Г. Радюков.// Научные исследования и инновации. 2011. Т. 5. № 1. С. 96-98. 26. Ибрагимов М.Г. Влияние содержания воды на зффективность работы нефтестабилизационной колонны / М.Г. Ибрагимов, Э.Ш. Теляков и др. // Нефтепромысловое дело, 1978, № 7.- С. 29-31. 27. Хуторянский Ф.М. Современное состояние установок глубокого обезвоживания и обессоливания нефти российских НПЗ. Пути совершенствования процесса и его технического перевооружения / Ф.М. Хуторянский, В.Е. Сомов, Э.Ф. Каминский. // Сборник научных трудов ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» и ООО НИФ «ИНЖЕНЕР-СЕРВИС ВНИИНП». Кириши-Москва: Издательскополиграфическое производство ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2005. С. 6-27. 86 28. Ахмедов Р.Б. Аэродинамика закрученной струи / Р.Б. Ахмедов, Т.Б. Балагула, Ф.К. Рашидов, А.Ю. Сакаев. -М.: Энергия, 1977. С. 8-10. 29. Ляховский Д.Н. Турбулентность в прямоточных и закрученных струях / Д.Н. Ляховский // Теория и практика сжигания газа. Л.: Недра, 1964. т II. С. 18-48. 30. Богданов В.В. Эффективные малообъемные смесители / В.В. Богданов, Е.И. Христофоров, Б.А. Клоцунт. -М: Химия, 1989. 224с. 31. Кондранин Т.В., Ткаченко Б.К., Березникова М.В., Евдокимов А.В., Зуев А.П. Применение пакетов прикладных программ при изучении курсов механики жидкости и газа: Учебное пособие. М.: МФТИ, 2005. 104 с. // сайт компании «ТЕСИС», посвященный программному продукту FlowVision: [сайт] [2010] URL: http://www.flowvision.ru/content/view/84/lang,russian/ (дата обращения 10.05.10). 32. Жолобова Г.Н. Теоретические основы движения жидкости в вихревых устройствах / Г.Н. Жолобова, Е.М. Хисаева, Сулейманов, В.Ф. «Нефтегазовое А.А. Галиакбаров // Электронный научный журнал дело». – 2010. – URL: http://www.ogbus.ru /authors/Zholobova/ Zholobova_2.pdf. 33. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа/ Л. Г. Лойцянский. Учебник для вузов.-7-е изд., испр.- М.: Дрофа, 2003. -840 с. 34. Елизарова Т. Г. Математические модели и численные методы в динамике жидкости и газа / Т. Г. Елизарова. - М.: Физ. фак. МГУ, 2005. С. 122-130. 35. Победря Б. Е. Курс лекций: Основы механики сплошной среды / Б. Е. Победря, Д. В. Георгиевский.- М.: Физматлит, 2006. С. 62-70. 36. Артамонов H.A. Расчет и исследование вихревой трубы с винтовыми закручивающими устройствами. В кн. Вихревой эффект и его промышленное применение / Материалы 3-ей Всесоюзн. научн.-техн. конф. Куйбышев, 1981. С.46-49 87 37. Чаусов Ф.Ф. Отечественные статические смесители для непрерывного смешивания жидкостей / Ф.Ф. Чаусов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2009. -№3. -С. 11-14. 38. Фарахов Т.М. Оценка эффективности статических смесителей насадочного типа / Т.М. Фарахов, А.Г. Лаптев // Вестник КГЭУ, №4. 2010. -С. 20-25. 39. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / И. Е. Идельчик // М.: Машиностроение, 1975. - 402 с 40. Шнейдер Г. А. Непрерывное перемешивание жидкостей с помощью статических смесителей / Г. А. Шнейдер/ / Химическое и нефтяное машиностроение- 1995. №7. С. 19-23. 41. Пат. 2221631 РФ, МПК B01F5/00 Статический смеситель с профильными слоями / Маркус Фляйшли, Томас Грюттер, Уве Томас Фишер, Вернер Коллер (ЗУЛЬЦЕР ХЕМТАГ АГ)-№ 2001112428/15; Заявлено 27.05.2003// Опубл. 20.01.2004. 42. Васильцов Э.А. Аппараты для перемешивания жидких сред / Э.А. Васильцов, В.Г. Ушаков.// Л.: Машиностроение, 1979. 272 с. 43. Данилов Ю.М. Исследование турбулентного смешения двухкомпонентной смеси в трубе с периодически меняющимся сечением / Ю.М. Данилов, А.Г. Мухаметзянова и др. // Вестник Казанского технологического университета - 2004. - №1. - С.172-180. 44. Берлин А. А. Новые унифицированные энерго- и ресурсосберегающие высокопроизводительные технологии повышенной экологической чистоты на основе трубчатых турбулентных реакторов/ А. А. Берлин, К. С. Минскер, К. М. Дюмаев. – М: ОАО "НИИТЭХИМ". – 1996. – 188 с. 2. 45. Тахавутдинов Р. Г. Турбулентное смешение в малогабаритных трубчатых аппаратах химической технологии / Р. Г. Тахавутдинов, Г. С. Дьяконов, Р. Я. Дебердеев, К. С. Минскер промышленность. – 2000. № 5. – С. 41-49. // Химическая 88 46. Берлин А. А. Трубчатые турбулентные реакторы - основа энерго и ресурсосберегающих технологий / А. А. Берлин, К. М. Дюмаев, К. С. Минскер, Ф. Р. Халафов, промышленность. – 1995. № 47. С. В. Колесов // Химическая 9.– С. 550-556. Захаров В.П. Интенсификация газожидкостных процессов в трубчатых турбулентных аппаратах / В.П. Захаров, К.С. Минскер, Ф.Б., Шевляков, Ал. Ал. Берлин, Г.Г. Алексанян, Б.Л. Рытов, А.А Коноплев // Журнал прикладной химии. -2004. -Т. 77. -№ 11. -С. 1840-1843. 48. Захаров В.П. Продольное перемешивание при протекании быстрых жидкофазных химических реакций в двухфазной смеси / В.П. Захаров, Ф.Б. Шевляков // Журнал прикладной химии. 2006. -Т 79. -№ 3. -С. 410-414. 49. Захаров В.П. Закономерности течения газожидкостной реакционной смеси в трубчатых аппаратах / В.П. Захаров, Ф.Б. Шевляков // Химическая промышленность. -2005. -Т. 82. –№3. -С. 133-138. 50. Захаров В.П. Влияние соотношения питающих патрубков на эффективность эмульгирования в турбулентных аппаратах диффузор-конфузорной конструкции / В.П.Захаров, К.С. Минскер, Ф.Б. Шевляков // Вестник Башкирского университета. -2003. -№ 3-4. – С. 26-28. 51. Захаров В.П. Массообмен в газожидкостных потоках при протекании нефтехимических процессов в трубчатых турбулентных аппаратах / В.П. Захаров, Ф.Б. Шевляков, К.С. Минскер, Ал. Ал. Берлин // В сб. тез. школы-конференции молодых ученых по нефтехимии. - Звенигород. -2004. -С. 46. 52. Минскер К. С. Совершенствование технологии нейтрализации кислых сред в жидкофазных турбулентных потоках аппаратов с использованием диффузор-конфузорной трубчатых конструкции 89 струйного типа – Стерлитамак / К. С. Минскер, А. А. Берлин, В. П. Малинская, Я. М. Абдрашитов, Ю. К. Дмитриев, В. Д. Шаповалов, Н. В. Захарова: РИО СГПИ, В сб. научных трудов V международной конференции "Химия и химическая технология - настоящее и будущее". 2000. – С. 21-22 53. Пат. 5397179 США, МКИ В 01 F 5/05. Method and apparatus for mixing fluids / A.A. Berlin, Y.A. Prochukhan, K.S. Minsker, A.A. Konoplyov, V.Z. Kompanietz. № 277257; Заявл. 06.19.94; Опубл. 03.14.95; Б.И. № 13. 54. Минскер К. С. Энерго- и ресурсосберегающая технология получения хлорбутилкаучука с использованием трубчатых турбулентных аппаратов / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Р. Я., Иванова, С. Р. Дебердеев // Химическая промышленность. – 2000. № 11. – С. 26-30. 55. Прочухан К. Ю. Новый способ сернокислотного алкилирования изопарафинов олефинами / К. Ю. Прочухан, Э. Р. Исламов, И. В. Нефедова, Р. Н. Гимаев, Ю. А. Прочухан, П. Г. Навалихин, Г. Г. Алексанян // Химия и технология топлив и масел. – 1999. № 2. – С. 16-17. 56. Бодров В. И. Оптимальное проектирование энерго- и ресурсосберегающих процессов и аппаратов химической технологии / В. И. Бодров, С. И. Дворецкий, Д. С. Дворецкий // Теоретические основы химической технологии. – 1997. Т. 31. № 5. – С. 542-548. 57. Дворецкий С. И. Разработка энерго- и ресурсосберегающих технологических установок непрерывного действия / С. И. Дворецкий, В. В. Карнишев, Д. С. Дворецкий // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 1998. № 4. – С 4-7. 58. Мазгаров А. М. Новый процесс очистки нефтей и газоконденсатов от низкомолекулярных меркаптанов / А. М. Мазгаров, А. Ф. Вильданов, С. Н. Сухов, Н. Г. Баженова, Г. Б. Низамутдинов, С. Ф. Шиаманна, Р. 90 М. Ормистон // Химия и технология топлив и масел. – 1996. №6. – С. 11-12. 59. Дебердеев Р. Я., Сахипов Л. С., Шатилов В. М., Трифонов В. С, Зиятдинов А. Ш., Екимова А. М., Гильманов Х. Х., Ахметзянов В. З., Минскер К. С., Дьяконов Г. С., Ухов Н. И. Полезная модель 11098, МКИ 6 В 01 Р/04. Устройство для приготовления неэтилированного бензина. № 99109723/20; Заявл. 11.05.99; Опубл. 16.09.99; Б.И. №9 1999. 60. Абзалин З. А., Минскер К. С., Берлин А. А., Дебердеев Р. Я., Нагуманов Э. М., Галиев Р. Г., Мустафин Х. В., Курочкин Л. М., Гильмутдинов Н. Р., Рязанов Ю. И., Углов И. И., Погребцов В. П., Бурганов Т. Г., Баев Г. В., Воробьев А. И., Салахутдинов Р. Г. Пат. РФ №2141973. МПК6 С 08 А 136/04. Способ получения олигомеров пиперилена. №5063227/04, Заявл. 29.05.92; Опубл. 10.05.96. Б.И. №13 1999. 61. Минскер К. С. Анализ процесса производства хлорированного бутилкаучука - Нижнекамск / К. С. Минскер, В. П. Захаров, А. Д. Иштеряков, О. В. Софронова, Р. Я. Дебердеев, Г. С. Дьяконов, Р. Т. Шпаков, И. Р. Гильмутдинов: АО Нижнекамскнефтехим, В. сб. тезисов V Международной конференции "Нефтехимия-99". 1999. – Т. 1. С. 124-126. 62. Минскер К. С. Энерго- и ресурсосберегающая технология получения хлорбутилкаучука с использованием трубчатых турбулентных аппаратов / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Р. Я., Иванова С. Р. Дебердеев // Химическая промышленность. – 2000. № 11. – С. 26-30. 63. Исламов Э. Р. Влияние турбулентности на процесс хлорирования бензола / Э. Р. Исламов, Ю. А. Прочухан, Р. Н. Гимаев // Известия вузов. Химия и химическая технология. – 1999. Т. 42. № 2. – С. 73-76. 91 64. Минскер К. С. Совершенствование технологии нейтрализации кислых сред в жидкофазных потоках с использованием трубчатых турбулентных аппаратов диффузор-конфузорной конструкции струйного типа – Стерлитамак / К. С. Минскер, А. А. Берлин, В. П. Малинская, Я. М. Абдрашитов, Ю. К. Дмитриев, В. Д. Шаповалов, Н. В. Захарова: РИО СГПИ, В сб. научных трудов V международной конференции "Химияи химическая технология - настоящее и будущее". 2000. – С. 21-22 65. Berlin А. А., Prochukhan Y. А., Minsker К. S., Konoplyov А. А., Kompanietz V. Z. Пат. 5397179 США, МКИ В 01 Р 5/05.Method and apparatus for mixing fluids. №277257; Заявл. 06.10.94; Опубл. 03.04.95; Б.И. №13. 1995. 66. Коноплев А. А. Новый эффективный метод интенсификации конвективного теплообмена / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л., Берлин А. А. Рытов // Теоретические основы химической технологии. – 2002. Т. 36. № 2. –С. 220-222. 67. Коноплев А. А. Интенсификация процессов экстрагирования / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л. Рытов, А. А. Берлин. – М.: Сб. ст. ИХФ РАН, "Полимеры-2002".– С . 24-25. 68. Берлин А. А. Массоотдача от пузырей и капель в каналах сложной конструкции - Черноголовка / А. А. Берлин, К. С. Минскер, А. Г., Тахавутдинов Р. Г. Мухаметзянова, Г. С. Дьяконов, Г. Г., Рытов Б. Л. Алексанян, А. А. Коноплев.: "Полимеры 2003". – 188 с. 69. Крехова М. Г. Влияние турбулентности на эффективность смешения потоков разной плотности / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, Ю. А. Прочухан, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. – 1994. Т. 28. №3.– С. 271-273. 70. Вурзель А. Ф. Исследование проточных смесителей для образования водонефтяных эмульсий / А. Ф. Вурзель, А. Л. Сурис // Известия вузов. Химия и химическая технология. – 1997. Т. 40. № 2. – С. 116-118. 92 71. Крехова М. Г. Влияние вязкости несмешивающихся жидкостей на формирование эмульсий из растворов каучуков / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. – 1995. Т. 29. № 5. – С. 496-499. 72. Лебедева Е. В. Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентоскоростном поле / Е. В. Лебедева, В. Т. Ситенков // Химия и технология топлив и масел.– 1999. № 1.– С. 17-18. 73. Попов В. Ф. Прогноз распределения капель по размерам при эмульгировании жидкостей в турбулентном потоке / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградова // Химическая промышленность. – 1984. № 1. – С. 53-55. 74. Попов В. Ф. Оценка величины межфазной поверхность и затрат энергии при эмульгировании жидкостей в турбулентном реакторе / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградов // Химическая промышленность. – 1984. № 6. – С. 49-51. 75. Газизова О. В. Проблемы и перспективы внедрения в России инновационных технологий утилизации попутного нефтяного газа / О. В. Газизова, А. Р. Галеева // Вестник Казанского технологического университета -2012. Т.15. №21. С.175-180. 76. Федоров И. Нефть и газ Арктики: экологический аспект /И. Федоров. // Газовый бизнес. №3 (май-июнь) 2012. С.15 77. Ишметов М. Г. К вопросу о состоянии использования нефтяного газа / М. Г. Ишметов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом.– 2007.– № 4. – С. 7-10. 78. Маринин Н. С. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Н. С. Маринин, Я. М. Каган и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. 79. Саватеев Ю. Н. Некоторые задачи оптимизации процесса дегазации нефти / Ю. Н. Саватеев, Н. С. Маринин и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: ОИ.0 М., 1983. 93 80. РД 39-0147103-388-87. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности. – Уфа, 1987.– 81 с. 81. Тронов В. П. Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах / В. П. Тронов и др. // Нефтяное хозяйство.– 1985.– № 3.– С. 49-50. 82. Гумеров М. Р. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов на нефтерерабатывающих предприятиях /М. Р. Гумеров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья: ОИ.-М., 1976.-66 с. 83. Андреева Н. Н. Рациональное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов / Н. Н. Андреева, В. Н. Миргородский, В. Г. Мухаметшин, Н. А. Чернышева, Р. Г. Джабарова // Нефтяное хозяйство.– 2007.– № 9.– С. 133-137. 84. Коршак А. А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов/ А. А. Коршак . – Уфа: ДизайнПолиграфСервис.– 2006.- 138 с. 85. Тронов В. П. Состояние и совершенствование технологических схем утилизации низконапорного газа / В. П. Тронов, А. Н. Шаталов, Р. З. Сахабутдинов, Р. Г. Ганиев, Ф. А. Закиев // Нефть Татарстана. 1999. – № 3.– С. 36-39. 86. Маринин Н. С. Аппарат каплеуловитель для нефтяного газа / Н. С. Маринин, Ю. Н. Саватеев и др. // Тр. Сиб НИИНП.– Тюмень, 1980.– Вып. 17.– С . 77-82. 87. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов / Т. М. Бекиров. – М.: Недра, 1987.– 256 с. 88. Берлин М. А. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом / М. А. Берлин, Н. П. Волков и др. // Нефтепромысловое дело: ОИ.– М., 1986.-Вып. 10 9117.– 48 с. 89. Тронов В. П. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к 94 транспорту / В. П. Тронов и др. // Нефтепромысловое дело: Экспрессинформация.– 1987.– Вып. 8.– С. 18-20. 90. Minkkinen Make best use of associated gas / Minkkinen // Hydrocarbon processing. 1981. – 60.- N4.– P.119-122. 91. Marchal P. Skid mounted rotating thermal separator efficiently recovers NGL from associated gas / P. Marchal, S. Maltek, I. Ch. Viltard // Oil and Gas J o u r na l . – 1 9 8 4 . – V . 8 2 . – N . 4 9 . 92. Маринин Н. С. Технологические схемы утилизации газа и сокращение потерь нефти при разгазировании / Н. С. Маринин и др. // Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири.– Тюмень, 1983. – С. 37-42. 93. Быков В. А. Промысловая стабилизация нефти / В. А. Быков // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985.– № 5.– С. 30-32. 94. Ризванов Р. Г. Проблемы и перспективы переработки нефтяных газов / Р. Г. Ризванов, И. С. Гусейнов, В. Е. Шейнин и др. // Нефтяное хозяйство.– 1994.– № 11–12. – С, 80-81. 95. Берлин М. А. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом / М. А. Берлин, Н. П. Волков и др. // Нефтепромысловое дело: ОИ.– М., 1986.-Вып. 10 9117.– 48 с. 96. Васильев В.И. (ИК «БашНИПИнефть») Исследование эффективности утилизации нефтяного газа закачкой в продуктивный пласт/ В.И. Васильев, Н.З. Гибадуллин и др. // Нефтяное хозяйство. — 2004. № 8. - С. 76-78. 97. Виноградова О. Газовая электроэнергетика Сургутнефтегаза / О. Виноградова. // 98. Нефтегазовая вертикаль. 2002. - № 14. - С.66-68. Хамидуллин Ф. Ф. Об эффективности применения современных систем улавливания легких фракций нефти на объектах ОАО "Татнефть"/ Ф. Ф. Хамидуллин, X. З. Кавиев, Ф. А. Закиев и др. // Нефть Татарстана. -1998. -№ 2. -С. 43-45. 99. Ермоловский А.В. Сокращение потерь углеводородов нефти и 95 защита окружающей среды / А. В. Ермоловский, С. Б. Остроухов, А.Б. Голованчиков // Известия Волгоградского государственного технического университета. -2004. -№2. -С.71-74. 100. Рамм В. М. Абсорбция газов / В. М. Рамм. – М.: Химия, 1976.– 656 с. 101. Марушкин Б. К. Некоторые особенности абсорбции углеводородных газов / Б. К. Марушкин и др. // Химическая технология переработки нефти и газа.– Казань, 1984.– С. 51. 102. Minkkinen Make best use of associated gas / Minkkinen // Hydrocarbon processing. 1981. – 60.- N4.– P.119-122. 103. Marchal P. Skid mounted rotating thermal separator efficiently recovers NGL from associated gas / P. Marchal, S. Maltek, I. Ch. Viltard // Oil and Gas J o u r n a l. – 1 9 8 4 . – V . 8 2 . – N . 4 9 . 104. Маринин Н. С. Технологические схемы утилизации газа и сокращение потерь нефти при разгазировании / Н. С. Маринин и др. // Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири.– Тюмень, 1983. – С. 37-42. 105. Хафизов А.Р. Отбензинивание газов сепарации установок подготовки нефти / А.Р. Хафизов, Т.Г. Умергалин // Нефтяная и газовая промышленность. Научно-технические достижения, передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. Информационный справочник. - М. - 1991. - Вып. 7. - С. 26 - 29. 106. Каеем Д.Х. Аппарат однократной абсорбции высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа/ Д.Х. Каеем, Т.Г. Умергалин, В.П. Захаров, Ф.Б. Шевляков. // Известия вузов.. Нефть и газ. - 2009. - № 1. - С. 32-34. 107. Шевляков Ф.Б. Совершенствование процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа в турбулентных аппаратах диффузор-конфузорной конструкции. / Ф.Б. Шевляков, В.П. Захаров Д.Х. Каеем, Т.Г. Умергалин./ / Вестник Башкирского университета. - 2008. - Т. 13. - № 4. - С. 916-918. 96 108. Лидин Р.А. Справочник по неорганической химии / Р.А. Лидин, Л.Л. Андреева, В.А. Молочко // М.: Химия, 1987. - 320 с. 109. Шевляков Ф.Б., Захаров В.П., Минскер К.С. и др. Формирование эмульсий в трубчатых турбулентных аппаратах диффузорконфузорной конструкции / Ф.Б. Шевляков, В.П. Захаров, К.С. Минскер // В сборнике Материалы конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященная 40-летию химического факультета. БашГУ. Уфа 2002. С. 131-138 110. Тахавутдинов Р.Г. Эффект сепарации фаз в периферийной части трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции / Р.Г. Тахавутдинов, А.Г. Мухаметзянова, Г.С. Дьяконов и др. // В сборнике Материалы конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященная 40-летию химического факультета. БашГУ. Уфа 2002. С. 139-145. 111. ГОСТ 21534-76. (СТ СЭВ 2879-81). Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. М.: Госстандарт, 1992.18с. 112. Мурзабеков Б.Е. Отмывка газового конденсата от солей в трубчатом турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции /Б.Е. Мурзабеков, Ф.Б. Шевляков, Т.Г. Умергалин, В.П. Захаров // Вестник Башкирского 113. университета. 2012. Т.17. №1. –С.36-38. Умергалин Т.Г. Гидродинамические особенности работы трубчатых турбулентных аппаратов применительно к извлечению высококипящих углеводородов из попутного нефтяного газа / Т.Г. Умергалин, Ф.Б. Шевляков, В.П. Захаров // Башкирский химический журнал. -2011. – Т.18, №2. –С.156-161. 114. Захаров В.П. Физико-химические основы протекания быстрых жидкофазных процессов / В.П. Захаров, А.А. Берлин, Ю.Б Монаков, Р.Я. Дебердеев // -М.: Наука, 2008. -348 с. 115. Барабаш В.М. Массобмен от пузырей и капель в аппаратах с мешалками / В.М. Барабаш, М.А. Белевицкая // Теоретические основы 97 химической технологии. -1995. -Т. 29, №4. -С. 362-372. 116. Колмогоров А.Н. Рассеяние энергии при локально-изотропной турбулентности // Доклады АН СССР. -1941. -Т. 32, №1. -С. 19-22]: 117. Тахавутдинов Р.Г. Интенсификация диспергирования в трубчатых турбулентных аппаратах при производстве синтетических каучуков / Р.Г.Тахавутдинов, Г.С. Дьяконов, А.Г. Мухаметзянова, В.П Захаров, К.С. Минскер // Химическая промышленность. -2002, №1.-С. 22-27. 118. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологий 119. А. Г. Касаткин.; М.: Химия, 1971. 752с. Perry R. H. Perry’s Chemical Engineer’s Handbook / R. H. Perry, D. W. Green, J. O. Maloney – New York, McGraw–Hill Book Company.– 1999.– P.657. 120. Справочник по теплообменникам: В 2 т.1 / С74 Пер. с англ., под ред. Б. С. Петухова, В. К. Шикова.– М.: Энергоатомизат, 1987. – 182 с. 121. Crane Technical Paper No. 410, Flow of Fluids, Crane Co., 1977. 122. Мурзабеков Б.Е. Стабилизация газового конденсата / Б.Е.Мурзабеков, Т.Г.Умергалин // Известия вузов. Нефть и газ. -2011. -№4. –С. 82-85. 98 Приложение 1 99 Приложение 2 100 Приложение 3
