Способ удаления осадка из действующего нефтепровода и устройство для его осуществления

 

Сущность изобретения: активируют осадок с последующим удалением потока рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют поток транспортируемой жидкости со скоростью, превышающей скорость страгивания осадка и не превышающей значения скорости, определяемой в зависимости от ширины поперечной щели в нижней части нефтепровода, толщины стенки трубопровода. Для удаления осадка используют очистное устр-во и емкость для накопления осадка. Нижняя часть трубы имеет щель и соединена герметичным патрубком с емкостью, снабженной отводящим трубопроводом с концевой задвижкой. В нижней части емкости на уровне отводящего трубопровода установлен электрод датчика, электрически связанный с задвижкой. Щель размещена на участке завершения внутритрубной деэмульсации на расстоянии 1/3 длины нефтепровода от начала перекачки. 2 с. и 4 з. п. ф-лы, 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК l (19) () )) А1 (si)s F 17 0 3/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗО6РЕТЕНИЯ К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4837332/29 (22) 27,04.90 (46) 07.03.93. Бюл. 1Ф 9 (71) Среднеазиатский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) В, И. Ивашов, Р. У. Шафиев, Х. Х, Азизов, Т, Азизханов и М, ){,. Èáðàãèìîâ (56) Авторское свидетельство СССР

N. 1426170, кл. F 16 L 58/00, 1986. (54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ОСАДКА ИЗ ДЕЙСТВУЮЩЕГО НЕФТЕПРОВОДА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (57) Сущность изобретения; активируют осадок с последующим удалением потока рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости используют поток транспортируемой жидИзобретение относится к способу удаления осадка и воды из действующего нефтепровода и к устройству для удаления осадка и воды и может быть использовано при эксплуатации действующих нефтепроводов.

Целью изобретения является упрощение способа и устройства без движущихся внутри трубопровода механических снарядов и очистных механизмов, непрерывное удаление осадка и воды, выделившейся в процессе внутритрубной деэмульсации нефти, снижение коррозии и улучшение качества нефти беэ осТановки действующего нефтепровода с автоматическим гидроудалением осадка и скопившейся воды.

Поставленная цель достигается тем, что в способе удаления осадка из действующего трубопровода, включающем активацию осадка потоком рабочей жидкости, в качесткости со скоростью, превышающей скорость страгивания осадка и не превышающей значения скорости, определяемой в зависимости от ширины поперечной щели в нижней части нефтепровода, толщины стенки трубопровода. Для удаления осадка используют очистное устр-во и емкость для накопления осадка. Нижняя часть трубы имеет щель и соединена герметичным патрубком с емкостью, снабженной отводящим трубопроводом с концевой задвижкой. В нижней части емкости на уровне отводящего трубопровода установлен электрод датчика, электрически связанный с задвижкой, Щель размещена на участке завершения внутритрубной деэмульсации на расстоянии 1/3 длины нефтепровода от начала перекачки, 2 с. и 4 з. и, ф-лы, 1 ил. ве .рабочей жидкости используют поток транспортируемой жидкости со скоростью, превышающей скорость страгивания осадка и непревышающей значения, определяемой по формуле ч < —; (> ч > v ). (1)

Ь, Ь

2 д/g 2 д/g где Ь вЂ” ширина. поперечной щели в нижней части трубопровода, см; д — толщина стенки трубопровода, см;

g — ускорение силы тяжести в месте про-: кладки трубопровода, в среднем равное:

980 см/с, При этом щель в трубопроводе должна располагаться в конце участка внутритрубной деэмульсации, где выделяется из транспортируемой нефти пластовая

{подтоварная) вода, которая также используется в качестве рабочей жидкости и отде1800215 ляется щелью в герметично связанную с ней приемную емкость вместе с осадком (шламом) с последующим гидростатическим выжиманием осадка, шлама и воды по мере его накопления в автоцистерну или шламохранилище под действующим напором нефтепровода.

