Снижение вязкости нефти методом гидродинамической кавитации
На правах рукописи
ЕРШОВ МАКСИМ АНАТОЛЬЕВИЧ СНИЖЕНИЕ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ МЕТОДОМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ КАВИТАЦИИ Специальность 05.17.08 – Процессы и аппараты химических технологий
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва 2011
Работа выполнена в федеральном бюджетном государственном образова тельном учреждении высшего профессионального образования «Московский государственный университет инженерной экологии» (ФГБ ОУ ВПО МГУИЭ).
Научный консультант: доктор технических наук, профессор Баранов Дмитрий Анатольевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Таран Александр Леонидович кандидат технических наук Фросин Сергей Борисович
Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефтемаш», г. Москва
Защита состоится «15» декабря 2011г. в 1600 часов на заседании диссерта ционного совета Д 212.145.01 в Московском государственном университете инженерной экологии (МГУИЭ) по адресу: 105066, Москва, ул. Старая Басман ная, д. 21/4, аудитория имени Л.А. Костандова (Л-207).
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского государ ственного университета инженерной экологии.
Автореферат разослан «14» ноября 2011 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н. Трифонов С.А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяже лых и битумных нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составля ющий лишь 162,3 млрд. тонн.
Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обу славливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все боль шее внимание. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем произ водства таких нефтей в мире приближается к 500 млн. тонн, а накопленная до быча превышает 14 млрд. тонн. В связи с этим совершенствование технологий добычи тяжелых нефтей приобретает всё большую актуальность.
Для промышленного освоения месторождений высоковязких нефтей нужны специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, ко торые учитывают их особенности и не требуют повышенных энергетических и других материальных затрат.
По мнению отечественных и зарубежных специалистов наиболее пер спективным методом воздействия на нефть является воздействие физическими полями (магнитными, ультразвуковыми (УЗ), вибрационными и др.), которое приводит к разрушению структур нефтяных ассоциатов и снижает вязкость нефти.
Использование упругих механических колебаний в нефтехимической технологии является весьма перспективным. Во многих случаях оно обеспечи вает исключительно высокую интенсивность технологического процесса, не достижимую с помощью остальных методов. Анализ исследований по приме нению кавитации для интенсификации различных технологических процессов показывает перспективность этого метода.
К категории наиболее действенных приёмов, улучшающих реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов, следует отнести комплексные мето ды воздействия, например совмещение введения растворителя или реагента и кавитационной обработки нефти, что позволит увеличить получаемый эффект от каждого способа отдельно.
Цель работы Разработка комплексного метода снижения вязкости нефти химическим реагентом и кавитацией и методики его расчёта.
Основные задачи исследования Проведение исследования в лабораторных условиях для определения за кономерностей и отработки рациональных режимов снижения вязкости нефти химическим реагентом и кавитационной обработкой.
Разработка методики технологического расчёта и принципиальной схемы процесса.
Разработка и испытание установки комплексной обработки нефти хими ческим реагентом и кавитацией промышленного типа-размера.
Научная новизна работы Установлена возможность интенсификации процесса воздействия хими ческого реагента кавитацией для снижения вязкости нефти.
Получены результаты экспериментальных исследований по комплексно му воздействию химических реагентов и кавитации на вязкость нефтей с раз личным структурно-групповым составом.
Практическая значимость научных результатов Предложена методика расчёта гидродинамического кавитационного мо дуля и методика расчёта процесса снижения вязкости нефти в кавитационном поле.
Разработана конструкция гидродинамического кавитационного модуля, позволяющая повысить эффективность воздействия химического реагента на нефть обработкой в кавитационном поле.
Разработана и испытана установка промышленного типа-размера для комплексной обработки нефти в гидродинамическом кавитационном модуле с предварительным введением реагента.
Достоверность полученных результатов Обеспечивается применением известных экспериментальных методик и метрологическими характеристиками проверенных измерительных приборов, а также правильной оценкой погрешности экспериментальных данных и их удо влетворительным совпадением с производственными результатами.
Апробация работы Результаты работы докладывались на следующих российских и междуна родных конференциях:
Научная конференция студентов и молодых ученых МГУИЭ, Москва 2010 и 2011гг., XXIV международная научная конференция «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-24, Саратов 2011г., VII международ ная научно-практическая конференция «Экологические проблемы индустри альных мегаполисов», Донецк 2011г.
