Нефтяная отрасль Российской Федерации характеризуется высокой долей вязких (далее ВН) и высоковязких (далее ВВН) нефтей в общей структуре запасов углеводородного сырья. Разработка месторождений с преобладанием ВН и ВВН является перспективным направлением с точки зрения особых реологических свойств и необходимости решения возникающих технологических проблем, связанных с низкими скоростями транспортировки и высокими экономическими издержками при их обработки. По данным Счетной палаты на 2014 год доля ВВН от общероссийских составляет почти 30% или 7,5 млрд. т. Тенденция показывает, что, начиная с 1992 года, их доля постоянно увеличивается [1].
Проведенный анализ экономической эффективности добычи и транспортировки ВН и ВВН в России характеризуется нерентабельностью или малой рентабельностью. Наиболее распространенными способами обработки сырья с целью достижения больших скоростей транспортировки являются: термический нагрев, добавление присадок и разбавителей, применение электромагнитного излучения.
Термический нагрев является самым распространенным и одновременно самым дорогостоящим методом обработки, осуществляемый попутными подогревателями нефти. По данным компании АО «Транснефть - Сибирь» на всей протяженности магистрального нефтепровода (далее МН) «Заполярье – Пурпе» будет построено восемь пунктов подогрева нефти с целью обработки ВН и ВВН в условиях низких температур и суровых условий Севера. Наиболее часто встречаемый вид подогревателей нефти – печь трубная блочная ПТБ-10А, имеет следующие характеристики, представленные в таблице 1.
Таблица 1
Характеристика печи трубной блочной
|
Параметр |
Величина |
|
Производительность по продукту |
900 м3/час |
|
Топливная мощность |
4,2 ГДж/час |
|
Температура нефти на выходе из печи |
70 оС |
|
Потребляемое топливо |
Природный газ |
|
КПД, % |
71 |
Топливом для работы печей, расположенных на пунктах подогрева нефти на всем протяжении МН, является природный газ. Примером изменения температуры является магистральный нефтепровод «Уса-Ухта-Ярославль», представленный на рисунке 1.
Рис.1. Изменение температуры перекачиваемой нефти по МН «Уса-Ухта» и «Ухта-Ярославль»
С учетом стоимости газа для крупных промышленных предприятий Ямало-Ненецкого автономного округа и Тюменской области в среднем в 2848 руб./м3 ориентировочные потери на подогрев нефти на величину в 1оС составляют 280 000 рублей в год при объеме перекачки в 1 млн. т.. Исходя из данных по подогреву нефти с месторождения «Уса» на 30 оС на головной нефтеперекачивающей станции и общего объема перекачки в 30 млн. тонн, годовые затраты на подогрев составят 252 млн. рублей, что является существенной экономической нагрузкой. В условиях нестабильной экономической ситуации важность экономии энергоресурсов при сохранении эффективности встает на первый план. В связи с этим авторами работы разработан новый более экономичный способ обработки нефти на нефтяных станциях.
По мнению отечественных и зарубежных ученых, таких как Промтов В,А., Хэммит Ф, Дейли Дж., из американского сообщества инженеров-механиков, наиболее перспективным способом является гидродинамическая кавитационная обработка, характеризующаяся своей эффективностью, экономичностью и возможностью использовать внутренние резервы вещества с целью изменения реологических свойств нефти (структурная вязкость, температура застывания и др.).
Явление кавитации возникает в момент приближения давления жидкости и давления насыщенных паров жидкости и характеризуются обильным парообразованием и дальнейшей конденсации парогазовой смеси в потоке жидкости. Схлопывание сопровождается резкими скачками температуры и давления, а распространение волны с высокой энергетической плотностью способствует разрушению близлежащих углеродистых цепочек и молекулярных соединений.
На рисунке 2 показана лабораторная установка, кавитационное оборудование представлено в нижнем левом углу и на рисунок 3. В процессе испытания было задействован насос центробежный, цилиндрические трубки диаметром 3 см2, датчики температуры и давления, испытывалась депрессорная присадка ДПН-1Р российского производителя, подаваемая плунжерным насосом, было обработано около 200 литров высоковязкой Усинской нефти ρ = 945 кг/м3 и ѵ = 150 мПа·с.