После сброса агрессивной пластовой воды вместе с осадком, шламом, продуктами коррозии и сульфидов металла, включая и загнивающий под действием микроорганизмов осадок, резко улучшается коррозионная обстановка внутри нефтепровода, так как оставшаяся нефть и нефтепродукты практически не корродируют, улучшается качество транспортируемой нефти по воде, солям и механическим примесям, улучшается пропускная способность нефтепровода и снижаются гидравлические сопротивления на перекачку нефти, а следовательно, уменьшается давление перекачки и частота порывов. При этом из нефтепровода выво дятся коррозионно-активныЕ осадки, pK/lloчая воду, которые теперь уже не создают затруднений при последующей подготовке и переработке в технологических аппаратах и резервуарах, Известные способы и устройства по известным аналогам и прототипам включают перемещение очистного устройства в виде снарядов, ершей, шаров внутри трубопровода, а внутри трубопровода к тому же требуют их остановки. При этом не исключаются зацепы и закупорки ими трубопроводов, обрывы тросов и т.д. Кроме того, очистка периодическая из внутренней полости трубопровода. В предлагаемом же устройстве отсутствуют движущиеся механизированные снаряды и ерши, осуществляется непрерывное удаление осадка и воды из действующего нефтепровода с гидродинамическим методом его улавливания и гидростатическим удалением осадка и воды из действующего нефтепровода под действием существующего в нем напора, При этом исключаются порывы и излив нефти и пластовой воды на рельеф местности, ве происходит абразивного износа трубопровода-нефтепровода и повышается его надежность и работоспособность, Предлагаемое устройство не создает дополнительных сопротивлений внутри действующего нефтепровода за счет механизированных очистных снарядов, ершей или шаров, просто и надежно в работе, Устройство размещается на участке 1/3 длины нефтепровода от начала перекачки (нефтенасосной станции) обычно там, где заканчивается процесс внутритрубной деэмульсации. Обычно на нисходящей ветви нефтепровода перед "мешками" делается щель шириной t — 5 см поперек нижнего лотка трубы, которая герметично связана с приемной емкостью осадка, шлама и воды, обычно в виде трубы, располагаемой под щелью нефтепровода. На уровне забора слзпившейся воды. шлама или осадка уста-. навливаются электроды датчика, которые, замыкая электроцепь в случае-воды с осад"0 ком (или размыкая .цепь в случае нефти), подают сигнал на исполнительный механизм, который автоматически открывает электрозадвижку на сбросном трубопроводе осадка и воды в автоцистерну (или шла15 мохранилище). А в случае подхода уровня нефти к заборному отверстию сбросного трубопровода перекрывают электрозадвижку (задвижку). Для облегчения сползания осадка осадконакопитель выполнен в виде

20 наклонной трубы большего. чем нефтепровод, диаметра с уклоном в сторону эаборного отверстия отводящей трубы, причем в нефтепроводе щель связана посредством патрубка с осадконакопителем.

В случае отсутствия автоматики задвижка может открываться вручную по мере накопления осадка и воды в осадконакопителе.

Таким образом, известные устройства

З0 для удаления осадка включают перемещаемый внутри трубопровода чистной ерш, шар в общем случае очистной механизм, перемещаемый потоком рабочей жидкости и приемную емкость, размещаемую для сбора 5 осадка в конце трубопровода, связанную посредством патрубка с трубопроводом, Предлагаемое устройство для удаления осадка из действующего нефтепровода отличается от известного тем, что нефтепровод через поперечную щель в лотке трубы через патрубок связан с осадконакопителем. располагаемым под нефтепроводом с гидростатическим выжиманием осадка, шлама и скоп вшейся воды, под действую45 щим напором внутри нефтепровода удаляются по мере накопления из осадконакопителя по сбросному отводящему трубопроводу в автоцистерну или шламохранилище, причем цистерна может и

50 подключаться к автомашине и вывозиться в . шламохранчлище или нефтеловушку по мере заполнения, При этом размер щели определяется формулой

55 (2)

9 где К-1,1 коэффициент запаса.

B отличие от известных методов и устройств щель располагается на участке, где заканчивается процесс деэмульсации внут1800215

55 ритрубной, т.е. на участке 1/3 длины нефтепровода от его начала. Причем размер щели (ширина ее).определяется скоростью потока и толщиной д стенки по нижней образующей трубы. Для удобства щель может быть 5 регулируемой ширины и перекрываться заслонкой, повторяющей ложе трубы нефтепровода, На чертеже показано устройство для удаления осадка из действующего нефте- 10 провода.

Устройство включает действующий нефтепровод 1, емкость 2 осадконакопителя; улавливающую щель 3; автоцистерну 4; задвижку 5 простую или электрофицирован- 15 ную; отводящий сбросной трубопровод 6; исполнительный механизм 7; электроды датчика уровня; заборное отверстие 9 осадка; патрубок 10; щелевую заслонку 11.

Устройство работает следующим обра- 20 эом:

При заданной скорости потока осадок увлекается активирующим потоком транспортируемой жидкости и попадает в поперечную щель 3, расположенную в лотке 25 трубы нефтепровода 1 с углом сектора 90О, Осадок ггредставляет собой шлам, продукты коррозии, включая сульфиды металлов и гидроокиси металлов, скалину — механические примеси и воду, выделившуюся из неф- 30 ти в процессе внутритрубной деэмульсации, Осадок по патрубку 10 проваливается в трубчатый осадкойакопитель 2, расположенный под действующим нефтепроводом

1, большего диаметра, чем нефтепровод, с 35 уклоном в сторону осадкозаборнаго устройства (. Удаление осадка из действующего нефтепровода осуществляется непрерыв-. но. а его удаление иэ осадконакопителя 2 периодически по мере его накопленйя под 40; действием гидростатического напора, передаваемого из действующего нефтепровода в сообщающийся сосуд-емкость осадконакопителя 2 посредством патрубка 10. Под гидростатическим давлением осадок вместе 45 с водой и шламом выжимается по отводящему трубопроводу 6 при открытой задвижке

5 в автоцистерну 4 или цистерну, подключаемую периодически по мере накопления к автотранспорту с вывозом в шламоотвал 50 или нефте ло вуш ку.

Для автоматического удаления осадка иэ емкости асадконакопителя в нем поедусматриваются электроды 8 датчика, открывающего электрофицированную задвижку 5 в случае электропроводящей воды соленой и влажных шламов и закрывающие ее в случае размыкания контактов электродных посредством диэлектрика-нефти, При ручном способе удаление осадка осуществляется периодически при ручном управлении задвижкой 5, которая открывается при изливе воды и шлама и закрывает- . ся при подходе нефти. Контроль уровня воды и шлама в емкости осадконакопителя может также в этом случае осуществляться посредством пробных краников, установленных Ао высоте емкости шламонакопителя, которые на фиг. 1 опущены.

Пример. На участке свыше 1/3L— длина нефтепровода 74 км, равном 24,7 км, где в основном заканчивается внутритрубная деэмульсации транспортируемой нефти с выделением подтоварной (пластовой) воды, имеет место интенсивная коррозия лотка трубы, где нижним сечением движется агрессивная, содержащая сероводород 160 мг/л, выделившаяся из нефти соленая вода.

На начальном участке нефтепровода до 1/3 его длины, коррозия незначительна, так как агрессивная вода находится в нефти в эмульгированном состоянии и составляет по данным замера гравиметрическим методом 0,16 мм/год, а в расслоенном состоянии

1,7 мм/год в нижнем сечении нефтепровода, где вместе с осадком движется агрессивная пластовая (подтоварная) вода.

На.участке 1/3L, равном 24,7 км от начала перекачке в нефтепроводе в лотке трубы диаметром 219 мм при толщине стенки

9,5,мм, прорезается щель с углом сектора

90 с заслонкой, позволяющей регулировать ее ширину В, По нефтепроводу прока- чивается поток нефти с исходной обводненноетью 0,8 $ со скоростью коррозии потока s нижнем сечении до устройства удаления осадка и воды путем соединения щели посредством патрубка с емкостью осадконакопителя и его гидростатическим удалением в автоцистерну. После установки щели производится анализ качества нефти и ее коррозионной агрессивности, Коррозионная агрессивность оценивалась гравиметрическим методом, а качество нефти по остаточному процентному содержанию воды по методу Дина и Старка, Опыты производятся при различной ширине щели и различных скоростях потока. Результаты представлены в таблице, где приведено сопоставление с прототипом.

Формула изобретения

1. Способ удаления осадка из действующего нефтепровода, включающий активацию осадка с последующим удалением потока рабочей жидкости, о т л и ч а ю— шийся тем, что, с целью повь шения эффективности удаления осадка и воды. снижения коррозии трубопровода и улучше1800215 ния качества нефти, в качестве рабочей жидкости используют поток транспортируемой жидкости со скоростью. превышающей скорость страгивания осадка и не превышающей значения скорости, определяемой по формуле ч<

Ь 2 д/g ния осадка, о т л и ч а ю щ е е с я тем, что, с целью упрощения, нижняя часть трубы нефтепровода имеет поперечную щель и соединена с помощью герметичного патрубка с

5 емкостью для накопления осадка, причем последняя снабжена отводящим трубопроводом с концевой задвижкой.

4. Устройство по п. 3, о т л и ч а ю щ е ес я тем, что, с целью автоматической раз10 груэки от воды осадка емкости для накопления осадка, в нижней части емкости на уровне отводящего трубопровода установлен электрод датчика, электрически связанный с задвижкой.

