Способ удаления осадка из действующего нефтепровода и устройство для его осуществления

)5 Р 1703/ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАВЕДОМСТВО СССР, 1+9 тский ктный следоваефтяной , Азизов,аучно-и нститут,Р.У.Ш , Х.Иб идетел 16 Е 5 афиев, Х,Храгимовьство ССС /00, 1986. ЕЙ- СТ- Я са бо сти ид ода, см; месте пром равноеОПИСАНИ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТ(54)СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ОСАДКА ИЗ СТВУЮЩЕГО НЕФТЕПРОВОДА И РОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИ (57) Сущность изобретения; активирую док с последующим удалением потока чей жидкости, В качестве рабочей жид используют поток транспортируемой Изобретение 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 внутри- трубной деэмульсации на расстоянии 1/3 длины нефтепровода от начала перекачки, 2 с. и 4 з. и, ф-лы, 1 ил,ве .рабочей жидкости используют потоктранспортируемой жидкости со скоростью,превышающей скорость страгивания осадка и непревышающей значения, определяемой по формулеч- ; )ччч), (1)Ь, Ь2 д/д 2 д/9где Ь - ширина. поперечной щели в нижнейчасти трубопровода, см;д - толщина стенки трубопровд - ускорение силы тяжести вкладки трубопровода, в средне980 см/с,При этом щель в трубопроводе должнарасполагаться в конце участка внутритрубной деэмульсации, где выделяется из транспортируемой нефти пластова я(подтоварная) вода, которая также используется в качестве рабочей жидкости и отде 1800215ляется 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 выводятся коррозионно-активныЕ осадки, Рключая 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 щельшириной 1 - 5 см поперек нижнего лотка трубы, которая герметично связана с приемной емкостью осадка, шлама и воды, 5 обычно в виде трубы, располагаемой подщелью нефтепровода. На уровне забора слэпившейся воды, шлама или осадка уста-.навливаются электроды датчика, которые, замыкая электроцепь в случае-воды с осад ком (или размыкая .цепь в случае нефти),подают сигнал на исполнительный механизм, который автоматицески открывает электрозадвижку на сбросном трубопроводе осадка и воды в автоцистерну (или шла мохранилище). А в случае подхода уровнянефти 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 заборного отверстия отводящей трубы, причем в нефтепроводе щель связана посредством патрубка с осадконакопителем.25 В случае отсутствия автоматики задвижка может открываться вручную по мере накопления осадка и воды в осадконакопителе.Таким образом, известные устройства З 0 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 З 5 осадка в конце трубопровода, связаннуюпосредством патрубка с трубопроводом,Предлагаемое устройство для удаленияосадка из действующего нефтепровода отличается от известного тем, что нефтепро вод через поперечную щель в лотке трубычерез патрубок связан с осадконакопителем, располагаемым под нефтепроводом с гидростатическим выжиманием осадка, шлама и скопившейся воды, под действую 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 формулой55 Ь=К Ч (2)Ягде К,1 коэффициент запаса.В отличиеот 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 потокаи толщиной д стенки по нижней образующей трубы. Для удобства щель может быть 5регулируемой ширины и перекрываться заслонкой, повторяющей ложе трубы нефтепровода,На чертеже показано устройство дляудаления осадка из действующего нефтепровода.Устройство включает действующийнефтепровод 1, емкость 2 осадконакопителя; улавливающую щель 3; автоцистерну 4;задвижку 5 простую или электрофицированную; отводящий сбросной трубопровод 6;исполнительный механизм 7; электродыдатчика уровня; заборное отверстие 9 осадка; патрубок 10; щелевую заслонку 11.Устройство работает следующим образом:При заданной скорости потока осадокувлекается активирующим потоком транспортируемой жидкости и попадает в поперечную щель 3, расположенную в лотке 25трубы нефтепровода 1 с углом сектора 900,Осадок ггредставляет собой шлам, продуктыкоррозии, включая сульфиды металлов игидроокиси металлов, скалину - механические примеси и воду, выделившуюся из нефти в процессе внутритрубной дезмульсации,Осадок по патрубку 10 проваливается втрубчатый осадкойакопитель 2, расположенный под действующим нефтепроводом1, большего диаметра, чем нефтепровод, с 35уклоном в сторону осадкозаборнаго устройства (. Удаление осадка из действующегонефтепровода осуществляется непрерыв-.но. а его удаление из осадконакопителя 2периодически по мере его накопленйя под 40;действием гидростатического напора, передаваемого из действующего нефтепроводав сообщающийся сосуд-емкость осадконакопителя 2 посредством патрубка 10. Подгидростатическим давлением осадок вместе 45с водой и шламом выжимается по отводящему трубопроводу 6 при открытой задвижке5 в автоцистерну 4 или цистерну, подключаемую периодически по мере накопления кавтотранспорту с вывозом в шламоотвал 50или нефтеловушку. Для автоматического удаления осадка из емкости асадконакопителя в нем поедусматриваются электроды 8 датчика, открывающего электрофицированную задвижку 5 в случае электропроводящей воды соленой ивлажных 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 закрывается при подходе нефти. Контроль уровня воды и шлама в емкости осадконакопителя может также в этом случае осуществляться посредством пробных краников, установленных по высоте емкостишламонакопителя, которые на фиг. 1 опущены.П р и м е р. На участке свыше 1/3 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 вэмульгированном 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 1/3, равном 24,7 км от начала перекачке в нефтепроводе в лотке трубы диаметром 29 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 в нижнем сечении до устройства удаления осадка и воды путем соединения щели посоедством 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 - щ и й с я тем, что, с целью повьшения эффективности удаления осадка и воды. снижения коррозии трубопровода и улучше1800215 10 Продолжение таблицы Скорость коррозии, мм/год, содержание остаточной воды и механичеСкорость стра- гивания Ширинащели, В,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 си поп име 0 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 -содержаниеводы; под знаменателем - механические примеси, % (осадок).,1Составитель И. ПетоянТехред М,Моргентал КорректорО. Густи Редактор Л, Волкова Заказ 1154 ТиражПодписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина. 101 0.60 Ыв 0,01 0,60 0.М 0,01 0 К Ыв 0,01 Ы 0 0,К 0,00 Ы 0 0.К 0,00 Ы 0 Ы 0 0,00 Ы 0 0.К 0,00 Ы 0 0.К 0,00 0.К 0.К 0,00 0.20 0,16 0,11 0,02 0,00 0,00 0.00 ЮЙ 0,00 0.К Ы 0 0,00 Ы 0 0.00 О,ОО 0,20 0,16 0,1 1 0,08 0,02 0,00 0.К Ы 0 0,00 0.К 0.К 0,00 МЙ Ы 0 0,00 Ы 0 0 ЛК 0,00 Ы 0 0 К 0,00 0,00 Ы 0 0,00 0 Л 0 йИ 0,00 0.Ы Ы 0 0,00 Ы 0 Ы 0 0,00