Апарати для
впливу на водонефтяние емульсії магнітним полем.
к.т.н. Шайдаков
В.В. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), к.т.н. Каштанова Л.Є.
(Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), Ємельянов А.В. (Уфімський
державний нафтовий технічний університет)
У статті
проведено аналіз водонефтяних емульсій Волковського, Південно-Ягунского і Арланского
родовищ, а також відомих методів і способів, спрямованих на руйнування
водонефтяних емульсій. Докладно розглянуто установки для обробки емульсій
електромагнітним полем, показані їх технічні характеристики і результати
випробувань.
обводнювання
продуктивних пластів нафтових родовищ викликає серйозні ускладнення при
видобутку, збору та підготовки нафти, пов'язані з утворенням водонефтяних
емульсій [1]. Освіта стійких емульсій знижує показники безвідмовності
роботи насосних установок через збільшення кількості обривів штанг ШГНУ, пробоїв
електричної частини УЕЦН внаслідок перевантажень погружного електродвигуна.
Зростання тиску рідини в системах збору нафти і газу тягне за собою пориви
колекторів. Важко сепарація газу і попередній скидання води. Однак
найбільше зростання енерго-та металоємності, пов'язаний з необхідністю руйнування
стійких емульсій, має місце в системах підготовки нафти.
1. Причини
освіти і властивості нафтових емульсій
Оскільки
водонефтяная емульсія являє собою нестійку систему, що тяжіє до освіти
мінімальної поверхні розділу фаз, цілком природно очікувати наявність у неї
схильності до розшарування. Однак у реальних умовах експлуатації
нафтовидобувного обладнання в багатьох випадках утворюються емульсії, що володіють
високою стійкістю. Це в значній мірі визначає вибір технології
їх подальшої обробки, а також глибину відділення водної фази від нафти.
Агрегативна стійкість емульсій вимірюють часом їх існування до
повного поділу утворюють емульсію рідин. У разі емульсій, отриманих
з різних нафт, їх стійкість може становити від кількох секунд до року
і більше. До причин, що зумовлюють Агрегативна стійкість нафтових
емульсій, відносять:
освіта
структурно-механічного шару емульгаторів на міжфазної кордоні глобул;
освіта
подвійного електричного шару на поверхні розділу в присутності
іонізованих електролітів;
термодинамічні
процеси, що протікають на поверхні глобул дисперсної фази;
розклинюється
тиск, що виникає при зближенні глобул дисперсної фази, покритих
адсорбційно-сольватнимі шарами.
Крім того,
стійкість нафтових емульсій залежить від величини глобул води (її
дисперсності), щільності й в'язкості нафти, вмісту в ній легких фракцій
вуглеводнів, емульгаторів і стабілізаторів емульсії, а також від складу та
властивостей емульгованої води.
До природних
стабілізаторам емульсій відносять що містяться в нафті асфальтени, смоли, нафти
і парафіни, які є природними ПАР [2]. Крім того, до них відносять дрібні
тверді частинки речовин (глина, кварц, солі і т. д.), що знаходяться в продукції
свердловин в підвішеному стані.
Залежно
від концентрації дисперсної фази в емульсіях їх підрозділяють на розбавлені або
слабо концентровані (дисперсної фази менше 20%), концентровані (до 74
%) І висококонцентровані (понад 74%). Розбавлені емульсії з
дрібнодисперсного структурою мають високу стійкість до руйнування.
У промислових
емульсіях розмір крапель дисперсної водної фази зазвичай становить від 0,1 до 250
мкм. Краплі більшого розміру можуть існувати тільки в потоці внаслідок
швидкої седиментації в статичних умовах.
Стійкість
більшості нафтових емульсій типу "вода в нафті" з часом
зростає. У процесі старіння емульсії на глобули води збільшується шар
емульгатора і, відповідно, підвищується його механічна міцність. При
зіткненні таких глобул не відбувається їх коалесценції через наявність міцної
гідрофобною плівки. Для злиття глобул води необхідно цю плівку зруйнувати і
замінити її гідрофільним шаром якого-небудь ПАР. Старіння емульсій інтенсивно
протікає тільки в початковий період після їх утворення, а потім помітно
сповільнюється. Особливості старіння зворотної емульсії залежать від складу і
властивостей нафти, пластової води, умов утворення емульсії (температура,
інтенсивність перемішування фаз). Відомо [3], що пластова мінералізована
вода утворює з нафтою більш стійкі і швидко старіючі емульсії, ніж
прісна вода.
