Территория Нефтегаз № 1-2 2020

Энергоснабжение силового оборудования магистральных нефте- и газопроводов, как правило, обеспечивается за счет вдольтрассовых воздушных линий электропередачи (ВЛ) с номинальным напряжением 6–20 кВ. Эти линии отличаются от аналогичных районных электрических сетей значительной протяженностью, до сотен километров, с отсутствием возможности резервирования. Чаще всего данные объекты расположены вдали от населенных пунктов и в труднодоступных, заболоченных местах, что существенно осложняет их обслуживание и может негативно отражаться на оперативности устранения эксплуатационных повреждений. Основное назначение вдольтрассовых линий – обеспечение надежного контроля и управления линейного кранового оборудования, а также гарантированной электрохимической защиты трубопроводов за счет бесперебойной работы станций катодной защиты. Следовательно, повреждения на питающих линиях вызывают серьезные проблемы, связанные с необходимостью скорейшего их устранения в целях восстановления надежности эксплуатации всего комплекса транспортной магистрали.

Наиболее распространенное повреждение на ВЛ – однофазное замыкание на землю – происходит вследствие повреждения линейных изоляторов, загрязнения их сажей от пожаров, обрыва проводов, падения на провода деревьев и других посторонних предметов.

Время поиска повреждений зависит от протяженности линий, количества персонала аварийных бригад и транспортной доступности местности. К осложняющим факторам при устранении повреждений следует отнести тяжелые метеоусловия (ветер, дождь, снегопад и др.), поскольку именно погодные условия чаще всего провоцируют аварийные повреждения и отключения линии.

При этом выявить причины, вызвавшие отключение, можно только при визуальном осмотре всей линии. При снятом напряжении выявить повреждения опорных и подвесных изоляторов затруднительно, а в ряде случаев практически невозможно. Методы дистанционного обнаружения и локализации мест замыканий на землю от питающих подстанций в настоящее время недостаточно проработаны. Поэтому поиск таких повреждений выполняется путем последовательного секционирования линий с проверкой сопротивления изоляции мегаомметром, что связано со значительными трудозатратами.

Для предотвращения подобных ситуаций на помощь энергетикам приходят средства бесконтактного контроля изоляции. Данные приборы позволяют эффективно выявлять повреждения изоляции на ранней стадии их возникновения во время выполнения плановых обходов с осмотром воздушных линий и высоковольтного линейного оборудования (комплектных трансформаторных подстанций, реклоузеров и т. п.). Основными достоинствами подобных средств диагностики являются отсутствие необходимости отключения линий, малые габариты устройств и безопасность для оператора.

Для линейных подразделений, эксплуатирующих участки магистральных трубопроводов протяженностью до сотен километров, экономически наиболее оправданно использование ультразвуковых средств контроля, таких как прибор «Ультраскан-2004». Прибор позволяет с достаточной точностью локализовать место повреждения и измерить уровень сигнала утечки, что дает возможность оценить степень опасности каждого выявленного дефекта и срочность его устранения (неотложно или при плановом ремонте).

С помощью прибора контроль состояния изоляции ВЛ и связанных с ней высоковольтных устройств может выполняться такими способами, как:

• проведение регулярных плановых обследований линий, что позволяет своевременно выявить дефекты изоляции на стадии их появления;

• поиск мест повреждения изоляции при подаче напряжения на поврежденный участок либо от испытательных установок, либо от распределительных устройств подстанций (при возможности включения линии с выведенной защитой от однофазного замыкания на землю).

Прибор оснащен оптическим и лазерным визиром для локализации места повреждения по условию поиска максимального уровня сигнала. Это позволяет точно определять источник сигнала с расстояния до 15 м в любую погоду и в любое время суток. Оптический визир, помимо основной функции наведения на объект, позволяет более тщательно разглядеть видимые дефекты изоляции линии. Следует отметить, что при рабочем напряжении 6–35 кВ наличие «чувствительной» для прибора утечки по изоляции устройств электроснабжения свидетельствует о снижении их надежности.

Кроме локализации места повреждения прибор позволяет оценить основную спектральную составляющую сигнала с помощью встроенного спектроанализатора. Значение основной спектральной составляющей, характерное для поврежденной изоляции, кратно 50 Гц. Характер спектрограммы дает возможность при обследовании объекта исключить сигналы от механических источников (например, вибрация проводов и т. д.) и достоверно определить, что источником сигнала является дефект изоляции.

Постоянное совершенствование прибора, тесное сотрудничество со специалистами, эксплуатирующими данный прибор, вывели «Ультраскан-2004» на мировой конкурентный уровень. По своим измерительным характеристикам прибор не уступает импортным аналогам. Положительные отзывы от энергетиков ПАО «РЖД», угольных разрезов, электрических сетей России и Казахстана доказывают эффективность применения прибора для поиска неисправностей в сетях с напряжением до 35 кВ.

«Ультраскан-2004» позволяет с достаточной точностью локализовать место повреждения и измерить уровень сигнала утечки, что дает возможность оценить степень опасности каждого выявленного дефекта и срочность его устранения (неотложно или при плановом ремонте).

«Ультраскан-2004» оснащен оптическим и лазерным визиром для локализации места повреждения по условию поиска максимального уровня сигнала. Это позволяет точно определять источник сигнала с расстояния до 15 м в любую погоду и в любое время суток.

ООО НПП «Метакон»

634034 РФ, г. Томск,

ул. Вершинина, д. 25 / 2, стр. 1

Тел.: +7 (3822) 56‑27‑80, 56‑39‑84

е-mail: metakon_tomsk@mail.ru,

metakon99@yandex.ru

www.metacon.ru

Несмотря на некоторое снижение темпов роста мирового спроса на сырую нефть, сохраняется тенденция к увеличению доли тяжелой нефти в объеме потребляемых ресурсов [1], что в первую очередь обусловлено ее значительными разведанными запасами [2, 3]. Однако освоение этих запасов сопряжено с необходимостью применения для разработки месторождений специальных методов – как нетепловых, в числе которых традиционное заводнение, полимерное заводнение, заводнение с использованием поверхностно-активных веществ и щелочей, так и тепловых, включающих циклическую обработку паром, последовательное нагнетание пара, парогравитационное дренирование и внутрипластовое горение [4].

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи позволяют снизить вязкость тяжелой нефти и, следовательно, повысить коэффициент ее извлечения (КИН). Однако эти методы обладают рядом существенных недостатков, таких как высокая стоимость и ограниченное использование в глубоких пластах [5]. В этой связи все большее распространение получает технология полимерного заводнения.

ОБЗОР РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИя ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ

К числе наиболее перспективных технологий повышения нефтеотдачи пластов относится полимерное заводнение, результатом применения которого является эффективное изменение соотношения подвижностей вытесняющего флюида и нефти [6], а следовательно, увеличение дебита скважин. Кроме того, полимерное заводнение позволяет повысить эффективность охвата неоднородных коллекторов по сравнению с другими нетепловыми методами увеличения нефтеотдачи [1].

В последние годы полимерное заводнение все шире применяется при добыче тяжелой нефти [7], особенно широкое распространение данный метод получил в Канаде.

Применение традиционного заводнения на месторождениях Западной Канады позволило извлечь лишь около 10 % разведанных запасов тяжелой нефти. В целях повышения коэффициента извлечения тяжелой нефти группа исследователей провела эксперименты по вытеснению растворами полимера трех образцов нефти вязкостью 280, 1600 и 780 мПа.с [7]. В ходе экспериментов было установлено, что на фоне применения традиционного заводнения уровень обводненности достиг 90 %, для чего в керн с высокой проницаемостью было закачано около 0,5 порового объема воды. Затем в керн нагнеталось 6 поровых объемов полимерного раствора, а после этого – еще 5 поровых объемов воды. При концентрации полимера 1500 млн–1 (0,15 % по масс.) вязкость составила 18 мПа.с. Для трех образцов нефти прирост КИН составил 16, 22 и 23 % соответственно.

В Университете Реджайны (Канада) раствор частично гидролизованного полиакриламида (HPAM) был использован для проведения экспериментов на однородных и неоднородных песчаных моделях [8]. Вязкость вытесняемой нефти составляла 1450 мПа.с при температуре 22,5 °С. Пористость однородной песчаной модели была равна 0,35; проницаемость – 7.10–12 м2. Песчаная модель обводнялась до достижения КИН значения 42 %, затем нагнетался полимерный раствор. Прирост КИН при полимерном заводнении варьировался от 4 % для раствора полимера средней вязкости до 19 % для раствора полимера высокой вязкости.

Исследования, проведенные в Альбертском университете (Канада), показали, что введение 0,5 порового объема полимерного раствора привело к повышению КИН на 20 %. Плотность исследуемых нефтей составляла 600–2000 мПа.с, вязкость – 972,5 кг / м3. Вязкость закачиваемого полимерного раствора была равна 25 мПа.с [7].

В ходе еще одного канадского исследования была изучена эффективность применения раствора полиакриламида (PAM) в концентрации 500, 1000, 5000 и 10000 млн–1 (0,05; 0,1; 0,5 и 1,0 % масс.) для вытеснения тяжелой нефти с вязкостью 1450 мПа.с [9]. В качестве тестовой среды были выбраны две песчаные модели с проницаемостью 2 и 13.10–12 м2. Результаты исследования показали, что для мобилизации вытесняемой нефти концентрация полимера должна превышать 5000 млн–1 (0,5 % масс.).

При проведении исследований в Университете Калгари (Канада) образцы тяжелой нефти с вязкостью 430–5500 мПа.с вытеснялись полимерными растворами с вязкостью 3,6–359,3 мПа.с. Было установлено, что существуют минимальное и оптимальное значения эффективной вязкости полимерных растворов [10].

Было также проведено исследование, задачей которого являлась оценка влияния нефтенасыщенности на эффективность полимерного заводнения. После заводнения песчаной модели был получен КИН, равный 35 %, затем было проведено полимерное заводнение. Эксперимент показал, что полимерный раствор даже с относительно невысокой вязкостью обеспечивает сравнительно высокий прирост КИН – 8–21 %. При этом было выявлено, что полимерное заводнение намного эффективнее применять на раннем этапе разработки. Кроме того, уровень повышения КИН на неоднородной песчаной модели на фоне применения полимерного заводнения значительно ниже по сравнению с результатом, полученным в ходе экспериментов на однородной песчаной модели.

Еще одно исследование эффективности полимерного заводнения при добыче тяжелой нефти было проведено в Канаде на месторождениях East Bodo и Cosine [3]. Пласты этих месторождений, содержащие тяжелые нефти, малопригодны для использования тепловых методов или смешивающегося вытеснения CO2. Тяжелая нефть характеризовалась плотностью 945,2 кг / м3 и вязкостью 707 мПа.с при температуре 15 °C. Молекулярная масса испытуемого полимера составляла 18–20 млн а. е. м. Полимерный раствор готовили путем добавления 0,4 % масс. полимера к рассолу, в результате вязкость готового раствора составила 29 мПа.с. В начале эксперимента было закачано 4,7 порового объема воды в песчаную модель с проницаемостью 2,35.10–12 м2. Затем было закачано 0,8 порового объема полимерного раствора, в завершение – 2,85 порового объема воды. Полимерное заводнение дало увеличение КИН на 13 % после проведенного изначально традиционного заводнения.

На месторождениях Китая, Турции и Омана, содержащих тяжелые нефти, полимерное заводнение также применялось вполне успешно [11, 12]. В то же время было отмечено наличие проблем сохранения вязкости полимера в течение всего процесса заводнения: вязкость может быть снижена примерно на 50 % от первоначальной из‑за влияния минерализации и механической деструкции.

ДИЗАЙН И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИРАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Представленные исследования подтверждают возможность эффективной реализации полимерного заводнения на объектах, содержащих тяжелые, высоковязкие нефти. В целях изучения применимости метода полимерного заводнения на одном из иранских месторождений тяжелой нефти авторами статьи было проведено исследование, позволившее оценить влияние типа полимерного раствора и его концентрации в растворе на добычу нефти. В рамках исследования были изучены реологическое поведение полимера и влияние минерализации на эффективность процесса.

Экспериментальное исследование полимерного заводнения проводилось на специальной фильтрационной установке (рис. 1) с использованием кернодержателя размерами 12 4 см (рис. 2) для исследования влияния вязкости полимерного раствора и неоднородности пористой среды на прирост добычи нефти после заводнения.

В рамках представленного исследования было изучено влияние типа полимера и его концентрации в растворе на извлечение из пласта тяжелой нефти.

Характеристики объекта исследования приведены в табл. 1.

Первоначально задачей исследователей являлся выбор наиболее эффективного типа полимера, затем для лучшего полимера было изучено влияние его концентрации в растворе на эффективность извлечения тяжелой нефти.

Первая часть исследований была направлена на оценку влияния типа полимера на вязкость полимерного раствора. Полимерные растворы готовились на основе морской воды, состав которой представлен в табл. 2. Эксперименты проводились при комнатной температуре.

Результаты исследования влияния ти-па полимера на его вязкость представлены на рис. 3. Из рисунка видно, что при росте концентрации полимера увеличивается разница вязкости раствора гидролизованного полиакриламида (HPAM) и растворов альтернативных типов полимеров (PAM – полиакриламида и SPAM – сульфонированного полиакриламида).

На рис. 4 отражено влияние температуры на вязкость полимерного раствора для различных типов полимеров. Отмечается, что более высокие значения вязкости характерны для раствора HPAM, при этом с ростом температуры эта разница нивелируется.

Более высокая вязкость раствора HPAM при различных условиях обуславливает его выбор в качестве активного компонента при проведении дальнейших экспериментов по моделированию полимерного заводнения.

Для моделирования изменения свойств полимерного раствора в пластовых условиях подготовленный на основе морской воды полимерный раствор был помещен в термостат при температуре 100 °С.

В этих условиях было оценено состояние полимерного раствора в течение четырех недель после начала опыта (рис. 5).

Поскольку исследуемые полимерные растворы являются неньютоновскими жидкостями, важным аспектом было исследование взаимосвязи вязкости и скорости сдвига. В пластовых условиях скорость сдвига обычно составляет около 7 с–1, но в ходе процесса заводнения скорость сдвига растет. На рис. 6 показана вязкость раствора на основе HPAM при различной скорости сдвига, измеренная с помощью реометра Anton Paar.

Основываясь на реологических исследованиях, можно сделать вывод, что концентрация полимера ниже 3 кг / м3 малопригодна для заводнения. В дальнейшем были проведены эксперименты по полимерному заводнению с применением растворов с концентрацией полимера 2, 5, 7, 10 и 12 кг / м3.

На рис. 7 показаны результаты вытеснения нефти с помощью полимерного заводнения, позволяющие сравнить влияние концентрации полимера в растворе на прирост КИН при проведении полимерного заводнения после традиционного заводнения.

Результаты исследования свидетельствуют о том, что при увеличении концентрации с 2 до 5 кг / м3 наблюдается прирост КИН до 13 %, тогда как при увеличении концентрации с 7 до 12 кг / м3 прирост КИН примерно одинаков (27–29 %) и практически не зависит от роста концентрации полимерного раствора (рис. 8). Можно предположить, что пороговое значение рациональной концентрации полимера при полимерном заводнении не превышает 7 кг / м3. Полученный результат коррелирует с данными исследований [13, 14], авторы которых также отмечали нерациональность чрезмерного повышения концентрации полимерного раствора, а следовательно, и вязкости полимерного раствора. При этом промысловое внедрение может потребовать изменения концентрации, учитывая сорбцию полимера пористой средой и деструкцию. Избыточная концентрация может не только быть необоснованна экономически, но и не давать значительного технологического результата.

ВЫВОДЫ

На основании результатов проведенных экспериментов сделаны следующие выводы:

1. Полимерное заводнение позволяет увеличить нефтеотдачу в исследуемых условиях при вытеснении тяжелой нефти с вязкостью 204 мПа.с.

2. Для эффективного полимерного заводнения пласта с тяжелой нефтью концентрация раствора полимера должна быть не ниже порогового значения рациональной концентрации.

3. Для условий экспериментов, представленных в данной статье, пороговая концентрация составляет около 7 кг / м3. В промысловых условиях она должна быть выше с учетом процессов сорбции полимера и деградации полимерного раствора.

В заключение можно отметить, что полимерное заводнение не только является перспективной технологией для извлечения тяжелой нефти, но и уже сейчас эффективно используется компаниями, разрабатывающими месторождения, содержащие тяжелую, высоковязкую нефть.

Таблица 1. Свойства объекта исследования

Table 1. Properties of the study object

Таблица 2. Содержание солей в морской воде, используемой для подготовки полимерного раствора

Table 2. The salt content in seawater used to prepare the polymer solution

На сегодняшний день компаниям, разрабатывающим месторождения нефти и газа, приходится сталкиваться с комплексом проблем, зачастую приводящим к тому, что скважины длительное время находятся в простое. Одной из таких проблем является высокое линейное давление в системе сбора и подготовки скважинной продукции, обусловленное необходимостью транспортировки добываемой продукции по протяженным промысловым трубопроводам. В то же время снижение линейного давления в системе сбора влечет за собой изменение как технологии подготовки продукции, так и режима работы всего фонда скважин и требует дополнительного финансирования.

Данная проблема весьма актуальна в случае, когда фонтанирующая скважина вследствие истощения пластового давления (а следовательно, снижения устьевого давления) переходит в бездействующий фонд из‑за высокого линейного давления.

