Система Бароняна-Везирова, разработанная азербайджанскими инженерами Ф.Г. Бароняном и С.А. Везировым предусматривала однотрубный сбор продукции скважин с использованием энергии пласта до газозамерных установок и далее, по общему коллектору до участковых пунктов сбора, где нефть сепарировалась в две ступени и предварительно обезвоживалась [9]. К недостаткам системы, в частности, относится сложность осуществления герметизации большого количества участковых сборных пунктов, строительство множества мелких пунктов сбора с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями.

Разработанная Грозненским нефтяным институтом так называемая грозненская система сбора предусматривала осуществление совместного транспорта нефти и газа на расстояние 20 - 30 километров под устьевым давлением. В отличие от самотечной системы и системы Бароняна-Везирова, для которых были; характерны многочисленные мелкие технологические объекты, эта система сбора была основана на организации крупных централизованных сборных пунктов (ЦСП). При организации грозненской системы сбора нефти и газа на каждой разрабатываемой площади сооружается централизованная сепарационная установка, на которой осуществляется одноступенчатая сепарация.

Нефть с оставшимся в ней растворенным газом под собственным давлением транспортируется на конечный сборный пункт. Основным недостатком такой высоконапорной системы сбора нефти является пульсация давления, вследствие чего происходят частые вибрации трубопроводов, приводящих к их порывам [10].

Революционной стала разработка герметизированной системы сбора, которая применяется и по сей день. Анализ данной системы позволяет выделить до десятка вариантов схем сбора. Основными элементами этих схем являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, сооружения для сбора и транспортировки нефти и газа, установки подготовки нефти, газа и воды и системы поддержания пластового давления.

Рисунок 1.1 – Типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды По этой схеме (рисунок 1.1) водонефтяная эмульсия с куста скважин поступает на автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), где происходит частичная газосепарация и обработка реагентом деэмульгатором и далее на установку предварительного сброса воды (УСПВ), где осуществляется предварительный сброс воды с последующей перекачкой нефти на установку подготовки нефти (УПН). Сбрасываемая вода, пройдя стадию дополнительной очистки, откачивается на блочные кустовые насосные станции (БКНС), в случае удовлетворения требованиям закачки.

С постоянным ростом обводненности добываемой продукции количество пластовой воды извлекаемой из недр неуклонно растет. В последние годы обводненность продукции в ряде случаев стала достигать более 90 %.

Существующее оборудование очистки не справляется с такими большими объемами попутнодобываемой пластовой воды, что влечет за собой закачку загрязненной в пласт. Закачка в пласт воды, не удовлетворяющей требованиям, приводит в конечном итоге к снижению проницаемости пор пласта. Наибольшее влияние на этот процесс оказывают взвеси различного типа, содержащиеся как в закачиваемой воде, так и в самой пористой среде. Пористая среда всегда содержит в своем составе большое количество свободных частиц, которые могут быть сдвинуты с места и перемещаться потоком. При закачке жидкости эти частицы, в совокупности с примесями и остатками нефтепродуктов, содержащихся в воде, кольматируют поры, каналы и трещины из которых сложен пласт, снижая тем самым проницаемость.

Для получения более полного представления механизма воздействия водой на пласт необходимо выделить факторы влияющие на процесс вытеснения нефти.

Нефтеносный пласт, в процессе добычи по технологии заводнения, выступает в роли как такового фильтра, являющего собой последнюю стадию в многоступенчатой технологии очистки закачиваемых вод. При осуществлении заводнения пласта подбор жидкости необходимо производить таким образом, чтобы призабойная зона не являлась фильтром. Процесс фильтрации закачиваемых вод, содержащих механические примеси и остатки нефтепродуктов, связан с механическим и физическим взаимодействием скелета пласта с дисперсной фазой. При установлении необходимой степени подготовки вод основное внимание уделяется качеству пластовых вод (физико-химические свойства и гранулометрический состав примесей), а так же физическим свойствам нефтяного пласта (пористость, проницаемость, трещиноватость) и составу пород, слагающим пласт. В каждом конкретном случае должны быть учтены все эти факторы, оказывающие влияние на фильтрационную способность вод [9].

1.3 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЛАСТОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД

Основные физико-химические параметры пластовых сточных вод:

Температура пластовых сточных вод. Определяется температурой продуктивного пласта, а так же технологическим режимом подготовки нефти. С понижением температуры увеличивается вязкость нефти, повышаются показатели ее структурно-механических свойств. В нефтях, содержащих парафин и смолы, при понижении температуры в пласте могут образовываться и отлагаться кристаллы парафина, резко увеличивающие фильтрационные сопротивления и, как следствие этого, способные снизить нефтеотдачу. Поэтому для каждого месторождения необходимо знать допустимые пределы изменения температуры закачиваемой в пласт воды и ее влияние на поведение флюидов в пласте.

Минерализация – суммарное содержание в воде растворенных солей и коллоидов. Степень минерализации зависит от геологических условий формирования нефтяных залежей и от условий разработки месторождения.

Минерализация тем больше, чем больше глубина залегания пласта. При заводнении нефтяного пласта пресными водами минерализация пластовых сточных вод уменьшается. В редких случаях она может увеличиваться, когда в разрабатываемую залежь поступают воды из других горизонтов с более минерализованной водой. С повышением минерализации воды улучшается процесс отстаивания от нее нефти, уменьшается набухание глинистых слоев нефтяного пласта, в который закачивается вода, и понижается температура замерзания сточной воды. Минерализация воды и ее электропроводность влияют на коррозионную активность воды.

Содержание растворенных газов. В пластовых сточных водах могут присутствовать: азот, сероводород, углекислый газ, кислород, метан, этан, пропан и др. В процессе подготовки воды, из-за снижения давления, происходит выделение растворенных газов из воды. Количество выделившихся газов зависит от перепада давления, времени разгазирования и других факторов. Растворенные в воде газы влияют на физико-химические свойства воды. «Кислые газы»

оказывают влияние на величину рН, которая колеблется от 4 до 6,5. H2S, O2, CO2, содержащиеся в поверхностных водах, вызывают коррозию трубопроводов и насосов, и поэтому их концентрация должна быть минимальной.

Содержание нефти. Нефть в сточных водах может содержаться в растворенном состоянии, эмульгированном и в виде крупных капель. Качество закачиваемой в пласт воды, по содержанию в ней нефтепродуктов, на прямую зависит от технологической схемы и режима работы установок подготовки нефти, конструктивных особенностей оборудования, применения тех или иных реагентов, системы автоматизации процесса и многих других факторов.

Концентрация нефтепродуктов в пластовых сточных водах может колебаться в широких пределах – от 15 до 1000 мг/л.

происхождение. Часть из них могут выноситься из продуктивных пластов вместе с продукцией скважин, другая часть – образуется в результате нарушения солевого равновесия (стабильности вод), коррозии металлов, окисления закисного железа или вносится технической водой. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти и воды в большинстве случаев возможно нарушение равновесия двух типов: карбонатного и сульфатного, реже – сульфидного и силикатного.

Карбонатное равновесие определяется количеством бикарбонатом кальция.

Растворимость бикарбоната кальция при углекислотном равновесии воды в пластовых условиях выше, чем при атмосферном давлении. При подъеме пластовой воды из скважины и движении ее по системе сбора и подготовки нефти, а также по очистным сооружениям снижается давление, уменьшается количество растворенного углекислого газа и вода становится пересыщенной карбонатами, часть которых выпадает в осадок. Предотвращение выпадения в осадок бикарбоната кальция из пластовой воды может быть достигнуто путем поддержания во всей системе сбора, транспорта и подготовки нефти и воды определенного давления выше некоторого критического, при котором карбонаты будут удерживаться в воде в равновесном с С02 состоянии. Для различных вод величина критического давления лежит в пределах 4 - 8 кгс/см2.