До основних
характеристикам нафтових емульсій відносять ступінь руйнування за певний
період часу, ефективну (у ряді випадків структурну) в'язкість, середній
поверхнево-об'ємний діаметр емульгованих крапель водної фази. У
сукупності ці параметри відображають інтенсивність емульгування нафти, її
фізико-хімічні властивості та адсорбцію емульгатора.
Про
інтенсивності руйнування емульсії можна судити по різниці між густиною
води і нафти rD, а також
відношенню сумарного вмісту асфальтенів (а) і смол (с) до змісту
парафінів (n) в
нафти (а + с)/n.
Останній показник зумовлює спосіб деемульгірованія нафтових емульсій
[4]. Показник rD
відповідає рушійною силою гравітаційного відстоювання. Обидва показники
є якісними характеристиками емульсій і дозволяють розділяти їх на
групи.
Залежно
від співвідношення щільності води і нафти емульсії класифікують [5] на важко
розшаровується (rD =
0,200-0,250 г/см3), розшаровується (rD =
0,250-0,300 г/см3) і легко розшаровується (rD = 0,300-0,350 г/см3). За показником
(а + с)/n нафти підрозділяють
на змішані ((а + с)/n =
0,951-1,400), смолисті ((а + с)/n = 2,759-3,888) і високосмолістие ((а + с)/n = 4,774-7,789). Виходячи з цього,
наприклад, водонефтяние емульсії Вятської
площі Арланского (rD =
0,281-0,284 г/см3) і Волковського (rD = 0,268 г/см3)
родовищ відносяться до розшаровується, а Южно-Ягунского v до важко
розшаровується (rD =
0,158-0,174 г/см3). Нафти даних родовищ є
високосмолістимі, тому що значення показника (а + с)/n становлять 9,18; 6,0-6,25 і 6,83-7,75 для
Вятської площі Арланского і Волковського родовищ, а також Південно-Ягунского
родовища відповідно (табл. 1).
Таблиця 1
Фізико-хімічні
властивості емульсій деяких нафтових родовищ
Параметри
Вовківське
родовище
Южно-Ягунское
родовище
Вятская площа
Арланского
родовища
Густина при 20 0С, г/см3
0, 870
0,850
0, 884-0,887
Вміст води,%
Від 60 до 70
70,1
Від 65 до 75
Механічні домішки, мг/л
Від 300 до 500
-
Від 150 до 350
Смоли,% вага
Від 15 до 20
11,0
18,8
асфальті,% вага
Від 3 до 5
2,9
6,9
Парафіни,% вага
Від 3 до 4
1,8
2,8
Щільність водної фази, г/см3
1,138
1,013
1,168
В'язкість кінематична при 200С, мм2/с
-
30,59
Від 30,0 до 40,5
Спільний
підйом пластових рідин в свердловинах відбувається з одночасним їх змішуванням
і диспергирование в насосному обладнанні. Інтенсивне перемішування пластових
рідин в робочих органах насосних установок і подальша адсорбція
природних стабілізаторів на міжфазної поверхні в підйомнику призводять до того,
що на гирлі свердловин формуються агрегативно стійкі високодисперсні емульсії
зворотного типу.
Механізм
дроблення водної фази по П.А. Ребиндера [6] полягає в тому, що спочатку в
полі зсувних деформацій відбувається витягування водної глобули (вона
набуває циліндричну форму),
яке супроводжується збільшенням міжфазної поверхні контакту води і масла.
Досягши критичної довжини, звичайно обчислюється двома діаметрами первісної
глобули, глобул циліндричної форми "рветься" на більш дрібні краплі
різних діаметрів.
Такий механізм
дроблення крапель має місце в тих випадках, коли причиною деформації є
в'язкі напруги, що діють по перетину крапель. При турбулентному перебігу
розпад крапель під дією цих напруг відбувається, коли діаметр крапель
менше мікромасштабах турбулентності. На краплю більшого діаметру в більшій мірі
дається взнаки дія пульсації потоку. Крапля води в потоці нафти бере
неправильні форми і при збігу частоти накладеної пульсації з частотою
власних коливань рветься на більш дрібні складові.
Зважаючи на великий
розкиду розмірів крапель нафтових емульсій (від одного до сотень мкм), а також
відмінності режимів потоку, емульгування відбувається як під дією в'язких,
так і динамічних сил.
емульгування
сприяє перемішування пластових флюїдів в робочих органах насосних установок
і присутність газової фази, що здійснює масоперенос в рідинах. У табл. 2
представлені деякі властивості нафти та емульсії низки родовищ в
залежно від способу експлуатації свердловин.
Таблиця 2
Властивості нафти
і емульсії деяких родовищ
Родовище,
площа
В'язкість при,
Густина при,
кг/м3
В'язкість емульсії при обводнення 60%
(t =),
ШСНУ
УЕЦН
Арланская площа
Арланского
родовища
33,0
895
300
300
Южно-Ягунское
родовище
3,5
855
10
90
Повховское
родовище
5,0
860
10
100
Ватьеганское
родовище
8,5
870
15
110
У свердловинах,
обладнаних УЕЦН, емульсеобразованіе відбувається найбільш інтенсивно. Середній
поверхнево-об'ємний діаметр крапель дорівнює 3-8 мкм, причому будь-якої
певній залежності розміру крапель від типорозміру насоса не встановлено.
На родовищах в'язкої нафти діаметр емульгованих крапель дещо більше.
Згідно [7] формування дисперсної структури емульсії в УЕЦН завершується на
перший сорока щаблях насоса. Надалі, у міру підйому нафти в НКТ,
структура емульсії не зазнає суттєвих змін.
З підвищенням
в'язкості і щільності нафти в'язкість емульсій що утворилися в УЕЦН зростає,
а їх стійкість збільшується.
При видобутку
нафти штанговими насосами особливо сильний емульгування відбувається в
клапанних вузлах насосів і різьбових з'єднаннях НКТ. Емульсія починає
формуватися при русі рідини через насос. Середній діаметр крапель водної
фази на виході з насоса складає близько 90 мкм. Надалі емульгування
нафти протікає в НКТ за рахунок турбулізації потоку при омивання зустрічних
конструктивних елементів труб (наприклад, муфт штангових колон).
Встановлено
[8], що газова фаза сприяє диспергирование водонефтяной емульсії
внаслідок флотації, при якій відбувається перенесення однієї фази в іншу. При
вираженому турбулентному протягом трифазної суміші газова фаза бере участь також в
масопереносу рідких фаз [9]. Однак емульгуючу дію газової фази
мало в порівнянні з іншими факторами. До останніх можна віднести
дросселірованіе водонефтяной суміші через вузькі щілини.
Більша частина
енергії, затрачуваної на диспергирование емульсії, концентрується на
міжфазної поверхні у вигляді енергії поверхневого натягу. Однак очікуване
злиття крапель стримується захисними адсорбційні шарами емульгатора на
міжфазної поверхні. З тієї ж причини ускладнено дроблення крапель дисперсної
фази в рухомому потоці. Таким чином, при однакових вихідної дисперсності
крапель і параметрах потоку для руйнування емульсії, що пройшла процес старіння,
потрібно витрата більшої енергії, ніж тільки що з'явилася.
2.
Руйнування водонефтяних емульсій
Існують
наступні способи руйнування нафтових емульсій:
--
гравітаційне холодне поділ (відстоювання);
- фільтрація;
- поділ в
полі відцентрових сил (центрифугування);
- електричне
вплив;
- термічне
вплив;
- внутрішньотрубна
деемульсація;
- вплив
магнітного поля.
Відстоювання
застосовують при високій обводнення нафти і здійснюють шляхом гравітаційного
осадження диспергованих крапель води. На промислах застосовують відстійники
періодичної і безперервної дії різноманітних конструкцій [10-21]. У
як відстійників періодичної дії зазвичай використовують сировинні
резервуари, при заповненні яких сирою нафтою відбувається осадження води в їх нижню
частину. У відстійниках безперервної дії відділення води відбувається при
безперервному проходженні оброблюваної суміші через відстійник. Залежно від
конструкції та розташування розподільних пристроїв рух рідини в
відстійниках здійснюється в переважній напрямку v горизонтально або
вертикально.
Фільтрацію
застосовують для руйнування нестійких емульсій. Як матеріал фільтрів
використовуються речовини, не змочувані водою, але змочувані нафтою. Тому
нафту проникає через фільтр, а вода v немає.
Центрифугування
виробляють в центрифузі, яка являє собою обертається з великою
швидкістю ротор. Емульсія подається в ротор з полому валу. Під дією сил
інерції емульсія розділяється, так як вода і нафта мають різні значення
щільності.
Вплив на
емульсії електричним полем виробляють у електродегідраторах, забезпечених
електродами, до яких підводиться висока напруга змінного струму
промислової частоти. Під дією електричного поля на протилежних
кінцях крапель води з'являються різнойменні електричні заряди. У результаті
краплі притягуються, зливаються в більші і осідають на дно ємності.
Термічне
вплив на водонефтяние емульсії полягає в тому, що нафта, що піддаються
зневоднення, перед відстоюванням нагрівають до температури 45-80 0С.
При нагріванні зменшується міцність верств емульгатора на поверхні крапель,
що полегшує їх злиття. Крім того, зменшується в'язкість нафти і
збільшується різниця щільності води і нафти, що сприяє швидкому
розділення емульсії. Підігрів здійснюють у резервуарах, теплообмінниках і
трубчастих печах.
внутрішньотрубну
деемульсацію проводять за допомогою додавання в емульсію хімічного
реагенту-деемульгатора. Це дозволяє руйнувати емульсію в трубопроводі, що
знижує її в'язкість і зменшує гідравлічні втрати.
Для кожного
складу нафти підбирають свій найбільш ефективний деемульгатора, попередньо
оцінивши результати відділення пластової води в лабораторних умовах.
Будь-яке
органічна речовина, що має миючі властивості, може з тієї чи іншої
ефективністю використовуватися як деемульгатора. Існує велика
кількість деемульгірующіх композицій для зневоднювання і знесолення
водонефтяних емульсій на основі алкілбензосульфоната кальцію і алкансульфоната
натрію [22, 23], азотовмісних сполук [24], оксіетілірованного алкілфенола
і тример пропілену [25], блоксополімерами окісіетілена і пропілену, а також
глутарового альдегіду [26], продуктів оксіалкілірованія з рухливим атомом
водню і метілдіетілалкоксіметілом амонію метілсульфатом [27].
Високоефективні
деемульгатора, які застосовуються на нафтопромислах і нафтопереробних заводах
для зневоднення та знесолення нафти, містять суміш ПАР різних структур
і модифікацій, які, як правило, є синергістами [28, 29].
Теорії,
що пояснюють механізм дії деемульгатора, поділяють на дві групи:
- фізична,
припускає протікання фізичної адсорбції молекул деемульгатора на
колоїдних частках, розпушує і модифікуючих дію деемульгатора на
міжфазної шар, що сприяє витісненню і міграції молекул (часток)
стабілізатора в ту чи іншу фазу [29, 30];
- хімічна,
заснована на припущенні про переважну роль Хемосорбція молекул
деемульгатора на компонентах захисного шару з утворенням міцних хімічних
зв'язків, внаслідок чого природні стабілізатори нафти втрачають здатність
емульгіровать воду [29, 31, 32].
Згідно
загальноприйнятою в даний час теорії, розробленої під керівництвом академіка
П.А. Ребиндера [30], при введенні ПАР в нафтову емульсію на межі розділу
"нафта - вода" протікають наступні процеси. ПАР, володіючи більшої
поверхневою активністю, витісняє природні стабілізатори з поверхні
розділу фаз, адсорбіруясь на колоїдних або грубодисперсних частках природних
стабілізаторів нафтових емульсій. Молекули деемульгатора змінюють
смачіваемость, що сприяє переходу цих частинок з кордону розділу в обсяг
водній або нафтової фаз. У результаті відбувається коалесценції.
Таким чином,
процес руйнування нафтових емульсій є більшою мірою фізичним, ніж
хімічним і залежить від:
- компонентного
складу та властивості захисних шарів природних стабілізаторів;
- типу,
колоїдно-хімічних властивостей і питомої витрати застосовуваного деемульгатора;
- температури,
інтенсивності і часу переміщення нафтової емульсії з деемульгатора.
Технологічний
ефект застосування деемульгатора полягає в забезпеченні швидкого і повного
відділення пластової води при його мінімальному витраті.
Як правило,
підбір високоефективного, оптимального для конкретної водонефтяной емульсії
деемульгатора здійснюють емпірично [33-35]. Це обумовлено тим, що в
залежно від технології видобутку та підготовки нафти, її хімічного складу,
фізико-хімічних властивостей і обводнення, мінералізації пластової води,
наявності в ній механічних домішок та інших факторів до деемульгатора
висуваються специфічні вимоги.
Крім того,
проблема підбору оптимального деемульгатора виникає внаслідок зростання обводнення
нафти і зміни складу стабілізаторів водонефтяной емульсії. Остання
обумовлено застосуванням хімічних реагентів для підвищення нефтеотдачи шару,
забезпечення його гідроразрива, а також для захисту промислового обладнання від
АСПО [28].
На нафтогазовидобувних
підприємствах знайшов також застосування метод запобігання утворення стійких
емульсій (метод штучного збільшення обводнення нафти [1]). Сутність
методу полягає в поверненні на прийом насоса деякої частини видобутої води,
розшарувався в відстойної розширювальної камері чи в полі відцентрових сил.
Надлишок водної фази, що утворилася в насосі, призводить до переходу водонефтяной
суміші з однієї структури потоку в іншу. В'язкість утворилася прямої
емульсії в десятки і сотні разів менше в'язкості зворотних емульсій. У
Відповідно до цього різко знижується і стійкість прямих емульсій, що створює
сприятливі умови для відділення водної фази і повернення деякого її
обсягу на прийом насоса. Подачу оборотної води на прийом насоса можна здійснити
самоподлівом в затрубний простір свердловини, без застосування додаткових
перекачувальних органів.
Метод
самоподліва передбачає втрату продуктивності установки за рахунок
реціркуліруемой частині водної фази. Проте багаторазове зниження в'язкості нафти
в колоні труб дозволяє істотно збільшити коефіцієнт подачі установок,
що не тільки компенсує втрату, але і в ряді випадків підвищує
продуктивність насосів.
Попередження
освіти стійких емульсій в свердловинах з механізованої видобутком дозволяє
також знижувати тиск у системах промислового збору нафти і газу і покращувати
умови руйнування емульсій в пунктах підготовки нафти.
3. Апарати
для магнітної обробки водонефтяних емульсій типу УМП
Електромагнітні
установки УМП (ТУ 39-80400-007-99) розроблені авторами за участю А.Б.
Лаптєва, В.І. Максімочкіна, В.С. Кузнецова для обробки водонефтяних емульсій
і вод системи ППТ. Розроблено три типи установок, що відрізняються конструкцією
індуктора і блоком управління.
Установка
УМП-108-014 розроблена за завданням ВАТ "Белкамнефть" для обробки
водонефтяной емульсії Вятської площі Арланского родовища. Включає
індуктор, сполучений кабелем з блоком управління (рис. 1).
а)
б)
Рис. 1 - Електромагнітна установка УМП-108-014:
а) блок керування; б)
індуктор установки
Індуктор
складається з магнітопровода, виготовленого з трансформаторного заліза, між
полюсами якого поміщена труба з нержавіючої сталі. Всередині труби розміщена
вставка з трансформаторного заліза-магнітний сердечник. Для порушення
магнітного поля на полюси надіті котушки з дроту діаметром 1,2 мм по 400
витків.
Блок управління
складається з генератора гармонічних коливань з фіксованими частотами,
підсилювача потужності й батареї конденсаторів (рис. 2).
Технічні
характеристики УМП-108-014:
1. Установка
дозволяє створювати магнітне поле на фіксованих частотах 10: 10, 20, 30,
40, 50, 60, 70, 80, 90 і 100 Гц.
2. Індуктор
забезпечує створення магнітного поля в зазорі шириною не більше 110 мм.
3. Максимальне
значення індукції магнітного поля в зазорі електромагніту при внутрішньому
сердечнику представлені в табл. 3.
4. Постійна
установки по струму збудження: 2 мТл/мкА.
5. Похибка
частоти не перевищує 1 Гц.
Рис. 2 - Схема
установки УМП-108-014
Таблиця 3
Максимальне
значення індукції магнітного поля
Частота,
Гц
Максимальне
значення індукції, Тл
10
0,14
20
0,13
30
0,12
40
0,11
50
0,10
60
0,09
70
0,08
80
0,07
90
0,06
100
0,05
6. Максимальне
значення напруги на виході підсилювача потужності 50 В, максимально допустимий
ток 7 А короткочасно.
7. Живлення: 220
В, 50 Гц.
