Новые технологии обеспечения безопасности природно-территориальных комплексов в нефтегазовой отрасли

Поэтому заборная головка должна обеспечить именно забор нефти на этих толщинах. Следовательно, заборная головка при вращении катка должна постепенно погружаться в массив, сжимать торф на глубину hn большую, чем слой нефти в массиве, и пропускать её через себя в полость барабана. После достижения нижней точки, когда вертикальная ось заборной головки пересечет вертикаль, верхнее основание закрывается и нефть остается внутри барабана, тогда hn определяется как (рисунок 1) , где hн – глубина проникновения нефти в толщу, определяют замерами; Н1 – высота заборника (в сменной плите), задаётся из соображений пропуска всего слоя нефти в толще; hД – глубина перекрытия, дополнительная глубина погружения заборника, , устанавливается опытным путем. Здесь t1 – время, необходимое для закрытия клапана.

Для правильного выбора размера и веса катка нефтесборного барабана при погружении его в болотный массив необходимо оценить давления, которые развиваются на его поверхности при контакте с «укатываемой» поверхностью. Это представляется возможным сделать лишь в результате анализа взаимодействия катка с болотным массивом. Известны многочисленные исследования, посвященные изучению взаимодействия колеса с грунтом дороги. Упрощенное решение задачи, предложенное Г.В. Кустаревым, предполагает наличие прямой пропорциональной зависимости между давлением и сжатием в отдельных точках на поверхности контакта. Максимальное напряжение на поверхности контакта цилиндра и «укатываемой» плоскости определяется как

, (1)

где q – удельное линейное давление; Rк – радиус катка; с1 и с2 – коэффициенты, определяющие степень податливости материалов цилиндра катка и полупространства. Здесь , где G – вес катка, в – ширина катка.

Если жесткость катка принять равной , то при m 0. Здесь E – модуль Юнга, S – площадь сечения катка. Тогда формулу (1) можно представить в виде

. (2)

Максимальная глубина погружения катка в массив находится из уравнения равновесия. Для единичной длины катка можем записать , где ср среднее напряжение под катком; а хорда, стягивающая погруженную в полупространство часть катка. При небольшом погружении катка полагаем, что .

При допущении hn

, или . (3)

Комбинируя (3) с вышеприведенными уравнениями, имеем:

; ; , (4)

где .

Окончательное выражение (4) используется для расчета глубины погружения катка. Зная величину с2, которая для большинства болот Западной Сибири известна, и задаваясь весом и размерами катка, оценивают время его погружения в болотный массив на заданную глубину. При отсутствии данных с2 получают по предлагаемой нами известной методике полевых испытаний с помощью прибора Амаряна: , где Мкр, к соответственно сопротивление вращению крыльчатки известных размеров и коэффициент прибора. Методика расчета времени, необходимого для прохождения нефти через заборную головку, нами предложена для заборников различных конфигураций. Если напор и скорость истечения меняются медленно, т.е. каток катится медленно, заборная головка погружается в массив медленно, то течение в каждый фиксированный момент времени можно рассматривать как установившееся. Тогда для фактического решения конкретных задач можно воспользоваться уравнением баланса механической энергии для установившегося потока с учетом зависимости напора от времени.

За время dt через заборную головку проходит объем (, где S – площадь зеркала жидкости в заборной головке). Если расход жидкости Q определяется известной формулой Мариотта , то при Н1 = z можем написать: , где S0 – площадь верхнего отверстия (проема).

Время Т, необходимое для прохождения нефти через заборную головку при = const, получим, интегрируя последнее уравнение:

. (5)

Задаваясь условием , можно оценить время прохождения нефти через заборную головку любой формы в предположении, что истечение происходит в области пути движения нижнего основания, когда вертикальная ось заборника отклоняется от вертикали незначительно, вся охваченная нижним основанием нефть проходит через заборную головку.

Головка в виде усеченной пирамиды высотой Н1, верхнее и нижнее основания которой квадраты со сторонами в и а соответственно (а > в), схематически показана на рисунке 2. Из рисунка (сечение Б-Б) следует, что , где . Из ВТС:

.