Сульфатное равновесие в отличие от карбонатного не связано с газовой фазой и практически не зависит от перепадов давления. Сульфат кальция растворяется в воде значительно лучше карбоната и для заметного выпадения его в осадок требуется пересыщение, которое обычно не наблюдается при смешении пластовых вод хлоркальциевого типа из разных горизонтов [12]. При смешении вод однотипного состава осадок из сульфатов кальция не превышает 2 – 10 % от общего количества осадков. Основной причиной, приводящей к нарушению сульфатного равновесия, является смешение вод различного химического состава, при этом в осадок может выпадать до 4000 мг/л сульфата кальция, что указывает на химическую несовместимость вод.

Сточные воды нефтедобывающих предприятий в большинстве случаев характеризуются содержанием значительных количеств механических примесей.

Примеси, содержащиеся в водах делятся на минеральные, органические и бактериальные. К минеральным примесям относят песок, глинистые и илистые частицы, частицы гидроокиси железа и т.д. К органическим примесям относят нефтепродукты (парафины, асфальтены, нейтральные смолы и оксониевые соединения) и деэмульгаторы. Размеры частиц механических примесей, как правило, лежат в пределах 1 – 250 мкм.

По физическому состоянию примеси, содержащиеся в водах, делят на:

Нерастворенные, находящиеся в виде крупной взвеси, эмульсии;

размеры частиц этих примесей составляют от десятых долей миллиметра до 0, мкм;

Коллоидные, содержащие частицы размером от 0,1 до 0,001 мкм;

Растворенные молекулярно-дисперсные частицы, которые образуют новую фазу; в этом случае система становится однофазной, то есть истинным раствором.

Содержание нерастворенных примесей, находящихся в виде крупной взвеси, эмульсии в сточных водах, составляют от десяти до нескольких сот мг/л.

Существовавшая до 1990 года практика применения одной и той же нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механических примесей для всех нефтяных месторождений, без учета конкретных свойств пласта и физикохимических свойств воды, приводила к чрезвычайному осложнению технологических схем подготовки вод и, следовательно, к нерациональному расходу средств на их подготовку. В 90х годах 20 века был введен отраслевой стандарт, распространяющийся на воды, используемые для заводнения нефтяных пластов [13]. Стандарт устанавливает основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

характеризующих емкость коллекторов, являются пористость и проницаемость.

пропускать через себя жидкость, газ или газожидкостную смесь, если имеется перепад давления между двумя ее точками:

где Q – приемистость нагнетательных скважин, м3/с;

– динамическая вязкость жидкости, Пас;

L – длина пористой среды, м;

F – площадь фильтрации, м2;

p – перепад давления, Па.

За единицу проницаемости пористой среды принимается величина, равная в Международной системе единиц СИ 1,0210-12 м2. Большая часть нефтеносных и газоносных пластов имеет проницаемость от 110-13 до 210-12 м2. Формула (1.1) справедлива, когда в закачиваемой воде отсутствуют какие- либо взвешенные частицы, которые могут изменить (снизить) проницаемость пористой среды.

обусловленный наличием в пласте проводящих каналов, трещин, каверн и т. д., где k0 - общая проницаемость пласта, полученная по данным исследования скважин, м2;

k - коэффициент проницаемости поровой среды, определенный по керну, м 2.

повышенным содержанием примесей по отдельным нефтяным месторождениям, а также экспериментальные данные показывают следующее. Допустимое содержание примесей в закачиваемой воде, при котором практически не происходит существенного снижения приемистости нагнетательных скважин, зависит не только от проницаемости пласта K, его мощности h и перепада давления P (разность забойного и пластового давления), под которым ведется закачка воды, но также и от размера поровых каналов d1, величины раскрытия гранулометрического состава примесей d2, то есть:

При этом отдельные факторы, определяющие допустимое содержание примесей, в процессе проведения закачки воды могут изменяться.

При закачке вод с повышенным содержанием примесей существенное влияние оказывают форма частиц, диспергирование частиц примесей в процессе фильтрации вод и продвижение их по поровым каналам пласта, минеральный и органический характер происхождения примесей, физико-химические свойства закачиваемых и пластовых вод, а также состав пород пласта и наличие пластовых глин. По этим причинам трудно установить теоретический характер влияния всех приведенных выше факторов на приемистость нагнетательных скважин.

лабораторных, так и в промысловых условиях, можно сделать вывод, что в равных условиях, то есть при одинаковых перепадах давления и размерах частиц примесей, содержащихся в закачиваемой воде, количество примесей, при котором не происходит практически заметного снижения приемистости нагнетательных скважин, может быть определено в зависимости от величины поверхности фильтрации и проницаемости пласта. В зависимости от величины поверхностной фильтрации и проницаемости пласта изменяется и величина удельной нагрузки, приходящаяся на единицу поверхностной фильтрации в процессе закачки воды содержащей механические примеси. Чем большее количество примесей содержится в закачиваемой воде, тем больше частиц приходится на единицу поверхности фильтрации, то есть тем большую удельную нагрузку испытывает единица поверхности фильтрации. В связи с этим и наблюдается различная степень изменения приемистости нагнетательных скважин при закачке воды с одинаковым содержанием примесей.

В пластах с высокой проницаемостью имеющих более крупные поровые каналы и хорошую развитую сеть трещин, основное количество примесей проходит по поровым каналам в глубь пласта, не оказывая влияния на проницаемость. В пластах же с низкой проницаемостью, имеющих более мелкие поровые каналы, количество задержанных частиц примесей на поверхности фильтрации выше по сравнению с первым. В зависимости от этого и наблюдается разная степень изменения приемистости при фильтрации воды с одним и тем же содержанием примесей по различным нагнетательным скважинам.

Следовательно, при определенной величине допускаемой нагрузки на 1 см поверхностности фильтрации, отнесенной к единицу проницаемости пласта, приемистость нагнетательных скважин будет сохраняться на одном и том же уровне в течении ряда лет при закачке воды, содержащей определенное количество механических примесей.

1.4 ВЫБОР СПОСОБА ОЧИСТКИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ СТОЧНЫХ ВОД

Суть экспериментальных исследований заключается в фильтрации анализируемой воды через естественные керны. Вода считается пригодной для закачки в пласт, если проницаемость керна остается постоянной. Несовершенство данного метода заключается в том, что полученные данные не всегда возможно применить к промысловым условиям. Вызвано это невозможностью моделирования всех процессов происходящих в пласте, только лишь фильтруя воду через керн. Кроме того, ограниченное число кернов, отбираемых при бурении нагнетательных скважин, оказывается недостаточным для характеристики коллекторских свойств пласта в целом как по мощности, так и по простиранию. Достоверные данные о качестве воды для заводнения можно получить лишь в результате пробных закачек воды в пласты с использованием глубинных расходомеров, которые фиксируют поглотительную способность отдельных пропластков, слагающих продуктивный горизонт. При пробной закачке можно выяснить не только допустимое содержание механических примесей в воде, но и оптимальный размер взвешенных частиц, которые могут проходить по порам пласта, не снижая его приемистости.

Несмотря на многообразие требований технология очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод при их использовании в системах поддержания пластового давления должна предусматривать минимально необходимое число процессов и номенклатуру средств.

Наряду с основными технологическими процессами очистки и подготовки должно предусматриваться своевременное удаление; уловленной нефти из технологических аппаратов и сооружений очистки воды и возврат ее в поток товарной продукции; осадков механических примесей из технологических аппаратов и сооружений, в последующем либо их обезвреживание, либо ликвидация, а при возможности их утилизация.