8. Температура
навколишнього повітря: для блоку управління -
-10 - 20 0С,
для індуктора - -50 - 50 0С.
Схемотехнічні
установка УМП-108-014 виконана з використанням блокової архітектури (рис. 3).
Блоки виконані
у вигляді окремих плат і з'єднані між собою двенадцатіжільним кабелем з
роз'ємами.
Блок живлення
генератор
підсилювач
Рис. 3 - Електрична схема
установки УМП-108-014
Блок живлення
виконаний за трансформаторної схемі з загальною точкою і виробляє три значення
двухполярной напруг: 12вольт
стабілізоване, що використовується для харчування задає генератора; 50 і 60 вольт
нестабілізованим, що застосовуються для живлення кінцевого підсилювача потужності. Всі
три ланцюги харчування гальванічно розв'язані як з мережею живлення, так і один з
одним.
Задаючі
генератор виконаний у вигляді прямого тонового генератора з дискретно регульованою RC-ланцюжком в ланцюзі позитивного зворотного
зв'язку.
Для
запобігання можливого зриву генерації в ланцюга негативного зворотного зв'язку
встановлений керований значенням вихідної напруги джерело струму.
Блок кінцевого
підсилювача виконаний за лінійної бестрансформаторним схемою. Для збільшення
вихідної потужності і ККД кінцевого каскаду, останній виконано на польових
транзисторах високої потужності з двотактної двоступеневої схемі класу А.
Так як до даного блоку пред'являються не занадто високі вимоги в області
внесення спотворень (коефіцієнт гармонік допустимо в межах 3-5%), то
корекція в ланцюга негативного зворотного зв'язку обмежена введенням місцевих ООС
на кожному каскаді посилення.
Установка
УМП-159-006 складається з блоку керування і з'єднується з ним зовнішнього індуктора
з серцевиною, врізаного в трубопровід. Потік рідини обробляється
змінним магнітним полем, спрямованим впоперек потоку. Форма зміни
напруженості магнітного поля-синусоида. Індуктор з'єднується з блоком
управління двожильних кабелем (рис. 4). Індуктор складається з магнітопровода,
виготовленого з трансформаторного заліза, між полюсами якого міститься
труба зі склопластику (рис. 5).
а)
б)
Рис. 4 --
Електромагнітна установка УМП-159:
а) блок
управління; б) індуктор установки
1 - сердечник
(внутрішня частина магнітопровода), 2 - труба з немагнітного матеріалу,
3 - обмотка, 4
- Торцева частина магнітопровода, 5 - зовнішня частина магнітопровода.
Рис. 5 --
Конструктивні елементи індуктора:
Всередині труби
поміщається сердечник з трансформаторного заліза. Порушення магнітного поля в
контурі проводитися обмоткою з мідного дроту діаметром 0,6 мм в 1200
витків. Блок управління складається з генератора гармонічних коливань з
фіксованими частотами, підсилювача потужності й батареї конденсаторів, яка
послідовно з'єднується з індуктором (блок-схема установки УМП-159-006 на
рис. 6).
1 - генератор,
2 - підсилювач потужності, 3 - батарея конденсаторів, 4 - індуктор,
5 - амперметр.
Рис. 6 - Блок-схема установки УМП-159-006:
Технічні
характеристики УМП-159-006:
1. Установка
дозволяє створювати магнітні поля дискретно на частотах 11, 15, 19, 23,27, 31
Гц.
2. Індуктор
забезпечує створення магнітного поля в кільцевому зазорі розміром 35 мм між
внутрішнім і зовнішнім магнітопровода.
3. Постійна
установки по струму збудження: 26 мТл/А.
4. Похибка
частоти не перевищує 0,5 Гц.
5. Максимальне
значення напруги на виході підсилювача потужності 65 В, максимально допустимий
ток 6 А короткочасно.
6. Живлення: 220
В, 50 Гц.
7. Температура
навколишнього повітря для блоку управління та індуктора - -10 - 30 | С.
Установка
УМП-325-005 складається з блоку керування, розташованого у металевому корпусі
з замком і з'єднується з ним зовнішнього індуктора з серцевиною, врізаного в
трубопровід. Потік рідини обробляється змінним магнітним полем з
імпульсним зміною напруженості, спрямованим поперек потоку. Індуктор
з'єднується з блоком управління кабелем (мал. 7).
а)
б)
Рисунок 7 --
Електромагнітна установка УМП-325-005:
а) блок
управління; б) індуктор установки
Індуктор (схема
конструкції представлена на рис. (8) складається з центрального магнітопровода 1,
на який навиті обмотка 2, бічних магнітопроводів 3 і магнітопровода 4,
примикає до внутрішньої стінки труби 5.
Рис. 8 - Схема
конструкції індуктора магнітної установки УМП
Технічні
характеристики установки УМП-325-005:
Діаметр
прохідного каналу, мм
100
Площа
перекривається перетину, мм2
7850
Величина
магнітної індукції, Тл
0,1
Частота
зміни змінного магнітного поля, Гц
10 --
100
Дискретність
регулювання частоти магнітного поля, Гц
10
Максимальна
потужність установки, кВт
0,3
Максимальна
температура перекачується рідини, оС
100
Максимальне
тиск перекачується рідини, МПа
до 6,4
Тип
приєднання до трубопроводу
фланцеве
за ГОСТ
12821-80
Електромагніт
індуктора розташований безпосередньо в потоці оброблюваної рідини, і може
створювати незначні гідравлічні опору.
Блок управління
установки призначений для експлуатації в закритих приміщеннях з температурою від
-20 До +500 С. (при температурі навколишнього повітря нижче-100С
необхідно закрити вентиляційні отвори металевого корпусу установки).
Індуктор встановлюється на відкритому повітрі (допускається заглиблення) при
температурах від-50 до +500 С. (за умови, що перекачується
рідина має температуру +10 .. 800С). Так як індуктор має
значну масу, забороняється його установка в підвішеному стані. Токоввод
на індуктора повинен знаходитися у вертикальному положенні. Токоввод залитий для
герметизації полімерною композицією.
При установці
індуктор підключається високовольтних броньованим кабелем РПШ-2х2, 5 довжиною до
100 м до блоку управління при відключеному живленні установки. Переріз кожної
жили кабелю визначається за табл. 4.
Таблиця 4
Залежність
перетину кабелю від відстані індукторvблок управління
Відстань
від індуктора до блоку управління, метрів
Перетин
кожної жили кабелю, мм2
1-10
3
10-25
4
25-50
6
50-100
8
Установка
живиться від трифазної чьотирьох електричної мережі (підключається йдуть
в комплекті кабелем РПШ-4х2, 5). Хоча працездатність зберігається і при
живленні від однофазного мережі, подібний режим роботи веде до перегріву ланцюгів
гальванічної розв'язки і виходу установки з ладу.
Технічна
характеристика індуктора
Індуктор
електромагнітної установки із змінними параметрами повинен відповідати
наступним вимогам:
1 Основні
параметри та розміри
1.1 Тип -
електромагнітний;
1.2 Виконання
вибухозахисту 2ExsIIaT4 по ГОСТ 12.1.020-76;
1) рівень
захисту - 2 (електрообладнання підвищеної надійності проти вибуху);
2) вид
виконання захисту "m" (заливка компаундом);
3) категорія
суміші "IIa"
(БЕМЗ> 0,9 мм);
4) гурт суміші
"Т3" (температура самозаймання 200-3000С);
1.3 Область
застосування - обробка потоків рідин.
1.4 Місце
установки - трубопроводи систем нефтесбора і підтримання пластового тиску.
1.5
Максимальний тиск перекачується рідини в трубопроводі, МПа-1,6;
1.6 Швидкість
руху рідини перекачується до 1,1 м/с,
1.7 Щільність
перекачується рідини до 970 кг/м3.
1.8 Вид
кліматичного виконання-Хл по ГОСТ15150-69.
1.9 Температура
перекачується рідини - до 20 10 ОС;
1.10 рН
перекачується рідини-4,0 - 9,5;
1.11
Приєднання - фланцеве;
1.12
Орієнтовні розміри відповідно до рис. 8.
1.13 Величина
магнітної індукції - максимальне - 0,1 Т;
- мінімальне - 0,001 Т;
1.14 Частота
змінного магнітного поля - від 10 до 50 Гц;
1.15 Форма
зміни напруженості магнітного поля-імпульсна, затухають.
1.16
Максимальна потужність установки-2100 Вт;
1.17 Напруга
харчування установки - 220 В 10% (38010%)
1.18 Частота
струму живлення установки - 50 Гц 10%;
1.19 Число
витків намагнічувальної котушки-200.