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ

Известно несколько способов повышения устьевого давления скважины при низком буферном давлении, таких как:

• установка винтовых или электроцентробежных насосов (ЭЦН);

• изменение диаметра трубопровода от устья до пункта подготовки скважинной продукции в целях снижения гидравлического сопротивления;

• использование струйных аппаратов и т. д.

Установка винтовых или электроцентробежных насосов

Винтовые насосы и ЭЦН требуют создания инфраструктуры начиная от подвода электроэнергии к устью скважины и заканчивая установкой блока управления. К числу недостатков данного метода относится ограничение на содержание газовой фазы в скважинной продукции, которое не позволяет использовать винтовые и электроцентробежные насосы для снижения устьевого давления на газовых и газоконденсатных месторождениях или на нефтяных скважинах с газлифтным способом эксплуатации.

Изменение диаметра трубопровода

Изменение диаметра трубопровода незначительно снижает устьевое давление и является самым ресурсозатратным из всех перечисленных методов, что экономически неэффективно.

Поэтому весьма актуальным является использование струйных аппаратов.

Использование струйных аппаратов

В общем случае струйные аппараты можно разделить на два типа: гидроструйные, где рабочим потоком является жидкость, и газоструйные с высоконапорным газом. Но, как и предыдущие варианты, данная технология имеет свои недостатки, в числе которых необходимость создания высокого напора рабочего агента и низкий коэффициент полезного действия высоконапорных аппаратов, не превышающий 30 % [1]. Их преимуществами являются отсутствие движущихся деталей и работоспособность по откачке жидкостей с высоким содержанием свободной газовой фазы. Источником рабочего потока могут быть жидкость или газ с системы поддержания пластового давления, газ при газлифтном методе эксплуатации или продукция из соседних скважин с устьевым давлением, в несколько раз превышающим линейное.

Есть множество работ, посвященных промысловому использованию гидроструйных аппаратов [2–4], несколько меньше исследований рассматривает использование газоструйных аппаратов [5, 6]. Однако использование первых в большинстве случаев невозможно на газовых и газоконденсатных месторождениях в силу особенностей системы подготовки скважинной продукции: система не справится с огромным количеством жидкой фазы. Поэтому предлагается использовать для снижения устьевого давления, а следовательно, искусственного фонтанирования газовых и газоконденсатных месторождений газоструйные технологии. Стоит отметить, что в ходе использования устьевого струйного аппарата увеличивается скорость потока газа в скважине, обеспечивая вынос жидкости с забоя и тем самым предотвращая самозадавливание скважины.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОСТРУЙНЫХ АППАРАТОВ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Принципиальная технологическая схема эжекторной установки снижения устьевого давления представлена на рис. 1.

В качестве рабочего потока использовался газ со скважины-донора с высоким устьевым давлением, превышающим линейное давление в системе сбора и подготовки скважинной продукции, в качестве пассивного потока – скважина-акцептор с устьевым давлением ниже линейного. При использовании газа с высоким давлением скважины-донора в качестве рабочего потока на приеме газоструйного аппарата, как и на устье скважины-акцептора, создается разрежение. Снижение устьевого давления позволяет искусственно продлить время фонтанирования скважины. Газоструйный аппарат был подобран по авторской методике [5], разработанной в рамках экспериментальных исследований, исходя из технологических параметров. Параметры работы скважины-донора и остановочные параметры скважины-акцептора представлены в табл. 1 и 2.

Для того чтобы работа скважины-донора, т. е. технологические параметры, не нарушалась, диаметр критического сечения рабочего сопла эжекторной системы выбирался равным диаметру штуцера (табл. 1). В таком случае сопло в эжекторной системе будет выполнять роль штуцера на обычной скважине. После стабилизации параметров работы обеих скважин произведен замер дебитов (табл. 3).

Прирост добычи газа составил 58,9 тыс. м3 / сут, газового конденсата – 2,4 т / сут. Результаты промысловой апробации газоструйной технологии (динамика технологических параметров скважины-акцептора и скважины-донора) представлены на рис. 2.

После установки газоструйного аппарата и снижения буферного давления низконапорной газовой скважины-акцептора на 0,63 МПа ниже линейного давления произведен запуск скважины-акцептора в работу из бездействия без нарушения технологического режима работы газовой скважины-донора, в результате чего:

• продлено искусственное фонтанирование скважины-акцептора;

• получен дополнительный приток газа и конденсата (рис. 3);

• обеспечен вынос жидкости с забоя скважины для предотвращения самозадавливания.

Дебит скважины-акцептора держится на относительно постоянном уровне (50 тыс. м3 / сут) при средней обводненности 5,5 %. Снижение дебита газа скважины-донора, возможно, связано с выработкой запасов с последующим поступлением воды к забою либо с ухудшением проницаемости призабойной зоны пласта. В обоих случаях это приводит к снижению продуктивности скважины по газу. Как показано на рис. 4, устьевые давления обеих скважин стабильны в течение продолжительного периода. Это свидетельствует о том, что устьевой струйный аппарат не влияет на технологические параметры скважины-донора и снижение дебита газа связано с изменениями состояния призабойной зоны скважины и системы «забой – пласт». Впрочем, для уточнения причин снижения дебита газа скважины-донора необходимо провести дополнительные газоконденсатные исследования.

РЕЗУЛЬТАТЫ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ПРОМЫСЛОВОГО ГАЗОСТРУЙНОГО АППАРАТА

В целях сравнения фактических параметров работы промыслового газоструйного аппарата с модельными характеристиками были проведены стендовые испытания на сходных режимах. Для правильного переноса фактических режимов работы аппарата в расчет принимались три безразмерных параметра:

• степень сжатия Pр / Pпр – отношение давления рабочего потока к давлению пассивного потока;

• dг = dкс / dс – отношение диаметра камеры смешения к диаметру сопла;

• конструктивные параметры рабочего сопла и камеры смешения.

Результаты стендовых испытаний представлены на рис. 5.

Стендовые испытания показали хорошую совместимость методики подбора струйного аппарата с фактическими данными. Отклонение фактических точек от проекта может быть связано с наличием жидкой фазы, обусловленной ростом обводнения скважины-акцептора, наличием неопределенности в исходных данных и временным фактором. Однако необходимо отметить, что в данный момент скважины работают не в оптимальном режиме: коэффициент полезного действия (КПД) в обоих случаях составляет 8–10 % при возможных 20–25 %. Для увеличения КПД аппарата необходимо изменить отношение dг в меньшую сторону: по мере уменьшения оптимальный КПД смещается к оси ординат.

В процессе эксплуатации (истощения пластового давления) происходит снижение устьевого давления на скважине-доноре. Для поддержания давления образующейся смеси на выходе газоструйного аппарата на уровне, равном или выше линейного, в системе сбора и подготовки необходимо уменьшить отношение dг (рис. 6). По мере уменьшения данного параметра снижается и массовый коэффициент инжекции, что влечет за собой меньшее снижение устьевого давления на скважине-акцепторе. Для поддержания снижения давления на прежнем уровне необходима замена скважины-донора с более высоким устьевым давлением или установка компрессорной станции.

ВЫВОДЫ

Анализ результатов применения устьевых газоструйных аппаратов для поддержания искусственного фонтанирования скважины на месторождении и стендового испытания продемонстрировал эффективность методики. Однако необходимо уточнение методики путем проведения дополнительных стендовых испытаний при откачке газожидкостной смеси струей высоконапорного газа. По мере уменьшения давления рабочего потока необходим переход на меньшее отношение диаметра камеры смешения к диаметру сопла для поддержания давления смеси на выходе из аппарата на уровне или выше линейного давления.

Перспективным направлением является комбинирование метода снижения устьевого давления газовых скважин с другими методами борьбы со скоплением жидкости на забое.

Таблица 1. Технологические параметры работы скважины-донора

Table 1. Technological parameters of the donor well

Таблица 2. Остановочные параметры скважины-акцептора

Table 2. Stopping parameters of the acceptor well

Таблица 3. Параметры работы скважины после установки эжекторной системы

Table 3. Well operation parameters after installation of the ejector system

Специфика парка оборудования нефтегазового комплекса заключается в том, что функционирование большинства технологических систем обеспечивается не отдельными видами оборудования в качестве автономных единиц, а достаточно сложными по своей структуре техническими системами, состоящими из комплекса разнообразных взаимосвязанных видов оборудования разных производителей.

К техническим системам, используемым при бурении скважин и нефтегазодобыче, относятся, в частности, буровые установки, скважинные колонны бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб, скважинные насосные установки, устьевое оборудование скважин, промысловые трубопроводы, наземная промысловая инфраструктура для первичной подготовки нефти и др.

Отдельные элементы технических систем в большинстве случаев представляют собой комплексы, комплекты, сборочные единицы, детали (неделимые элементы), взаимосвязанные в последовательности, определяющей их соподчиненность и взаимодействие в технической системе. При этом необходимый уровень качества отдельных элементов технической системы обусловливается требуемым уровнем качества технической системы в целом по принципу иерархии, определяющим выполнение операций по выбору критериев качества технической системы и ее элементов в последовательности, определяемой их соподчиненностью, причем выход из предшествующей операции должен являться входом в следующую.

Этот системный подход не освоен специалистами нефтегазового комплекса и обслуживающего его нефтегазового сервиса. Критерии качества элементов технических систем выбирают при отсутствии критериев качества этих систем, что обусловливает низкий уровень энергоэффективности и надежности технических систем, состоящих из данных элементов, значительные затраты на их создание и применение. Ярким подтверждением этого является стандартизированная и корпоративная нормативная документация нефтегазовых компаний, определяющая требуемый уровень качества стальной трубной продукции и ее защитных наружных и внутренних полимерных покрытий для нефтепромысловых трубопроводов, являющихся типичными примерами сложных технических систем нефтегазового комплекса. Существенные недостатки этой документации [1–3], являющиеся основной причиной частых отказов трубопроводов, их длительных простоев, значительных материальных затрат на ремонт, в большой мере обусловлены отсутствием системного подхода, базирующегося на принципе иерархии, к выбору критериев качества технических систем и их элементов, соединений этих элементов, структурных составляющих неделимых элементов (их сердцевины и поверхностного слоя), материалов структурных составляющих.

ПЛАНИРОВАНИЕ КАЧЕСТВА ТЕХНИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ

Качество элементов технических систем

Качество неделимых элементов технических систем нефтегазового комплекса в значительной степени обусловливается качеством их поверхностей – микрогеометрией, физико-механическими и физико-химическими свойствами поверхностного слоя. От качества поверхностей неделимых элементов существенно зависят энергоэффективность и надежность технических систем, затраты на их изготовление и применение.

Перспективным направлением в обеспечении требуемого уровня качества поверхностей элементов технических систем нефтегазового комплекса является использование различных защитных покрытий, в частности полимерных, функции и механизм защитного действия которых достаточно системно и полно рассмотрены в [4].

В действующей нормативной документации, определяющей критерии качества элементов технических систем, критериям качества их поверхности уделяется недостаточное внимание. Одной из причин этого является отсутствие соответствующего стандарта.

Необходимость переосмысления ключевых понятий

Освоение специалистами нефтегазового комплекса предлагаемой методологии планирования качества технических систем нефтегазового комплекса и их элементов в соответствии с принципом иерархии определяет необходимость переосмысления таких существующих понятий, как качество технической продукции, требуемый уровень качества, планирование качества и т. п.

Нельзя считать качеством технической продукции ее определенность, отличающую данный вид продукции от других. Кроме того, качество технической продукции не совокупность ее свойств и не соответствие требованиям. Это не рыночная или философская категория и т. п.

Качество технической продукции – это необходимая потребителю сущность этой продукции, выражаемая ее требуемыми потребительскими свойствами, показателями этих свойств в исходном состоянии и при различных видах внешних воздействий на разных стадиях жизненного цикла у потребителя и нормами на показатели – критериями качества.

Требуемый потребителю уровень качества технической продукции определяется удовлетворяющими его числовыми или качественными значениями критериев ее качества, национальными нормативными документами, устанавливающими определенные ограничения на значения этих критериев, в частности на уровень безопасности, и допустимыми для потребителя затратами на приобретение и использование технической продукции.

Планирование качества технической продукции – это процесс выбора требуемых критериев ее качества, определяющих способность продукции выполнять свои функции с заданными параметрами в конкретных условиях применения с требуемой энергоэффективностью, надежностью, безопасностью и технологичностью в течение регламентированной наработки при допустимых для потребителя затратах на ее приобретение и применение.

Выбор критериев качества технических систем и их элементов должен осуществляться в соответствии с принципом иерархии, на основании технико-экономического расчета и с учетом последних научно-технических достижений в данной области.

Недостаточно обоснованно выбрать критерии качества технической продукции и ее элементов. Необходимо обеспечить соответствие их фактических характеристик этим критериям. Для подтверждения такого соответствия необходимо разработать методики периодических лабораторных испытаний, позволяющие объективно оценить контролируемые характеристики технической продукции, которые должны соответствовать критериям ее качества как в исходном состоянии, так и при различных внешних воздействиях, моделирующих реальные по виду воздействия, сочетанию различных видов воздействий, интенсивности каждого из них. Несоблюдение этого принципа в действующих стандартизированных и корпоративных методиках определяет необъективность результатов периодических лабораторных испытаний.

Разработка технических требований

Заключительной операцией планирования качества технической системы нефтегазового комплекса и ее элементов является разработка технических требований к ним.

Технические требования должны содержать:

• назначение технической системы, ее элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и поверхностного слоя), т. е. выполняемые ими функции в порядке соподчиненности, параметры выполнения этих функций в заданных условиях применения, регламентированный ресурс или срок службы;

• критерии качества технической системы, ее элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и поверхностного слоя), т. е. значения норм на показатели их потребительских свойств в исходном состоянии и при опасных для них внешних воздействиях на разных стадиях жизненного цикла у потребителя (хранение, транспортировка, монтаж, эксплуатация, техническое обслуживание, ремонт) в течение заданных интервалов времени;

• методики испытаний при контроле соответствия фактических характеристик технической системы, ее элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и поверхностного слоя) установленным критериям качества – нормам на показатели их потребительских свойств в исходном состоянии и в условиях, моделирующих опасные для них внешние воздействия на разных стадиях жизненного цикла у потребителя (хранение, транспортировка, монтаж, эксплуатация, техническое обслуживание, ремонт).

Качеством технических систем и их элементов не управляют. Его планируют, устанавливая требуемые потребителю критерии качества – нормы на показатели потребительских свойств технической системы и ее элементов.

В соответствии с требуемыми критериями качества технической системы и ее элементов планируют критерии качества их проектирования, изготовления, монтажа, эксплуатации и ремонта, что определяет необходимость установления взаимосвязи между ними на основе принципа иерархии.

Для обеспечения соответствия характеристик каждого из этих процессов требуемым критериям его качества управляют процессом. Управление процессом сводится к управлению его режимами, характеристиками используемой технологической системы, условиями протекания этого процесса, действующими факторами.

Регламентированные различными национальными стандартами механизмы и методы обеспечения качества проектирования технических систем нефтегазового комплекса, производства их отдельных элементов, монтажа, эксплуатации и ремонта обеспечивают эффективное управление данными процессами только при взаимосвязи с критериями качества этих процессов и технической системы. Однако в действующей нормативной документации эта связь отсутствует.

Качество не повышается или понижается. Качество планируют и обеспечивают. Если критерии качества технической продукции не соответствуют требованиям потребителя или потребитель изменил свои требования, критерии качества корректируют.

Технические системы нефтегазового комплекса используются в разнообразных условиях эксплуатации. И даже у каждого потребителя они могут изменяться в достаточно широких пределах. Потребитель стремится создать техническую систему для конкретных условий ее использования. Однако производители элементов технической системы не могут удовлетворить желание каждого потребителя – это экономически нецелесообразно. Поэтому в большинстве случаев потребители заказывают элементы технической системы для самых жестких условий эксплуатации, что обусловливает неоправданно высокую стоимость этих элементов, несмотря на то что выбранные жесткие условия могут составлять не более 3 % общего диапазона разнообразных условий эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Необходимо разбить предельно возможный диапазон изменения количественной или качественной характеристики каждого вида внешнего воздействия на месторождениях нефтегазовой компании на следующие нормативные диапазоны:

• нормальный;

• повышенный;

• усиленный;

• жесткий.

Каждый нормативный диапазон интенсивности конкретного вида внешнего воздействия следует выбирать из условия, что он характерен для значительного количества конкретной технической системы, в частности промысловых трубопроводов. Это определяет экономическую целесообразность промышленного производства элементов технических систем, обладающих требуемым уровнем качества при эксплуатации в конкретном нормативном диапазоне при минимальных затратах на их производство и применение.

Освоение специалистами нефтегазовых компаний и обслуживающего их нефтегазового сервиса предлагаемого системного подхода к планированию качества технических систем нефтегазового комплекса и их элементов, основанного на принципе иерархии, позволит им разработать нормативную документацию, определяющую требуемый уровень качества различных технических систем при минимально возможных затратах на их сооружение и применение в заданных условиях эксплуатации. Этому будет способствовать создание автоматизированной системы управления планированием качества технических систем нефтегазового комплекса.

ВВЕДЕНИЕ

Изоляционное покрытие играет роль первичного диффузионного барьера и препятствует контакту металла трубопровода с коррозионно-опасной средой (водой, кислородом, воздухом и др.). [1] На каждом этапе жизненного цикла на изоляционное покрытие оказывают влияние различные факторы, ухудшающие его свойства и способствующие образованию дефектов изоляции (рис. 1). [2]

При этом, как известно, состояние изоляционного покрытия влияет на параметры работы оборудования электрохимической защиты (ЭХЗ). При неудовлетворительном состоянии изоляционного покрытия, как правило, на участке защищаемого объекта образуются зоны недозащиты, поскольку силы тока станций катодной защиты (СКЗ) не хватает для обеспечения защитного потенциала на всей протяженности объекта. В целях мониторинга работы системы ЭХЗ, а также для планирования сроков и объемов проведения капитального ремонта покрытий специалисты службы защиты от коррозии (ЗоК) должны контролировать состояние изоляционного покрытия.

Недостатками существующих методов определения состояния покрытия при эксплуатации, таких как катодная поляризация, бесконтактная оценка затухания сигнала в трубопроводе, интенсивные электроизмерения и т. д., является необходимость выезда специалистов на трассу для проведения натурных измерений. Следовательно, необходимо затратить людские и материальные ресурсы, нет возможности мониторировать изменения состояния покрытия во времени. Кроме того, данные методы неприменимы в составе системы дистанционного коррозионного мониторинга [3, 4].

РАЗРАБОТКА СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

Авторами статьи предложен способ оценки технического состояния изоляционного покрытия участка подземного трубопровода на основе определения коэффициентов влияния СКЗ на величину защитного потенциала «труба – земля» в контрольных точках и интегральной оценки состояния изоляции по разнице изменения коэффициентов на обследуемом участке.

Реализация предлагаемого способа оценки включает следующие этапы:

• выбирают контролируемый участок трубопровода, на котором необходимо оценить состояние покрытия, расположенный между точкой контроля, в которой установлены контрольно-измерительный пункт либо оборудование подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга (ПДКМ), и точкой дренажа СКЗ;

• определяют расстояние от точки контроля до точки дренажа выбранной СКЗ Lк, км;

• поочередно кратковременно изменяют режимы работы выбранной СКЗ, а также двух смежных станций и вручную или дистанционно, с использованием оборудования дистанционного коррозионного мониторинга, измеряют значения защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа и в точке контроля (рис. 2);

• находят коэффициенты влияния каждой j-той СКЗ на величину защитного потенциала «труба – земля» в каждой точке дренажа и в каждой i-той точке контроля как отношение приращения защитного потенциала «труба – земля» к приращению силы тока станции катодной защиты по следующей формуле [5–7]:

;               (1)

• коэффициенты влияния смежных СКЗ на величину защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа выбранной СКЗ и в точке контроля определяют следующим образом:

– рассчитывают значение смещения защитного потенциала «труба – земля» тк в точке контроля от выбранной СКЗ путем исключения из измеренного значения защитного потенциала «труба – земля» совокупности наложенного влияния на эту точку соседними СКЗ и стационарного потенциала в данной точке:

,              (2)

где 1 – измеренный потенциал в 1‑й точке контроля, В; A11смеж, A12смеж – коэффициенты влияния 1‑й и 2‑й смежных СКЗ на потенциал в 1‑й точке контроля, Ом; I1смеж, I2смеж – значения силы тока на выходе 1‑й и 2‑й смежных СКЗ, А; ст – стационарный потенциал в 1‑й точке контроля, В;

– вычисляют значение смещения защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа тд по формуле:

,              (3)

где 2 – измеренный потенциал во 2‑й точке контроля, В; A21смеж, A22смеж – коэффициенты влияния 1‑й и 2‑й смежных СКЗ на потенциал во 2‑й точке контроля, Ом; ст – стационарный потенциал во 2‑й точке контроля, В;

• вычисляют значение постоянной распространения тока на участке контроля (t), 1 / м, по формуле [8]:

,               (4)

где k = 2 – коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних установок катодной защиты;

• вычисляют переходное сопротивление трубопровода R'n, Ом.м, по формуле:

,               (5)

где Rт – продольное сопротивление трубопровода, Ом/м, определяемое по формуле:

,               (6)

где т – удельное электрическое сопротивление металла трубопровода, Ом.м; Dт – диаметр трубопровода, м; т – толщина стенки трубопровода, м;

• вычисляют сопротивление растеканию тока трубопровода на единицу длины, Ом.м, по формуле:

,               (7)

где г – удельное электрическое сопротивление грунта, Ом.м; Hт – глубина укладки трубопровода, м;

• рассчитывают сопротивление изоляционного покрытия на единицу длины R'из, Ом.м, по формуле:

;               (8)

• определяют сопротивление изоляционного покрытия Rиз, Ом.м2, по формуле:

.               (9)

ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАЗРАБОТАННОГО СПОСОБА ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ НА УЧАСТКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Разработанный способ определения состояния изоляционного покрытия для выбранных участков трубопровода по режимам работы СКЗ был апробирован на газопроводе, находящемся в эксплуатации ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород».

Совместно с представителями эксплуатирующей компании был выбран участок магистрального газопровода, на котором были проведены работы по определению состояния изоляционного покрытия. Участок был выбран исходя из условия, что на нем проводилась оценка интегрального состояния изоляционного покрытия.

Объектом исследования стал магистральный газопровод (МГ) «Пермь – Горький-1» (840–849 км) протяженностью 9 км. Диаметр газопровода – 1220 мм, толщина стенки составляет 10,5–15,4 мм. Газопровод был введен в эксплуатацию в 1974 г., изолирован изоляцией усиленного типа (не менее 4,7 мм) в составе:

• грунтовка «Транскор-ГАЗ»;

• мастика «Транскор-ГАЗ»;

• стеклосетка ССТ-Б;

• термоусаживающаяся лента ДРЛ 60.450.07 (горячего нанесения).

Газопровод оснащен станциями катодной защиты на установках катодной защиты (УЗК) № 50 и 51 – ОПЕД-2,0‑40‑50 (Беларусь). Параллельно МГ «Пермь – Горький-1» проложен МГ «Пермь – Горький-2», с которым имеются технологические перемычки. Следовательно, СКЗ данного МГ оказывают влияние на контролируемый участок, на котором установлена СКЗ на 847 км (рис. 2), а также УКЗ № 50 (840 км) и № 51 (849 км). В качестве точки контроля выбран контрольно-измерительный пункт (КИП) на 846,6 км. Расстояние от точек контроля до точки дренажа составляет соответственно 4,6 и 5,4 км.

Участком контроля ИП выбран участок между УКЗ № 51 и КИП на 844,6 км.

Порядок проведения испытаний

Испытания проводились в соответствии со следующим алгоритмом:

1) увеличение режимов работы станции катодной защиты в составе УКЗ № 51;

2) измерение с помощью мультиметра выходных параметров средств ЭХЗ. Для измерений использовались приборы с точностью измерения напряжения и силы постоянного тока не более 0,1 %, например мультиметры Fluke 79 / 29 (США) (рис. 3). Стоит отметить, что для измерения силы тока рекомендуется использовать бесконтактные измерители;

3) измерение значения защитного потенциала «труба – земля» в точках дренажа и контроля. При измерении потенциалов в точках, не оборудованных ПДКМ, рекомендуется выполнять соединение с трубопроводом при помощи контрольно-измерительных колонок, в их отсутствие пользоваться выносным электродом. Измерения выполняются электронными вольтметрами (мультиметрами) с входным сопротивлением не менее 10 МОм в диапазоне измерений 0–5 В;

4) возвращение текущих режимов работы выбранной СКЗ;

5) увеличение режимов работы на смежной СКЗ в составе УКЗ № 50;

6) повторение п. 2–4;

7) отключение СКЗ на 847 км на смежном газопроводе «Пермь – Горький-2»;

8) повторение п. 2–4;

9) определение минимально допустимых значений смещения защитного потенциала «труба – земля» в точке контроля по нормативной документации;

10) определение разности защитных потенциалов «труба – земля» в точке контроля тк как суммы минимально допустимого значения смещения защитного потенциала «труба – земля» и наложенного влияния смежных СКЗ;

11) регулирование значения силы тока на выбранной СКЗ с тем, чтобы потенциал в точках контроля был равен значению тк;

12) фиксация значений силы тока на выбранной СКЗ, при которых потенциал в точках контроля равен значению тк.

Оценка состояния изоляционного покрытия по результатам измерений

Сила тока СКЗ № 50, № 51 и СКЗ на 847 км до и после изменения режимов, а также значения защитной разности потенциалов «труба – земля», измеренные в точке дренажа СКЗ № 51 и на контрольном КИП, представлены в таблице.

Расчеты производились по следующей схеме.

1. По формуле (1) были определены коэффициенты влияния СКЗ № 51 на величину защитного потенциала «труба – земля» в точках дренажа и в точке контроля. Для точки дренажа Aijт1 = –0,36 / 3,4 = –0,106; для контрольной точки Aijт2 = –0,08 / 3,4 = –0,024.

2. По формуле (1) были рассчитаны коэффициенты влияния смежных СКЗ № 50 и СКЗ с параллельного газопровода 847 км на величину защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа СКЗ № 51. Для смежной СКЗ № 50 A11смеж1 = –0,06 / 6,6 = –0,01; для смежной СКЗ 847 км A12смеж1 = –0,644 / 1,7 = –0,378.

3. На основании формулы (1) были получены коэффициенты влияния смежной СКЗ № 50 на величину защитного потенциала «труба – земля» в точке контроля. Для смежной СКЗ № 50 A11cмеж2 = –0,18 / 6,6 = –0,027; для смежной СКЗ 847 км A12смеж2 = –1,0 / 1,7 = –0,59.

4. Исходя из формулы (2) был вычислен стационарный потенциал в точке дренажа СКЗ № 51 совестно с потенциалом, наложенным неизвестными источниками:

В.

5. При этом стационарный потенциал в точке контроля совместно с потенциалом, наложенным неизвестными источниками, составил:

В.

6. Было определено минимально допустимое значение смещения защитного потенциала «труба – земля» min в точке контроля по [1], составившее –0,9 В с учетом того, что значение удельного электрического сопротивления на контролируемом участке равно 100 Ом.м.

7. На основе модификации формулы (2) применительно к рассматриваемому случаю было рассчитано минимальное смещение защитного потенциала «труба – земля» в точке контроля:

В.

8. Была также вычислена разность защитных потенциалов «труба – земля» в точке контроля:

9. Значение силы тока на СКЗ № 51 было отрегулировано таким образом, чтобы потенциал в точке контроля был равен значению тк1.

10. Зафиксировано, что значение защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа изм1 составило –2,33 В.

11. Вычислено значение смещения защитного потенциала «труба – земля» в точке дренажа для участка № 1:

В.

12. По формуле (4) вычислено значение постоянной распространения тока на участке № 1 (t)1, составившее 9,15.10–5 1 / м. При расчете было принято, что коэффициент k = 2, поскольку СКЗ работает на участке со смежными станциями.

13. По формуле (5) вычислено переходное сопротивление трубопровода на участке № 1 R'n(t) = 5879,8 Ом.м.

14. По формуле (6) вычислено продольное сопротивление трубопровода Rт, составившее 5,38.10–6 Ом / м. При расчете учитывалось, что удельное электрическое сопротивление металла трубы для марки стали 17Г1С равно 2,45.10–7 Ом.м. Было также принято, что с течением времени данное сопротивление практически не изменяется.

15. По формуле (7) рассчитано сопротивление растеканию тока трубопровода на единицу длины на участке № 1: R'p = 135,7 Ом.м.

16. По формуле (8) вычислено сопротивление изоляционного покрытия на единицу длины на участке контроля: R'из = 5744,1 Ом.м.

17. По формуле (9) вычислено сопротивление изоляционного покрытия на участке контроля Rиз = 22 015 Ом.м2.

Таким образом, установлено, что переходное сопротивление покрытия в 2019 г. на момент проведения электрометрических измерений на контрольном участке составляло 22 015 Ом.м2, что соответствует удовлетворительному состоянию битумного покрытия на контролируемом участке трубопровода.

ВЫВОДЫ

1. Разработана методика определения состояния изоляционного покрытия в зависимости от параметров защищенности и выходных параметров СКЗ, также применимая для дистанционного измерения в составе ПДКМ.

2. Проведена апробация разработанных методик на реальном объекте магистрального транспорта нефти и газа, результатом которой явилось нахождение интегрального показателя состояния изоляционного покрытия на участке 844,6–850,0 км МГ «Пермь – Горький-1», составившего 22 015 Ом.м2.

Сила тока станции катодной защиты и значения разности защитных потенциалов «труба – земля» до и после изменения режимов

Current strength of the cathodic protection station and the values of the protective potential difference “pipe – ground” before and after changing modes

К числу технологических решений проблем, связанных с такими осложнениями при добыче нефти, как повышенное содержание свободного газа и механических примесей в пластовом флюиде, относятся установки электроприводных лопастных насосов (ЭЛН), ступени которых оснащены открытыми рабочими колесами. Эти насосы могут работать с содержанием свободного газа на приеме до 50 % и выше, меньше подвержены солеотложению, имеют малую монтажную высоту ступени, малую массу и дисбаланс ротора, что снижает уровень вибрации при работе, особенно при повышенной частоте вращения. Конструкция открытых рабочих колес позволяет использовать при их изготовлении инновационные материалы и технологии, что увеличивает эффективность работы оборудования в осложненных условиях, а также позволяет снизить себестоимость их изготовления [1].

На кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была спроектирована ступень с открытым рабочим колесом для насоса ЭЦНО2А-25, предназначенного для работы в боковых стволах скважин с наружным диаметром обсадной колонны 102 мм. При изготовлении ступеней была применена технология механической обработки на многошпиндельных 4- и 5‑координатных обрабатывающих центрах, позволившая использовать в качестве конструкционного материала нержавеющую сталь 40Х13 [2] (рис. 1) и алюминиевый сплав В-95Т [3] с нанопокрытием, полученным способом микродугового оксидирования (МДО) (рис. 2) [4].

Малая монтажная высота, составляющая около 17,5 мм, позволяет размещать в 4‑метровом корпусе насосной секции (модуля) 220–225 ступеней.

После успешного завершения стендовых испытаний в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и на стенде тестирования электроприводных центробежных насосов на базе ООО «Ижнефтепласт» насосные секции насосов ЭЦНО2А-25 (40) были направлены на объекты ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», где были проведены опытно-промысловые испытания. Они продемонстрировали низкое потребление электроэнергии при использовании центробежных насосов с открытыми рабочими колесами ЭЦНО2А-25 (40), а также возможность работы установок без газосепаратора, что обеспечивает снижение капитальных и текущих затрат, а также совокупной стоимости владения оборудованием [1].

Одна из двух насосных установок проработала до отказа 551 сут при установленной продолжительности опытно-промышленных испытаний 180 сут. Причиной остановки работы оборудования стало снижение дебита скважины.

В результате ревизии поднятой на поверхность установки было обнаружено, что:

• вращение вала насосной секции отсутствует (клин);

• шлицевые части вала насосной секции в норме;

• есть отложения в каналах верхнего радиального подшипника и на внутренних поверхностях концевых деталей насоса.

Разбор насоса без применения разрушающих методов не представлялся возможным, в связи с чем для извлечения ступеней был произведены поперечные разрезы корпуса.

По итогам испытаний отмечено, что рабочие колеса ступеней из алюминиевого сплава В-95-1 подверглись гидроабразивному и коррозионному износу до полного разрушения (рис. 4а). Направляющие аппараты частично промыты, визуально наблюдается отслоение покрытия (рис. 4б и 4в). Таким образом, отбраковке подлежало 97 % ступеней из данного материала.

Обследование ступеней из стали 40Х13 показало наличие незначительного механического износа рабочих колес, а также незначительные отложения солей и механических примесей на поверхности рабочих колес (рис. 5) и направляющих аппаратов.

Были отмечены следы гидроабразивного износа на внутренней поверхности корпуса насоса в виде промоин в месте стыковки направляющих аппаратов из алюминиевого сплава В-95-1 и из стали 40Х13.

С деталей насоса были собраны пробы отложений и переданы в лабораторию для химико-аналитических исследований в ООО «Центр научно-исследовательских и производственных работ» (Когалым).

Химический анализ отобранных с рабочих органов ступеней проб показал наличие:

• органической части – нефтепродукты и остатки нефти (≈ 10 %);

• неорганической части: соли – карбонаты железа, кальция и магния ( ≈ 50 %), оксиды железа (≈ 5 %), сульфиды железа (≈ 10 %);

• нерастворимого остатка – серого порошка (≈20 %) и механических примесей – кварцевого песка (≈ 5 %).

В табл. 1 представлены значения массы рабочих колес и направляющих аппаратов ступеней, участвовавших в опытно-промысловых испытаниях, в табл. 2 – основные размеры рабочих органов.

В результате испытаний была определена геометрия рабочих органов ЭЛН:

1) в рабочих колесах:

• диаметр под вал не изменился;

• диаметр втулок уменьшился в пределах 1 %;

• толщина лопаток уменьшилась в пределах до 3 %;

• высота лопаток уменьшилась не более чем на 9 %;

2) в направляющих аппаратах все геометрические размеры остались без изменений.

Анализ изменений геометрических размеров рабочих органов ЭЛН из стали 40Х13 позволил сделать предварительный вывод о незначительной деградации характеристик насоса в результате промысловых испытаний. Деградация характеристик будет связана с уменьшением коэффициента полезного действия (КПД) за счет снижения объемного КПД, что обусловлено уменьшением диаметра втулок рабочих колес и, соответственно, увеличением объемных потерь от рециркуляции жидкости между ступенями, и гидравлического КПД, что связано с увеличением зазоров между колесом и аппаратом, а также образованием дополнительных вихрей [5].