В настоящее время на объектах сбора и подготовки нефти для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод применяются различные методы.

Основные методы очистки можно классифицировать следующим образом:

центрифугирование).

механическое разделение фильтрацией.

очистка с использованием средств укрупнения капель (коагуляция, флотация, гидродинамические каплеобразователи и др.).

абсорбция жидкостными фильтрами.

ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД ОТСТАИВАНИЕМ

Скорость всплывания нефти зависит от крупности частиц, температуры сточной воды, плотности и газонасыщенности нефти и воды, количества твердых механических примесей в воде и других факторов. Чем больше в воде механических примесей, тем меньше скорость всплывания нефти. Процесс отстаивания нефти замедляется в присутствии ПАВ в воде вследствие того, что замедляется укрупнение частиц.

Ускорение процесса осветления сточной воды и повышение эффекта ее очистки в практике водоподготовки достигается различными путями: введением в воду коагулянтов, контактом обработанной воды с выпавшим ранее осадком, отстаиванием под избыточным давлением, уменьшением высоты отстаивания и др.

Добавление к воде коагулянта, с целью укрупнения взвешенных частиц и образованию выстрооседающих хлопьев, на сегодняшний день является наиболее популярным методом интенсификации процесса водоподготовки. Выбор того или иного коагулянта, а так же оптимальная доза его подачи выбирается опытным путем.

НЕФТЕЛОВУШКИ

Нефтеловушки строятся по типовым проектам, которые рассчитаны на очистку воды с содержанием нефти до 5000 мг/л и механических примесей до мг/л. В нефтеловушке должны задерживаться нефтяные частицы крупностью выше 80 - 100 мкм.

1 – сточная вода; 2 – приемная камера; 3 – отстойная зона; 4 – очищенная вода; 5 – вертикальные полупогруженные перегородки; 6 – нефтесборные щелевые трубы; 7 – пленка всплывших нефтепродуктов железобетонный отстойник (рисунок 1.2), разделенный на две, три или четыре параллельные секции шириной 3-6 м и длиной 18 - 36 м. Глубина слоя воды 1,2 м, высота панелей стен 2,6 - 3,6 м.

В основу нефтеловушки положен принцип отстаивания, реализуемый под действием разности плотностей воды и нефтепродуктов. Сточная вода подается в приемную камеру и, пройдя под полупогруженной перегородкой, попадает в отстойную камеру, где и происходит процесс разделения эмульсии. Очищенная вода, пройдя под второй полупогруженной перегородкой, выводится из нефтеловушки, а частицы нефтепродуктов, всплывшие на поверхность воды, образуют пленку, которая перемещается специальным движущимся скребковым устройством к нефтесборным щелевым трубам. Осадок сгребается скреперным транспортером в приямок, откуда гидроэлеватором откачивается в шламонакопители.

Остаточное содержание в воде нефти 50 - 300 мг/л, механических примесей 30 - 200 мг/л.

РЕЗЕРВУАРЫ-ОТСТОЙНИКИ

Процессы отстаивания воды в резервуарах можно разделить на статические и динамические. При статическом режиме резервуары работают по трем циклам:

наполнение, отстаивание и опорожнение. Поэтому для отстаивания воды в статических условиях число резервуаров должно быть не меньше трех. Отбор осадка осуществляется по мере накопления резервуара. Для удаления осадка на дне устраивается дренаж из перфорированных труб. Нефть удаляют при помощи нефтесборной шарнирной трубы или другим способом. Подача и отвод воды могут осуществляться по одному и тому же трубопроводу.

При динамическом режиме отстаивания различают параллельную и последовательную работу резервуаров. Считается, что при последовательной работе эффект очистки воды выше.

При отстаивании в статических условиях повышается эффект очистки воды и более, полно используется объем резервуара, чем при отстаивании в динамических условиях. Но общая емкость резервуаров при одной и той же продолжительности отстаивания требуется большая, чем при динамическом отстаивании. Кроме того, необходимость частых переключений резервуаров под наполнение, отстой, откачку воды и удаление нефти и осадка после цикла отстаивания значительно усложняет эксплуатацию отстойников. Поэтому большее распространение получил принцип отстаивания сточных вод в динамических условиях с проточным режимом работы резервуаров.

а - при статическом режиме отстаивания, б - при динамическом режиме отстаивания; 1 нефтесборная шарнирная труба; 2 - подводяще-отводящий трубопровод; 3- дренаж для удаления осадка; 4 - корпус резервуара; 5 - ручная лебедка;6 - подводящий трубопровод; 7 стакан для подачи воды в верхнюю зону резервуара, 8 - система сбора осветленной воды; 9 регулятор уровня воды в резервуаре; 10 - нефтесборное устройство поплавкового типа; 11 гибкий шланг.

Рисунок 1.3 - Оборудование резервуара-отстойника Конструкции внутреннего оборудования вертикальных резервуаров отстойников различны, некоторые из них показаны на рисунке 1.3 а, б.

Остаточное содержание нефти после отстаивания в резервуарах колеблется в широком диапазоне - от 14 до 200 мг/л, механических примесей от 15 до 100 мг/л, составляя в среднем соответственно 50 - 100 и 30 - 50 мг/л.

Достоинство резервуаров-отстойников – индустриальность строительства, меньшие затраты труда на их возведение, наличие большого технологического объема для длительного отстаивания воды, герметичность сооружений и др. [14].

Качество очистки сточных вод резервуарами можно значительно повысить, если в процессе подготовки нефти применять соответствующие ПАВ и не допускать передеспергирования обрабатываемой системы.

РЕЗЕРВУАРЫ-ОТСТОЙНИКИ С ДВУХЛУЧЕВЫМ ВВОДОМ ВВОДОМ И

ВЫВОДОМ

Принцип работы этих аппаратов следующий: очищаемая вода поступает в резервуар-отстойник через перфорированное двухлучевое входное распределительное устройство 1, расположенное на высоте 2,5 м от днища резервуара. Входной патрубок смонтирован перфорацией вниз, выходящие из отверстий струи воды гасятся и отражаются экранирующим лотком 3, после чего за счет сил энергии потока жидкость устремляется вверх. Эмульгированные глобулы нефти потоком жидкости выносятся к разделу фаз «нефть-вода».

1- входное распределительное устройство; 2 - шифонный кран; 3 - экранирующий лоток; 4 стояк; 5 - антисифонное устройсгво; 6 - гидрозатвор; 7 - распределительное устройство.

Рисунок 1.4 - Резервуар с двухлучевым устройством распределения потока Сточная вода, освободившаяся от эмульгированных глобул нефти и механических примесей, начинает движение в направлении к выходному распределительному устройству 7, представляющему собой двухлучевую перфорированную трубу, смонтированную перфорацией вниз, но без лотка.

Очищенная вода через гидрозатвор 6 выводится из резервуара. Благодаря гидрозатвору 6 с антисифонным устройством 5 исключена возможность случайного слива уловленной нефти с потоком очищенной воды. Слив жидкости из резервуара прекращается по достижении уровня жидкости верхней части колена гидрозатвора.

Уловленную нефть периодически или непрерывно выводят из резервуараотстойника через стояк 4. Полностью воду и подвижной шлам из резервуара сливают через сифонный кран 2, при этом предварительно удаляют уловленную нефть через стояк 4, Резервуар работает в динамическом (проточном) режиме отстаивания. Двухлучевые распределительные устройства ввода и отбора жидкости обеспечивают приемлемые условия всплывания нефти и оседания механических примесей.

НАПОРНЫЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ОТСТОЙНИКИ

применяют напорные отстойники полые, с гидрофобной коалесцирующей насадкой насыпного или патронного типа, а так же полые отстойники.

1 — штуцер для ввода сточной воды; 2 — струенаправляющие щиты (3 штуки); 3 — штуцер для предохранительного клапана; 4 —люк-лаз; 5 — лестница; 6 — опора; 7 — дренажная труба для отведения осадка; 8 — штуцер для выпуска осадка; 9 — штуцер для опорожнения емкости;

10 — штуцер для пробоотборников; 11 — штуцер для выпуска нефти; 12 — козырек; 13 — штуцер для выпуска воды.

Рисунок 1.5 – Напорный горизонтальный отстойник Вода из технологических аппаратов УПН под давлением поступает в отстойник через штуцер. На пути движения воды устанавливают конусообразный отражатель и три струенаправляющих щита, обеспечивающих равномерное распределение потока по поперечному сечению отстойника. Штуцер для выпуска воды из отстойника состоит из фланца и заглушки, устанавливаемых на расстоянии 70 мм, поэтому в отводящую трубу вода поступает перпендикулярно продольной оси отстойника, то есть полнее используется поперечное сечение отстойника.

Отделенную от воды нефть через специальный штуцер под давлением отводят из отстойника и транспортируют на переработку. Осадок выводят через отростки дренажной трубы и подают в шламонакопитель [15].

После очистки вода содержит нефти 30-50 мг/л и механических примесей 25 - 35 мг/л.

ПОЛЫЕ ОТСТОЙНИКИ

Напорные отстойники данного типа входят в состав установок УОВ-1600, УОВи УОВ-10000. Время пребывания очищаемой воды в отстойнике 1,5 - 2,0 ч.

Расчетное остаточное содержание нефти (нефтепродуктов) 30-50 мг/л;

механических примесей - до 40 мг/л. Уловленная нефть выводится автоматически.

Шлам из отстойника отводится периодически 1 раз в 3-5 дней.

1 - ввод очищаемой воды; 2 - вывод уловленной нефти; 3 - нефтесборник; 4 - клапан; 5 - люклаз; 6 - вывод очищенной воды; 7 - ввод воды для размыва шлама; 8 -вывод осевшего шлама; – сани Очистка сточных вод методом отстаивания имеет ряд недостатков:

1. Низкая степень очистки, требующая либо установки дополнительной ступени очистки после отстойников, либо использования реагентов – повышающих качество сточной воды на выходе из установки.

2. Высокая металлоемкость оборудования.

3. Низкий процент использования полезного объема отстойников, вызванный образованием застойных зон.

Процесс основан на прилипании грубодисперсных частиц нефтепродуктов к поверхности фильтрующего элемента. Фильтрование воды через фильтрующий слой происходит под действием разности давлений на входе в фильтр и на выходе из него.

По характеру фильтрующего слоя фильтры разделяются на зернистые, сетчатые, тканевые и намывные. Наиболее широко распространены зернистые фильтры. В качестве фильтрующего материала для зернистых фильтров в настоящее время применяют кварцевый речной или карьерный песок, дробленый кварц, антрацит, мрамор, магнетит, керамическую крошку, керамзит и др.

Интенсивность процесса фильтрования характеризуется его скоростью.

Зернистые фильтры по скорости фильтрования разделяются на медленные (менее 0,5 м/ч), скоростные (2 - 15 м/ч) и сверхскоростные (более 25 м/ч). Для очистки сточных вод применяются в основном скоростные фильтры. Фильтрующий слой скоростных фильтров может состоять из однородной и неоднородной загрузки.

Вода может двигаться через фильтрующий слой сверху вниз, снизу вверх, либо в обоих направлениях (двухпоточные фильтры). В нефтепромысловой практике большее распространение получили напорные фильтры заводского изготовления, в которых фильтрование осуществляется при движении воды через загрузку сверху вниз. При фильтровании воды сверху вниз осветление воды достигается в результате трех одновременно протекающих процессов: задержки наиболее крупных частиц взвесей в пленке на поверхности фильтрующего слоя, адгезии (сцепления) и адсорбции скоагулированных более мелких частиц поверхностью зерен фильтрующего слоя.

По мере накопления задержанных фильтром загрязнений нарастает толщина пленки на поверхности загрузки, увеличивается количество загрязнений, отложившихся в толще фильтрующего слоя, и глубина их проникания в песок, возрастает сопротивление фильтра, снижается скорость фильтрования. В определенных условиях может начаться обратное поступление взвешенных веществ в воду в результате срывания движущейся водой ранее прилипших частиц с поверхности зерен. Если крупность загрузки и толщина фильтрующего слоя выбраны правильно, то предельно допустимая потеря напора в фильтре наступит практически в то же время, когда частицы загрязнений начнут проникать через загрузку в фильтрат.

Глубина проникания взвеси в толщу фильтрующего слоя возрастает с увеличением скорости фильтрования и диаметра зерен. Мутность фильтрата и продолжительность фильтроцикла зависят не только от количества загрязнений в воде, поступающей на фильтры, дисперсности содержащихся в ней взвесей, скорости фильтрования и размера зерен загрузки, но и от прочности хлопьев скоагулированных загрязнений воды. На процесс фильтрования нефтесодержащих сточных вод так же влияет количество в воде ПАВ, понижающих поверхностное натяжение воды, и при значении его меньше дин/см эффективность очистки воды фильтрованием резко снижается.

Условия фильтрования сточных вод улучшаются при добавлении к воде непосредственно перед фильтрами небольших доз коагулянта или флокулянта (контактное фильтрование), благодаря чему повышается продолжительность фильтроцикла и снижается мутность фильтрата. При добавке коагулянта к воде и фильтровании достигается снижение содержания нефти с 25 до 0,2 мг/л.

Для очистки песчаных фильтров применяется метод отмывки. Отмывка фильтрующего слоя фильтра от загрязнений осуществляется путем подачи воды снизу вверх с необходимой интенсивностью, равномерной по всей площади фильтра. Для хорошей отмывки фильтрующего слоя от задержанных им загрязнений нужно привести в движение зерна фильтрующего материала и создать такую интенсивность столкновения этих зерен между собой, которая обеспечила бы наиболее полное оттирание с их поверхности налипших загрязнений. Нужная интенсивность оттирания загрязнений достигается для зерен разной крупности при различном расширении фильтрующего слоя в восходящем потоке промывной воды. Чем меньше размер зерен, тем большее расширение фильтрующего слоя нужно для хорошей его отмывки.

механические вертикальные и горизонтальные фильтры на рабочее давление до кгс/см2 (рисунок 1.7). Применение напорных фильтров обеспечивает герметичность системы подготовки воды и ускоряет строительство очистных сооружений.

1 — подача воды на фильтрование; 2 — выход обработанной воды; 3 — подача воды на нижнюю промывку; 4— сброс промывной воды; 5 — верхнее распределительное устройство; — дренаж; 7— вантуз; 8 — фильтрующий материал Рисунок 1.7 - Фильтр механический горизонтальный однокамерный ОГ-5,

КОАЛЕСЦИРУЮЩИЙ ФИЛЬТР С ТВЕРДОЙ НАСАДКОЙ

Фильтры заполнены коалесцирующей загрузкой из гранулированного полимерного материала (полиэтилен, полистирол и др.). Вблизи них установлены переливные перегородки 8, в отстойной зоне 9 - полки для улучшения процесса коалесценции в нефтяном слое. Сточная вода по перфорированной трубе подается в камеру предварительного отстоя 6, откуда поступает в коалесцирующие фильтры 5, где осуществляется укрупнение глобул нефти на поверхности и в поровом пространстве зернистой загрузки. Прилипшие к твердой загрузке глобулы нефти растекаются и, после достижения критической толщины пленки происходит отрыв нефти в виде глобул, размер которых в несколько раз больше размера глобул нефти в воде, поступающей на очистку.

1 - горизонтальная перфорированная полка; 2,3 - наклонные полки; 4 - перегородка; -коалесцирующий фильтр; 6 - зона предварительного отстоя; 7 - труба для подвода сточной воды; 8 - переливная перегородка; 9 - отстойная зона; 10 - емкость.

Рисунок 1.8 - Схема коалесцирующего фильтра-отстойника ФЖ- Укрупненные глобулы нефти выносятся потоком очищаемой воды из фильтра и через переливную перегородку 8 поступают в нефтяной слой отстойной зоны, где сточные воды окончательно очищаются от эмульгированных нефтепродуктов [17].

Крупнодисперсные твердые взвешенные частицы отделяются в камере предварительного отстоя 6. После этого сточная вода с твердыми частицами размером менее 100 мкм поступает в коалесцирующий фильтр, где происходит прилипание их к глобулам нефти. Из фильтра твердые взвешенные частицы с глобулами нефти выносятся в слой нефти в отстойной зоне 9. Накопившиеся в донной части коалесцирующего фильтра-отстойника осадки периодически удаляются. Твердые взвешенные частицы, которые перешли в слой нефти, постепенно накапливаются на границе раздела фаз нефть-вода, поэтому этот слой необходимо периодически обновлять.

Опытно-промышленные образцы коалесцирующего фильтра- отстойника были испытаны в НГДУ «Туймазанефть» и «Аксаков- нефть». Обвязка аппаратов обеспечивала прием сточной воды с установок подготовки нефти с содержанием нефтепродуктов в пределах 50-20000 мг/л и твердых примесей - 50-200 мг/л. В процессе двухлетних испытаний установлено, что коалесцирующий фильтротстойник обеспечивает эффективную очистку нефтепромысловых сточных вод практически вне зависимости от содержания эмульгированных нефтепродуктов в воде. В процессе испытаний содержание в сточной воде нефтепродуктов колебалось от 10 до 14000 мг/л, твердых взвешенных частиц - от 20 до 120 мг/л.

Основной недостаток фильтров заключается в резком падении качества очищаемой воды, в случае не своевременной промывки (замены фильтрующего слоя), вызванное вторичным загрязнением накопившихся в фильтре примесей.

1.4.3 ОЧИСТКА СТОЧНЫХ ВОД ФЛОТАЦИОННЫМИ МЕТОДАМИ

Очистка воды методом напорной флотации может проводиться без рециркуляции и с рециркуляцией сточной воды. В первом случае вся очищаемая вода насыщается газом или воздухом под избыточным давлением, после чего поступает во флотатор, перед которым давление снижается до атмосферного, и из воды начинают выделяться пузырьки газа или воздуха. Всплывая, они увлекают нефтепродукты и механические примеси. При напорной флотации с рециркуляцией газом или воздухом насыщают только часть очищенной воды (обычно 50 %), которую вводят перед флотаторами в поток неочищенной сточной воды. При этом объема, растворенного в воде газа должно быть достаточно для флотации всей сточной воды. После флотатора часть очищенной воды подается снова для насыщения ее воздухом или газом, и вновь смешивается с неочищенной водой и поступает во флотатор.

Чем меньшего размера частицы загрязнений должны быть удалены из воды, тем мельче должны быть пузырьки воздуха или газа. При напорной флотации размеры пузырьков газа, главным образом, зависят от поверхностного натяжения воды на границе с воздухом, количества растворенного в воде газа и перепада давления. Меньшие размеры пузырьков газа получаются при понижении поверхностного натяжения воды и увеличении объема растворенного в воде газа или воздуха и разницы между давлением насыщения воды газом и давлением во флотаторе.

Качество очистки воды может быть повышенно при добавке к ней реагентов: извести, хлорного железа, сернокислого алюминия, едкого натра, аммиака и т.д. Применяя коагулянт при очистке сточных вод, необходимо применять рецеркуляцию воды. Т.к. при обработке воды коагулянтом наблюдается разрушение хлопьев в насосах, эжекторах, напорном баке и при прохождении дросселирующих устройств перед флотаторами, что вызывает снижение эффективности очистки воды.

ПРИМЕНЕНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ-ФЛОТАТОРОВ

1 - ввод воды на очистку (вместе с растворенным газом); 2 - отвод уловленной нефти; 3 стальной вертикальный резервуар (РВС); 4 - кольцевой желоб для сбора нефти; 5 флотационная зона; 6 - отстойная зона и ввод воды на очистку (вместе с растворенным газом); - отвод газа; 8 - отвод очищенной воды; 9 - отвод шлама из отстойной зоны; 10 - отводосадка из флотационной зоны.

предусматривает образование пузырьков газа в очищаемой газонасыщенной воде при поступлении ее в аппарат по мере снижения давления в системе. Пузырьки газа, выделяясь из воды, флотируют на своей поверхности взвешенные частицы и нефтепродукты. Количество газа, выделившегося из воды при снятии давления (декомпрессии), должно быть не менее 15 л/м3. Содержание в очищаемой воде нефти, нефтепродуктов и механических примесей не должно превышать 250 - мг/л. Нагрузку на флотатор обычно принимают в пределах 4 - 5 м3 /м2·ч.

Остаточное содержание нефти в воде после флотации 4-30 мг/л, механических примесей 10-30 мг/л. Выделяемый из воды газ отбирается газодувкой и направляется на утилизацию.

Очистка сточных вод методами напорной флотации с применением в качестве флотирующих агентов газа или воздуха по традиционным схемам имеют ряд существенных недостатков:

высокая энергоемкость процессов в связи с необходимостью применения компрессоров для осуществления напорной флотации;

необходимостью использования регенерационных емкостей и дорогостоящего автоматизированного оборудования, включая ступени гравитационного отстоя;

окисление нефтепродуктов, извлекаемых из воды и опасность образования гремучей смеси (при применении в качестве флотоагента воздуха);

высокая себестоимость процесса из-за низкого КПД захвата капель нефти крупными пузырьками газа;

интенсификации процесса очистки воды от капельной нефти и механической взвеси.

ЭЛЕКТРОФЛОТАЦИЯ

На рисунке 1.10 представлена схема электрофлотационной установки, испытанная на промыслах Куйбышевской области [18].

1 - шламонакопитель; 2 - корпус гидрониклона; 3 - тангенциальный патрубок; 4 - бункер успокоитель шлама; 5 - ленточный транспортер; 6 - электродные блоки; 7 - перегородки перелива жидкости; 8 - сброс очищенной пластовой сточной воды; 9 - спускные патрубки для грязи; 10 - бункеры-накопители; 11 - аноды, 12 - катоды.

Рисунок 1.10. Электрофлотационная установка Сточная вода с механической взвесью и капельками нефти подается в тангенциальный патрубок 3 гидроциклона 2, в котором происходит отделение крупных частиц взвеси, сбрасываемых в шламонакопитель 1. Мелкие частицы взвеси и капельки нефти из гидроциклона перетекают в бункер-успокоитель 4, а из него - в электродные блоки 6, в которых на дне флотационной установки смонтированы катоды 12 и аноды 11, При пропускании электрического тока через электроды напряжением 7 - 8 В и плотностью 10 - 12 мА/см2 происходит электролиз минерализованной пластовой воды с образованием мельчайших пузырьков водорода и кислорода, которые, всплывая, уносят с собой механическую взвесь и капельки нефти.

Расход электроэнергии на обработку 1 м3 воды не превышает 0,12 кВт·ч при производительности по чистой воде 18 м3/ч с 1 м2 электродного блока.

Всплывшие на поверхность пузырьки газа вместе с механическими частицами и капельками нефти подхватываются лентой транспортера 5 и скапливаются в бункере-накопителе 10, из которого сбрасываются по спускному патрубку 9 за пределы флотатора, разделенного перегородками перелива жидкости.

Достоинствами флотации являются непрерывность процесса, широкий диапазон применения, небольшие капитальные и эксплуатационные затраты, простая аппаратура, селективность выделения примесей, по сравнению с отстаиванием большая скорость процесса, высокая степень очистки и электрофлотационной установки следует отнести повышенную коррозионную активность сточной воды, связанную с присутствием в ней атомарного кислорода [19].

1.4.4 АБСОРБЦИЯ ЖИДКОСТНЫМИ ФИЛЬТРАМИ В общем виде сорбция – это процесс поглощения вещества из окружающей среды твердым телом или жидкостью. Сорбция представляет собой один из наиболее эффективных методов глубокой очистки от растворенных органических веществ. Известны методы использования принципа сорбции в процессе деэмульсации нефти и очистки воды. Пропусканием очищаемой сточной воды через сплошную среду гидрофобного (нефтяного) фильтра с определенной скоростью также можно получить чистые дренажные воды высокого качества.

Достигаемый эффект основан на использовании явлений жидкостной адгезии при контакте частиц одинаковой полярности в гидрофобной среде [20, 21].

Размеры очищаемых капель воды, пропускаемых через гидрофобный фильтр (слой нефти), подбираются так, чтобы время оседания капли через гидрофобный слой t0 было больше суммы двух слагаемых: времени перехода t частиц нефти, заключенных в капле воды, на ее поверхность и времени перехода нефтяной пленки с этой поверхности в состав жидкостного фильтра t 2, то есть:

Качество сточных вод при соблюдении этого неравенства оказывается высоким и характеризуется низким остаточным содержанием нефтепродуктов, достигнуть которого на твердых фильтрах самых современных конструкций практически невозможно. Критическая толщина гидрофобного фильтра зависит от размера частиц эмульгированной нефти и капель воды; ориентировочно ее можно вычислить по формуле:

где а - опытный коэффициент;

µв и µн - вязкость воды и нефти в сП;

dв и dH - диаметр капель воды и эмульгированной нефти в см.

Диаметр большинства капель эмульгированной нефти в сточной воде составляет 1 0 - 1 5 мкм. Для улавливания частиц эмульгированной нефти размером dн > 10 мкм из капель воды диаметром 2 мм требуется, например, создать слой нефти толщиной около 4 м. Если капля воды имеет размер 1 мм, то достаточно создать слой нефти толщиной 0,5 м.

РЕЗЕРВУАРЫ-ОТСТОЙНИКИ С ГИДРОФОБНЫМ ЖИДКОСТНЫМ

ФИЛЬТРОМ

1 - ввод нефтяной эмульсии; 2 - раздаточный коллектор; 3 - камера для эмульсии; 4 - сброс отстоявшейся нефти, 5 - сброс воды; 6,7 - сообщающиеся сосуды для вывода иолы; 8 регулирующий шток; 9 - цилиндр (местное сопротивление); 10 - патрубок; 11.12- поплавки уровнемера; 13 -камера для сбора нефти Рисунок 1.11 - Резервуар-отстойник, разработанный в ТатНИПИнефть, работающий по принципу гидрофобного фильтра Принцип работы этого аппарата: воду через распределительное устройство подают в слой нефти в виде большого числа капель. Высоту слоя поддерживают в заданных пределах гидрозатвором и нефтеотводящей трубой. Пройдя слой нефти, очищенные капли переходят в сплошной слой воды, который движется вниз к кольцевому сборному трубопроводу с входными отверстиями. Кольцевой трубопровод соединен в центре с отводящим трубопроводом очищенной воды, который с внешней (или внутренней) стороны резервуара связан с гидрозатвором, регулирующим уровень слива воды в отстойнике. В отстойнике с жидкостным фильтром сочетаются два процесса: контактирование загрязненной воды с очищающей гидрофобной средой (нефть) и отстаивание в динамических условиях.

Недостатком такого отстойника является невысокая эффективность работы гидрофобного слоя нефти вследствие того, что подаваемая вода не распределяется по всему его объему.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

1. Более 50 % сточных вод, сбрасываются (закачиваются в пласт) недоочищенными. Что приводит к негативных экологическим последствиям, связанным с загрязнением водных объектов и нерациональным использованием природных ресурсов.

2. Анализ существующих методов очистки нефтезагрязненных сточных вод позволил выявить их основные достоинства и недостатки, а так же выделить наиболее перспективную для дальнейшей реализации технологию жидкостных гидрофобных фильтров.

сооружений, активно использующимся сегодня практически на всех предприятиях страны, является так называемый «реагентный» метод, заключающийся в добавлении к исходной загрязненной продукции химического реагента ускоряющего процессы очистки протекающие в оборудовании использующимся в каждом конкретном случае. Данный метод интенсификации процесса водоподготовки экологически не эффективен, т.к. после обработки воды реагентом требуется последующее выделение из уже очищенной воды остатков реагента, чтобы не загрязнять им окружающую среду. Все эти сложные технологические процессы в свою очередь увеличивают стоимость очистки.

2 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ МАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ СТОЧНЫХ

2.1 АНАЛИЗ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ МАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ

В настоящее время известно достаточно много положительных результатов промышленности: химической, горной, металлургической, нефтяной, строительстве, а так же в сельском хозяйстве. Опыт применения магнитной обработки (МО) рассмотрен в трудах ученых Классен В.И., Абдуллин И.Г., Худяков М.А., Шайдаков В.В., Валеев М.Д., Голубев М.В., Мирзаджанзаде А.Х., Бахтизин Р.Н. Все работы можно классифицировать по следующим основным областям:

1. Борьба с солеотложением;

2. Ликвидация парафиноотложений (АСПО);

3. Деэмульсация нефти;

4. Снижение коррозионной активности среды.

Так же МО применяется в строительстве при производстве бетона. Как показала практика при магнитной обработке воды, используемой для растворения, усиливаются прочностные свойства камня [22]. При чем зависимость прочности от напряженности поля имеет экстремальный характер.

Имеются сведения об эффективности магнитной обработки воды в производстве изделий, получаемых на основе золы и шлака. В работе [23] показано улучшение твердения закладки горных выработок смесью гранулированного доменного шлака с песком и водой.

В процессе флотационного обогащения полезных ископаемых, при магнитной обработке пульпы изменяется сорбция минералов флотационных реагентов. Исследователями [24] показано улучшение флотации сульфидных минералов. В институте «Механобр» О.П. Бондаренко подвергала магнитной обработке техническую воду, подаваемую на операцию измельчения и флотации.

Напряженность магнитного поля варьировалась в пределах 600 – 2700 Э, применялась двадцатикратная обработка. Опыты показали значительное увеличение скорости флотации карбонатной марганцевой руды Чиатлурского месторождения [25]. Имеются аналогичные положительные результаты улучшения флотации других руд [26].

фильтрования при выделении из воды тонкодисперсных твердых взвесей, с помощью магнитной обработки. Сгущение суспензий после их омагничивания проверено в промышленных условиях на ряде предприятий. Первые успешные промышленные испытания были проведены на углеобогатительной фабрике в Караганде [27]. Результаты магнитной обработки сопоставимы с результатами, полученными при применении флокулянта.

Установлено, что после магнитной обработки воды скорость оседания содержащихся в ней тонкодисперсных взвесей увеличивается на 35 % [28].

Пример эффективного применения магнитной обработки растворов для улучшения их очистки от ионов цинка приведен в работе [29], в которой отмечается, что осаждение ионов тяжелых цветных металлов известью и природными карбонатами дает эффект лишь 97 – 98 %. Это не позволяет достичь предельно допустимых норм даже для водоемов санитарно-бытового назначения.