1.20 Перетин
мідного дроту-мін. 12 мм2.
1.21 Пікове
значення струму-37 А.
1.22 Середнє
значення струму - 2 А
4.
Порівняльний аналіз електромагнітних установок УМП
розроблені
електромагнітні установки УМП (ТУ 39-80400-008-99), які відрізняються
різним виконанням індуктора і керуючої станції. Розглянемо задачу
аналізу установок УМП за їх технічними характеристиками і параметрами з
використанням теорії нечітких множин. Основні технічні характеристики,
параметри трудомісткості і металоємності виготовлення установок представлені в
табл. 5. і 6.
Таблиця 5.
Технічні
характеристики і параметри установок УМП
Марка
УМП
Параметри
установок УМП
УМП-108
УМП-159
УМП-325
1
Умовний діаметр труби, мм
108
159
325
2
Перекриття прохідного перетину,%
50
10
10
3
Тиск перекачується рідини, МПа
6,4
1,0
1,0
4 Довжина
індуктора, мм
700
1200
1400
5 Маса
індуктора, кг
40
60
900
6
Регульована величина магнітної
індукції,
Т
0-0,13
0-0,10
0-0,06
7
Зміна режимів
Дискрет.
Дискрет.
Плавне
8
Робоча частота, Гц
10-100
10-30
10-60
9 Форма
зміни сигналу
9.1
Синусоїдальна
Є
Є
Є
9.2
Імпульсний режим
Ні
Ні
Є
10
Наявність компенсатора
Не
треб.
Необхідний
Не
треб.
Таблиця 6
Трудомісткість і
металоємність виготовлення установок УМП
Параметри
установок УМП
УМП-108
УМП-159
УМП-325
1
Трудомісткість індуктора, час
85
40
785
2
Трудомісткість станції управління, час
215
215
230
3
Матеріалоємність індуктора, тис. руб.
3.1 Нержавеющая
сталь
1600
немає
3200
3.2
Електротехнічна сталь
200
200
32000
3.3
Конструкційна сталь
100
150
6000
3.4
Обмотка
100
300
6000
3.5
Антикорозійна композиція
50
600
2100
3.6
Полімерні матеріали
немає
300
2700
4 Матеріалоємність станції
управління,
тис. руб.
4500
4500
6000
5
Пристосування, тис. руб.
немає
500
5200
Сумарні
імовірності альтернатив
А1 (УМП-108)
А2
(УМП-159)
А3
(УМП-325)
0,9300
1,2000
0,9048
За порівнюємо
параметрами кращою установкою є УМП-159, оскільки має найбільшу
сумарну ймовірність приналежності.
5. Обгрунтування спільного використання
деемульгатора з установками магнітної обробки
При випробуваннях деемульгатора на
Ватьеганском родовищі отримані дані по деемульгірующему ефекту (табл.
7).
Таблиця 7
Ефективність застосування деемульгатора
деемульгатора
Без
магнітної
обробки
Форма
зміни напруженості магнітного поля при магнітній обробці
трикутна
прямокутна
сінусоі-дальній
імпульсна
ХПД-005
55,0
70,5
68,9
68,7
78,9
СТХ-2
58,8
58,8
61,2
67,4
70,2
СТХ-5
52,9
54,1
64,2
64,2
70,5
Союз-А
66,1
70,0
75,6
75,6
89,5
Аналізувалися емульсії з обводненість
68%. Лабораторні випробування проводилися без магнітної обробки і при
обробці магнітним полем, напруженість у часі змінювалася знакозмінних
за законом трикутника, прямокутника, синусоїдально, імпульсно. Дозування
деемульгатора v 40 мг/л.
Проаналізуємо ефективність використання
різних деемульгатора, використовуючи статистичні методи теорії прийняття
рішень. За оптимістичним критерієм, вибравши максимальні значення по рядках
(78,5; 70,2; 70,5; 89,5) краще значення має деемульгатора Союз-А.
За песимістичним критерієм Вальда
кращим з деемульгатора вважається той, у якого деемульгірующій ефект з
всіх мінімальних значень за рядками максимальний. Виберемо за рядками мінімальні
значення (55,0; 58,8; 52,9; 66,1). Кращим також є деемульгатора Союз-А.
Відійдемо від крайніх оптимістичних і крайніх
песимістичний