Тогда S(z) имеет вид:

. (6)

Подставляя найденное значение S(z) в уравнение (5), получим время Т истечения нефти через заборную головку в форме усеченной пирамиды с квадратными основаниями:

. (7)

Интегрируя (7), имеем:

=

,

или, после несложных упрощений, окончательно:

. (8)

Рисунок 2 – Схема для расчета истечения нефти через заборную

головку в виде усеченной пирамиды с квадратным

основанием

В действительности коэффициент расхода в полученной формуле (8) и её аналогах зависит от числа Рейнольдса . Тогда время истечения Т загущенной нефти через заборную головку в приведенной формуле будет зависеть от вязкости. Применим формулу для коэффициента расхода для малых значений ReH в виде (А.Д. Альтшуль). Тогда уравнение (7) примет вид:

, или . (9)

Время истечения нефти через верхнее отверстие, когда уровень жидкости в заборной головке меняется от Н1 до Н2 (Н1 > Н2), будет определяться по формуле

. (10)

Применяя общую формулу (10) для заборной головки с квадратными основаниями, получим:

. (11)

Аналогично для заборной головки в виде перевернутого лотка имеем:

. (12)

Уравнения (11), (12) в отличие от (8) учитывают влияние вязкости нефти на продолжительность истечения через заборную головку.

Для того чтобы охваченный заборной головкой слой нефти известной толщины успел полностью попасть в полость барабана, время истечения через заборную головку t и время обкатывания tоб нижнего основания заборной головки охваченной ею площадки должны быть скоординированы. Очевидно, , . Здесь а – ширина заборной головки (лотка), к – линейная скорость движения барабана (катка), , где Rк, n – радиус и число оборотов катка соответственно. Ширину заборной головки и радиус катка принимают из конструктивных соображений. Тогда время обкатки будет зависеть только от скорости передвижения болотохода. На основе опыта эксплуатации шагающих болотоходов эта скорость колеблется в пределах 0,1…0,3 м/с.

Предложена новая технология сбора нефти с поверхности болот навесным устройством роторно-ячеистого типа, основанная на принципах вытеснения жидкости из пористой массы (пористого, эластичного, переплетенного корнями растений каркаса торфяной залежи). Эффективность устройства и технологии сбора разлитой нефти подтверждены стендовыми и полевыми (рисунок 3) испытаниями.

Такая щадящая технология реабилитации торфяных горизонтов в кратчайшие сроки при сохранении болотных биоценозов поддерживает биотическое равновесие в природных комплексах.

Рисунок 3 – Фрагмент полевых испытаний ячеистого нефтесборного

барабана

Обработкой экспериментальных данных с применением ЭВМ (программа «Excel») получена математическая модель, описывающая установившийся режим работы барабанного ячеистого нефтесборщика:

у = 9,98 + 87866 ·h 2627,16 ·n·h + 0,34 n··x 783,14 ·h·x, (13)

где y – производительность нефтесборщика, дм3/мин; – толщина слоя плавающей нефти, м; h – глубина погружения ротора, м; n – скорость вращения ротора, об/мин; x – доля нефти в собранной эмульсии, % объемн.

Обработка экспериментальных данных включала в себя оценку значимости коэффициентов уравнения регрессии по критерию Стьюдента и оценку адекватности полученного уравнения по критерию Фишера. Предлагаемая модель характеризуется как универсальная и достаточно адекватная. Среднеквадратическое отклонение расчетных значений от опытных значений у составляет несколько процентов (R = 0,977; F = 134,3).

Результаты моделирования показали, что максимальная производительность одного ячеистого барабана диаметром 0,4 м и длиной 0,2 м данной конструкции составила 23 дм3/мин (1,38 м3/ч) при частоте вращения ротора
20…23 об/мин, толщине слоя нефти и глубине погружения барабана в воду
7…9 мм. При этом обводненность собираемой продукции составляет 13…16 %.

Разработан комплект оборудования (рисунок 4) для локализации и сбора нефти с поверхности болотных озёр, содержащий боновое заграждение, сороочистное устройство, шибер с поплавком, насос-сепаратор (первая ступень разделения).

1 – боновое заграждение; 2 – шибер; 3 – лоток; 4 – уплотнение; 5 поплавок

шибера; 6 – сороочистное устройство; 7 – насос-сепаратор; 8 поплавок лотка;

9 – отстойник с перегородкой; 10 – нефтесборный барабан; 11 – лоток сбора нефти;

12 – нефтеприемник; 13 – насос откачки

Рисунок 4 – Принципиальная схема комплекта (вид сверху)

Агрегат второй ступени разделения относится к адгезионным нефтесборным устройствам с обогревом (охлаждением) рабочих поверхностей, в которых используются свойства нефти налипать на твердые поверхности. Агрегат располагается на берегу водного объекта и включает отстойник для поступающей по гибкому рукаву из нефтяной линии насоса-сепаратора водонефтяной смеси и нефтесборные барабаны, установленные в отстойнике.

Устройство рекомендуется к использованию и при наличии на водной поверхности эмульгированной нефти.

В третьей главе дается оценка статики и динамики процесса испарения, технических средств и технологий для минимизации антропогенного воздействия разливов углеводородов на окружающую среду за счет изоляции открытой поверхности загрязнителя от испарения его летучих фракций.