Для определения возможности повторного использования ступеней, выполненных из стали 40Х13 и прошедших опытно-промысловые испытания, по критерию сохранения рабочих характеристик ступени были испытаны на горизонтальном стенде в соответствии с рекомендациями [6]. По результатам испытаний получена комплексная характеристика. Схема испытательного стенда представлена на рис. 6 [7, 8].

В ходе испытаний количество уровней расходов жидкости (подачи насоса) составляло не менее восьми. Испытания начинались при полностью закрытой задвижке на нагнетательном патрубке 7 (рис. 6) и проводились до режима «полностью открытая задвижка». Число повторов экспериментов, составляющих серию для построения осредненной комплексной характеристики, было равно пяти. При испытании в сборке использовалось шесть рабочих ступеней. Частота вращения вала электродвигателя поддерживалась с помощью частотного преобразователя на уровне 2910 об / мин [8]. При испытаниях на стенде определялись:

• величины давления жидкости на входе и выходе из сборки ступеней;

• расход модельной жидкости;

• момент на валу стенда, частота вращения ротора насоса.

На основании этих величин были построены напорно-расходная и энергетическая характеристики ступеней (зависимость напора Н и КПД насоса от расхода Q описывается как H = f(Q), = f (Q)). Напорно-расходная и энергетическая характеристики ступеней ЭЦНО2А-25 (40), полученные в результате испытаний на горизонтальном стенде, представлены на рис. 7.

Анализ результатов испытаний подтвердил предварительный вывод: после опытно-промысловых истыпаний характеристики ступеней из нержавеющей стали практически не изменились. Оптимальная подача ступени ЭЦНО2А-25 не изменилась и составляла 25 м3 / сут, прочие параметры изменились в пределах статистической погрешности. К примеру, при оптимальной подаче напор ступени снизился на 5 %, КПД в оптимальном режиме уменьшился на 1,2 пункта, с 17,18 до 15,98 %.

ВЫВОДЫ

1. Конструкция ступеней с открытыми рабочими колесами является работоспособной. Малые монтажная высота ступеней и масса ротора насоса позволяют использовать короткие насосные секции, работающие при высоких частотах вращения (до 6000 об / мин). Насосные секции с открытыми рабочими колесами имеют низкое энергопотребление и в большинстве случаев не требуют использования газосепараторов.

2. Ступени с открытыми рабочими колесами, изготовленные из нержавеющей стали 40Х13, имеют низкую отбраковку по геометрическим и массовым критериям. Характеристика ступеней, отработавших в скважине более 500 сут, практически не отличается от характеристики новых ступеней, что позволяет использовать указанные ступени для повторной работы в скважине.

3. Не рекомендовано использовать ступени скважинных лопастных насосов из алюминиевого сплава В-95-1 с микродуговым оксидированием поверхности для работы в скважинных насосных установках, поставляемых в соответствии с Едиными техническими требованиями нефтяных компаний.

Таблица 1. Масса деталей ступеней насоса ЭЦНО2А-25(40) из стали 40Х13

Table 1. Weight of ETcNO2A-25 pump stage elements, made of stainless steel AISI 420

Таблица 2. Основные размеры направляющих аппаратов ступеней насоса ЭЦНО2А-25(40) из стали 40Х13

Table 2. Main dimensions of ETcNO2A-25 pump stage diffusers, made of stainless steel AISI 420

Таблица 3. Основные размеры рабочих колес ступеней насоса ЭЦН2А-25(40) из стали 40Х13

Table 3. Main dimensions of ETcNO2A-25 pump stage impellers, made of stainless steel AISI 420

ВВЕДЕНИЕ

Поршневые компрессоры находят широкое применение в нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности. И хотя в последние десятилетия их доля в общей мощности парка компрессоров существенно снизилась, в первую очередь на объектах с большими объемами сжимаемого газа, где более целесообразно применять центробежные машины, поршневые машины остаются необходимым видом компрессорного оборудования, обеспечивающего реализацию многих технологических процессов.

Поршневой компрессор является сложной машиной, непрерывная продолжительная работа которой возможна при поддержании в исправном состоянии всех узлов. Наиболее часто причиной снижения технических характеристик (в частности, производительности) и отказов поршневых компрессоров является некорректная работа всасывающих или нагнетательных клапанов, характеризующаяся недопустимой перетечкой газа из‑за неплотности, обусловленной износом запорных элементов, попаданием инородных частиц, образованием отложений на их поверхностях. Нарушения в работе компрессора могут произойти и вследствие уменьшения площади проходного сечения клапанов из‑за образования отложений, а также вследствие повышенных утечек через сальник, перетечек через поршневые кольца.

Определение причины неисправности по изменению основных рабочих параметров является главной задачей одной из разновидностей технической диагностики – параметрической диагностики (по термогазодинамическим параметрам). Параметрическая диагностика позволяет оценить текущее техническое состояние машины, характеризуемое структурными параметрами (размеры, зазоры, шероховатость поверхности и т. п.), по ее основным рабочим параметрам. Применительно к поршневым компрессорам параметрическая диагностика основывается на индикации и контроле параметров компримируемого газа – давления и температуры на всасывании и нагнетании, производительности и потребляемой мощности, а также по форме индикаторной диаграммы. Большинство поршневых компрессоров являются машинами, имеющими несколько ступеней сжатия, каждая из которых имеет по несколько рабочих камер. Поэтому по изменению производительности и потребляемой мощности можно только констатировать ухудшение показателя, но практически невозможно определить причину этого изменения. В связи с этим из перечисленных параметров наиболее информативными являются температура нагнетания (отдельной рабочей камеры или ступени в целом) и форма индикаторной диаграммы.

Индикаторная диаграмма представляет собой замкнутую кривую, отражающую зависимость, где по оси абсцисс откладывают величину перемещения поршня или объем рабочей камеры, а по оси ординат – давление в цилиндре. Причину неисправности компрессора можно определить по отклонению текущей индикаторной диаграммы от эталонной формы, полученной, например, при контрольных испытаниях. При этом для корректного распознавания неисправности важно сопоставить не только индикаторные диаграммы, но и изменение других параметров, в частности изменение температуры нагнетания ступени, которая является весьма чувствительным индикатором, а иногда и изменение температуры крышек всасывающих и нагнетательных клапанов, свидетельствующее о неисправности клапана конкретной рабочей камеры. При проведении экспериментальных исследований на реальных компрессорах могут сниматься также температурные диаграммы с помощью самодельных малоинерционных термометров сопротивления [1, 2], однако в промышленных условиях такой метод диагностики применять сложно.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СТУПЕНИ ПОРШНЕВОГО КОМПРЕССОРА

Анализ технической литературы, посвященной поршневым компрессорам [3, 4], показывает, что, несмотря на то что вопрос о влиянии перетечек в клапанах и уплотнении поршня на производительность рассматривается практически в каждом источнике, это рассмотрение в большинстве случаев носит описательный характер без конкретных примеров с количественными характеристиками и без сравнения индикаторных и температурных диаграмм. Представляется важным восполнить этот пробел путем моделирования работы ступени поршневого компрессора с использованием математической модели, основанной на фундаментальных физических зависимостях и учитывающей возможные неисправности, обуславливающие нарушение баланса массы газа в течение рабочего процесса. При этом лучше использовать модель, основанную на первом начале термодинамики тела переменной массы [1, 2], а не политропную модель, как это сделано, например, в работе [5].

При разработке математической модели приняты следующие допущения:

• каждая рабочая камера (полость) цилиндра рассматривается как объект с сосредоточенными параметрами, то есть в пределах ее объема значения параметров не зависят от координат и изменяются синхронно в каждой точке на одинаковую величину;

• рабочий процесс рассматривается как квазистационарный, то есть значения параметров изменяются скачками после каждого шага счета;

• газовая среда подчиняется законам идеального газа;

• давление газа во всасывающем и нагнетательном патрубке постоянно;

• клапаны открываются и закрываются мгновенно и полностью;

• температура поверхности стенок камеры (гильзы и крышек цилиндра, поршня и штока) не изменяется в течение рабочего процесса;

• перетечки через щель (неплотность) в клапане и уплотнение поршня и утечки через уплотнение штока представляются в виде изотермического истечения газа через эквивалентное круглое отверстие.

Выбор допущений всегда обусловлен особенностями поставленной задачи. В технической литературе описан ряд моделей, учитывающих реальность газа и динамику движения запорных пластин клапанов, в том числе при их изнашивании [6], что существенно усложняет ее реализацию и увеличивает время счета. Однако в нашем случае допущения об идеальности газа и мгновенности срабатывания клапанов вполне обоснованны, поскольку они позволяют проследить характер изменения основных параметров, формы индикаторной и температурной диаграмм при появлении дефектов типа «неплотность» или «уменьшение площади проходного сечения», что важно знать при техническом диагностировании поршневых компрессоров.

Схема ступени компрессора, соответствующая принятым допущениям, показана на рис. 1. Все параметры с цифрой 1 относятся к бесштоковой камере, а с цифрой 2 – к штоковой.

Состояние газа в каждой рабочей камере в любой момент времени характеризуется текущими значениями объема, массы, давления и температуры. Для нахождения этих параметров в математической модели используются следующие основные зависимости:

• уравнение первого начала термодинамики тела переменной массы;

• уравнение состояния;

• уравнение истечения газа (через клапаны и неплотности);

• уравнение Ньютона – Рихмана для теплообмена;

• зависимости Пластинина – Федоренко для коэффициента теплоотдачи [1, 3].

Кроме того, используются известные зависимости для описания кинематики кривошипно-шатунного механизма, объема камеры и текущей площади поверхности теплообмена [3, 4].

Из первого начала термодинамики тела переменной массы аналогично работам [2, 7] получено основное уравнение, описывающее изменение температуры газа в результате внешнего воздействия в любой из четырех стадий рабочего процесса компрессора (всасывание, сжатие, нагнетание и расширение) в течение малого промежутка времени dt:

                (1)

где T – температура газа, K; Р – давление газа, Па; V – объем газа, м3; m – масса газа, кг; dQ – элементарное количество подведенной теплоты от стенок к газу, Дж; Cр и CV – изобарная и изохорная теплоемкости газа соответственно, Дж / (кг.K); R – газовая постоянная компримируемого газа; dmвх – масса порции газа, поступившая в рабочую камеру (через открытый всасывающий клапан, через неплотности в нагнетательном клапане или в уплотнении поршня), кг; dmвых – масса порции газа, вышедшая через открытый нагнетательный клапан или через неплотности во всасывающем клапане, в уплотнении поршня или штока, кг.

Как видно из уравнения, температура газа в рабочей камере изменяется вследствие теплообмена со стенками, совершения работы изменения объема газа, вследствие притока и выхода газа через клапаны и неплотности, а также из‑за того, что входящий в рабочую камеру газ имеет температуру, отличную от температуры газа, который уже находится в ней. Остальные уравнения модели являются общеизвестными [3, 4].

Моделирование в целях диагностики должно предусматривать воспроизведение рабочих процессов двух технических состояний компрессоров: исправного (без дефектов) и неисправного с теми или иными дефектами. В качестве неисправностей компрессора в математической модели могут учитываться:

• утечки газа через неплотности всасывающего клапана в полость всасывания, в результате чего повышается температура всасывания конкретной камеры;

• приток газа через неплотности нагнетательного клапана из полости нагнетания;

• перетечки газа из одной рабочей камеры в другую через уплотнения поршня;

• утечки газа через сальниковое уплотнение;

• уменьшение проходного сечения всасывающего клапана;

• уменьшение проходного сечения нагнетательного клапана.

Особенностью разработанной модели, реализованной в виде программы расчета в среде MathCAD, является то, что для учета перетечек через уплотнение поршня одновременно (параллельно) вычисляются значения всех параметров в обеих рабочих камерах – бесштоковой и штоковой. При этом основной координатой является угол поворота и связанное с ним перемещение поршня первой (бесштоковой) камеры.

Расчет начинается с момента, когда перемещение поршня первой камеры равно нулю, а ее объем равен объему мертвого пространства, при этом перемещение и объем второй камеры имеют максимальное значение. При первой половине двойного хода поршня сначала вычисляются параметры процесса расширения в первой камере параллельно с процессом сжатия второй камеры, затем всасывания первой камеры параллельно со сжатием второй и, наконец, всасывания первой камеры параллельно с нагнетанием второй. Аналогично попарно проводится расчет и для второй половины двойного хода.

МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ПОРШНЕВОГО КОМПРЕССОРА ПРИ РАЗЛИЧНЫХ НЕИСПРАВНОСТЯХ

Объектом исследования является ступень воздушного поршневого компрессора, имеющего цилиндр двойного действия, каждая рабочая камера которого имеет по два всасывающих и два нагнетательных клапана, при значениях параметров, представленных в табл. 1.

Результаты моделирования работы ступени компрессора при наличии различных неисправностей в бесштоковой камере представлены на рис. 2 и 3 и в табл. 2. На рисунках синим цветом отображены параметры исправной бесштоковой камеры, а оранжевым – параметры при наличии различных неисправностей.

Неплотность всасывающего клапана

На рис. 2 представлены развернутые (то есть по углу поворота коленчатого вала) индикаторные и температурные диаграммы рабочих процессов бесштоковой (сплошные линии) и штоковой (пунктирные линии) камер. В данном случае проиллюстрировано влияние неплотности одного из двух всасывающих клапанов (10 % эквивалентной площади). Как выглядит эта же неисправность на свернутой индикаторной и температурной диаграммах, показано на рис. 3а.

Результаты моделирования свидетельствуют о том, что при неплотности всасывающего клапана процесс расширения происходит быстрее (линия идет круче, выходя за контуры диаграммы исправного компрессора), линия всасывания на индикаторной диаграмме не изменяется, а на температурной диаграмме проходит гораздо выше, чем у исправного компрессора. Линии сжатия и нагнетания проходят ниже исправной индикаторной диаграммы, уменьшая ее площадь, а следовательно, индикаторную работу и мощность. Температура газа во время стадий сжатия и нагнетания имеет более высокие значения, чем у исправного компрессора.

Существенное повышение температуры всасываемого в бесштоковую камеру газа (в рассматриваемом примере – на 25,6 °С) объясняется тем, что негерметичность всасывающего клапана приводит к поступлению горячего газа из цилиндра в полость всасывания в ходе процессов сжатия, нагнетания и расширения, что вызывает подогрев и уменьшение плотности новой порции газа, поступающей в цилиндр в процессе всасывания следующего цикла. С этой новой порцией всасывается и газ перетечек предыдущего цикла, уменьшающий поступление свежего газа. Это согласуется с анализом рабочего процесса компрессора с подобной неисправностью, данным в работе [4].

В результате перетечек газа из рабочей камеры во всасывающую полость при наличии неплотности всасывающего клапана существенно уменьшается производительность (табл. 2), снижается индикаторная мощность, растут температуры нагнетания и всасывания. Отметим, что повышение температуры газа в полости всасывающих клапанов является чувствительным диагностическим признаком рассматриваемой неисправности.

Неплотность нагнетательного клапана

Перетечки из полости нагнетания в рабочую камеру в процессах расширения и всасывания, обусловленные неплотностью нагнетательного клапана, уменьшают объем для заполнения свежим газом, так как занимают некий объем камеры и подогревают свежий всасываемый газ. Характер изменения индикаторной и температурной диаграмм при появлении неплотности нагнетательного клапана можно проследить по рис. 3б (принято, что в одном клапане имеется щель с площадью проходного сечения, составляющей 3 % его эквивалентной площади). В этом случае линии давления в процессах расширения и сжатия смещены вправо, линии давления при всасывании и нагнетании не изменены, а линии температурной диаграммы неисправного компрессора располагаются выше на всех стадиях рабочего процесса.

В результате перетечек газа из полости нагнетания в рабочую камеру при наличии неплотности нагнетательного клапана существенно уменьшается производительность, растут индикаторная мощность и температура нагнетания.

Сравнивая влияние появления неплотности всасывающего и нагнетательного клапанов (табл. 2), можно отметить, что при выбранных размерах щелей (10 и 3 %) эти неисправности приводят к одинаковому повышению температуры нагнетания бесштоковой камеры. При этом неплотность нагнетательного клапана вызывает большее изменение температуры нагнетания ступени в целом, меньшее снижение производительности и приводит к росту индикаторной мощности вместо ее снижения, отмечаемого при неплотности всасывающего клапана.

Неплотность поршневого уплотнения

Наличие зазора в поршневом уплотнении цилиндра компрессора двойного действия приводит к перетечкам газа из полости с бльшим в полость с меньшим давлением (в данный момент). По рис. 3в можно проследить характер изменения индикаторной и температурной диаграмм при появлении зазора в поршневом уплотнении, равного 0,1 мм, что в два раза больше допустимого радиального зазора между поршневым кольцом и стенкой цилиндра диаметром 300 мм, установленного Общими техническими условиями по ремонту поршневых компрессоров [8]. Видно, что при такой неисправности происходит более резкое падение давления на стадии расширения аналогично неисправности типа «неплотность всасывающего клапана». Деформация линии сжатия на индикаторной диаграмме имеет характерную особенность в виде пересечения диаграмм исправного и неисправного компрессоров. Искажение температурной диаграммы в данном случае похоже на изменение при неисправности типа «неплотность нагнетательного клапана».