15 5. Устройство no,п. 3 и 4, о т л и ч а ющ е е с я тем, что поперечная щель размещена на участке завершения внутритрубной дезмульсации на расстоянии 1/3 длины нефтепровода от начала перекачки.

20 6.Устройство по пп.3-5, отл ичà юш е е с я тем, что поперечная щель располо жена на нисходящем участке нефтепровода. где Ь вЂ” ширина поперечной щели в нижней части нефтепровода, см; . д — толщина стенкй трубопровода, см;

g — ускорение силы тяжести.

2. Способ по п.1,отличающийся тем; что в качестве рабочей жидкости используется содержащая в транспортируемой жидкости и выделившаяся из нее в результате внутритрубной деэмульсации пластовая вода, 3. Устройство для удаления осадка иэ действующего нефтепровода, включающее очистное устройство и емкость для накоплеСкорость коррозии. мм/год, содержание остаточной воды и механичеСкорость страгивания

Ширина щели, В, ских и имесей,, в не ти и и азличных ско остях потока ч, см/с

29,5

36,9

18,4

14,0

40,0

50,0

100,0 см осадка.

Uy, см/с

0,17

0,81

0.90

0,17

1,30

0,17

0,17

1,43

1,62

0,17

0,17

1,78

2,20 . 0,17

1 70

0ß0

0,06

1 К}

Я.И}

0,05

1JQ

Я.И

0,04

0.91

0.22

0.03

Ы6

0.22

0,02

021

Я.Ы

0,01

037

Û2

0,01

ОЛй

Жй

0,01

ЖИ

Gj}1 следы

Ы0

ИИЛЫ следы

QJE

ЫЯ

0,00

0.00

G2Q

0,00

L0G

ЫЯ

0,00

ЫЯ

ЫЯ

0,00

0,26

Ый

0,03

Я„Я

023

0.01

GG7

Ы2 следы

0.02 следы

Мй

ЫЯ

0.00

ЫЯ

ЫЯ

0,00

ЫЯ

ЫЯ

0,00

01

Я;07

0.04

02Я

ЖИ

0,03

ЯЛ2

Ы:}0,01

ЫВ

0.02. следы

Я.М

Ы1

0,00

ЫЯ . Я,ЯЯ

0,00

239

kQQ

0,00

Я.К

ЯАВ

0,03 4 . Ыб.

0,04

0.18.

0.М

0,02

Я.И

ЫЬ следы

0ЛЙ

Ы2

0.00

Ий

ЫЯ

0,00

kQQ

Ы0

0,00

ЫЗ

Я.Я}

0,03 4

0.06

0,04

0.26

0Лй

0,03 .

022.

0.И

0,02

QJZ .

0Ж следы

QJ2 (}ДЦ

0,00 2

ЫЯ

0,00

032

ЯЯ

О;03 7

Я.И

0,04

Я.И

Я.Е1

0,03

Я.Н

0,02

023

МИ

0,01

022

Я.Ы следы

gJ7

022.

0,00

1800215

Продолжение таблицы

Скорость коррозии, ммlгод, содержание остаточной воды и механичеСкорость страгивания

Ширина щели, 8, см ских и имесей в не ти и и азличных ско остях потока ч, см/с

40,0

50,0

18,4

36.9

100,0

14,0

29,5 осадка, Ц,, см/с

0,17

2,42

0,17

4,40

0,17

5,0 ам 1,2,4

Сопоставл ототипом вение с и поп име

1.43, 1,62

1,78

0,17

0;17

0,17

П р и м еч а н и е. Числитель -скорость коррозии, мм год; знаменатель — содержание воды; под знаменателем - механические примеси, % (осадок)., I

Составитель И. Петоян

Техред М,Моргентал Корректор Î. Густи

Редактор Л. Волкова

Заказ 1154 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина. 101

0.60

ЖЖ

0,01

Ий

0.М

0,01

0.60

Мй

0,01

0.00

0.К

0,00

0.00

0.К

0,00

0.К

QJE

0,00

0.К

0.К

0,00

0,К

0.К

0,00

0.К

0.К

0,00

0.20

0,16

0,11

0,02

0,00

0,00

0К

kQQ

0,00

0ЛК

QJM

0,00

0,00

0.00

0,00

0,20

0,16

0,11

0.08

0,02

0,00

0.К

0.00

0,00

0.00

0,00

0.00

0,00

0.00

0,00

0ЛК

0,00

0,00

0.К

0,00

МИ

0,К

0,00

0Л0

0.И.

0,00

0.Ы

0.00

0.00

0.00

0,00

0,00