Магнитная же обработка позволяет интенсифицировать этот процесс.

Выпадение в осадок, с последующим закреплением на стенках труб и аппаратов, различных солей является важной проблемой многих отраслей промышленности. Процесс солеотложения заметно снижает срок службы оборудования, а так же ухудшает передачу тепла аппаратов в теплоэнергетике.

Основные способы борьбы с накипеобразованием основаны на понижении общей жесткости воды. Но эти способы дороги и в ряде случаев малоэффективны. Опыт применения магнитных аппаратов, для борьбы с солеотложением, показал не только уменьшение образования накипи, но и в ряде случаев удаление уже образовавшегося «солевого» слоя омагниченной водой. Наилучшие результаты получены при обработке вод, относящихся к кальциево-карбонатному классу.

В СССР неоднократно проводились опытно-промышленные испытания данного метода борьбы с накипеобразованием. Аппараты магнитной обработки устанавливались на предприятиях ТЭЦ, ГРЭС. В большинстве случаев достигалось практически 100 % устранение накипи, тем самым увеличивался межремонтный период. Положительные результаты получены так же и в нефтяной промышленности. Установка постоянных магнитов в нижний участок скважины и на выкиде уменьшило отложение солей, присутствующих в перекачиваемой жидкости при добыче обводненной нефти.

2.1.2 ЛИКВИДАЦИЯ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ В процессе транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам на внутренних стенках труб образуются отложения, вызванные выпадением смол и парафинов (АСПО). Подобного рода отложения осложняют добычу углеводородного сырья, поскольку уменьшают диаметр сечения трубы. Основные методы предотвращения образования подобных отложений (прогрев трубопровода, химическая обработка, механическая очистка) имеют высокую стоимость и сложны в реализации.

В 60-х годах XX века начались работы по обработка нефти магнитными полями для предотвращения отложений АСПО. Результаты исследования этого процесса Я.М. Каганом [30], одним из первых получившим положительный эффект от такого воздействия, позволили установить, что при обработке водонефтяных сред изменяется состав и структура отложений. Полученная, после обработки, маслоподобная консистенция легко разрушается и проще удаляется с поверхности труб, чем исходная твердая масса. Работы А.И.Тихонова и В.Я.

Мягкова, так же подтверждают, что воздействие магнитного поля позволяет уменьшить отложения АСПО.

Образование водонефтяных эмульсий вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти. Разрушение этих эмульсий вызывает определенные трудности связанные с их высокой устойчивостью, обусловленной наличием природных эмульгаторов – асфальтенов, нафтенов, смол, парафинов и механических примесей. Основными способами деэмульсации на сегодняшний день являются следующие методы: отстаивание, фильтрование, термохимическая обработка с использованием химических реагентов, а так же комбинирование этих методов [31]. У данных способов присутствует ряд недостатков. К примеру, для наиболее популярной схемы «принудительного» нагрева нефти - это высокое потребление энергии, большая металлоемкость применяемого оборудования, а так же образование промежуточных слоев в отстойниках, установленных после печей нагрева. Дороговизна применяемых реагентов, а так же сложность их подбора, добавляет минусов данному способу.

Высокая эффективность деэмульсации нефти достигается путем обработка электромагнитными). Применение физических методов разрушения эмульсий рассмотрено в трудах ученых В.Г Неволин, А.М. Хайдаров, В.И. Лесин, В.Н. Пастухов. Анализ положительных результатов от подобного рода деэмульсации нефти показал, что наибольшее влияние на этот процесс оказывает магнитное поле.

Влияние магнитного поля на устойчивость водонефтяных эмульсий впервые было обнаружено экспериментально. В ходе эксперимента эмульсия прокачивалась через магнитный активатор, поступала в приемник, где отстаивалась. На входе жидкость отбиралась и анализировалась. В результате была получена максимальная степень обезвоживания нефти [32, 33].

Анализ результатов исследований полностью подтверждает положительное влияние магнитного поля на водонефтяную эмульсию и показывает, что магнитное воздействие изменяет вязкость и дисперсность водонефтяной эмульсии, что в свою очередь снижает гидравлическое сопротивление в системах сбора и транспорта нефти, а также позволяет разрушать устойчивые эмульсии с минимальным расходом деэмульгатора [34].

Известны положительные результаты влияния магнитной обработки на остаточную обводненность нефтяного слоя, полученные в ОАО «Башнефть» при проведении лабораторных исследований [35]. В ходе промысловых испытаний эмульсия обрабатывалась постоянным и переменным магнитным полем.

Результатом являлось существенное снижение содержания остаточной воды в нефтяной фазе и вязкости нефтяного слоя. Причем, максимальная эффективность достигалась при применении аппаратов магнитной обработки переменным низкочастотным магнитным полем.

Позднее этими же исследователями на месторождении компании “Краснохолмскнефть” были проведены опытно-промышленные испытания по оценке эффективности магнитной обработки. Испытания магнитной установки проводились при различных частотных режимах, в пределах от 8 до 25 Гц.

Остаточное содержание воды в нефтяной фазе после обработки переменным магнитным полем низкой частоты составляло 2 %. Для определения степени дисперсности исходной эмульсии и эмульсии после обработки использовали микрофотографирование. Результаты приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Дисперсность эмульсии до и после магнитной обработки Для получения количественных характеристик содержания и размера дисперсной фазы, были проведены соответствующие исследования на приборе Shimadzu SALD-2201 седиментационным методом. Полученные результаты позволяют судить о положительном влиянии переменного магнитного поля низкой частоты на процесс коалисценции глобул воды, который является лимитирующим фактором в процессе расслоения эмульсии.

производственных исследований по выявлению воздействия магнитного поля на водонефтяные среды (интенсификация процессов деэмульсации и дегазации, снижение коррозионной активности сред и вероятности образования АСПО, снижение удельных расходов реагентов за счет их применения совместно с магнитной обработкой, а так же борьба с солеотложением), позволяют обоснованно предположить возможность использования магнитной обработки в сфере водоподготовки – очистки воды от нефти и механических примесей.

2.2 АППАРАТЫ МАГНИТНОЙ ОБРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

с электромагнитами.

К первому типу относят установки выполненные в виде корпуса с вмонтированными в нем постоянными магнитами, установленными таким образом, что обрабатываемая жидкость проходя по внутреннему сечению аппарата подвергается воздействию магнитного поля заданных характеристик.

Основное отличие аппаратов МО данного типа друг от друга, заключается в особенности расположения магнитов, материала из которого они изготавливаются, а так же от формы самих магнитов.

Для конструирования аппаратов на постоянных магнитах разработана методика [36] позволяющая создавать поле с необходимыми характеристиками (напряженность поля и частота ее изменения) для получения максимального разделения водо-нефтяной эмульсии.

Схема установки М.О., представленная на рисунке 2.3 наглядно иллюстрирует способ обработки постоянными магнитами. Жидкость протекаея в зазоре между трубами из ферромагнитного материала, с закрепленными на стенках постоянными магнитами, подвергается воздействию магнитного поля.

Рисунок 2.3 – Принципиальная схема установки на постоянных магнитах Используя исходные данные: геометрические параметры трубопровода, скорость потока жидкости производится расчет с целью определения расстояния межу магнитами, а так же выбора оптимального варианта их расположения в трубе (рисунок 2.4).

а) – знакопостоянное положение, б) – знакопеременное положение Достоинством аппаратов МО на постоянных магнитах является простота обслуживания, относительная дешевизна и автономность (не требуют электропитания). Однако такие аппараты не позволяют регулировать параметры магнитного поля в рабочем зазоре. Так же в процессе эксплуатации в них происходит накопление ферромагнитных окислов железа, что заметно сокращается срок службы.