Публикации результатов исследования По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе научные статьи в изданиях из списка журналов, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура диссертации Диссертация состоит из введения, четырёх глав, основных результатов и выводов, списка литературы из 125 наименований публикаций отечественных и зарубежных авторов. Работа изложена на 124 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка и 31 таблицу.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи работы.
В первой главе рассмотрены состав, строение и свойства компонентов высоковязких нефтей и нефтяных дисперсных систем.
Нефтяные системы состоят из низко- и высокомолекулярных углеводо родных и неуглеводородных соединений. Углеводородные и неуглеводородные соединения нефти могут находиться в молекулярном и ассоциированном состо яниях. Одной из наиболее представительных групп неуглеводородных или гете роорганических соединений нефти являются смолисто-асфальтеновые вещества (САВ). В большинстве случаев общее содержание САВ определяет многие па раметры нефтей, оказывающие влияние на процессы их добычи, транспорта и переработки.
Рассмотрена предложенная Пфайфером (Pfiffer J.Ph.) схема, изображаю щая структуру асфальтеновой мицеллы. Приведены современные представле ния о реологии нефти.
Рассмотрена предложенная Хотиером шкала растворителей асфальтенов.
Согласно этой шкале растворители располагаются в ряд по степени возрастания растворимости в них асфальтенов: циклогексан ксилол толуол бензол хлороформ пиридин.
Описаны основные методы снижения вязкости нефти: введение разбави телей, депрессаторов, растворителей, термообработка, механическое воздей ствие, обработка в магнитном, электрическом и ультразвуковом поле и пр. При ведены их преимущества и недостатки.
Проанализированы методы интенсификации технологических процессов с использованием физических полей и опыт применения упругих механических колебаний в нефтехимической технологии. Большой вклад в развитие данного направления внесли работы Федоткина И.М., Розенберга Л.Д., Кардашева Г.А., Новицкого Б.Г., Золотухина В.А., Ибрагимова Л.Х., Кулагина В.А., Промтова М.А. и многих других.
В выводах обоснована перспективность дальнейших исследований при менения комплексного метода воздействия химических реагентов и кавитации на процесс снижения вязкости нефти.
Во второй главе представлена схема лабораторной установки, разрабо танные методики проведения эксперимента, подготовки нефти и введения реа гента.
Описаны применяемые методики измерения динамической вязкости, плотности и температуры застывания нефти, методика определения интенсив ности воздействия на нефть. Приведена методика обработки эксперименталь ных данных.
Обработка нефти проводилась на лабораторной установке, состоящей из преобразователя МСП 1/24 мощностью 1 кВт, соединенного с генератором MUG 2/18-27 мощностью 2 кВт. Упругие колебания вводились в нефть с помо щью стержневого волновода с диаметром рабочего торца 28 мм, амплитуда ко лебаний излучателя составляла от 7 до 21 мкм при частоте 25 кГц.
Схема лабораторной установки приведена на рис 1.
Рис. 1. Схема лабора торной установки:
1 – магнитнострикцион ный преобразователь;
– водяное охлаждение;
– волновод;
4 – стальной реактор;
5 – обрабаты ваемая нефть;
6 – ка бель передачи высокоча стотного тока;
7 – уль тразвуковой генератор В нефть предварительно вводился химический реагент и она подвергалась обработке УЗ в стакане 4. При этом генератор 7 создавал ток ультразвуковой частоты, который передавался преобразователю 1 по кабелю 6. Полученные ультразвуковые колебания усиливались волноводом 3. Ультразвуковой генера тор MUG 2/18-27 предназначен для питания ультразвуковых магнитострикци онных преобразователей в различных технологических установках. Генератор создает электрические колебания ультразвуковой частоты в диапазоне 20,0 – 27,0 кГц напряжением 120 – 420 В (действующее значение), а также постоян ный ток подмагничивания величиной до 20 А при активном сопротивлении нагрузки до 0,15 Ом.
В качестве реагентов в экспериментах применялись ксилол, толуол, бути лацетат, гексан и газоконденсат.
Методика введения реагента заключалась в нагреве нефти до 50С, дози ровании реагента в нефть и последующего охлаждения до 20C и термостатиро вания в течение 30 мин.
В третьей главе приведено обоснование выбора режимов обработки нефти, выбора химических реагентов, проведено планирование эксперимента, заданы интервалы варьирования, описаны экспериментальные исследования процесса снижения вязкости нефти под действием кавитации с применением реагентов, приведены пояснения результатов экспериментов.
Для определения эффекта от применения кавитации с целью снижения вязкости нефти были проведены эксперименты на трёх различных нефтях с раз ным структурно-групповым составом и физико-механическими характеристи ками. Для экспериментов были отобраны парафинистые нефти месторождения Восточный Жетыбай, Ащисай и смолистая нефть месторождения Кырыкмыл тык (табл. 1). Подобранные образцы нефтей позволяют провести исследования в широком диапазоне высоковязких нефтей.
Таблица Структурно-групповой состав исследуемых нефтей Динамическая Содержание, % маcс.
Месторождение нефти вязкость при парафины смолы асфальтены 20оС, мПас Восточный Жетыбай 575 28,3 19,3 3, Ащисай 360 18,9 15,2 4, Кырыкмылтык 8159 5,5 25,9 6, Для определения рациональных параметров кавитационной обработки нефти была проведена серия экспериментов с обработкой нефти при различной интенсивности в течение разных промежутков времени.
Динамическая вязкость, мПас 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2, Время обработки, мин Рис. 2. Изменение динамической вязкости нефти месторождения Восточный Жетыбай в зависимости от времени обработки пробы Для сопоставления амплитуды колебаний торца волновода при обработке нефти и соответствующей ей мощности ультразвука (а значит, и энергии, вво димой в среду) проводилась калориметрия. Для нефти месторождения Восточ ный Жетыбай были подобраны следующие параметры обработки: интенсив ность 10,1 Вт/см2, частота колебаний 24,1 кГц, время обработки 1 мин.
Далее была проведена серия экспериментов для подбора реагента и его концентрации. Результаты экспериментов приведены на гистограмме (рис. 3).
Лучшие результаты были получены при введении в нефть ксилола и бути лацетата. Так, введение 2% масс. ксилола позволило снизить вязкость нефти на 27%, а введение бутилацетата – на 23%. Последующие измерения вязкости об разцов нефти через 24, 48 и 72 часа показали, что рост вязкости нефти после введения реагента не превышает 5-7%.
Далее была проведена серия экспериментов по исследованию процесса комплексной обработки нефти реагентом и кавитацией с использованием пара метров обработки, полученных в предыдущих сериях эксперимента.
Динамическая вязкость, мПас Ксилол Бутилацетат Толуол Гексан Газоконденсат Рис. 3. Изменение динамической вязкости нефти месторождения Восточный Жетыбай после введения 2% масс. реагента Для изучения процесса комплексного воздействия реагента и кавитации на нефть месторождения Восточный Жетыбай необходимо сравнить данные, полученные до и после кавитационной обработки. Для этого были построены соответствующие графики зависимости динамической вязкости нефти от вре мени релаксации.
Эксперименты показали, что комплексное воздействие реагента и кавита ции значительно снижает вязкость исходной нефти по сравнению с воздействи ем только реагента. До полнительный эффект Динамическая вязкость, мПас снижения вязкости за счёт кавитационной об работки составил 25 35% в зависимости от применяемого реагента.
Наилучший результат при комплексном воз действии показала серия экспериментов с ксило лом и толуолом. Так, 0 20 40 60 при введении 2% масс.
Время после обработки, часов Рис. 4. Изменение динамической вязкости нефти ксилола и обработке месторождения Восточных Жетыбай от времени нефти в течение 1 мин хранения пробы после введения 2% масс. толуола и УЗ интенсивностью 10, перемешивания: 1 – без кавитационной обработки;
Вт/см, вязкость нефти снизилась на 44%, при 2 – после кавитационной обработки введении толуола и ана Вид уравнения логичном воздействии, Значение коэффициентов Критерий Фишера вязкость нефти снизи № F эксп F табл a b c лась на 37% (рис. 4).
1 577,52 130,70 -0,012 411,35 6, 2 444,97 132,99 -0,075 757,37 6, Последующие измерения вязкости образцов через 24, 48 и 72 часа показа ли, что для нефти месторождения Восточный Жетыбай характерен рост значе ния вязкости после комплексной обработки. В зависимости от применяемого реагента динамическая вязкость нефти возросла на 25-35%.
, мПас 0, 1, 1,5 2, 2,0 2,5 1, 3,0 время обработки, мин 3,5 0, концентрация реагента, % масс. 4, Рис. 5. Изменение динамической вязкости нефти в зависимости от % масс.
введения ксилола и времени обработки пробы Для нефти месторождения Ащисай были подобраны следующие парамет ры обработки: интенсивность 11,4 Вт/см2, частота колебаний 25 кГц, время об работки 15 сек.
Динамическая вязкость, мПас 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1, Время УЗ обработки, мин Рис. 6. Изменение динамической вязкости нефти месторождения Ащисай в за висимости от времени обработки пробы Результаты серии экспериментов по подбору реагента и его концентрации приведены на гистограмме (рис. 7).
Лучшие результаты были получены при введении в нефть бутилацетата.
Так, введение 2% масс. бутилацетата позволило снизить вязкость нефти на 29%.
Последующие через 24, 48 и 72 часа показали, что рост вязкости нефти после введения реагента не превышает 10-12%.
Динамическая вязкость, мПас Бутилацетат Толуол Гексан Ксилол Газоконденсат Рис. 7. Изменение динамической вязкости нефти месторождения Ащисай по сле введения 2% масс. реагента Далее была проведена серия экспериментов по определению эффекта от комплексной обработки нефти месторождения Ащисай реагентом и кавитацией с использованием параметров обработки, полученных в предыдущих сериях эксперимента.
Эксперименты показали, что ком плексное воздействие Динамическая вязкость, мПас реагента и кавитации значительно снижает 320 вязкость нефти место 2 рождения Ащисай по сравнению с воздей ствием только реаген та. Дополнительный эффект снижения вяз кости за счёт кавита 0 20 40 60 ционной обработки со Время после обработки, часов Рис. 8. Изменение динамической вязкости нефти ме- ставил 17-19%.
сторождения Ащисай от времени хранения пробы Наилучший результат после введения 2% масс. бутилацетата и перемеши- при комплексном воз вания: 1 – без кавитационной обработки;
2 – после действии показала се рия экспериментов с кавитационной обработки бутилацетатом. Так, Вид уравнения при введении 2% масс.
Значение коэффициентов Критерий Фишера бутилацетата и обра № F эксп F табл a b c ботке нефти в течение 1 355,34 102,85 -0,035 1360,87 6, 15 сек УЗ интенсивно 2 317,39 109, -0,025 453,55 6, стью 11,4 Вт/см2, вяз кость нефти снизилась на 42% (рис. 8).
Последующие измерения вязкости образцов через 24, 48 и 72 часа показа ли, что для нефти месторождения Восточный Жетыбай характерен рост значе ния вязкости после комплексной обработки. В зависимости от применяемого реагента динамическая вязкость нефти возросла на 11-20%.
Таким образом, эксперименты показали, что нефть месторождения Ащисай, в отличие от нефти месторождения Восточный Жетыбай, лучше со храняет свои реологические свойства после комплексной обработки.
Результаты экспе риментов по ком Динамическая вязкость, мПас плексной обработке нефти месторождения 5400 Кырыкмылтык реаген том и кавитацией пока зали, что данная нефть, в отличие от пара финистых нефтей ме сторождений Ащисай и Восточный Жетыбай слабее подвержена 0 20 40 60 воздействию кавита Время после обработки, часов Рис. 9. Изменение динамической вязкости нефти ме- ции. Дополнительный сторождения Кырыкмылтык от времени хранения эффект снижения вяз пробы после введения 2% масс. бутилацетата и пе- кости за счёт кавита ремешивания: 1 – без кавитационной обработки;
2 – ционной обработки со после кавитационной обработки в течение 1 мин;
3 – ставил 2-3% по срав нению с воздействием после кавитационной обработки в течение 3 мин реагента (рис. 9).
На основании проведённых экспериментов были выявлены следующие за кономерности: кавитационная обработка влияет на реологические характери стики нефти по-разному, в зависимости от интенсивности и продолжительности воздействия. Наибольший эффект снижения вязкости нефти получен при ин тенсивности обработки от 10 до 12 Вт/см2. Парафинистые нефти лучше под вержены обработке, нежели смолистые. Наибольший эффект от введения реа гента получен при введении ксилола, толуола и бутилацетата. Вязкость нефти снижается при увеличении дозировки реагента. Для нефти характерна релакса ция свойств после комплексной обработки.
На основании сделанных наблюдений и изучения характера воздействия кавитации на нефть, можно сделать вывод, что кавитация приводит к разруше нию парафинов и надмолекулярных структур нефти (ассоциатов, мицелл) и уменьшению их размера, что способствует снижению вязкости. Но с течением времени, раздробленные частицы восстанавливают межмолекулярные связи, что приводит к восстановлению динамической вязкости нефти.
Введение реагента изменяет молекулярную подвижность групповых ком понентов нефтяных дисперсных систем (НДС) и приводит к снижению вязкости и агрегативной устойчивости НДС.
При комплексном воздействии, кавитация позволяет реагенту эффективнее воздействовать на групповые компоненты нефти за счёт уменьшения их разме ра и увеличения площади контакта. Реагент препятствует восстановлению межмолекулярных связей и образова нию надмолекулярных образований в нефти после обработки, за счёт чего достигается бльший эффект снижения вязкости.
Четвёртая глава посвящена практической реализации работы. Здесь обосновано применение гидродинами ческой кавитации и приведены её пре имущества перед ультразвуковой кави тацией;
приведена методика расчёта гидродинамического кавитационного модуля обработки нефти, схема разра ботанной установки производительно стью 3 м3/ч, приведены результаты, по лученные при работе на установке.
Процесс кавитации аналогичен кипению жидкости, поэтому в качестве критического давления, при котором возникает кавитация, обычно прини мают давление насыщенных паров пе рекачиваемой жидкости при данной температуре, которое определяется со гласно ГОСТ 1756-2000.
Из-за относительно высоких ско ростей потока, жидкость в зоне кави тирования находится в течение малого промежутка времени, недостаточного для установления температурного рав новесия между паром и жидкостью, что приводит к неравновесности процесса кавитирования, которая оценивается коэффициентом температурной нерав Рис. 10. Схема расчёта комплексной новесности фазовых переходов КТ.
обработки нефти реагентом и ка- Для приближенных расчетов ко витацией эффициента КТ можно воспользоваться эмпирической зависимостью, предложенной Колпаковым Л.Г. для скорости по тока нефти при входе в межлопаточные каналы насосов магистральных нефте проводов:
( ), (1) где – скорость жидкости в канале, м/с.
В общем случае коэффициент будет определяться геометрией канала, гидродинамическим режимом и свойствами перекачиваемой жидкости.
Коэффициент температурной неравновесности фазовых переходов высту пает как фактор, противодействующий появлению кавитации, благодаря чему кавитация появляется при давлении РКР меньшем давления насыщенных паров РН, и скорости потока большей скорости возникновения кавитации WК:
РКР РН (2) Wпотока Wкав (3) Связь между критическим давлением и давлением насыщенных паров определяется по формуле:
( ) (4) ( ) где – критерий парообразования;
В – критерий тепловой кавита ции;
g – ускорение свободного падения м/с2.
В общем случае критерий тепловой кавитации В обуславливается термо динамическими свойствами и вязкостью перекачиваемой нефти, и его расчет достаточно сложен. Для приближенных расчетов Гумеровым А.Г. предложена эмпирическая зависимость критерия тепловой кавитации В от напора hS, соот ветствующего давлению насыщенных паров :
( ) (5) Напор может быть рассчитан по формуле:
(6) где – плотность нефти кг/м3.
Из (1) следует, что KT 1, получим:
(7) Используя выражения (1-7), определим минимальную скорость, необходи мую для возникновения кавитации:
( ) (8) На основании (8) выполним расчеты по определению скорости в сужаю щихся местных сопротивлениях, задавшись значением критического давления кавитации, удовлетворяющего условию (2).
Руководствуясь условиями (2) и (3) для значения РКР и, разработаем конструкцию кавитатора.
Определим необходимый напор насоса для возникновения кавитации:
(9) где – суммарные потери напора в модуле, м;
Н – имеющийся в системе напор до включения в неё кавитатора, м.
Суммарные потери напора в модуле складываются из потерь напора в конфузоре, диффузоре и цилиндрической части модуля.
(10) Потери напора в конфузоре hК определяются:
(11) где –коэффициент сопротивления для конфузора.
( ) (12) где – коэффициент потерь, зависящий от числа Рейнольдса и шерохова тости стенок устройства;
– степень сужения, – площади поперечного сечения канала до и после сужения соответственно, м ;
– угол раскрытия конфузора, град.
Наименьшие гидравлические потери наблюдаются в конфузорах с углом раскрытия до 40 и отношением степенью сужения 1,2 3,0.
(13) где – кинематическая вязкость нефти, м2/с;
d – диаметр участка, м.
при 2300 Re 105 по формуле Блазиуса при Re 2300 по формуле Стокса Определим потери напора в цилиндрической части:
(14) где – коэффициент сопротивления для цилиндрического участка.
(15) где – длина цилиндрического участка, м.
Потери напора в диффузоре складываются из потерь на трение и потерь на расширение:
(16) где – коэффициент сопротивления для диффузора.
( ) ( ) (17) где – степень расширения диффузора;
– угол раскрытия диффузора, град.
Наименьшие гидравлические потери наблюдаются в диффузорах с углом раскрытия менее 50.
Суммарные гидравлические потери в модуле рассчитываются по формуле:
( ) (18) Зная суммарные гидравлические потери в модуле можно определить необ ходимый напор насоса по формуле (9).
Для расчёта технологических параметров процесса разработана методика, схема которой представлена на рис. 10.
Для проверки предложенной автором работы конструкции гидродинами ческого кавитатора для обработки нефти и методики его расчёта необходимо провести серию экспериментов на установке.
Основой установки является гидродинамический кавитационный модуль (рис. 11). Аппаратурно-технологическая схема установки представлена на рис 12, а общий вид на рис. 13.
Рис. 11. Схема гидродинамического кавитационного модуля Из исходной ёмкости 1 при помощи насоса 2 под давлением 8,012,0 МПа обрабатываемая нефть подается в гидродинамический кавитационный модуль, где в корпусе входной части происходит разгон потока нефти, возрастание ско ростного напора, сопровождающегося падением статического напора ниже дав ления упругих паров, начинается обильное выделение пузырьков. После увели чения сечения потока в камере скорость истечения уменьшается, статическое давление возрастает, пузырьки лопаются, что сопровождается многочисленны ми хаотическими микровзрывами.
Сопутствующие при этом изменения давления на ограниченных участках массы жидкости или высокие градиенты давлений разрушают межмолекуляр ные связи в нефти, измельчая парафины и разрушая ассоциаты нефти, снижая её вязкость.
Давление в системе регулируется вентилями В1, В3, В4 и измеряется ма нометрами. После обработки, нефть поступает в приёмный бак 4. Отбор проб осуществляется через пробоотборник.
Рис. 12. Аппаратурно-технологическая схема установки: 1 – исходная ем кость, 2 – насос, 3 – рабочий участок, 4 – приемная емкость В первой серии экспериментов оце нивалось изменение вязкости нефти после кавитационной обработки. Эксперименты показали, что после кавитационной обра ботки динамическая вязкость нефти ме сторождения Восточный Жетыбай снижа ется на 8% (рис. 14), месторождения Ащисай на 10%. Для обеих нефтей харак терно восстановление первоначального значения вязкости в течение 72 часов по сле обработки.
Во второй серии экспериментов изучалось комплексное воздействие реа гента и кавитации на вязкость нефти.
Эксперименты показали, что кави тационная обработка дает дополнитель ный эффект снижения вязкости на 20% по сравнению с эффектом, полученным от Рис. 13. Общий вид установки введения только реагента (рис. 15). Изме рения вязкости нефти после второй серии экспериментов показали, что в тече ние четырёх суток также наблюдается увеличение значения вязкости нефтей, но достигнутый совокупный эффект воздействия реагента и кавитации оказался выше по сравнению с эффектом, достигнутым в результате воздействия кавита ции и реагента отдельно.
Полученные экспериментальные данные показали эффективность приме нения кавитационной обработки и предложенной конструкции гидродинамиче ского кавитационного модуля для снижения вязкости нефти. Результаты, полу ченные в ходе экспериментов на установке, хорошо соотносятся с полученными теоритическими и расчётными зависимостями, а также данными, полученными в ходе лабораторного цикла испытаний.
Динамическая вязкость, мПас Динамическая вязкость, мПа с 430 520 510 500 0 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 Время после обработки, часов Время после обработки, часов Рис. 14. Изменение динамической Рис. 15. Изменение динамической вязкости нефти месторождения Во- вязкости нефти месторождения Во сточный Жетыбай от времени хра- сточных Жетыбай от времени хра нения пробы после кавитационной нения проб после введения 2% масс.