Проведено экспериментальное исследование скорости испарения нефти и нефтепродуктов в зависимости от их физико-химических свойств, толщины плавающего слоя, температуры, времени испытаний и скорости воздуха над поверхностью разлива. Предложена математическая модель кинетики испарения нефти и нефтепродуктов.

Установлено, что механическая изоляция поверхности разлива блоками и бисером из вспененного полистирола (ПС) бытового назначения (плотность 0,02 г/см3) позволяет снизить потери нефти от испарения: пеноблоками с
18 % до 4 % масс., бисером – на 57 %, а воздушно-механической пеной «Сампо» в 4,6 раза за время проведения опыта 5 часов. Предложена принципиальная схема комплекта пенозащиты.

Предложен принципиально новый метод получения изолирующего состава для снижения ПНИ в условиях 2-стороннего переноса вещества через границу раздела фаз «газ жидкость». Теоретическое обоснование и косвенное подтверждение метода следуют из 2-пленочной модели Льюиса и Уитмена и диффузионного переноса вещества согласно закону Фика.

При контакте эластомера с нефтью происходит его набухание за счет всех видов сорбции низкомолекулярной части нефти с образованием вязкопластичной массы в подслое газа, блокирующей испарение. На рисунке 5 показаны кинетические зависимости способности нефти и нефтепродуктов смачивать пористую матрицу эластомера – вспененного полистирола.

Из рисунка видно, что высота подъема нефти и нефтепродуктов определяется, в первую очередь, временем контакта и колеблется в интервале от 15 до 38 мм. Для бензина и керосина при насыщении ПС кривые имеют точку перегиба: восходящая ветвь соответствует ограниченному набуханию, а нисходящая – растворению ПС в нефтепродукте. При этом происходит также снижение текучести не загущенной до вязкопластичного состояния нефти в подслое жидкости, что препятствует ее растеканию.

Насыщенный нефтью ПС данной плотности с учетом заметного подсоса воды при определенном времени контакта теряет плавучесть. Установлено, что покрытие из полистирола (толщина пластины 4…5 мм, порозность 0,42…0,45) удерживается на поверхности нефти 3 суток. Аналогичное поведение характерно и для гранул из волокнистого материала, гидрофобизированного пленкой из полистирола.

1 вода ( = 0,072 Н/м); 2 бензин ( = 0,022 Н/м); 3 керосин ( = 0,027 Н/м);

4 дизельное топливо ( = 0,031 Н/м); 5 нефть ( = 0,028 Н/м, плотность

0,871 г/см3, вязкость 71,6 мм2/с, содержание, % масс.: парафинов 7,50;

асфальтенов 9,82; смол (силикагелевых) 17,61)

Рисунок 5 – Графики зависимости высоты подъема продуктов

в вспененном полистироле плотностью 0,02 г/см3

В четвертой главе отмечается, что согласно Концепции освоения малых неразработанных месторождений нефти и газа России эффективность утилизации попутного нефтяного газа возрастет, если будут привлечены к разработке малые его ресурсы (~14 млрд м3/год) за счет создания высокоэффективных малогабаритных блочно-модульных комплексных установок по переработке ПНГ на малых месторождениях.

Даны обоснование и расчет метода утилизации ПНГ по 2-колонной схеме фракционирования с получением топливного газа, сжиженных газов и стабильного конденсата (рисунок 6).

Е-101 – каплеотбойник; КГ-101 – газовый компрессор; Т-101 холодильник;

С-101 – 2-фазный сепаратор; К-101 – колонна-деэтанизатор;

Т-102 – конденсатор-холодильник; С-102 – парогазосепаратор;

Н-102 – насос орошения; Т-103 – кипятильник; К-102 – колонна стабилизации;

Т-104 конденсатор-холодильник; С-103 – парогазосепаратор (рефлюксная емкость);

Н-103 – насос орошения; Т-105 – кипятильник; Е-102 – емкость;

Н-104 центробежный насос; Н-105 – центральный насос; П-101 – установка для

выработки пара; Т-106 – холодильник; Т-107 – регенеративный теплообменник;

Х-101 – холодильник

Рисунок 6 Схема технологической установки разделения ПНГ

Сводный материальный баланс установки приведен в таблице 1.

Таблица 1 – Сводный материальный баланс установки, кг/ч*

Исх. газ	ОК сырья		К-101			К-102
	Gг	gж	Dгаз	Dж	R	D	R
1181,8742	520,6156		81,0100
		661,2586		127,6172	452,6315	207,3958	245,2357
Примечание: * производительность установки 6 млн м3/год ПНГ; ОК – однократная конденсация исходного газа; К-101 деэтанизатор; К-102 стабилизатор; D – дистиллят; R остаток.