Ко второму типу аппаратов МО относят установки состоящие из генератора токов, соединенного посредством кабеля с индуктором, который преобразует полученный ток в магнитное поле. Генератор оборудован пультом управления, дающим возможность регулировать режим работы установки, изменяя частоту тока.

Индуктор выполнен в виде соленоида и представляет собой немагнитный трубопровод с обмоткой и изоляцией (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 – Принципиальная схема соленоида Индуктор конструируется таким образом, чтобы установка смогла обработать необходимое количество жидкости, пропускаемое через внутреннее сечение соленоида. Соответственно важными конструктивными параметрами является диаметр и длина трубы, из которой изготавливают соленоид.

Все установки данного типа отличаются друг от друга следующими техническими характеристиками генератора: максимальной мощностью установки, диапазоном частот изменения переменного тока и длительностью следования импульсов (если речь идет об импульсной магнитной установке).

За величину и характер создаваемого магнитного поля отвечает соленоид.

Соответственно, регулируя такие параметры как диаметр и длину соленоида, тип материала обмотки, диаметр используемого провода и количество витков соленоида, можно получить магнитное поле с желаемыми характеристиками.

магнитного поля (рисунок 2.6).

а – прямоугольная, б – синусоидальная, в – треугольная.

Рисунок 2.6 – Формы изменения напряженности магнитного поля Достоинством электромагнитных установок является возможность регулирования параметров магнитного поля, создание установок с конкретными техническими характеристиками, в большом диапазоне значений. Внутри аппарата не происходит отложения отделяемых из обрабатываемой эмульсии примесей, так как поверхность внутреннего сечения трубопровода, из которого выполнен соленоид, не содержит неровностей. К недостатком можно отнести потребление энергии и необходимость проведения периодического профессионального контроля за оборудованием.

2.3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ УСТАНОВКИ

Преимущества данной установки заключаются в том, что в импульсном режиме проще всего достигается сильное магнитное поле высокой напряженности позволяющее воздействовать на бронирующие оболочки на глобулах сточной воды, разрушая их. Кроме того, при импульсной форме изменения напряженности магнитного поля достигается более качественное воздействие на механические примеси присутствующие в обрабатываемой воде в широком диапазоне форм и размеров. Частице определенного размера (A1 и A2) соответствует свое значение напряженности магнитного поля (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Форма и величина тока в индукторе при импульсном изменении Проблема генерации мощных импульсов тока для получения сильных магнитных полей в первую очередь сводится к созданию подходящих источников энергии, которые должны запасать необходимую энергию, преобразовывать и передавать ее при коротких временах разряда.

Существуют различные источники энергии, типичное время разряда которых меняется от долей микросекунды до многих секунд. Среди прочих систем наиболее широко используемой является батарея конденсаторов.

Конденсаторные батареи уже длительное время используются для получения импульсных сильных магнитных полей. Их широкое применение обусловлено главным образом тем, что, во-первых, они обладают очень высокой эффективностью передачи запасенной энергии W0 в индуктивную нагрузку Ll (на практике может быть достигнута 90 процентная эффективность) и, во-вторых, они дают возможность изменять длительность процесса на несколько порядков (наименьшие длительности составляют около микросекунд).

Основные параметры конденсаторной батарее:

зарядное напряжение U индуктивность батареи LB Выбор параметров системы «батарея - соленоид» основан, на требованиях, предъявляемых к характеристике магнитного поля, и на тех количественных соотношениях, которые справедливы для данной системы. Выбор основных параметров конденсаторной осуществляется исходя из следующих положений:

а) Энергия батареи W0 определяется в первую очередь величиной магнитной энергии в нагрузке.

б) При заданном W0 значение U0 определяется емкостью С в) Выбор типа катушки (то есть LL) обосновывается различными соображениями, такими, как величина максимального поля, механическая прочность, простота конструкции и т. д.

Для проведения экспериментов по воздействию магнитного поля на водонефтяные системы была разработана лабораторная установка включающая в себя блок управления (генератор импульсов) и соленоид с патрубками для ввода и вывода обрабатываемой жидкости (рисунок 2.8). На рисунке 2.9 представлено изображение сконструированной установки. Верхний ярус – блок управления, нижний – блок генерации импульсного разряда.

1 - емкость с исследуемой эмульсией; 2, 4 - кран; 3 - реактор; 5 - импульсный генератор низкой частоты с блоком управления; 6 - электрофидера; 7 - соединительные трубки Рисунок 2.8 – Принципиальная схема лабораторной установки Поток жидкости подвергается обработке импульсным магнитным полем при протекании через соленоид.

Установка работает следующим образом: выпрямленное напряжение, от выпрямителя сети (ВС), подается на накопительные емкости Сн, которые выполняют функции фильтрующей емкости и основного накопителя энергии (рисунок 2.10). Далее с фильтра энергия поступает на зарядно-разрядный модуль (ЗРМ) с емкостными накопителями энергии (ЕНЭ). Управляющие сигналы на (ЗРМ) поступают с системы управления (СУМ), которая формирует импульсы различной частоты следования, и далее на активный реактор (РА).

1 – выпрямитель напряжения сети, 2 – фильтрующие емкости, 3 – зарядно-разрядный модуль с емкостными накопителями энергии, 4 – система управления, 5 – индуктивный реактор.

Рисунок 2.10 – Функциональная схема генератора промышленной частоты в импульсы токов большой амплитуды, которые образуются при разряде мощной батареи. Основными элементами генератора являются зарядное устройство, батарея конденсаторов, управляющее устройство.

В состав зарядного устройства входят повышающий трансформатор, высоковольтный выпрямитель и пускорегулирующая аппаратура. Батарея конденсаторов служит для накопления электрической энергии с дальнейшим разрядом на соленоид. Для этой цели применяют импульсные конденсаторы, что обусловлено их способностью отдавать накопленную энергию в виде коротких импульсов большой мощности. Соединение конденсаторов в батарею определяется требуемой рабочей характеристикой генератора импульсного тока.

Система управления должна в заданный момент подать импульс напряжения на рабочий соленоид, пропускать возникающий импульсный ток за конденсаторах.

Основные технические характеристики сконструированной лабораторной установки:

конденсаторе фильтра выпрямителя разрядном конденсаторе реактора оси соленоида Максимальная температура обмотки соленоида мощность Технологический узел – соленоид является одним из наиболее важных узлов, поскольку от его конструкции и качества исполнения зависит бесперебойная и эффективная работа всей установки. К технологическому узлу предъявляют следующие требования:

высокая эффективность передачи энергии в рабочую среду;

высокие механическая и электрическая прочности;

конструктивная и технологическая простота.

В зависимости от назначения соленоиды выполняют в виде одно- и многовитковых катушек, плоской спирали и др. Долговечность соленоидов во многой степени зависит от качества применяемой изоляции, её электрических и механических свойств. Чрезмерный нагрев соленоида может вызвать электрический пробой или механическое разрушение изоляции спирали. При прохождении по спирали соленоида больших токов она подвергается значительным механическим и тепловым нагрузкам. Это может вызвать пластическое деформирование спирали, приводящее к разрыву её витков.

2.3.1 РАЗРЯДНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ RLC – ЦЕПИ Если зарядить конденсатор до напряжения U0,то в нём будет запасена энергия:

При разрядке конденсатора через цепь, состоящую из последовательно включенных элементов индуктивности и сопротивления, ток в цепи представляет собой затухающую синусоиду, если энергия, запасаемая при разрядке в реактивных элементах, превосходит энергию рассеиваемую на активных элементах.

Характер тока в цепи зависит от величины d, называемой постоянной затухания: