Нейросетевая система управления процессом термохимического обезвоживания нефтяных эмульсий
 Скачать 4.35 Mb.
|
|
1.7 Принцип работы нефтяного сепаратора 1.7.1 Общие сведения Сепарация нефти и воды (деэмульсация) – разрушение и расслоение нефтяных эмульсий на нефть и воду. Осуществляется на нефтяных месторождениях при подготовке нефти к транспортировке и на нефтеперерабатывающих заводах. 26 Способы разделения водонефтяной эмульсии: Механический – гравитационное отстаивание и центрифугирование; Термический – подогрев эмульсии; Химический – добавление реагента для расслаивания эмульсии; Термохимический – сочетание двух способов; Электрохимический – пропускание переменного электрического тока совместно с подачей химреагента. 1.7.2 Механический способ разделения нефтяной эмульсии Основной разновидностью этого способа является гравитационное отстаивание, которое заключается в том, что нефть как менее плотная жидкость всплывает на поверхность, а вода оседает на дно аппарата (отстойника) под действием силы тяжести. Также на дно оседают и твёрдые частицы, захваченные потоком жидкости при добыче. Механические примеси могут удаляться из аппарата при периодической зачистке. Если же механических примесей в добываемой жидкости много, то они удаляются через дренажную трубу, врезанную в коническое днище резервуара со специальным размывающим устройством, которое предотвращает образование единого комка осадков. Центрифугирование помогает увеличить скорость осаждения частиц за счёт центробежной силы – более мощной по сравнению с естественной гравитацией. Метод центрифугирования не используется в промышленности из-за своей сложности и дороговизны. В основном применяется при лабораторных исследованиях. Преимущество этого способа в его простоте и низких затратах на проведение. Недостатками являются низкая скорость отстаивания, а также невозможность разделения стойких мелкодисперсных эмульсий. 27 1.7.3 Термический способ разделения нефтяной эмульсии Термический способ заключается в том, что нефть перед процессом гравитационного отстаивания нагревается. При этом снижается вязкость веществ, образующих бронирующую оболочку на поверхности глобулы, а соответственно и прочность оболочки. К тому же, снижение вязкости позволяет каплям воды свободнее двигаться в объеме эмульсии и быстрее оседать на дно отстойника. Температура нагрева обычно устанавливается экспериментально. Термический способ применяется в сочетании с другими способами обезвоживания нефти. 1.7.4 Химический способ разделения нефтяной эмульсии Основа химического способа заключается в разрушении бронирующих оболочек глобул эмульсии с помощью химического реагента–деэмульгатора. Чем раньше вводится деэмульгатор и чем лучше производится перемешивание, тем эффективнее происходит разрушение бронирующих оболочек, так как необходимо обеспечить равномерное распределение реагента по объему эмульсии. Использование химического метода предполагает гравитационное отстаивание после обработки эмульсии реагентами. На промыслах могут использоваться следующие методы химического обезвоживания: 1. Внутрискважинная деэмульсация – процесс при котором деэмульгатор вводится в эмульсию непосредственно в добывающей скважине. 2. Путевая деэмульсация – деэмульгатор вводится в нефтегазосборный трубопровод. 28 3. Деэмульсация и обезвоживание непосредственно в отстойных резервуарах. При этом методе деэмульгатор вводится в резервуар после заполнения его эмульсией. Первые два метода имеют преимущества, так как при их использовании обеспечивается лучшее перемешивание и распределение деэмульгатора в объёме эмульсии. На промыслах чаще всего используется путевая деэмульсация. 1.7.5 Термохимический способ разделения нефтяной эмульсии Термохимический способ заключается в сочетании термического, химического и механического способов разделения нефтяной эмульсии. За счёт увеличения температуры повышается также диффузионная активность реагента-деэмульгатора. 1.7.6 Электрохимический способ разделения нефтяной эмульсии Способ электрохимического обезвоживания (иногда называют электротермохимическим способом) применяют для разрушения наиболее устойчивых эмульсий. Он включает в себя термический и химический способы с дополнительным воздействием электрического поля. Под действием переменного тока капли воды в нефти меняют свою форму, притягиваясь то к одному, то к другому электроду. Это уменьшает прочность бронирующих оболочек, а также заставляет капли сталкиваться и коалесцировать. Чаще всего электродегидраторы работают на токах промышленной частоты (50 Гц) при напряжении от 10 кВ до 45 кВ. Хотя иногда встречаются модели аппаратов, работающих при постоянном токе. Исследования в области определения оптимальной частоты работы электродегидраторов продолжаются [13]. 29 Достоинством этого способа является то, что он может применяться для обезвоживания практически любых эмульсий. Недостатком является высокий расход электроэнергии и опасный фактор в виде высокого напряжения при работе и обслуживании. 1.8 Конструкции аппаратов На промыслах используют сепараторы (отстойники) различной конструкции и формы: вертикальные, горизонтальные, наклонные, конические, цилиндрические, шаровые и т.д. Помимо этого существуют трёхфазные сепараторы, предназначенные для разделения потока жидкости на нефть, газ и воду [44]. Аппараты для обезвоживания имеют различные конструкции. С течением времени конструкции отстойников переживали различные модификации. Выделяют следующие ключевые конструкции аппаратов обезвоживания: шаровидный горизонтальный цилиндрический с плоскими, коническими или эллиптическими стенками. наклонный цилиндрический вертикальный цилиндрический с коническим или эллиптическим дном. Формы аппаратов обезвоживания представлены на рисунке 1.5. Для улучшения процесса коалесценции в аппаратах иногда размещают специальные вставки из мелкопористого или волокнистого материала [64]. На волокнах происходит осаждение и укрупнение капель воды, а поры позволяют ей стекать вниз под действием сил гравитации. Материалы коалесцирующих вставок описаны в таблице 1.5. 30 а) вертикальный цилиндрический с коническим дном; б) вертикальный цилиндрический с эллиптическим дном; в) горизонтальный цилиндрический с эллиптическими стенками; г) наклонный цилиндрический с эллиптическими стенками; Рисунок 1.5 – Варианты исполнения отстойных аппаратов для обезвоживания нефти Таблица 1.5 – Материалы коалесцирующих вставок Материал Размер ячеек, мкм Стальные ячейки 125 Стальные пластины 125 Стальная стружка 75 Проволочная сетка 75 Синтетическая нить (полиэстер) 15 Тефлоновое волокно 15 Стеклотекстолит 7.5 Стекловолокно 7.5 Чем мельче ячейки коалесцирующих вставок, тем больше воды отделяется при прохождении через аппарат. Проблемой слишком мелких ячеек является дороговизна материала, а также повышенная частота замены 31 из-за накопления загрязнений механическими примесями, асфальтенами и парафинами. Обычно в водонефтяных сепараторах выделяют 5 секций [49]: 1. Основная секция. Служит для отделения жидкости от газа в трёхфазных сепараторах, либо воды от нефти в жидкостных отстойниках. В основной секции производится ввод потока жидкости через насадки- диспергаторы, либо через отклоняющие устройства тангенциального или радиального направления. 2. Осадительная секция. Служит для успокоения потока жидкости, коалесценции капель дисперсной фазы и осаждения сплошной среды под действием сил гравитации. Также в случае трёхфазной сепарации в этой секции происходит дополнительное отделение пузырьков газа. 3. Секция сбора воды. Находится в нижней части сепаратора. В ней скапливается вода, практически полностью свободная от газа и нефти. 4. Секция сбора нефти. Находится на стороне, противоположной от ввода жидкости и чаще всего отделена сплошной стенкой от осадительной секции. Переливаясь через разделительную стенку, в этой секции скапливается нефть, практически свободная от газа и воды. 5. Влагоуловительная секция (каплеотбойник). Находится в верхней части сепаратора и служит для улавливания капель жидкости, которые уносит за собой поток газа. Чаще всего представляет из себя металлическую решётку или другой мелкоячеистый материал. Наиболее перспективными являются горизонтальные цилиндрические аппараты с емкостью от 50 до 200 м 3 . Чаще всего используются аппараты объемом 160 м 3 и 200 м 3 при внутреннем диаметре 3 м. На рисунке изображена типовая конструкция горизонтального сепаратора с эллиптическими стенками и с выводом свободного газа. 32 1 – цилиндрический корпус; 2 – место ввода жидкости; 3 – отклоняющая вставка; 4 – основная секция; 5 – осадительная секция со сбросом воды; 6 секция сбора нефти; 7 – каплеотбойник и место вывода газа. Рисунок 1.6 – Типовая схема промыслового сепаратора. 1.9 Аппараты нагрева Необходимость нагрева скважинной жидкости в технологических процессах подготовки нефти обусловлена различными причинами. Высокая температура позволяет растворить твёрдые парафиновые углеводороды, если они имеются в составе. Таким образом, в трубопроводе не образуется парафиновых пробок. При повышении температуры также уменьшается вязкость жидкости, за счёт чего уменьшаются затраты энергии на транспортировку. В процессах разделения нефти и воды нагрев позволяет улучшить диффузию деэмульгатора, уменьшить вязкость эмульсии, снизить прочность бронирующих оболочек на поверхности капельной жидкости. Теплообменные процессы могут быть непрерывными или периодическими. Если в аппарате происходит непрерывный потока жидкости, то этот процесс называется стационарным. Если температура со 33 временем меняется в процессе нагрева и охлаждения и нагревания, такой процесс называется нестационарным. Постоянный нагрев поступающей жидкости может осуществляться различными способами: теплообмен; прямой подогрев; подогрев с промежуточным теплоносителем; В процессе теплообмена один теплоноситель (более горячий) отдает теплоту другому теплоносителю (более холодному). Аппараты теплообмена по принципу работы разделены на две большие группы: поверхностные и контактные. Теплообменные аппараты поверхностного типа работы бывают регенеративные и рекуперативные [9]. Принцип работы регенеративных теплообменных аппаратов заключается в поочерёдном омывании поверхности теплообмена то горячим, то холодным теплоносителями. В рекуперативных теплообменных аппаратах оба теплоносителя одновременно проходят по одному участку через разделяющую их стенку. Наиболее распространенной разновидностью таких аппаратов являются кожухотрубчатые теплообменники. Их схема приведена на рисунке. 1 – кожух; 2 – теплообменные трубки; 3,4 – ввод и вывод нагреваемой жидкости; 5,6 – ввод и вывод теплоносителя. Рисунок 1.7 – Схема кожухотрубчатых теплообменников 34 Теплообменные аппараты контактного типа работы бывают смесительные и барботажные. В смесительных аппаратах горячий теплоноситель смешивается с холодным. В аппаратах барботажного типа теплоносители не смешиваются. Например, горячий воздух прокачивается через слой холодной жидкости. Водяной пар и горячая вода являются самыми распространёнными теплоносителями. Реже используются высокотемпературные органические теплоносители: глицерин, этиленгликоль, органические масла. Если необходимо достигать высоких температур нагрева, то водяной пар или другие теплоносители не подходят. Для этого используют специальные топки, в которых производится сжигание жидкого и газообразного топлива. Чаще всего в качестве топлива используется природный газ. В специальных трубчатых печах газы от сгорания топлива смешиваются с воздухом и направляются в зону теплообмена. В нефтяной промышленности также используются аппараты электрообогрева. Их преимущества в простоте обслуживания и компактных размерах, так как процесс нагрева можно осуществлять в одной секции аппарата и не требуется дополнительной трубной обвязки для подвода теплоносителя. Но использование аппаратов электрообогрева ограничено достаточно высокой ценой. Стационарный тепловой режим обеспечивают следующие виды нагревателей: рекуперативные теплообменные аппараты; печи нагрева; электронагреватели. В процессе разделения нефти и воды могут использоваться и комбинированные аппараты типа Heater-Treater. В устройстве этих сепараторов газовая печь совмещена с цилиндрическим резервуаром, в результате чего нагрев производится прямо в зоне отстоя жидкости. 35 1 – корпус аппарата (резервуар); 2 – газовая горелка; 3 – труба для отвода отработанных газов; 4 – ввод эмульсии; 5 – вывод воды; 6 –отвод нефтяного газа; 7 – отвод нефти. Рисунок 1.8 – Аппарат типа Heater-Treater. 1.10 Предпосылки создания системы автоматического управления Автоматическое управление таким сложным процессом, как обезвоживание нефти связано с определенными трудностями, возникающими из-за недостаточной изученности процессов подготовки нефти и отсутствия адекватных моделей, которые можно использовать при разработке системы автоматического управления (САУ) [60]. Первые разработки в области автоматического управления процессами подготовки нефти появились еще в 50-х, 60-х годах прошлого века. Вначале они были нацелены не на автоматическое управление процессами, а только на регулирование отдельных технологических параметров. В последующих работах уже решались задачи разработки структурных схем систем автоматического управления процессами подготовки нефти и их информационного обеспечения. Проводились многочисленные исследования в области статистического моделирования процессов подготовки нефти для построения их моделей, как основы для разработки законов автоматического управления исследуемыми процессами. Однако применение статистических 36 моделей при построении систем автоматического управления процессами подготовки нефти не привело к ожидаемому результату ввиду узкой области адекватности моделей управления и широкого диапазона изменения качественных характеристик исходного сырья. Возникшая проблема привела к проведению ряда исследований, связанных с разработкой методов, позволяющих расширить область адекватности математических моделей [27,40,41]. Подбор специальных классов функций для описания процессов обеспечил расширение области применимости получаемых моделей. Другой подход к объекту моделирования, основанный на аналитическом моделировании исследуемых процессов, начал развиваться в конце 60-х годов. Известные на сегодня аналитические модели отдельных звеньев процессов подготовки нефти могут служить основой для разработки законов управления при создании автоматической системы управления [1,43,28]. В работах В.И. Логинова и А.М. Черека [35,60] для аппаратов подготовки нефти различных конструкционных типов подобраны передаточные функции. Зависимости выведены на основании физических законов и процессов, происходящих с жидкостями. Но в этих работах не учитывается химический состав добываемой жидкости, из-за чего системы, построенные на этих передаточных функциях не обладают высокой точностью. Несмотря на имеющиеся наработки в области моделирования процессов подготовки нефти, автоматические системы управления процессом обезвоживания не получили в настоящее время широкого распространения в нефтяной промышленности [20]. Современный нефтегазодобывающий комплекс представляет собой сложную систему взаимосвязанных объектов, осуществляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку 37 нефти и газа. Технологические объекты могут быть, как рассредоточены на большой территории (скважины, магистральные трубопроводы), так и сконцентрированы на относительно небольшой площади (установки подготовки, резервуары хранения нефти). Рассредоточенность объектов на больших площадях приводит к необходимости и экономической целесообразности разработки и внедрения телемеханических систем и организационных структур дистанционного контроля и управления [5,22]. 1.11 Выводы по главе Произведённый анализ технологических процессов подготовки нефти показал, что наиболее трудоемкой и часто встречающейся на промысле задачей является обезвоживание и обессоливание. Режимы работы технологических установок подчиняется регламентам, но далеки от оптимальных. Регулирование производится вручную, необходима автоматизация этого процесса. В зависимости от географического расположения района добычи нефти и от глубины залегания пласта компонентный состав, а вместе с ним и свойства нефти варьируются в широких диапазонах. Для удобства определения типов технологических процессов, которые необходимы в процессах подготовки добываемой жидкости, нефти делят не несколько групп. Необходимо учитывать свойства конкретной нефти при обустройстве промысла. Добыча нефти в России проводится зачастую в труднодоступных районах далеко от населённых пунктов. Из-за сложных климатических условий, таких как низкая температура, обильные осадки и сложная ветровая обстановка, осложняется работа операторов нефтедобывающего комплекса, а также возможность проведения своевременной смены вахты. Поэтому применение малолюдных или даже безлюдных технологий является актуальной задачей [15]. 38 Для магистральных трубопроводов существуют регламенты, устанавливающие необходимое качество предварительно подготовленной нефти. Компания – оператор месторождения должна обеспечить соответствие добываемой нефти одной из трёх групп в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Для этого необходимо провести комплекс технологических процессов, каждый из которых требует определённого оборудования, условий проведения, а также участие обслуживающего персонала [19]. Рассмотрена конструкция аппарата обезвоживания нефти, в котором происходят основные процессы по разделению и осаждению эмульсии. При проведении математического моделирования необходимо будет учитывать влияние аппарата на процесс управления из-за его конструктивных особенностей. Рассмотрены различные аппараты нагрева, использующиеся в промышленности. Скорость изменения температуры нагрева зависит от применяемого типа нагревателя. При создании автоматизированной системы управления необходим учёт динамических характеристик процесса теплообмена для повышения качества управления. В рамках создания концепции «Интеллектуального месторождения» и для повышения эффективности нефтедобывающей промышленности, необходимо проводить автоматизацию и интеллектуализацию процессов подготовки нефти, которые помогут решить комплекс задач: 1. Необходимость проведения процессов обезвоживания и обессоливания не нефтегазодобывающих промыслах из-за высоких требований к качеству продукции, сдаваемой в магистральный трубопровод. 2. Широкий диапазон изменения параметров скважинной жидкости в зависимости от региона добычи. 3. Расположение добывающих комплексов в труднодоступных местах, что делает сложным их постоянное обслуживание. |