Влияние неплотности поршневого уплотнения на производительность и мощность несущественно по сравнению с рассмотренными ранее неисправностями. Вместе с тем температура нагнетания при ней также заметно повышается, причем обеих рабочих камер, а следовательно, и ступени в целом, что отличает эту неисправность от неплотности клапанов. Таким образом, рост температуры нагнетания обеих рабочих камер без заметного изменения производительности и индикаторной мощности может являться диагностическим признаком, характеризующим рассматриваемую неисправность.

Засорение всасывающего клапана

Эта неисправность легко идентифицируется по индикаторной диаграмме компрессоров низкого давления (рис. 3д). У компрессоров среднего и высокого давления дополнительный перепад давления, возникающий при этой неисправности, будет небольшим по сравнению с абсолютным значением давления всасывания и поэтому малозаметным. Искажение температурной диаграммы также имеет характерные особенности – линия всасывания неисправного компрессора ниже, чем у исправного.

Засорение всасывающего клапана оказывает на производительность, индикаторную мощность и температуру нагнетания влияние, схожее с неплотностью нагнетательного клапана (табл. 2): снижается производительность, а мощность и температура нагнетания повышаются. Однако еще раз подчеркнем, что это справедливо в первую очередь для первой ступени компрессоров низкого давления.

Засорение нагнетательного клапана

При такой неисправности на диаграммах давления и температуры изменяется только участок нагнетания (рис. 3е). При этом производительность не изменяется, а индикаторная мощность при полном засорении одного нагнетательного клапана может вырасти на 5–10 %. Температура нагнетания неисправной камеры также возрастает, в рассматриваемом примере – на 11,6 °С.

Неплотность сальника штока

Появление такой неисправности приводит к снижению производительности на 7–10 % и более при практически неизменной индикаторной мощности. Температура нагнетания рабочей камеры при этом возрастает лишь на несколько градусов, то есть в 2–3 раза меньше, чем при всех рассмотренных неисправностях. Искажения индикаторной диаграммы практически не заметно. Следовательно, по термогазодинамическим параметрам данную неисправность поршневого компрессора труднее всего обнаружить, поскольку для этого требуется точный контроль производительности ступени, что весьма затруднительно.

ВЫВОДЫ

Описанная математическая модель ступени поршневого компрессора двойного действия, основанная на фундаментальных физических зависимостях, включающих уравнение первого начала термодинамики тела переменной массы, позволяет исследовать влияние различных неисправностей на основные параметры компрессора и форму индикаторной диаграммы. Представленные результаты расчетов, индикаторные и температурные диаграммы рабочего процесса первой ступени воздушного компрессора позволяют выявить характерные изменения, происходящие при появлении неисправностей следующих типов: неплотность всасывающего или нагнетательного клапана, неплотность поршневого уплотнения, неплотность сальника штока, засорение всасывающего или нагнетательного клапана. Показано, что температура нагнетания повышается при появлении любой из рассмотренных неисправностей. Производительность снижается всегда, за исключением случая засорения нагнетательного клапана, а индикаторная мощность может как снижаться, так и повышаться.

Результаты моделирования могут быть применены в целях выявления причин ухудшения технического состояния реального поршневого компрессора при его диагностировании.

Таблица 1. Параметры моделируемого компрессора

Table 1. Parameters of the simulated compressor

Таблица 2. Изменение параметров компрессора при наличии дефектов в бесштоковой камере

Table 2. Change of compressor parameters in the presence of defects in the head end chamber

Примечание: Данные, помеченные *, относятся к штоковой камере.

Note: The data marked with * refers to the crankshaft chamber.

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день более 80 % кислотных обработок карбонатных пластов проводится с использованием соляной кислоты. Соляная кислота является наиболее дешевым и доступным реагентом, крупнотоннажное производство которого налажено как в России, так и за рубежом. Высокая растворяющая способность соляной кислоты по отношению к карбонатным породам позволяет проводить обработки с минимальным удельным расходом реагента [1–5]. Несмотря на это, солянокислотные обработки могут служить причиной возникновения ряда осложнений. В работе [6] специалистами ТатНИПИнефть в лабораторных условиях моделировалось взаимодействие солянокислотного состава с нефтью в пласте. Полученные результаты свидетельствуют о многократном увеличении содержания в нефти хлорорганических веществ. Данные соединения являются потенциально опасными и нежелательными компонентами, поскольку вызывают сильную коррозию нефтеперерабатывающего оборудования, особенно при предварительной гидроочистке, газофракционировании и риформинге [7], поэтому их содержание в товарной нефти строго регламентируется.

Важной проблемой использования соляной кислоты для интенсификации притока является внесение в продуктивный пласт солей железа [8]. При этом помимо коррозии насосно-компрессорных труб [9] основным путем попадания солей железа в продуктивный пласт является их накопление в самой кислоте при ее длительном хранении. Накопление солей железа в товарной форме кислоты возможно, в частности, вследствие нарушения целостности антикоррозионного покрытия стальных емкостей, несоблюдения условий хранения кислоты или частой смены емкостей для хранения. В результате этого снижается концентрация кислоты и увеличивается содержание солей железа, что ухудшает качество кислоты и снижает эффективность действия ингибиторов коррозии [8].

Ионы железа при попадании в пласт могут образовывать прочные ассоциаты с асфальтенами нефти, что способствует выпадению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), а также являются стабилизаторами стойких водонефтяных эмульсий. Данные явления ухудшают фильтрационно-емкостные характеристики призабойной зоны пласта (ПЗП) [10–12]. В условиях изменения структуры запасов в сторону увеличения доли тяжелой нефти с высоким содержанием асфальтенов необходимо не допускать дополнительной стимуляции их агрегирования. Кроме того, ионы железа при нейтрализации кислоты образуют объемный осадок гидрата окиси железа, который за счет высоких адгезионных свойств способствует дополнительной кольматации порового пространства [3, 13].

В связи с изложенным актуальной задачей является поиск путей совершенствования кислотной обработки за счет применения альтернативных кислотных составов, реагирующих с карбонатами кальция и магния с образованием растворимых соединений и позволяющих предотвратить образование хлорорганических соединений и снизить содержание ионов железа, вносимых в пласт с кислотой. При этом большая часть альтернативных кислот обладает более низкой скоростью взаимодействия с породой по сравнению с соляной кислотой, что не требует введения дополнительных замедлителей.

Однако, несмотря на перспективность применения, альтернативные кислоты в нефтедобывающей промышленности используются редко. В научно-технической литературе недостаточно полно отражены или практически отсутствуют результаты лабораторных исследований, направленных на создание эффективных бесхлорных составов для реальных объектов разработки, в том числе исследований взаимодействия с пластовыми флюидами, оптимизации составов и поиска эффективных многофункциональных добавок для таких составов.

Цель данной работы заключается в исследовании бесхлорных кислотных составов (БКС) на основе сульфаминовой кислоты и кислотогенерирующей смеси, модифицированных многофункциональным поверхностно-активным веществом (ПАВ), для применения в качестве реагентов в целях интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов.

ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для исследования и разработки БКС выбраны четыре объекта Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, приуроченных к неоднородным карбонатным коллекторам и характеризующихся низкой степенью выработанности начальных извлекаемых запасов и низкими темпами отбора углеводородов. Выбранные объекты имеют близкие геолого-физические характеристики и территориально привязаны к зоне ответственности единого нефтегазодобывающего управления. Содержание нефти от начальных извлекаемых запасов в карбонатных коллекторах этих месторождений составляет 45–74 %. Карбонатные коллекторы преимущественно сложены известняками нескольких структурно-генетических разностей, характеризующихся макро- и микротрещиноватостью. Средняя нефтенасыщенность составляет 0,71–0,78, пластовая температура – 25 °C.

Из выбранных объектов осуществлен отбор и доставка в лабораторию кернового материала и пластовых флюидов (нефти и пластовой воды) для исследования совместимости с кислотными составами.

В рамках исследования было изучено два варианта БКС: состав на основе сульфаминовой кислоты и бинарная кислотогенерирующая смесь.

Состав на основе сульфаминовой кислоты

В коллекторах c пластовой температурой до 60 °C сульфаминовая кислота (NH2SO3H) является перспективной альтернативой соляной кислоте. Сульфаминовая кислота по сравнению с соляной менее реакционно-способна в отношении карбонатной породы, что увеличивает глубину обработки ПЗП. Растворение карбонатов кальция и магния в сульфаминовой кислоте происходит с образованием хорошо растворимых в воде солей – сульфаматов [14, 15]:

CaCO3 + 2NH2SO3H

Ca(NH2SO3)2 + H2O + CO2, (1)

MgCO3 + 2NH2SO3H

Mg(NH2SO3)2 + H2O + CO2. (2)

К числу преимуществ сульфаминовой кислоты относится возможность хранить ее в сухом виде, что снижает риск загрязнения кислотного состава солями железа, образующимися при длительном хранении жидких кислот. Скорость коррозии стали для сульфаминовой кислоты значительно ниже, чем у соляной, поэтому ее рекомендовано использовать при многократных кислотных обработках [3, 14, 16].

Повышение эффективности действия сульфаминовой кислоты достигается за счет добавления ацетата аммония (CH3COONH4) [17]. Ацетат аммония, как соль, образованная слабой кислотой, будет вступать в реакцию с более сильной сульфаминовой кислотой с образованием уксусной кислоты:

2HSO3NH2 + CH3COONH4

NH2SO3NH4 + CH3COOH.    (3)

Уксусная кислота растворяет карбонаты кальция и магния в соответствии с реакциями:

2CH3COOH + CaCO3

(CH3COO)2Ca + H2O + CO2, (4)

2CH3COOH + MgCO3

(NH2SO3)2Mg + H2O + CO2, (5)

однако, поскольку уксусная кислота более слабая по сравнению с сульфаминовой (Ка = 1,74.10–5 и Ка = 0,98 соответственно), реакции протекают медленнее.

Кроме того, образующийся в реакции (3) сульфамат аммония, представляющий соль слабого основания, обратимо гидролизуется, обеспечивая генерацию кислоты в пласте:

NH2SO3NH4 NH2SO3H + NH3.            (6)

Результатом смешения ацетата аммония и сульфаминовой кислоты является снижение скорости реакции при сохранении высокой растворяющей способности состава в течение более длительного срока.

Кислотогенерирующая бинарная смесь

В целях предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования применяется также метод с использованием бинарной смеси для генерирования кислоты непосредственно на забое скважины и внутри пласта [3, 8]. Суть метода заключается в раздельной доставке на забой скважины по системе насосно-компрессорных труб и затрубному пространству растворов химических реагентов, практически нейтральных к стальным поверхностям и карбонатной породе.

Для создания кислотогенерирующей бинарной смеси использовались нитрат аммония и формалин. При их смешении протекает реакция:

4NH4NO3 + 6HCHO C6H12N4 +

+ 4HNO3 + 6H2O,   (7)

в результате которой образуется азотная кислота (HNO3), эффективно растворяющая карбонаты кальция и магния:

2HNO3 + CaCO3 Ca(NO3)2 +

+ H2O + CO2,          (8)

2HNO3 + MgCO3 Mg(NO3)2 +

+ H2O + CO2.          (9)

Реакция (7) является обратимой [3], однако при протекании реакций (8) и (9) равновесие по принципу Ле Шателье – Брауна смещается в сторону образования азотной кислоты, что приводит к равномерному расходу кислоты по мере растворения карбонатов и продвижения состава в удаленные зоны пласта.

Многофункциональное поверхностно-активное вещество для модификации кислотных составов

В кислотных составах ПАВ могут выполнять одну или одновременно несколько функций:

• снижение межфазного натяжения;

• изменение скорости растворения породы;

• деэмульгация;

• ингибирование коррозии;

• увеличение вязкости и др.

При выборе ПАВ необходимо учитывать их природу, поверхностную активность, стабильность, растворимость в кислой среде, сохранение активности после нейтрализации кислоты, совместимость с различными добавками и пластовыми флюидами и проч. [18].

В последнее время повышенный интерес вызывают цвиттер-ионные ПАВ (ЦПАВ) из‑за хорошей растворимости в воде при высоких концентрациях электролита, термостабильности и способности при определенных условиях к росту и развитию удлиненных цилиндрических мицелл, формирующих пространственные структуры внутри раствора, за счет чего раствор приобретает вязкоупругие свойства [19, 20].

В качестве ЦПАВ в работе использовался ПАВ из группы бетаинов, молекула которого содержит в качестве полярной части одновременно аминную и карбоксильную группы, а в качестве гидрофобной части – линейный углеводородный радикал R (рис. 1).

МЕТОДИКИ, ПРИМЕНЕННЫЕ В РАМКАХ ИССЛЕДОВАНИЯ

В работе использовались стандартные методы приготовления растворов, пробоподготовки, измерения рН, определения плотности, а также методы исследования, позволяющие более детально проанализировать физико-химические свойства пластовой воды, нефти, ЦПАВ и кислотных составов.

Методы исследования образцов пластовых флюидов

Измерение кинематической и расчет динамической вязкости нефти осуществлялись с использованием капиллярного стеклянного вискозиметра типа ВПЖ-2.

Методика измерения массовых концентраций асфальтенов, смол и парафина в нефти основана на последовательном осаждении асфальтенов н-гептаном, выделении из деасфальтизированного остатка нефти смолистых веществ на силикагеле и вымораживании парафина из деасфальтизированного и обессмоленного остатка нефти.

Определение минерального состава пластовой воды заключалось в комплексном измерении содержания шести групп ионов: кальция, магния, калия и натрия, хлора, карбоната и бикарбоната, сульфата (шестикомпонентный анализ).

Методы исследования цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества

Совместимость с пластовой водой фиксировали визуально. ПАВ считалось стабильным при отсутствии осадков, сильного помутнения раствора или разделения фаз при смешении с пластовой водой.

Измерение межфазного натяжения осуществлялось методом вращающейся капли с помощью тензиометра SVT-15N (DataPhysics, Германия).

Измерение краевого угла смачивания поверхности пород осуществлялось методом сидячей капли с помощью оптического прибора модели ОСА 15ЕС с видеоподдержкой (DataPhysics, Германия). Исследования смачивающей способности проводили на поверхности образцов породы-коллектора, при этом образцы не экстрагировались для сохранения естественной гидрофобности.

Динамическая вязкость растворов ПАВ определялась с использованием синусоидального вибровискозиметра SV-10 (A&D, Япония), позволяющего измерять вязкость жидких сред в широком диапазоне значений от 0,3 до 10 000 мПа.с с высокой точностью и воспроизводимостью результатов. Особенностью измерения вязкости с помощью вибровискозиметра является сохранение структуры исследуемой жидкости в процессе измерения для получения более точных данных о вязкости коллоидных структурированных систем и других неньютоновских жидкостей.

Измерение размера мицелл ПАВ в водных растворах осуществлялось методом динамического рассеяния света по ГОСТ 8.774–2011 «Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Дисперсный состав жидких сред. Определение размеров частиц по динамическому рассеянию света» с помощью анализатора Zetasizer Nano ZS (Malvern Instruments, Англия).

Реологические кривые растворов вязкоупругих ПАВ получены с помощью вискозиметра Rheomat RM180 (Mettler-Toledo, Швейцария) в диапазоне скоростей сдвига 6,5–129,0 с–1 при температуре 25 °C.

Методы исследования кислотных составов

Коррозионная активность кислотных составов определялась по потере массы стальных пластинок (стали марки Ст3сп) определенных геометрических размеров после их выдерживания в течение 24 ч в испытуемых кислотных составах при 25 °C (гравиметрический метод).

Растворяющие свойства кислотных составов оценивались по скорости растворения карбоната кальция. Кроме того, производился расчет растворяющей способности кислоты (масса породы, растворенная в единице объема кислоты).

Эмульгирующие свойства составов определялись путем оценки стабильности эмульсий, приготовленных из безводной нефти и кислотного состава, по сравнению с эмульсией, приготовленной из безводной нефти и пластовой воды. Объемное соотношение углеводородной и водной фаз составляло 1:1. Количественно эмульгирующие свойства кислотных составов оценивали путем расчета степени разделения эмульсии. Степень разделения 100 % показывает, что эмульсия полностью разделилась на водную и углеводородную фазы.

Совместимость с пластовой нефтью определялась путем проливания приготовленных эмульсий «кислотный состав – нефть» через мелкоячеистое сито. На поверхности мелкоячеистого сита качественно фиксировалось наличие осадков. Кислотный состав считался совместимым с пластовой нефтью при отсутствии осадков или сгустков на поверхности сита.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Свойства объектов воздействия

Образцы породы состоят более чем на 90 % из кальцита (CaCO3), также в составе породы представлено небольшое количество доломита (табл. 1). Высокое содержание кальцита в составе породы из‑за его высокой реакционной способности подтверждает целесообразность применения кислот замедленного действия.

Образцы нефти карбонатных пластов (табл. 2) относятся к типу высоковязких (вязкость > 30 мПа.с) и особо высокосернистых нефтей (содержание серы > 3,5 %), что, вероятно, объясняется высоким содержанием высокомолекулярных компонентов – асфальтенов, смол, парафинов. Как известно, соединения с конденсированными бензольными кольцами, к которым относятся асфальтены и некоторые смолы, более предрасположены к взаимодействию с хлороводородом [6]. Высокое их содержание также подтверждает актуальность применения бесхлорных составов. Кроме того, важно снизить количество соединений железа, вносимых в пласт, из‑за высоких рисков образования железоасфальтеновых ассоциатов.

Образцы пластовых вод (табл. 3) представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа. Высокая минерализация, как правило, осложняет процессы химического воздействия из‑за возможного выпадения вторичных осадков.

Многофункциональное поверхностно-активное вещество для модификации бесхлорных кислотных составов

Товарная форма ЦПАВ представляет собой неагрессивную подвижную морозоустойчивую жидкость (табл. 4), поэтому ее дозировку для внесения в состав можно проводить как на базе по приготовлению составов, так и в промысловых условиях. Совместимость со всеми образцами пластовой воды показывает высокую толерантность данного ПАВ к минерализации.

ЦПАВ обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе с нефтями выбранных объектов до значений менее 1 мН / м (рис. 2), что улучшает проникающую способность кислотных составов в мелкие поры пласта за счет снижения капиллярных сил.

Снижение капиллярных сил достигается также за счет улучшения смачиваемости породы. По сравнению с образцами пластовой воды даже небольшая добавка ЦПАВ (0,2 %) позволяет уменьшить краевой угол смачивания породы до значений менее 90° (табл. 5), изменяя характер смачиваемости на преимущественно гидрофильный.

Одна из возможных функций ЦПАВ заключается в выравнивании фронта воздействия кислотного состава путем увеличения вязкости при смешении с пластовой водой хлоридно-кальциевого типа, то есть в действии в качестве самоотклонителя. Водные растворы ЦПАВ, приготовленные на основе высокоминерализованной воды, характеризуются высокой вязкостью (рис. 3) и проявляют неньютоновский (псевдопластичный) характер (рис. 4).

Значительное снижение вязкости при увеличении сдвиговых деформаций (скорости сдвига) свидетельствует о наличии в растворах ЦПАВ анизометричных частиц, которые в исходном состоянии образуют пространственную сетку, а при деформационном сдвиге (при увеличении скорости сдвига) ориентируются в направлении течения. Кратное увеличение значений среднего размера мицелл ЦПАВ в высокоминерализованных растворах по сравнению с деионизированной водой (табл. 6) подтверждает сказанное.

Выявлено, что ЦПАВ в БКС проявляет функциональные свойства ингибитора коррозии. При длительной выдержке (24 ч) стальных пластин в растворах смеси сульфаминовой кислоты и ацетата аммония добавка ЦПАВ позволяет кратно снизить скорость кислотной коррозии стали (табл. 7).

Для бинарной кислотогенерирующей смеси получено, что первый компонент – раствор формалина – практически не вызывает коррозию металла, что согласуется с данными о его использовании в качестве ингибитора кислотной коррозии [21], а второй компонент – раствор нитрата аммония – при длительной выдержке стальных пластин в его концентрированном растворе вызывает сильную коррозию стали из‑за протекания электрохимических процессов (табл. 7). Поэтому ЦПАВ добавлялся к нитрату аммония, при этом скорость коррозии была многократно снижена. Стоит отметить, что при исследовании коррозии в растворах кислотогенерирующей смеси концентрации брались в два раза выше расчетных исходя из двукратного разбавления растворов при их смешении. Таким образом, добавка ЦПАВ обеспечивает достижение требуемых значений скорости коррозии для БКС – менее 0,2 г / (м2.ч).

Свойства бесхлорных кислотных составов, модифицированных многофункциональным поверхностно-активным веществом

В качестве базовых БКС для исследований использовались два состава:

• состав 1: сульфаминовая кислота – 10; ацетат аммония – 5; ЦПАВ – 2,4;

• состав 2: формалин – 21; нитрат аммония – 15, ЦПАВ – 2,4.

Исходя из полученных данных о растворяющих свойствах БКС в сравнении с 10 %-ной ингибированной соляной кислотой (рис. 5) выявлено, что скорость растворения мрамора в 10 %-ной соляной кислоте значительно выше, чем в составах 1 и 2, при этом растворяющая способность соляной кислоты практически достигает максимального значения для данной кислоты уже за 30 мин протекания реакции. Составы 1 и 2 имеют более пролонгированное действие, о чем свидетельствует большой запас реакционной способности, выраженный в разнице между максимальной растворяющей способностью состава (рассчитанной теоретически) и растворяющей способностью состава за 30 мин. Следует отметить, что состав 2 в течение исследуемого времени обладает меньшей скоростью растворения мрамора, что связано с тем, что равновесие в реакции между формалином и нитратом аммония, соответствующее максимальной концентрации азотной кислоты, устанавливается за определенный промежуток времени [8].

Кислотные составы, применяемые в процессах интенсификации, находясь в контакте с пластовой системой, могут образовывать стойкие обратные эмульсии. Это негативно влияет на эффективность кислотных обработок, так как высокая вязкость таких эмульсий обусловливает снижение дебита скважин и затрудняет процесс подготовки скважинной продукции. Поэтому исследование образования стойких эмульсий при контакте кислотного состава с пластовой нефтью является обязательным. Полученные результаты по эмульгирующим свойствам БКС (табл. 8) свидетельствует о том, что бесхлорные составы не оказывают стабилизирующего влияния при образовании эмульсии с нефтями карбонатных пластов: степень расслоения эмульсий на основе БКС через 24 ч составляет 97–100 %, а эмульсий на основе пластовой воды – 10–20 %.

При контакте кислотных составов с нефтью также велика вероятность выпадения АСПО. Проведенные исследования совместимости с пластовой нефтью (табл. 9) показывают, что в сравнении с ингибированной соляной кислотой БКС не инициируют выпадение АСПО и полностью совместимы с нефтью выбранных объектов для воздействия, что, по всей видимости, связано со значительно меньшим содержанием железа в БКС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В условиях постепенного истощения запасов легкой нефти низкая себестоимость солянокислотных обработок не оправдывает риски проведения мероприятий по интенсификации притока, в числе которых возможность образования хлорорганических соединений и внесение в пластовую систему ионов железа. Применение альтернативных бесхлорных составов, таких как состав на основе сульфаминовой кислоты или бинарная кислотогенерирующая смесь, позволяют избежать вышеуказанных проблем.

2. Свойства выделенных объектов, наблюдавшиеся в ходе исследования, в совокупности с геолого-физическими свойствами карбонатных коллекторов позволяют заключить, что для данных объектов в качестве метода интенсификации перспективно применение альтернативных кислотных составов, не содержащих хлороводород.

3. Для модификации БКС предлагается использовать в качестве добавки ЦПАВ, выполняющее функции:

• реагента, улучшающего проникновение составов в мелкие поры за счет уменьшения капиллярных сил;

• самоотклонителя за счет образования при смешении с пластовой водой псевдопластичных вязких растворов;

• ингибитора коррозии стали, поскольку на фоне применения ЦПАВ происходит снижение коррозии стали и, соответственно, уменьшение количества железа, вносимого в пласт.

4. Исследованные составы БКС, модифицированные ПАВ, обладают пролонгированным действием, не способствуют стабилизации эмульсий и выпадению высокомолекулярных компонентов нефти карбонатных пластов и могут быть рекомендованы для интенсификации притока, однако однозначное решение может быть принято только при моделировании процесса интенсификации на физических моделях пласта путем проведения фильтрационных экспериментов.

Таблица 1. Минеральный состав образцов кернового материала

Table 1. Mineral composition of the core material samples

Таблица 2. Компонентный состав и физико-химические показатели образцов нефти

Table 2. Volume components and physico-chemical characteristics of oil samples

Таблица 3. Компонентный состав и физико-химические показатели образцов пластовой воды

Table 3. Volume components and physico-chemical parameters of formation water samples

Таблица 4. Физико-химические параметры товарной формы цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества

Table 4. Physico-chemical parameters of the commodity form of the zwitterionic surfactant

Таблица 5. Краевой угол смачивания поверхности породы образцов кернового материала пластовыми водами и раствором цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества

Table 5. The wetting angle of the rock surface of core material samples with formation water and the zwitterionic surfactant solution

Таблица 6. Средний размер частиц в растворах цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, приготовленных на различных водах, с массовой долей цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества 2,4 %

Table 6. Mean particle size in solutions of zwitterionic surfactants prepared in various waters, with a mass fraction of zwitterionic surfactant 2.4%

Таблица 7. Скорость коррозии для бесхлорных кислотных составов с добавкой цвиттер-ионного поверхностно-активного вещества

Table 7. Corrosion rate for chlorine-free acid compositions with the addition of a zwitterionic surfactant

Таблица 8. Эмульгирующие свойства бесхлорных кислотных составов

Table 8. Emulsifying properties of chlorine-free acid composition

Таблица 9. Результаты исследования совместимости с пластовой нефтью бесхлорных кислотных составов в сравнении с ингибированной соляной кислотой

Table 9. The results of the study of compatibility with formation oil of chlorine-free acid compositions in comparison with inhibited hydrochloric acid

Система технического обслуживания объектов добычи ПАО «Газпром» направлена на повышение эффективности и обеспечение эксплуатационной надежности технологического оборудования, применяемого на объектах, и трубопроводов.

В значительной мере эти цели достигаются за счет оптимального планирования и выполнения комплексных диагностических обследований, оценки текущего и прогнозируемого технического состояния конструктивных элементов, планирования технического обслуживания и ремонта на основе регламентного подхода и данных о фактическом техническом состоянии.

Важными составляющими на этапе эксплуатации являются работы, выполняемые в рамках экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), прежде всего в части обоснования возможности и продолжительности продления срока безопасной эксплуатации технологических объектов. В целом ЭПБ – одна из наиболее востребованных форм государственного контроля технического состояния опасных производственных объектов (ОПО). Для повышения технической и экономической эффективности работ по ЭПБ необходимо обеспечить максимальную сбалансированность в части порядка выполнения работ, применяемых методов и критериев оценки, включая обоснование нормативно устанавливаемых показателей, информационной основы, исходя из необходимости безусловного выполнения задач государственного контроля с учетом технических и организационных возможностей эксплуатирующих организаций.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА НОРМАТИВНО-ПРАВОВЫХ ДОКУМЕНТОВ, РЕГЛАМЕНТИРУЮЩИХ ВОПРОСЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Правовое регулирование в области промышленной безопасности осуществляется в соответствии с комплексом федеральных законов и нормативных актов. В рамках анализа, результаты которого представлены в данной статье, рассмотрены положения таких действующих документов, как:

• Федеральный закон № 116‑ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1];

• Федеральные нормы и правила (ФНиП) в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» [2];

• Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» [3].

Кроме того, проанализированы следующие документы:

• Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах [4] (Приказ Минприроды РФ № 195 от 30.06.2009, которым был утвержден данный документ, утратил силу с 17.08.2014 на основании Приказа Минприроды РФ № 173 от 08.04.2014);

• Временный порядок утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности [5] (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору № 436 от 01.08.2012, которым был утвержден временный порядок, фактически утратил силу в связи с утверждением ФНиП [2] Приказом Ростехнадзора № 538 от 14.11.2013).

Основополагающим документом в области обеспечения промышленной безопасности является принятый в 1996 г. Федеральный закон № 116‑ФЗ [1], неоднократно подвергавшийся изменениям и дополнениям.

В развитие положений [1] разработаны ФНиП, регулирующие отдельные вопросы обеспечения промышленной безопасности. Эти документы разрабатываются и утверждаются в порядке, установленном Правительством РФ. Отдельные вопросы регулируются постановлениями правительства и нормативно-распорядительными документами Ростехнадзора.

Применительно ко всем рассмотренным документам необходимо в первую очередь отметить недостатки в части формирования понятийного аппарата, не обеспечивающего идентичного и однозначного толкования даже ключевых понятий, терминов и определений. Стоит отметить, что используемые в тексте проанализированных нормативных документов понятия не представлены в разделах «Термины и определения».

В ряде случаев в рамках одного тематического блока применяются близкие по смыслу и форме представления, но не совпадающие понятия, без уточняющих смысловую нагрузку определений и обоснования области их применения.

В качестве примера можно привести следующие термины и определения, относящиеся к сроку службы технических устройств, зданий и сооружений на ОПО:

• назначенный ресурс, или срок службы;

• срок безопасной эксплуатации;

• срок эксплуатации, установленный в технических регламентах;

• назначенный срок эксплуатации;

• нормативный срок эксплуатации;

• расчетный срок эксплуатации;

• срок до прогнозируемого наступления предельного состояния (остаточный ресурс);

• продление срока эксплуатации (без эпитета «безопасной»);

• нормативный (расчетный) срок эксплуатации.

Каждый из приведенных терминов отражает один или несколько смысловых нюансов. Необходима корректировка текстов документов в целях обеспечения единообразного применения понятий, терминов и определений в рамках унифицированного подхода с учетом особенностей и областей применения.

Так, в [1] введено понятие технического устройства, эксплуатируемого на ОПО. При этом понятия «здания» и «сооружения» не включены в перечень основных понятий, приведенных в ст. 1 главы 1. Тем не менее далее в тексте используются понятия «здания» и «сооружения» на ОПО применительно к целям и задачам закона [1].

Одно из принципиальных положений закона [1] состоит в необходимости проведения ЭПБ технических устройств, зданий и сооружений, эксплуатируемых на ОПО. Основанием для проведения экспертизы являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области промышленной безопасности, устанавливающих требования по проведению экспертизы. Порядок проведения ЭПБ в целях продления срока безопасной эксплуатации был установлен [4], порядок утверждения заключений ЭПБ устанавливался в соответствии с [5]. В настоящее время общие правила проведения ЭПБ установлены [2].

В соответствии с требованиями [1] технические устройства на ОПО подлежат экспертизе промышленной безопасности:

• до начала применения на ОПО;

• по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки технического устройства, установленных производителем;

• при отсутствии в технической документации данных о сроке службы технического устройства, если фактический срок его службы превышает 20 лет.

При этом из положений ст. 7 [1] следует, что в пределах срока службы, не превышающего 20 лет, обязательное определение и нормативное закрепление назначенного срока службы технического устройства не требуется.

В то же время аналогичные требования для зданий и сооружений не приведены в [1] в явной форме. В п. 1 ст. 13 указано, что экспертизе промышленной безопасности подлежат также здания и сооружения на ОПО, однако указания на то, при каких условиях должна быть проведена ЭПБ зданий и сооружений, в [1] отсутствуют.

Согласно [2] техническое устройство, применяемое на ОПО, подлежит экспертизе (если техническим регламентом не установлена иная форма оценки соответствия указанного устройства обязательным требованиям):

• до начала применения на ОПО;

• по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки технического устройства, установленных производителем;

• при отсутствии в технической документации данных о сроке службы технического устройства, если фактический срок его службы превышает 20 лет;

• после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов технического устройства, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ОПО, в результате которых техническое устройство было повреждено.

Очевидно, что перечень условий, при которых ЭПБ технических устройств на ОПО должна быть проведена, представленный в [2], не тождественен перечню в [1] за счет включения дополнительного требования, касающегося ситуаций, связанных с изменением конструкции и со смежными вопросами.

Здания и сооружения на ОПО, предназначенные для осуществления технологических процессов, согласно [2] подлежат экспертизе:

• в случае истечения срока эксплуатации здания или сооружения, установленного проектной документацией;

• в случае отсутствия проектной документации либо отсутствия в проектной документации данных о сроке эксплуатации здания или сооружения;

• после аварии на опасном производственном объекте, в результате которой были повреждены несущие конструкции данных зданий и сооружений;

• по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы;

• при возникновении сверхнормативных деформаций здания или сооружения.

Таким образом, в отличие от технических устройств экспертиза зданий и сооружений на ОПО, предназначенных для осуществления технологических процессов, проводится при наличии соответствующих требований промышленной безопасности к таким зданиям и сооружениям.

Может быть сделан вывод, что ЭПБ в обязательном порядке следует проводить только в случае, если существуют разработанные и принятые в установленном порядке требования промышленной безопасности к зданиям и сооружениям на ОПО. Соответствующие здания и сооружения должны обладать групповыми признаками, удовлетворяющими установленным критериям. В отсутствие требований ЭПБ не проводится.

В целом ЭПБ проводится в целях определения соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиям промышленной безопасности и основывается на принципах независимости, объективности, всесторонности и полноты исследований, проводимых с использованием современных достижений науки и техники.

При проведении экспертизы должна быть оценена полнота и достоверность относящихся к объекту экспертизы документов, предоставленных заказчиком, определены показатели фактического состояния технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах.

В п. 28 [2] указано, что по результатам экспертизы технического устройства, зданий и сооружений опасных производственных объектов в заключении экспертизы дополнительно приводятся расчетные и аналитические процедуры оценки и прогнозирования технического состояния объекта экспертизы, включающие определение остаточного ресурса (срока службы) с отражением в выводах заключения экспертизы установленного срока дальнейшей безопасной эксплуатации объекта экспертизы с указанием условий этой эксплуатации.

Таким образом, важная новация состоит в том, что оценка остаточного ресурса (срока службы) с последующим приведением в заключении ЭПБ установленного срока дальнейшей безопасной эксплуатации объекта экспертизы является обязательной составной частью процедуры ЭПБ.

Однако в [2] определения остаточного ресурса, остаточного срока службы, назначенного срока службы и ряда других ключевых в области ЭПБ понятий и терминов не приведены. Не содержатся в [2] и ссылки на нормативные документы, в которых приведены соответствующие понятия, термины и определения.

В сложившихся обстоятельствах допустимо и целесообразно применительно к вопросам оценки ресурса, срока службы и смежных понятий, в частности предельного состояния, использовать понятия, термины и определения, приведенные в [6].

В частности, в соответствии с [6] различают понятия срока службы и ресурса. Различие связано с тем, что срок службы измеряют в календарном времени, а ресурс, как правило, в единицах, характеризующих наработку изделия или объекта в показателях, привязанных к технологическим режимам, например в циклах нагружения.

Согласно [6] предельным считается состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

Критерием предельного состояния является наличие признака или совокупности признаков, установленных нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния.

Для отнесения текущего состояния к предельному достаточно наличия хотя бы одного из характеристических признаков, включенных в определение предельного состояния, таких как:

а) недопустимость дальнейшей эксплуатации;

б) невозможность восстановления работоспособного состояния;

в) нецелесообразность дальнейшей эксплуатации;

г) нецелесообразность восстановления работоспособного состояния.

Применительно к целям обеспечения промышленной безопасности за рамки рассмотрения могут быть выведены критерии «в» и «г» как относящиеся к сфере компетенции собственника объекта или эксплуатирующей организации.

Разумеется, для восстанавливаемых объектов (систем), к которым может быть отнесена значительная часть технологического оборудования, эксплуатируемого на объектах добычи, существует техническая возможность восстановления свойств до заданного уровня при отсутствии ограничений на состав и объем выполняемых ремонтно-восстановительных работ. В этом смысле критерий «б» можно рассматривать в качестве подмножества критерия «г» с трактовкой понятия невозможности восстановления как следствия нецелесообразности восстановления, оцененной на основе совокупности технических, организационных и экономических критериев.

Критерий «б» может иметь самостоятельное значение для объектов с ограниченной ремонто- и контролепригодностью.

Очевидно, что критерии предельного состояния должны быть сформулированы таким образом, чтобы обеспечить выполнение требований промышленной безопасности при всех установленных режимах эксплуатации ОПО.

В соответствии с [1] эксплуатирующая организация обязана приостанавливать эксплуатацию ОПО самостоятельно или по решению суда в случае аварии или инцидента на объекте, а также в случае обнаружения вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность.

В соответствии с требованиями [3] эксплуатирующая организация обязана ограничивать режим работы или приостанавливать эксплуатацию ОПО магистральных трубопроводов в случае выявления признаков аварии или инцидента. При этом введено дополнительное условие: если «при этом возникает угроза нанесения вреда жизни и здоровью работников и / или третьим лицам».

И здесь также в нормативных документах отсутствует единообразие трактовки. В [1] событие квалифицируется как авария, если происходит разрушение сооружений или технических устройств, применяемых на ОПО, неконтролируемый взрыв или выброс опасных веществ. Согласно ст. 1 [1] промышленная безопасность опасных производственных объектов – состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий. Положения [1] определяют правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов, направленные на предупреждение аварий.

В [2] определения понятий «авария» и «инцидент» не приведены, однако п. 1 [2] устанавливает требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий.

В то же время в [1] не включено требование обеспечения абсолютной безаварийности при эксплуатации ОПО. Эксплуатирующая организация обязана:

• осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварии;

• принимать участие в техническом расследовании причин аварии на ОПО, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных аварий;

• анализировать причины возникновения инцидента на ОПО, принимать меры по устранению указанных причин и профилактике подобных инцидентов;

• своевременно информировать в установленном порядке федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности, его территориальные органы, а также иные органы государственной власти, органы местного самоуправления и население об аварии на ОПО;

• принимать меры по защите жизни и здоровья работников в случае аварии на ОПО;

• вести учет аварий и инцидентов на ОПО;

• представлять в федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности или в его территориальный орган информацию о количестве аварий и инцидентов, причинах их возникновения и принятых мерах.

То есть авария на ОПО рассматривается как чрезвычайное событие, возникновение которого нельзя полностью исключить даже с учетом реализации максимально полной системы технических и организационных мероприятий.

Признаком исключительности указанного события является то, что при аварии возникает необходимость реализации дополнительных мер, включающих в себя мероприятия по расследованию и устранению причин ее возникновения, информирование уполномоченных органов, ведение учета и обеспечение безопасности персонала и третьих лиц.

По каждому факту возникновения аварии на ОПО специальная комиссия, возглавляемая представителем федерального органа исполнительной власти в области промышленной безопасности или его территориального органа, проводит техническое расследование причин аварии.

Подход [2] к аварийным ситуациям в целом отличается от подхода, реализованного в [1]. И противоречивость отдельных положений [2] является следствием двойственного подхода к оценке самой возможности возникновения аварийной ситуации.

Так, в п. 22 и 36 [2] приведены требования, касающиеся обеспечения безаварийного (по причине коррозии) функционирования ОПО в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией. Далее в п. 56 приведено аналогичное в части обеспечения безаварийности требование к порядку проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ОПО исходя из условий обеспечения бесперебойной эксплуатации ОПО. Одновременно с этим в п. 102 раздела VI «Предупреждение и ликвидация аварий» приведено положение, касающееся функций эксплуатирующей организации в части принятия организационных и технических мер для обеспечения безаварийного функционирования ОПО, ограничения воздействия последствий аварий на население и окружающую среду, готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии.

Таким образом, [2] одновременно содержит требования безусловного обеспечения безаварийной и бесперебойной работы и регламентирует порядок действий при возникновении аварийной ситуации, недопустимой исходя из требования безаварийной работы.

Дополнительный диссонанс в структуру требований к промышленной безопасности вносят разделы, регламентирующие общие подходы к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на магистральных трубопроводах.

Количественная оценка риска не может быть выполнена без оценки вероятностей возникновения аварий, соответствующих заданным расчетным ситуациям. Совершенно очевидно, что комплексом технических и организационных мероприятий вероятность аварии может быть снижена до сколь угодно малой величины, но никогда не будет равна нулю.

Буквальная трактовка требования обеспечить абсолютную безаварийность эксплуатации может привести к тому, что его выполнение будет невозможно без неоправданно высоких материально-технических и финансовых затрат. Поэтому необходима корректировка положений [2] для уточнения целевых требований в части обеспечения безаварийной эксплуатации, системы характеристических показателей и критериев достижения нормативно устанавливаемых показателей.

Выполнение оценки технического состояния, ЭПБ на основе совместного применения детерминистических и вероятностных методов, включая количественный анализ риска, соответствует общим тенденциям совершенствования методов оценки, в том числе последовательно развиваемых в рамках системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы (СУТСЦ ГТС) ПАО «Газпром».

Одновременно с этим необходимо отметить, что в отличие от общепринятого подхода, при котором количественная оценка риска зависит от вероятности возникновения аварии и прогнозируемого при ее возникновении ущерба, в [2] реализован подход, не учитывающий в явной форме последствия аварий.

Таким образом, разделы, регламентирующие порядок проведения анализа риска, нуждаются в существенной переработке. Представляется целесообразным при такой доработке максимально учесть научный и практический опыт ПАО «Газпром», накопленный при создании СУТСЦ ГТС, в том числе положения нормативных документов ПАО «Газпром» по оценке риска.

ВЫВОДЫ

По результатам проведенного анализа могут быть сделаны следующие выводы.

1. Понятийный аппарат, применяемый в юридических и нормативных документах федерального уровня, не обеспечивает идентичного и однозначного толкования даже ключевых понятий, терминов и определений. При этом понятия, фактически используемые в тексте нормативных документов, не представлены в разделах «Термины и определения».

В ряде случаев в рамках одного тематического блока применены близкие по смыслу и форме представления, но не совпадающие понятия без уточняющих смысловую нагрузку определений и обоснования области их применения.

Актуальной задачей является проведение взаимосогласованной корректировки текстов нормативных документов в целях обеспечения единообразного применения понятий, терминов и определений в рамках унифицированного подхода с учетом особенностей и областей применения.

2. В нормативных документах не содержатся четкие и однозначно трактуемые критерии формирования перечня технических устройств, подлежащих ЭПБ в соответствии с установленными правилами.

Так, согласно ст. 1 [1] техническими устройствами, применяемыми на ОПО, являются машины, технологическое оборудование, системы машин и (или) оборудования, агрегаты, аппаратура, механизмы, применяемые при эксплуатации опасного производственного объекта.

В условиях отсутствия критериев выбора технических устройств, подлежащих ЭПБ, в документах федерального уровня, включая документы Ростехнадзора, детальный перечень или критерии его формирования для практического применения могут быть разработаны по результатам согласительной процедуры с уполномоченными подразделениями Ростехнадзора.

Поглощение H2S является критически важным с точки зрения обеспечения бесперебойной добычи и первичной переработки сырья, а также безопасности эксплуатации производственных объектов.

Наиболее часто для поглощения сероводорода применяются нерегенерируемые соединения на основе триазина. Триазин обеспечивает очень быструю кинетику удаления H₂S в газовой фазе, однако при взаимодействии триазина с H₂S образуется промежуточное звено реакции – полимеризующийся дитиазин. Пары этих химикатов смертельно опасны при вдыхании. Кроме того, при использовании триазинов в системе утилизации H₂S, особенно в газовой системе, может образовываться большое количество отложений (полимеров).

Эффективным решением проблемы является применение ASB 1292 на основе оксазолидина, не допускающего образования нерастворимых веществ и осадков. При этом в сравнении с традиционными поглотителями H₂S на основе триазинов для этого потребуется меньшая доза химиката. В целом применение ASB 1292 за счет снижения содержания сероводорода способствует:

• повышению уровня безопасности;

• снижению скорости коррозии;

• сохранению целостности объекта;

• снижению необходимости замены оборудования;

• соблюдению ограничений по контрактам на продажу в отношении содержания H₂S.

Продукты линейки ASB за счет своего химического состава являются уникальным решением для обработки нефтепродуктов в условиях рабочих температур без подогрева (ниже 93 °C).

Кроме того, ASB 1292 может использоваться для устранения неприятного запаха при разработке и освоении нефтегазовых месторождений.

Практическое применение ASB 1292

ASB 1292 показал прекрасные результаты при использовании для снижения уровня H₂S при подаче газа по подводному трубопроводу с крупного нефтегазового месторождения в Северном море на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). На фоне применения поглотителя удалось достичь снижения уровня сероводорода до 15 мг / см³ – экспортного лимита, основанного на коммерческом соглашении.

До использования ASB 1292 удаление H₂S на месторождении происходило путем ввода чистого MEA-триазина.

ASB 1292 впрыскивался в газовой фазе в ходе полевых испытаний, проведенных в целях оценки производительности и регулирования скорости обработки.

В рамках испытаний введение ASB 1292 позволило добиться очень высокой скорости удаления H₂S и достичь стабильности во всем процессе обработки и разделения газа. При этом осаждений в системе утилизации не наблюдалось. Результаты испытаний представлены на рисунке.

Основные характеристики ASB 1292

ООО «ТОТАЛ ВОСТОК»

125196, РФ, г. Москва,

ул. Лесная, д. 7

Тел.: +7 (495) 937-37-84

e-mail: info@total-russia.ru

www.total-lub.ru

ВВЕДЕНИЕ

Использование противотурбулентных присадок (ПТП) для уменьшения гидравлического сопротивления течению нефти и нефтепродуктов при перекачке по трубопроводам за последние годы вошло в число стандартных технологий трубопроводного транспорта углеводородных жидкостей. Однако поскольку использование данной технологии связано со значительными затратами на производство и с последующим использованием присадок, вносимых пусть и в малых концентрациях, но в весьма большие объемы транспортируемой жидкости, все большее значение приобретает проблема тестирования ПТП на экспериментальных стендах и лабораторных установках. Иными словами, актуальность приобрел вопрос разработки простых и достаточно надежных методик вычисления коэффициента гидравлического сопротивления жидкости, обработанной ПТП, тем более что в 2019 г. на территории особой экономической зоны «Алабуга» компания ПАО «Транснефть» начала локализованное производство отечественных противотурбулентных присадок.

Одним из методов определения гидравлических свойств присадок является тестирование ПТП в приборах ротационного типа, в частности в так называемых дисковых реометрах [1–5]. Диск реометра вращается внутри неподвижного горизонтального кожуха, заполненного жидкостью (нефтью или нефтепродуктом). Вращение создается электродвигателем, вертикальный вал которого жестко соединен с диском. В зазоре между плоскостью диска и параллельными ему плоскостями оснований кожуха возникает радиально-симметричное сдвиговое течение жидкости. Окружная составляющая скорости жидкости V изменяется по вертикали от 0 на неподвижном основании кожуха до V = .r на поверхности диска, где – угловая скорость вращения диска, с–1, а r – расстояние от рассматриваемой точки поверхности диска до оси вращения (0 < r ≤ R0, R0 – радиус диска, м), м.

Возникающее течение оказывает сопротивление вращению, причем величина касательного напряжения, МПа, рассчитываемого по формуле

,

где – плотность жидкости, кг / м3, зависит как от скорости движения диска относительно неподвижного основания V(r), так и от режима течения, определяемого коэффициентом гидравлического трения Cf на поверхности диска. Силы гидравлического трения вращающегося диска о жидкость обуславливают дополнительный момент M() сопротивления, величина которого определяется выражением:

,               (1)

где d – внутренний диаметр трубопровода, мм.

Очевидно, что чем быстрее вращается диск, тем больше величина момента сил гидравлического сопротивления и тем больше момент, который должен развивать привод реометра.

Метод тестирования ПТП в дисковом реометре основан на измерении момента M0 сил сопротивления и выяснении, насколько уменьшится данный момент ∆M в результате введения в жидкость присадки в концентрации . Эффективность присадки DR, %, определяется относительным уменьшением момента сил сопротивления ∆M / M0 [1–5]:

.               (2)

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

На рис. 1 представлены результаты экспериментов по тестированию присадки Necadd-447 (Финляндия) [5]. Присадка была внесена в летнее дизельное топливо, заполняющее полость дискового реометра «РЕОД-1‑ЭЛ», в концентрации 11 ≤ ≤ 60 г / т. Радиус диска реометра R0 ≈ 147 мм, высота рабочего зазора между плоскостью вращающегося диска и параллельной ей неподвижной плоскостью основания корпуса реометра H ≈ 6,3 мм, удлинение зазора R0 / H ≈ 23 мм. Частота вращения диска изменилась в диапазоне от (10÷90) .103, с–1. По мере увеличения угловой скорости вращения росло и число Рейнольдса диска Red. Диапазон изменения Red составлял 0 ≤ Red ≤ 600.103.

На основании результатов, представленных в работе [5], можно сделать следующие выводы:

• влияние ПТП проявляется не сразу после начала вращения диска, а лишь после того, как число Рейнольдса диска Red достигает некоторого критического значения (Red ≈ 240.103), при котором происходит турбулизация течения в зазоре между плоскостью диска и основанием корпуса реометра. Иными словами, ПТП не действует в области ламинарного течения;

• влияние ПТП на течение жидкости в реометре аналогично влиянию этой же присадки на турбулентное течение жидкости в трубопроводе: при увеличении концентрации ПТП эффект уменьшения сопротивления также увеличивается;

• в присутствии ПТП увеличивается зона, в которой шероховатая поверхность диска ведет себя как гидравлически гладкая;

• при весьма больших значениях числа Рейнольдса (Red > 600.103) наступает деградация эффекта Томса, связанная с необратимой деструкцией макромолекул ПТП.

АНАЛИЗ И ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Результаты, описанные в работе [5], были получены в ходе опытов с конкретной жидкостью (дизельным топливом) и конкретной противотурбулентной присадкой (Necadd-447). Однако они типичны для тестирования любых ПТП в дисковых реометрах [3–5]. В то же время необходимо отметить следующее:

1) течение жидкости внутри корпуса реометра не является подобным течению жидкости в трубопроводе, поскольку геометрия областей такого течения в реометре и в трубопроводе отличается, поэтому число Рейнольдса диска Red не может служить критерием их подобия;

2) если течение жидкости в трубопроводе либо ламинарное, либо турбулентное, то в зазоре реометра при любой угловой скорости вращения диска вблизи его оси существует область ламинарного течения, в которой ПТП вообще не действует, а ближе к периферии – область турбулентного течения. При этом в области диска с турбулентным течением жидкости гидравлическое сопротивление изменяется в зависимости от расстояния до оси. Именно поэтому результаты определения гидравлической эффективности присадки DR в ходе опытов на дисковом реометре не относятся к какому‑то определенному числу Рейнольдса, но являются интегральными, т. е. осредненными по плоскости вращающегося диска;

3) по мере увеличения угловой скорости вращения диска турбулентное течение возникает на периферии диска, а затем область турбулентного течения постепенно расширяется, что может вести к увеличению гидравлической эффективности DR, наблюдаемому в экспериментах;

4) для большинства ПТП эффект уменьшения гидравлического сопротивления исчезает при весьма больших числах Рейнольдса, но не из‑за деструкции макромолекул присадки, а в результате проявления шероховатости обтекаемых поверхностей. Это явление хорошо известно в гидравлике: в так называемой области квадратичного трения коэффициент гидравлического сопротивления зависит главным образом от шероховатости поверхности трубы или канала. Применительно к ПТП такое явление впервые описано, по‑видимому, в работах акад. Л.И. Седова и его сотрудников [6, 7]. Поэтому постепенное уменьшение эффекта ПТП, представленное на рис. 1 нисходящими ветвями графиков, может иметь альтернативное объяснение;

5) любое тестирование ПТП в дисковых реометрах требует разработки теории, позволяющей осуществить перенос экспериментальных результатов на турбулентное течение жидкости в трубопроводах.

АСПЕКТЫ ТЕОРИИ ДЛЯ ТЕСТИРОВАНИЯ ПРИСАДОК В ДИСКОВЫХ РЕОМЕТРАХ

Согласно такой теории, представленной в [8], в зазоре дискового реометра условно можно выделить две области с различными режимами течения жидкости (рис. 2). В первой области (0 < r ≤) течение ламинарное или близкое к ламинарному. В этой области число Рейнольдса

,

где H – высота зазора, м; – коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2 / с. Во второй области течение жидкости турбулентное, причем значение коэффициента Cf в ней резко увеличивается.

В области ламинарного течения коэффициент гидравлического трения диска определяется зависимостью:

,               (3)

а в области турбулентного течения коэффициент Cf(Re,) находится из трансцендентного уравнения

,              (4)

где Re = VH / ; = ∆ / H, причем ∆ – абсолютная шероховатость поверхности диска, м; ≈ 0,4 – константа Кармана. Кроме того, в данное уравнение входит инвариантный коэффициент k1, который для жидкостей без ПТП приблизительно равен 28, а для жидкости, обработанной ПТП, является функцией ее концентрации , т. е. k1 = k1() > k1(0) = 28.

В уравнение (4) входит также инвариантная, т. е. не зависящая от режима течения, функция

,

учитывающая влияние шероховатости:

    , (5)

где k2 и k3 – инвариантные функции от концентрации присадки , отражающие существование областей гладкого и смешанного трения. Для жидкости без ПТП и многих видов ПТП, к которым относится и Necadd-447, k2() = k1() / 90; k3 ≈ 4,9. Если

,

то течение происходит в области гладкого трения, в противном случае

,

т. е. начинает сказываться шероховатость стенок.

На рис. 3 представлены примеры решения данного уравнения – зависимости коэффициента гидравлического трения Cf(Re, k1) от параметра = Re / Reкр, пропорционального числу Рейнольдса Re = r.H / , переменному в зависимости от радиальной координаты r, для различных значений коэффициента k1. При нахождении этих решений принято, что k2() = k1() / 90; k3 ≈ 4,9. Относительная шероховатость диска принята достаточно большой ( = 0,02), поскольку высота H зазора реометра составляла около 6 мм.

В зависимостях на рис. 3 четко прослеживаются области гидравлически гладкого и смешанного трения и частично область квадратичного трения. В области гидравлически гладкой поверхности диска коэффициент Cf монотонно уменьшается при увеличении числа Рейнольдса. В области смешанного трения коэффициент Cf начинает увеличиваться и постепенно выходит на горизонтальную асимптоту, одну и ту же для разных значений коэффициента k1, определяемого видом и концентрацией используемой ПТП.

На основе построенных графиков можно подтвердить вывод работы [5] о том, что наличие в турбулентном потоке жидкости ПТП расширяет область гладкого течения, т. е. смещает ее в направлении бльших чисел Рейнольдса. Это вполне объяснимо: ПТП уменьшает коэффициент Cf гидравлического трения, поэтому достижение произведением

критического значения k3() происходит при больших числах Рейнольдса.

Значения коэффициента Cf позволяют, согласно (1), рассчитать момент M сил сопротивления, которое оказывает вращению диска жидкость, заполняющая реометр [8]:

.     (6)

Обозначая этот момент для жидкости без ПТП ( = 0, k1 = 28) посредством M(,28) = M0, можно рассчитать эффективность DR присадки как относительное уменьшение ∆M / M0 момента сил сопротивления:

.               (7)

В табл. 1 приведены результаты расчетов по формуле (6). Из таблицы видно, что при увеличении угловой скорости вращения (столбцы таблицы) момент сил сопротивления монотонно увеличивается при всех значениях коэффициента k1. Кроме того, по мере роста коэффициента, т. е. увеличения концентрации ПТП, момент сил сопротивления монотонно уменьшается (строки таблицы).

В табл. 2 приведены данные о гидравлической эффективности присадки: DR = ∆М / М0, %.

Из таблицы видно, что присутствие ПТП в жидкости проявляется не сразу, а лишь после того, как Re становится больше Reкр примерно в четыре раза. При этом гидравлическая эффективность ПТП при рост скорости вращения диска сначала увеличивается (столбцы таблицы), а потом, достигнув максимального значения (при  ≈ 6), начинает постепенно уменьшаться, что хорошо согласуется с экспериментами [5], описанными в начале статьи.

На рис. 4 представлены зависимости гидравлической эффективности ПТП от инвариантного коэффициента k1.

Участки монотонного возрастания гидравлической эффективности ПТП связаны с постепенным распространением области проявления свойств присадки на все большую часть диска, а участки монотонного убывания – с проявлением шероховатости поверхности диска, которое при дальнейшем увеличении угловой скорости вращения диска вообще сводит ее на нет.

Сопоставляя графики на рис. 1 и 4, по максимальному значению гидравлической эффективности DR можно предположить, что имеется следующее соответствие между коэффициентами k1 и концентрациями присадки Necadd-447: k1 = 50 соответствует концентрация ≈ 15 г / т; k1 = 100 соответствует концентрации ≈ 30 г / т и k1 = 250 – концентрации ≈ 60 г / т.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕСТИРОВАНИЯ НА РЕОМЕТРЕ ДЛЯ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДАХ

Результаты тестирования ПТП на дисковом реометре можно использовать для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления течению жидкости в трубопроводе. Однако при этом непосредственный перенос значений DR невозможен, необходимо выявить соответствия между концентрацией присадки и инвариантным коэффициентом k1, т. е. перенос результатов осуществляется путем построения функции k1().

В работах [9, 10] было показано, что для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления течению жидкости в трубопроводе так же, как и в случае плоских каналов, можно использовать универсальное уравнение гидравлического сопротивления в виде

,              (8)

где функция

,

учитывающая шероховатость внутренней поверхности трубопровода, имеет вид

,     (9)

причем k1(0) = 28.

Идея переноса результатов, полученных при тестировании ПТП на дисковом реометре, на промышленные трубопроводы состоит в том, чтобы для расчета коэффициента использовать уравнение (8) с зависимостями k1 = k1(), найденными в экспериментах на дисковом реометре.

Проиллюстрируем данный тезис с помощью следующего примера.

Пусть дизельное топливо с внесенной в него присадкой Necadd-447 в концентрации = 30 г / т транспортируют по нефтепродуктопроводу с внутренним диаметром d = 500 мм и относительной шероховатостью = 4.10–4 так, что число Рейнольдса Re = d / приблизительно равно 80 000. Требуется рассчитать коэффициент гидравлического сопротивления и определить гидравлическую эффективность DR присадки.

Для расчета используем уравнение (8), в котором положим для дизельного топлива без ПТП k1 = 28, а для дизельного топлива с концентрацией присадки = 30 г / т, согласно тестированию в дисковом реометре, k1 = 100. Следовательно: 

Таким образом, эффект DR от введения ПТП составил 25 %. В обоих случаях течение жидкости происходит в области гидравлически гладких труб, т. е. f = 0. Заметим, что это значение значительно превосходит максимальное значение DR = 9,8 %, полученное для этой концентрации ПТП в дисковом реометре. Более того, для концентрации = 60 г / т, для которой k1 ≈ 250, эффект снижения коэффициента был бы еще выше: 0,0120, DR = 36 %.

ВЫВОДЫ

Эффект снижения момента сопротивления вращению диска при внесении в жидкость противотурбулентной присадки относится не к определенному режиму турбулентного трения, а к трению, осредненному по плоскости диска, т. е. к процессу, в котором величина касательного напряжения изменяется в зависимости от радиальной координаты.

Результаты тестирования противотурбулентной присадки, полученные в дисковом реометре, и прежде всего относительное уменьшение момента сил сопротивления вращению диска, нельзя непосредственно отождествлять с гидравлической эффективностью той же присадки в трубопроводе, поскольку рассматриваемые процессы не являются физически подобными.

Результаты тестирования противотурбулентной присадки, полученные в дисковом реометре, следует использовать лишь для определения некоторых инвариантных коэффициентов, входящих в феноменологическую модель турбулентности, и лишь затем использовать эти коэффициенты для расчета гидравлического сопротивления в трубопроводе. Максимальное значение относительного уменьшения момента сил сопротивления вращению диска в жидкости при внесении в нее противотурбулентной присадки, как правило, в 1,5–2,5 раза меньше максимального значения гидравлической эффективности той же присадки в жидкости, текущей в трубопроводе.

Для корректной трактовки результатов испытания противотивотурбулентной присадки в дисковом реометре необходимо предварительно выявить эквивалентную шероховатость поверхности используемого диска путем сопоставления теоретического расчета момента сил сопротивления диска, вращающегося в жидкости без присадки, с данными, полученными в эксперименте.

Автор статьи благодарит своих коллег из РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина: проф. М.В. Лурье – за научные консультации, проф. С.Н. Челинцева – за обсуждение отдельных аспектов работы и канд. техн. наук М.Н. Федосеева – за компьютерные расчеты.

Таблица 1. Значения безразмерного момента M сопротивления вращению диска в зависимости от безразмерной угловой скорости вращения диска

Table 1. The values of the dimensionless moment M of resistance to the disk rotation, depending on the dimensionless angular velocity of the disk rotation   

Таблица 2. Зависимость гидравлической эффективности противотурбулентной присадки от безразмерной угловой скорости вращения диска

Table 2. The dependence of the hydraulic efficiency of the drag reducing agent on the dimensionless angular velocity of the disk

Термин «энергетическая эффективность» применяется в отношении производственных (технологических) процессов и комплексов технических средств, с помощью которых данные процессы реализуются. Показатели уровня энергетической эффективности, исследованию которых посвящены, в частности, работы [1–4], используются при проектировании для обоснования оптимальности выбора технических средств (технологий) для применения на технологических объектах, а также при разработке мероприятий по повышению энергетической эффективности по результатам энергетических обследований. Опыт АО «Газпром оргэнергогаз» в области проведения энергетических обследований производственных объектов дочерних обществ ПАО «Газпром» подтвердил высокую результативность применения данных анализа энергетической эффективности технологических процессов для разработки и последующей реализации энергосберегающих мероприятий.

В данной статье рассмотрены результаты расчета и анализа данных энергоэффективности установок для комбинированного (низкотемпературного термического и ударного) бурения мерзлых и горных грунтов при шурфовом диагностировании трубопроводов, а также при строительстве и эксплуатации нефтегазопроводов.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ УСТАНОВОК ДЛЯ КОМБИНИРОВАННОГО БУРЕНИЯ

Термомеханический способ бурения – это технологический процесс разрушения грунта, осуществляемый путем подвода тепловой и механической энергии. В результате увеличивается концентрация энергии на разрушаемой поверхности и снижается сопротивляемость разрушению мерзлых грунтов и скальных пород при заданных режимах их теплового нагружения. Теоретические основы, характеризующие процессы термомеханического воздействия на грунт при шурфовом диагностировании и ремонте трубопроводов, представлены РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и АО «Газпром оргэнергогаз» в [5, 6].

Так, в [5] приведены аргументы эффективной низкотемпературной термомеханической разработки плохо термобуримых и нетермобуримых грунтов. К примеру, скорость термомеханического бурения горных грунтов в 2–2,5 раза (в отдельных случаях в 5 и более раз) превышает скорость их механического бурения.

На рис. 1 представлены зависимости скорости бурения (перфоратором, термобуром, термомеханическим инструментом) от времени и температуры нагрева грунта. Кривая Vтм имеет два максимума: первый соответствует нагреву грунта в шурфе до температуры 300–600 К, второй соответствует нагреву грунта в шурфе до 1200 К и более. Эти максимумы в литературе называются низко- и высокотемпературными режимами нагружения грунта соответственно.

Для практической реализации научно обоснованного способа низкотемпературного и механического воздействия на грунт создан ручной термомеханический буровой инструмент ударного действия (ТМИ). Внешний вид экспериментального образца ТМИ и его породоразрушающей насадки представлен на рис. 2.

В качестве источника тепловой и электрической энергии в рамках исследования использовалась микротурби-на – мобильный газотурбинный агрегат ГТА-18 (рис. 3), обеспечивающий энерготехнологическую эффективность процесса бурения за счет поддержания энергетического баланса и распределения тепловой и электрической энергии при регулировании режимов работы ТМИ. Агрегат состоит из газотурбинного двигателя (ГТД) мощностью 18 кВт и генератора постоянного тока при напряжении на клеммах генератора 26,5–28,5 В. Частота вращения газовой турбины – 56.103 об / мин; расход топлива при 18 кВт – 27, 2 кг / ч (при 8 кВт – 18 кг / ч); расход циклового воздуха при частоте вращения турбины 52.103 об / мин – 0,044 кг / с; масса – 75 кг; габариты – 840400290 мм.

Продукты сгорания от ГТД с давлением 0,16–0,18 МПа при температуре 450–500 К подаются в канал ТМИ, где используются в качестве теплоносителя, осуществляющего низкотемпературное воздействие на грунт. Генератор ГТА-18 обеспечивает электроэнергией электромагнитный ударный узел ТМИ. Таким образом реализуется ударно-поворотный способ механического разрушения и вынос грунта из шурфа в процессе бурения непосредственно после термического воздействия на грунт.

На рис. 4 представлена напорно-расходная характеристика компрессора ГТА – график зависимости расхода циклового воздуха от давления газового потока при температуре, равной 220 °C.

При изменении расхода циклового воздуха в интервале 30–37 г / с давление воздуха незначительно снижается по линейному закону c 0,16 до 0,14 МПа. Номинальному расходу, равному 44 г / с, и номинальной эффективной мощности соответствует давление 0,12 МПа. При увеличении расхода давление резко падает до атмосферного. Подобная газодинамическая характеристика осевого компрессора ГТА ограничивает возможности регулирования режимов его работы.

ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ

В целях изучения методов повышения энергетической эффективности процесса бурения выполнен анализ возможности использования части циклового воздуха газотурбинного привода путем его отбора за последней ступенью компрессора и эжекции в канал бурового инструмента для повышения энергии потока при выносе отработанного грунта из шурфа на поверхность.

Расчеты показали (табл.), что при таком варианте энергоэффективность газотурбинного привода бурового инструмента существенно снизится. Так, для отбора за компрессором 15 % циклового воздуха необходимо затратить 47 % эффективной мощности ГТА. При этом 53 % оставшейся мощности будет недостаточно для обеспечения бурового инструмента тепловой и электрической энергией.

Таким образом, идея отбора воздуха за компрессором ГТА с последующим сжатием его в эжекторе и подачи с потоком теплоносителя в канал бурового инструмента с использованием оставшейся мощности ГТА для обеспечения инструмента тепловой и электрической энергией при всей привлекательности идеи потребует глубокой переработки газотурбинного двигателя и всего ГТА. Конструкторские разработки займут не менее года, а изготовление опытного образца, его испытания и доводочные работы – еще около двух лет.

В целях оптимизации энергетического баланса при распределении тепловой и механической энергии в серийном ГТА-18 и с учетом опыта энергетических обследований дочерних обществ ПАО «Газпром» были проведены фундаментальные исследования рабочих процессов ударного термомеханического бурения шурфов на газопроводах.

На первом этапе была разработана и решена математическая модель процесса термомеханического воздействия на грунт теплового потока [5, 6], в основу которой были положены классические законы и уравнения механики сплошных сред. Далее была разработана методология определения количества тепла, передаваемого в результате теплообмена и c учетом массопереноса (плотность теплового потока) для выноса как капиллярной, так и «пленочной» влаги. Дана научно аргументированная оценка количества тепловой энергии, передаваемой грунту от теплового потока, влияния волновых процессов и механической энергии, обеспечивающей ударное воздействие на грунт и его вынос на поверхность.

В ходе исследования, в частности, было установлено, что при расходе воздуха Gв = 0,04 кг / с и его давлении 0,135 МПа в каждую секунду рабочей среде передается механическая энергия в количестве 2626 Дж / с.м2 и тепловая энергия в количестве 9189 Дж / с.м2, в том числе на нагрев и осушку расходуется 2480 Дж / с.м2 (27 %), а 6709 Дж / с.м2 поступает в забой.

За промежуток времени между двумя ударами в забой поступит 270,8 Дж / с.м2 тепловой энергии.

При этом коэффициент полезного действия термомеханического бурового инструмента при оптимальных параметрах и расчетных режимах работы составляет 28 %, что на 7 % выше, чем при расчетах с применением методик, основанных на результатах более ранних исследований.

ВЫВОДЫ

С учетом опыта энергетических обследований дочерних обществ ПАО «Газпром» проведены фундаментальные исследования рабочих процессов ударного термомеханического бурения шурфов на газопроводах.

Рекомендованные и апробированные на практике показатели энергетического баланса реализованы в конструкции ТМИ и обеспечивают оптимальное распределение тепловой и механической энергии в процессе управления режимами работы инструмента при работах на газопроводах.

Влияние отбора циклового воздуха за осевым компрессором на эффективность газотурбинного агрегата ГТА-18 (эффективная мощность Ne = 18 КВт)

The influence of cyclic air extraction behind an axial compressor on the efficiency of a gas turbine unit GTA-18 (actual output Ne = 18 kW)