обработки бутилацетата и перемешивания: 1 – без кавитационной обработки;
2 – после кавитационной обработки Основные выводы по работе Экспериментально определены рациональные режимные и технологиче 1.
ские параметры комплексной обработки нефтей с различным структурно групповым составом химическими реагентами и кавитацией.
Разработана методика расчёта гидродинамического кавитационного мо 2.
дуля обработки нефти для снижения её вязкости.
Разработана методика расчета процесса обработки нефти в гидродинами 3.
ческом кавитационном модуле с предварительным введением реагента.
На основе выявленных закономерностей разработана аппаратурно 4.
технологическая схема установки и ее конструктивное оформление для ком плексной обработки нефти химическим реагентом и кавитацией.
Результаты расчетов и экспериментальных исследований использованы 5.
при проектировании и создании промышленного аппарата кавитационной обра ботки нефти в гидродинамическом кавитационном модуле с предварительным введением реагента. Рекомендованы режимные параметры работы установки, позволяющие дополнительно снизить вязкость нефти на 20%.
Для нефтей с высоким содержанием парафиновых углеводородов и ас фальтеновых компонентов (более 25%), пониженным содержанием смол реко мендовано комплексное воздействие ксилола и кавитационной обработки.
Для нефтей со средним содержанием парафиновых углеводородов и ас фальтеновых компонентов (до 20%), пониженным содержанием смол рекомен довано комплексное воздействие бутилацетата и кавитационной обработки.
Условные обозначения, используемые в работе УЗ – ультразвук;
CAB – смолисто-асфальтеновые вещества;
НДС – нефтяные дисперсные системы;
– динамическая вязкость нефти, мПас;
t – время после обработки нефти, ч;
a, b, c – коэффициенты регрессионных уравнений;
– ко эффициент температурного запаздывания;
PН – давление насыщенных паров, Па;
PКР – критическое давление кавитации, Па;
– критерий парообразования;
B – критерий тепловой кавитации, 1/м;
Re – число Рейнольдса;
– скорость жидкости в канале, м/с, Wкав – минимальная скорость возникновения кавитации, м/с;
hS – напор, соответствующий давлению насыщенных паров, м;
d – диаметр участка, м;
– коэффициент гидравлического сопротивления;
– коэффициент потерь на трение;
– плотность нефти, кг/м3;
– кинематическая вязкость нефти, м2/с;
n – степень раскрытия конфузора;
n1 – степень раскрытия диффузо ра;
– угол раскрытия конфузора, град;
– угол раскрытия диффузора, град;
Н – напор насоса, м.
Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:
Ершов М.А., Асылбаев Д.Ф. Влияние ультразвукового воздействия и хи 1.
мических реагентов на реологические свойства Самарской нефти // Науч ная конференция студентов и молодых ученых МГУИЭ: Тезисы докла дов: в 2 т. Т.2. – М.: МГУИЭ, 2010. – с. 150- Ершов М.А., Муллакаев М.С., Баранов Д.А. Математическое моделиро 2.
вание процесса воздействия на вязкость нефти ультразвуком и химиче скими реагентами // Математические Методы в Технике и Технологиях – ММТТ-24: Сб. трудов XXIV Межд. науч. конф.:в 10 т. Т.7. Секция 11 / под общ. ред. В.С. Балакирева. – Пенза: пенз. гос. технолог. ак-мия, 2011.
– с. 108- Ершов М.А., Муллакаев М.С., Баранов Д.А. Математическая обработка 3.
результатов экспериментов по ультразвуковому воздействию на вязкость нефти // Вестник СГТУ. – № 3 (57). Выпуск 2, 2011. – с. 140- Ершов М.А., Муллакаев М.С., Баранов Д.А. Снижение вязкости пара 4.
финистых нефтей обработкой в гидродинамическом проточном реакторе // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – М.:
ВНИИОЭНГ, 2011. – №4. – с. 22- Ершов М.А. Изучение поведения вязких нефтей после ультразвуковой 5.
обработки // Научная конференция студентов и молодых ученых МГУИЭ:
Тезисы докладов. – М.: МГУИЭ, 2011. – с. 8- Ершов М.А., Баранов Д.А., Муллакаев М.С., Абрамов В.О. Снижение вяз 6.
кости парафинистых нефтей в ультразвуковом поле // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – №7, 2011. – с. 16-