Рис.2. Лабораторная установка
Рис.3. Кавитационное оборудование
Минимальная скорость течения нефти в модуле необходимая для возникновения кавитации определяется по формуле:
(1)
Ркр – критическое давление кавитации (Па), Рн - давление насыщенных паров (Па). Необходимый напор насоса для возникновения кавитации:
(2)
где hм – суммарные потери напора в модуле, м; Суммарные потери напора в модуле складываются из потерь напора в конфузоре, диффузоре и цилиндрической части модуля и рассчитываются по формуле:
(3)
где β – угол раскрытия диффузора, град. n1– степень расширения диффузора, α – угол раскрытия конфузора, град. n– степень сужения.
В ходе лабораторных испытаний было выявлено, что наименьшие гидравлические потери наблюдаются в конфузорах с углом раскрытия до 40° и отношением степенью сужения 1,2 - 3,0 и в диффузорах с углом раскрытия менее 50°. Добавление сетчатого цилиндра уменьшила степень кавитационной эрозии. Конечный вид формулы напора выглядит следующим образом:
(4)
Проведенные исследования показали, что комплексная обработка нефти является перспективным направлением (табл. 2 и рис. 3).
Таблица 2
Сравнительный анализ эффективности методов снижения вязкости нефти
|
Характеристики |
ДПН-1Р |
Кавитационная обработка |
Комплексная обработка |
|
Депрессия Тзаст. , °С |
10–14 |
5–7 |
17–20 |
|
Снижение вязкости, % |
42-57 |
32-40 |
66-70 |
|
Снижение предельно динамического напряжения |
2–3 |
4 |
6-7 |
|
Снижение предельно статического напряжения |
4-5 |
3-4 |
5-7 |
|
Время восстановление реологических свойств, дней |
5 |
4 |
7 |
Рис.4 .Зависимость восстановления динамической вязкости от времени релаксации
За счет локального изменения давления и, вследствие этого, создания условий для кавитации и разрыва жидкостной сплошности, выделяется энергия. Выделившаяся энергия эквивалента изменению температуры нефти при средней плотности 945 кг/м3 и вязкости 150 мПа∙с на 2-3оС. В связи с возможностью изменения начальной температуры подогрева нефти, меняются и экономические затраты.
Используя полученные данные по кавитационной обработке нефти с применением присадок, авторами была разработана аппаратурно-технологическая схема по установке кавитационного оборудования на нефтяных перекачивающих станциях, встраивая в технологический трубопровод, представленная на рисунке 5.
Рис.5. Аппаратурно-технологическая схема
1 – Плунжерный насос-дозатор, 2 – Сепаратор,
3 – Гидродинамический кавитатор, 4 – Запорная арматура
Проведенный авторами анализ и расчеты показывают, что применение метода кавитационной обработки с целью уменьшения экономической нагрузки является обоснованным и имеет положительный экономический эффект. Целесообразность и эффективность применения комплексной обработки нефти заключается в следующем:
-
повышение начальной температуры подогрева высоковязкой нефти на 2-3ºС за счет кавитационной обработки;
-
уменьшение вязкости нефти за счет комплексного метода, что в свою очередь приведет к уменьшению затраченной мощности подогревателей и расхода топлива;
-
улучшение реологических свойств нефти за счет разрыва углеродистых связей, что позитивно скажется на дальнейшей транспортировке и переработке нефти, позволив увеличить выход легколетучих фракций при атмосферной перегонке.
Применяемая технология может быть использована на промысловых или технологических трубопроводных системах с диаметрами до 300 мм и значениями вязкости транспортирующих нефтей 150-200 мПа∙с.
Рецензенты:
Шантарин В.Д., д.т.н., профессор, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень;
Чекардовский М.Н., д.т.н., профессор, ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень.