Территория Нефтегаз № 6 2017

При распределении энергетических ресурсов, в том числе природного газа, всегда возникает ситуация, когда объемы поставленного V_пост и потребленного газа V_потр не равны друг другу. Расхождение в величинах V_пост и V_потр называется разбалансом: 

V_р = V_потр – V_пост.                                           (1) 

Величина разбаланса природного газа оказывает прямое влияние на качество системы газоснабжения в целом, поскольку при отрицательных значениях разбаланса поставщик будет нести значительные материальные потери, а потребитель получит незаслуженную прибыль; в случае положительного значения разбаланса незаслуженную прибыль получит поставщик, а конечный потребитель будет терпеть убытки.

В процессе поставок природного газа достоверность коммерческого учета газа определяется его товарным балансом. Баланс газа определяется суммарным объемом газа, поставленного в газотранспортную (ГТС) или газораспределительную систему (ГРС), и объемом потребления конечными потребителями, а также объемом газа, расходуемого на собственные, технологические нужды и технологические потери. Разбаланс газа является основным критерием достоверного коммерческого учета: чем меньше разбаланс, тем более достоверен учет.

Для анализа причинно-следственной связи возникновения разбаланса применяется диаграмма Каору Исикавы, позволяющая выявить причины разбаланса и сосредоточиться на их устранении [2]. Диаграмма дает возможность определить главные факторы, оказывающие влияние на рассматриваемую проблему. Проблема обозначается главной стрелкой, факторы, усугубляющие проблему, – стрелками, расположенными «внутри» скелета, нейтрализующие проблему – «снаружи».

На диаграмме, представленной на рис. 1, демонстрируются основные причины разбаланса:

1) погрешность измерений (случайного и неслучайного характера);

2) технологические потери;

3) несанкционированный отбор;

4) аварийные ситуации;

5) изменение режимов перекачки газа;

6) учет газа у населения;

7) закрытие объемов при снятых счетчиках и корректорах (ремонт, поверка);

8) сложность учета газа вследствие перетоков в сетях газораспределения.

Из опыта эксплуатации Единой системы газоснабжения (ЕСГ) можно с уверенностью сказать, что метрологический фактор оказывает наибольшее влияние на величину разбаланса природного газа. Так, погрешность учета газа в 1 % при реализации 40 млрд m³/год приведет к разбалансу в 400 млн м³/год. .

Именно поэтому данную величину нужно постоянно контролировать и при необходимости регулировать определенные параметры.

Следует учесть, что погрешность узлов учета газа (УУГ) имеется не только у поставщика, но и у потребителя. Следовательно, необходимо провести анализ предельной относительной погрешности, полученной в результате учета газа на УУГ потребителей. Для этого вводится функция y = F(x₁, x₂, … x_i):

y = x₁ + x₂ + … + x_i,                           (2)

где y – сумма коммерческого расхода газа потребителей; x₁, x₂, x_i – коммерческий расход газа i-го потребителя.

Согласно законам математической статистики абсолютная погрешность рассчитывается следующим образом:

где ∆y – суммарная абсолютная погрешность измерения расхода газа; ∆x_i – абсолютная погрешность измерения расхода газа i-го потребителя.

Относительная погрешность рассчитывается по формуле:

.                                                     (4)

Подставив выражение (2) и (3) в (4), получаем:

Учитывая, что у = F(х_i), частная производная будет вычисляться следующим образом:

.

Тогда выражение (5) примет вид:

.               (6)

Для количественной оценки величин абсолютной и относительных погрешностей УУГ потребителей проведем анализ ГРС № 1, к которой привязаны девять потребителей газа, считая, что они получают газ только с этой ГРС.

По данным таблицы рассчитывается ∂y:

.

Получившаяся величина ∂y = 0,5 % значительно меньше каждой из величин относительных погрешностей i-го потребителя, что вызывает сомнения относительно применения формул (3) и, соответственно, (6). Полученное значение свидетельствует о недопустимости применения данных расчетных зависимостей к исследуемой модели.

Поскольку уровень разбаланса природного газа является случайной величиной, одним из способов его оценки может оказаться вычисление среднего значения квадрата отклонения – дисперсия. На первый взгляд может показаться, что проще вычислить все возможные отклонения случайной величины, а затем определить среднее значение, однако стоит помнить о том, что разбаланс может быть как положительным, так и отрицательным.

Дисперсия рассчитывается как разность между математическим ожиданием квадрата случайной величины x_i и квадратом ее математического ожидания:

D(x_i) = M(x_i²) – [M(x_i)]²,                  (7)

где D_i – дисперсия i-го потребителя; M(x_i) – математическое ожидание случайной величины;

M(x_i) = x_i.p_i,                                        (8)

где x_i – значение случайной величины; p_i – вероятность выпадения случайной величины.

Все УУГ имеют калибровочные кривые, представляющие собой зависимость предельной относительной погрешности от расхода газа. Типичная калибровочная кривая представлена на рис. 2.

На основании данных метрологических характеристик УУГ строится таблица относительных погрешностей девяти УУГ потребителей, для которых единственным поставщиком газа является ГРС № 1, и относительные погрешности УУГ поставщика.

Считая, что объем потребления x_i, представленный в табл. 1, максимальный, строится таблица абсолютных погрешностей для каждого из девяти УУГ потребителей и одного УУГ поставщика в виде, представленном в табл. 3.

Учитывая, что УУГ потребителей и поставщика работают в области допустимых режимов, можно предположить, что величина расхода будет находиться в пределах 0,1Q_max – 0,8Q_max с одинаковой вероятностью. То есть
p = 1/5 = 20 %.

Рассчитывается математическое ожидание M(x_i), M(x_i2) и дисперсия D(x_i) абсолютных погрешностей всех потребителей газа:

M(x₁) = 0,2*135 + 0,2*266 + 0,2*513 + 0,2*728 + 0,2*1017 = 532,

M(x_i²) = 0,2*135² + 0,2*266² + 0,2*513² + 0,2*728² + 0,2*1017² = 383285,

D(x₁) = 383285 – 282811 = 100474.

Результаты расчетов представлены в табл. 4.

Аналогичным образом рассчитывается математическое ожидание M(y), M(y²) и дисперсия D(y) абсолютной погрешности поставщика газа:

M(y) = 0,2*429 + 0,2*754 + 0,2*1389 + 0,2*1907 + 0,2*2660 = 1428,

M(y²) = 0,2*429² + 0,2*754² + 0,2*1389² + 0,2*1907² + 0,2*2660² = 2678993,

D(y) = 2678993 – 1428² = 640540.

Учитывая, что дисперсия суммы независимых величин равна сумме дисперсий этих величин, получаем:

D(x) = 100473 + 52995 +  … + 3487 = 739605.

Дисперсия абсолютных погрешностей потребителей D(x) значительно превышает дисперсию поставщика D(y): 739605 > 640540, что говорит о разных величинах разброса абсолютных погрешностей УУГ. Именно данные разбросы и приводят к постоянному наличию разбаланса в системе газораспределения.

Проведя анализ, можно сделать следующие выводы:

• разбаланс газа неизбежен, и величина его может быть значительной;

• увеличение числа потребителей ведет к увеличению разбаланса газа в системе;

• наибольший вклад в суммарную величину разбаланса вносят как потребители, так и поставщики газа, приборы учета которых имеют наибольшую погрешность измерений;

• имеется необходимость постоянного мониторинга величины разбаланса и поддержания его на допустимом уровне;

• требуется разработать методику, позволяющую улаживать разногласия между поставщиком и потребителем газа при постоянном наличии разбаланса газа.

Величина разбаланса природного газа оказывает существенное влияние на диспетчерское управление ЕСГ.

Диспетчерское управление – функциональный бизнес-процесс управления (регулирования) запасами и потоками природного газа в системах газоснабжения, а также поставками газа потребителям в целях выполнения договорных (контрактных) обязательств с максимально возможной надежностью и эффективностью.

Диспетчерское управление системами газоснабжения должно формироваться как процесс управления запасами газа путем распределения имеющихся в каждый момент времени ресурсов газа (добыча, хранение, импорт, запас в трубах) в виде потоков газа по системам газоснабжения путем создания оптимальных режимов работы объектов системы в целях обеспечения потребителей газом в соответствии с заключенными договорами (контрактами) при соблюдении условий безопасного функционирования системы газоснабжения.

С учетом огромного потока информации, получаемой диспетчерской службой, а также ограниченности во времени для принятия управленческих решений имеется острая необходимость внедрения специальных программных комплексов системы поддержки принятия диспетчерских решений (СППДР). В дочерних обществах ПАО «Газпром» уже внедрены такие программные комплексы, как «Астра», «ГазЭксперт», «ИУС-транспорт», «ИУС-ГАЗ», «Веста», и др. Данные программные комплексы позволяют решить широкий спектр задач, таких как прогнозирование поставок и потребления природного газа, расчет оптимальных режимов работы магистральных и распределительных газопроводов, расчет режимов работы газоперекачивающих агрегатов, сведение баланса газа по субъектам РФ и т. д. Однако ни один из данных программных комплексов не позволяет провести анализ величины разбаланса природного газа, имеющей довольно существенное значение для диспетчерского управления, особенно в зимнее время, в наиболее холодные сутки, когда некоторые потребители могут быть переведены на резервное топливо в связи с вводом ограничения на поставку газа. Поскольку главной задачей ПАО «Газпром» является бесперебойная подача газа потребителям и выполнение контрактных обязательств, вводимые ограничения должны быть минимальными.

Диспетчерская служба осуществляет постоянный мониторинг ЕСГ, а также постоянно прогнозирует поставку и потребление природного газа по всей территории РФ.

Прогнозированию поставки и потребления природного газа посвящено множество научных трудов, написан целый ряд различных пособий. Данные вопросы в настоящей работе рассматриваться не будут, однако особое внимание будет уделено прогнозированию величины разбаланса природного газа для наиболее эффективного принятия управленческих решений.

Существует множество методик прогнозирования, каждая из которых применяется в той или иной сфере деятельности. Классификация методов прогнозирования представлена на рис. 3.

Применение понятия «классификация» к методам прогнозирования требует разъяснения. Рисунок выделяет три группы методов: эвристические, аналитические и фактографические. Однако резкой границы между ними провести нельзя. Предложенную классификацию следует считать нечеткой, размытой, т. е. методы 4 и 5, например, следует считать не только эвристическими, но и аналитическими. При прогнозировании реальных процессов трудно оставаться только на формальной основе, эвристические оценки так или иначе будут приняты во внимание. Аналитическими методами названы те, для которых предложены четко определенные процедуры, алгоритмы действий. Под фактографическими понимаются методы, основанные на числовом материале (ретроспективной статистике).

Аппарат регрессионного анализа и временных рядов во многом основан на одних и тех же идеях. Принципиальное различие состоит в том, что временной ряд является случайным процессом, и в роли аргумента Х выступает время
t = 1, 2, …, а обрабатываемая выборка оказывается упорядоченной. В регрессионном же анализе порядок следования членов выборки (х_i, y_i) не имеет значения.

Метод регрессивного анализа позволяет провести интерполяцию и экстраполяцию статистически накопленной информации и, опираясь на законы математической статистки и теорию случайных процессов (разбаланс газа – случайная величина), построить математическую модель, наиболее адекватно описывающую возможные (прогнозируемые) значения величины разбаланса природного газа.

Для построения математической модели берутся статистически накопленная информация по ежемесячному сведению баланса газа на ГРС № 2 за 2015–2016 гг., а также среднемесячные значения температуры окружающей среды за указанные периоды.

За основу модели берется зависимость величины разбаланса природного газа только от температуры окружающей среды. Другими факторами, такими как влажность, скорость и направление ветра, ориентация потребителя на определенную отрасль и др., пренебрегаем.

По данным таблицы строится точечный график зависимости величины разбаланса от температуры, проводится аппроксимация данных с учетом того, что полученная модель должна быть адекватной.

По результатам аппроксимации получено следующее выражение:

y = 0,0317x⁵ – 0,6136x⁴ – 8,6842x³ + 128,01x² + 2523,2x – 11469,                             (9)

где y – величина разбаланса, m³, x – среднемесячная температура окружающей среды, °С.

Достоверность модели характеризуется коэффициентом детерминации R2. Если все точки исследуемого массива (x_i, yi) лежат на прямой y(x), то R2 = 1.
В нашем случае R2 = 0,8562, что говорит о достаточно высокой степени точности.

На основе аналогичного анализа данных по всем ГРС региона можно прогнозировать величину разбаланса газа в зависимости от погодных условий. Очевидно, что появляются два пути анализа:

1) проводить анализ каждой ГРС в отдельности и потом суммировать полученные значения;

2) проводить анализ баланса газа региона в целом, учитывая при этом перетоки и транзит газа в другие субъекты РФ.

Для реализации предложенных методов анализа требуется разработать специальные программно-вычислительные комплексы (ПВК), базирующиеся на накопленной статистической информации и позволяющие вносить актуальные данные в систему в режиме on-line для повышения эффективности принятия управленческих решений при диспетчерском управлении ЕСГ.

Выводы

1. Разбаланс газа неизбежен, и его величину необходимо постоянно контролировать.

2. Определены возможные причины разбаланса природного газа статистическими методами.

3. Доказана необходимость прогнозирования величины разбаланса природного газа, в том числе за счет внедрения программно-вычислительных комплексов (ПВК), позволяющих вести расчеты в режиме on-line.

Таблица 1. Данные газопотребления с ГРС № 1, m³

Table 1. The data of gas consumption with GDS №. 1, m³

Таблица 2. Относительные погрешности УУГ потребителей и УУГ поставщика, %

Table 2. Relative errors of the gas metering unit of consumers and the supplier, %

Таблица 3. Абсолютные погрешности УУГ потребителей и УУГ поставщика, m³

Table 3. Absolute errors of the gas metering unit of consumers and the supplier, m3

Таблица 4. Математическое ожидание M(x_i), M(x_i2) и дисперсия D(x_i) i-х потребителей газа

Table 4. The expected value M(x_i), M(x_i2) and the variance D(x_i) of i-consumer of gas

Таблица 5. Баланс газа на ГРС № 2

Table 5. The balance of gas at gas distribution station № 2

В связи с естественным сокращением фонда ловушек углеводородов в караган-чокракском и юрско-меловом комплексах отложений, являющихся основными продуктивными горизонтами на территории Северо-Кавказской нефтегазоносной платформы (НГП), актуальной является разведка нефтегазоперспективных объектов в отложениях нижнемайкопской серии, включающей хадумскую и баталпашинскую свиты, нефтегазоносность которых уже доказана на целом ряде площадей.

Целью исследований являются оценка и прогноз динамики темпов отбора углеводородов и воды в нефтегазоперспективных объектах из хадумских отложений Предкавказья (рис. 1). 

Геолого-геофизическая информация

В тектоническом отношении территория объекта исследования приурочена к южной окраине Скифской платформы (рис. 2), относящейся к молодым эпигерцинским платформам. По палеозойскому фундаменту она осложнена такими крупными положительными тектоническими элементами, как Ставропольский свод, Прикумский свод и Донецко-Каспийская погребенная складчатая зона. К отрицательным элементам относятся Восточно-Кубанская впадина и Терско-Каспийский прогибы. Одним из наиболее крупных элементов, осложняющих Терско-Каспийскую впадину, является Прикумско-Тюленевский вал, состоящий из двух зон поднятий – Озексуатской и Сухокумской.

Изучение тектонических особенностей строения объекта исследования осложнено тем, что он находится на сочленении двух совершенно разных тектоно-структурных элементов: эпигерцинской платформы и передового прогиба. Тектоническое строение Скифской эпигерцинской платформы также весьма сложно и обусловлено движениями блоков фундамента по разлому.

Хадумский горизонт в значительной мере представлен тонким переслаиванием алевритового и глинистого материала (толщина прослоев – порядка долей миллиметра). Кровля хадумского горизонта отчетливо фиксируется на кривой КС небольшим повышением сопротивлений и слабой отрицательной аномалией ПС по сравнению с вышележащими майкопскими отложениями. Для глин в верхней части хадума характерны пористость ~25 %, плотность 2010 кг/м³.

Общая толщина хадумского горизонта колеблется от 68 до 115 м и зависит в основном от степени размыва пород белоглинского горизонта, подстилающего хадум. Толщина нижней майкопской подсерии изменяется от 150 до 400 м.

По данным электронной микроскопии (В.И. Тараненко, М.Ю. Хакимов, В.Н. Диваков, 1989 г.), нефть в глинах залегает в виде пленок и линз вдоль литогенетических трещин, которые развиваются по плоскостям напластования глин различного состава. Подвижность нефти обеспечивается трещинами с повышенной раскрытостью.

Тонкие поры матрицы и тонкие межплитчатые и межлистоватые пустоты вмещают пленочную, капиллярную и свободную воду. Свободная вода занимает отдельные пустоты и является разоб-
щенной и неподвижной. Подвижность свободной воды обеспечивается межлистоватыми пустотами и сквозьагрегатными трубчатыми каналами (рис. 3).

В региональном плане район работ изучен целым комплексом геофизических методов, включая сейсморазведку 2D, грави- и магниторазведку, поисковое и разведочное бурение. Основным методом выделения перспективных объектов является сейсморазведка. Территория покрыта региональной сейсмической сьемкой масштаба 1 : 1 000 000. Пример сейсмического разреза по региональному профилю приведен на рис. 4.

В результате поисково-разведочных работ с 50-х гг. ХХ в. в пределах исследуемой территории по данному направлению открыто около 20 нефтяных залежей, которые могут быть объединены в несколько зон нефтенакопления: Журавскую, Прасковейско-Ачикулакскую, Озек-Суатскую, Советско-Курскую.

Особенности влияния структуры пустотного пространства на разработку залежей в хадумских отложениях

Характеристика добычи в данных отложениях очень тесно связана с моделью коллектора и отражает включение в работу того или иного типа пустот.
В рассматриваемых отложениях встречаются пять типов пустотного пространства: трещинные пустоты, щелевидные пустоты матрицы, изометричные и межслоевые поры глинистой массы и микропоры в карбонатной массе. Включение в работу различных типов пустот, а также различных размеров пустот будет отражаться на кривых изменения пластового давления и дебита жидкостей.

Для анализа режимов работы залежей, приуроченных к хадумским отложениям, с точки зрения работы коллектора на тот или иной период эксплуатации, были построены гистограммы темпов отбора жидкости за весь известный период работы скважин месторождений исследуемого.

Характер изменения параметров отбора жидкости обусловлен трещинно-блоковым строением области (месторождений) и, вероятно, имеет миграционно-геодинамическую природу. Локализованные и градиентные изменения напряженного состояния земных недр, которые, как правило, происходят в тектонически нарушенных зонах, способны создавать каналы (разрывы, зоны повышенной трещиноватости) для миграции (в большинстве случаев – снизу вверх) различного рода флюидов (глубинного тепла, жидких и газообразных флюидов) и инициировать активизацию миграционных процессов. При анализе темпов отбора жидкости из скважин на соседних территориях можно наблюдать определенную цикличность, описать которую можно следующими примерами месторождений Предкавказья.

Примеры динамики добычи нефти и воды из хадумских отложений по скважинам некоторых площадей, демонстрирующие границы выделенных стадий и схожие параметры работы залежей, представлены на рис. 5.

Анализ изменения среднегодовых значений добычи жидкости из залежей с начала их разработки (за 40–70 лет) по различным месторождениям Терско-Сунженской нефтегазоносной зоны – Терско-Каспийского прогиба позволил выявить периоды, характеризующиеся интенсивной, умеренной и низкой добычей жидкости. Максимальная добыча жидкости пришлась на период, когда весь кавказский регион испытывал усилия тангенционального сжатия (до 1972–1978 гг.), а резкий спад добычи – на период дальнейшего «снятия» тектонического напряжения с данного региона. Характерно, что начиная с 1972–1978 гг. произошел резкий спад добычи нефти по всем нефтегазовым объединениям региона (рис. 5, месторождение 1). При этом наблюдалась миграция этого процесса в северном направлении. Например, сначала спад добычи нефти произошел на месторождениях Азербайджана и с незначительным запаздыванием в Туркмении, позже – в Дагестане и Казахстане. Обращает на себя внимание синхронное поведение уровня подземных вод Восточного Кавказа и Предкавказья, где резкое снижение уровня подземных вод также пришлось на конец 70-х гг. ХХ в., что отражает общую реакцию подземной флюидной системы на изменение напряженного состояния земной коры.

Заслуживает внимания тот факт, что все залежи в пределах одного месторождения имеют идентичный волновой ход флюидодинамического режима.

Волновой ход динамики флюидного режима нефтегазовых залежей более уверенно прослеживается по результатам анализа пространственно-временного распределения относительных изменений годовых значений добычи жидкости на зональном уровне. Подобный анализ за 1970–1990 гг. по шести наиболее крупным месторождениям Терско-Сунженской нефтегазоносной зоны выявил через каждые 5–6 лет полное (или близкое к этому) повторение особенностей флюидного режима (периодичность в динамике дебитов скважин) в пределах этой зоны.

Таким образом, можно предположить, что установленная синхронная ритмичность во флюидном режиме нефтегазовых залежей (на зональном, локальном и скважинном уровнях), одинаковая или очень близкая как в пределах одного месторождения, так и нефтегазоносной зоны в целом, является отражением регионального нестабильного природного напряженного состояния земной коры, имеющего волновую природу. Необходимо обращать внимание на пространственно-временную связь аномальных изменений флюидного режима нефтегазовых залежей с аномальной геодинамикой земных недр.

Данные на гистограммах рис. 5 показывают, что в динамике флюидного режима месторождений рассматриваемого участка отмечается повторение трех стадий:

1) период геодинамического влияния с высокими темпами отбора жидкости, низкой обводненностью или ее отсутствием;

2) период, когда залежь находится в процессе спада тектонического напряжения, дебиты по сравнению с 1-й стадией уменьшаются, обводненность возрастает;

3) период, как и первый, связан с геодинамическим влиянием на режим работы залежи, дебиты по сравнению с 1-й стадией меньше и присутствует большой процент обводненности, длительность 3-й стадии во всех трех месторождениях приходится на 2004–2011 гг., что также соответствует 5–6-летним повторениям особенностей флюидного режима. Также имеют место периоды, когда, несмотря на увеличение общего объема добываемой жидкости, доля нефти в этом объеме уменьшается, в то время как доля воды, наоборот, увеличивается. Этот факт необходимо учитывать при проведении разработки залежей и решении таких вопросов, как закачка воды в глубинные горизонты.

В связи с изложенным можно сказать, что подтверждается научная теория развития Земли – пульсационная (чередующегося во времени сжатия и растяжения), по В.А. Обручеву.

В связи с получением такой статистической информации о пространственно-временной нестабильности современного геодинамического состояния земной коры и ее влиянии на флюидальный режим нефтегазовых залежей возможно пересмотреть подходы к методам, направленным на увеличение нефтегазоносности территорий, на прогноз нефтеотдачи недр и, соответственно, повышение экономической эффективности нефтегазодобывающих работ.

Таким образом, для адекватной оценки ресурсов и подсчета запасов работы залежей необходимо понимание соотношения объемов воды и углеводородов в различных типах пустотного пространства. Достичь этого можно только при большом объеме статистических данных, накопленном при проведении экспериментов и исследований.

Высокие эффективность и производительность, максимальные компактность и уровень промышленной безопасности, в том числе за счет герметизированного исполнения и эксплуатации с подачей инертного газа в рабочие полости при избыточном давлении, делают использование центробежных тарельчатых сепараторов безальтернативной технологией для подготовки нефти, в первую очередь для подготовки тяжелых высоковязких нефтей (вплоть до API 12), когда применение других типов нефтегазовых сепараторов неэффективно.

Ведущие мировые нефтедобывающие компании, такие как ConocoPhillips, Sinopec, Suncor Energy Inc., ВР, Total, Texaco, Petrobras и др., используют центробежное оборудование GEA для подготовки нефти.

Компания Suncor Energy Inc. использует cепараторы GEA на месторождении битуминозных песков в Канаде (провинция Альберта) с 1960-х гг. – 28 тарельчатых сепараторов соплового типа, запущенные в 1967 г., успешно работают и сегодня.

Одним из ярких примеров преимущества центробежной технологии для подготовки сырой нефти является использование тарельчатых сепараторов на плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти Peng Bo (Hai Yang Shi You 117, Bohai Bay) FPSO, принадлежащей Conoco Phillips и CNOOC.

На этом объекте установлены и успешно эксплуатируются 30 тарельчатых сепараторов для подготовки сырой нефти, а также для очистки пластовой воды. Суммарная производительность сепарационной системы составляет более 1650 тыс. м³/ч сырой нефти. Обрабатываемая нефть имеет характерные особенности: ее плотность 0,93–0,95 кг/м³ (15–22 градуса по API); при этом нефть обладает гидрофильными свойствами и имеет склонность к образованию трудноразделяемых эмульсий. Однако использование сепарационной техники GEA позволяет получить нефть с остаточным содержанием воды и механических примесей (BS&W) на уровне менее 0,5 %, что применительно к требованиям РФ соответствует нефти первой группы по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

В тарельчатых сепараторах разделение фаз производится в поле действия центробежных сил. G-фактор (фактор разделения) в тарельчатом сепараторе достигает величин 5,000–8,000 g, за счет чего эквивалентная поверхность осветления одного сепаратора соответствует резервуару для гравитационного разделения с площадью поверхности более 200 тыс. м².

Продукт (сырая нефть) подается в тарельчатый сепаратор, где происходит разделение на три фазы: легкую (очищенная нефть), тяжелую (вода) и твердую (шлам).

Одновременно с отделением механических примесей и удалением воды в одну технологическую стадию возможно обессоливание нефти. На Bohai Bay FPSO при исходном содержании хлорных солей в сырой нефти на уровне 1 тыс. мг/л после сепарации содержание солей в товарной нефти составляет 10–15 мг/л. При высоком содержании солей применяются специальные материалы для изготовления центрифуг.

Комплексное решение по подготовке нефти с использованием центробежного оборудования GEA может быть расширено и включать оборудование по очистке пластовой воды до требуемого качества для закачки в пласт (остаточной нефти и ТВЧ/КВЧ на уровне до 10–15 мг/л), а также оборудование для переработки нефтешламов и решения экологических задач.

Для обезвоживания полученных механических примесей используются горизонтальные шнековые центрифуги (декантеры) компании GEA.

Новые стандарты подготовки сырой нефти внедряются и в Российской Федерации.

Ведущие нефтедобывающие компании, такие как ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Транснефть», ПАО «НК «РОСНЕФТЬ», начали внедрять решения на базе современной центробежной техники на своих объектах по подготовке сырой нефти.

Использование центрифуг особенно актуально для районов добычи нефти со сложными природными условиями (районы Крайнего Севера, морские и океанические платформы). Высокая эффективность, производительность и компактность оборудования позволяют существенно снизить капитальные и эксплуатационные затраты.

Индивидуальный подход к каждому проекту является стандартом работы компании GEA. Для каждого проекта в обязательном порядке проводятся лабораторные исследования образцов сырой нефти в научно-техническом центре GEA, а также выполняются опытно-промышленные испытания (ОПИ) с использованием мобильной тестовой сепарационной установки на реальном продукте (сырой нефти) на месторождении. Только результаты ОПИ являются основанием для принятия решения о выборе технологической схемы, необходимом конструктивном исполнении и количестве единиц оборудования.

Очевидные преимущества использования центробежного оборудования компании GEA для подготовки нефти:

• единственное эффективное решение для подготовки высоковязкой тяжелой нефти вплоть до 12 градусов по API;

• возможность получения стабильного качества нефти, соответствующей 1-й группе качества по ГОСТ Р 518858-2002 «Нефть. Общие технические условия», в том числе по солесодержанию, в один проход;

• высокая производительность единичного оборудования – от 50–70 до 200–250 м³/ч (в зависимости от исходного качества сырой нефти);

• высокая энергоэффективность и низкое потребление сервисных сред;

• сниженное потребление химических реагентов;

• сокращение капитальных и эксплуатационных затрат;

• модульное исполнение – требуется только подключение сред и отвод продуктов сепарации;

• максимальная компактность оборудования, минимальные затраты на здания и сооружения для установки оборудования;

• максимальный экономический эффект на единицу площади;

• максимальная автоматизация технологического процесса;

• простота и удобство эксплуатации и технического обслуживания;

• возможность непрерывной работы, короткое время выхода на рабочий режим и останова;

• высочайший уровень промышленной безопасности и соответствия экологическим стандартам.

ГЕА в России

Долговечная и высоконадежная работа колонн НКТ в нефтегазовых скважинах зависит в основном от режима нагружения, степени воздействия на металл труб и агрессивности добываемого флюида. Колонны НКТ при эксплуатации подвержены вредному воздействию различных химических веществ и многокомпонентных растворов, асфальтосмолопарафиновых отложений, солей, а также высокоминерализованных пластовых вод и добываемых высокосернистых нефтей.

Многолетний опыт эксплуатации нефтедобывающих скважин показывает, что рост числа аварий характерен для скважин, обводненность которых превышает 80–90 %. Такие среды могут содержать значительное количество сероводорода H2S, клеток сульфатвосстанавливающих (СВБ) и тионовых бактерий, с действием которых связывается до 80 % коррозионных повреждений НКТ. В процессе жизнедеятельности клетки СВБ превращают сульфаты и сульфиты в сероводород H2S, подкисляют минерализованную пластовую среду и способствуют повышению ее коррозионной активности.

При статическом нагружении НКТ в сероводородсодержащих средах проявляются процессы водородного абсорбционного охрупчивания (водородной усталости), а также сульфидного растрескивания металла лифтовых колонн при наводороживании, ведущие к снижению его прочности во времени. Наводороживание стали НКТ приводит к изменению механических характеристик пластичности и прочности, таких как относительное удлинение и сужение, пределы текучести и кратковременной прочности, ударная вязкость [1, 2].

Резьбовые соединения НКТ в процессе эксплуатации воспринимают различные нагрузки и активно изнашиваются, что приводит к потере герметичности лифтовой колонны и снижению ее несущей способности. Достижение предельного состояния резьбовых соединений колонн НКТ в процессе эксплуатации обусловливается прежде всего деформацией износа сочленяемых поверхностей резьб ниппеля и муфты.

При эксплуатации НКТ отбраковка выполняется в основном по величине натяга резьбы трубы и муфты. И как показывает промысловый опыт, главной причиной ускоренного износа и разрушения трубных резьбовых соединений при выполнении подземных ремонтов скважин наряду с металлургическим фактором является нарушение технологии ведения спускоподъемных операций (СПО) колонны.

В частности, к таким основным причинам можно отнести:

• несоблюдение соосности резьб ниппеля и муфты НКТ при свинчивании (отсутствие центра мачты);

• недостаточное количество смазочного материала в месте контакта трубных элементов или его полное отсутствие;

• незачищенные сопрягаемые поверхности резьб от абразива при проведении СПО;

• докрепление резьбового соединения при свинчивании с недопустимо превышенным моментом;

• раскрепление соединения при схватывании резьбы с повышенным страгивающим моментом (при этом существует вероятность «неотворота» НКТ, развинчиваемых, как правило, путем кратковременного «снятия» сил трения приложением ударных нагрузок);

• превышение осевых нагрузок при расхаживании прихваченной лифтовой колонны в случае возникновения аварии.

Соблюдение вышеуказанных технологических предписаний при осуществлении СПО снижает вероятность разрушения резьбовых соединений НКТ на начальных стадиях эксплуатации, однако многократность механического процесса при совместном действии агрессивных газонасыщенных и коррозионно-абразивных сред не менее активно способствует интенсивному выкрашиванию металла сочленяемых трущихся резьбовых поверхностей ниппеля и муфты и, как следствие, раннему достижению предельного состояния.

Одним из приоритетных направлений развития в области рациональной и эффективной технологии эксплуатации НКТ является исследование работы резьбовых соединений «ниппель – муфта» при многократном свинчивании-развинчивании. Стоит отметить, что значительно упрощают такие научно-исследовательские изыскания модельные стендовые испытания, не требующие наличия полномасштабного металлоемкого промыслового оборудования и каких-либо дополнительных производственных затрат.

Известно, что при комбинировании теории подобия при моделировании с выводами, полученными в ходе проведения экспериментов или математическим путем из уравнений движения, можно добиться существенных научных и практических результатов. В постановке опытов таких исследовательских работ важно правильно выбирать параметры, их число должно быть минимальным, и вместе с тем взятые параметры должны отражать в наиболее удобной форме основные эффекты.

В связи с изложенным исследования изнашивания соединительных элементов лифтовых колонн в сероводородсодержащих средах весьма актуальны и имеют научную и практическую значимость. Однако аналитический обзор показывает, что существующие экспериментальные стенды [3–6] по оценке изнашивания резьб нефтепромысловых труб достаточно металлоемки и в некоторых случаях требуют существенных затрат на проведение работ.

Основой проектируемого экспериментального стенда [7, 8] для оценки работоспособности резьбовых соединений НКТ в сероводородсодержащих средах является ключ-автомат АПР2-ВБМ (рис. 1), предназначенный для свинчивания-развинчивания НКТ при подземном ремонте скважин. Основная техническая характеристика ключа-автомата АПР2-ВБМ представлена в таблице.

Механизм оснащен инерционным устройством реверсивного привода, позволяющим увеличить момент на водиле при развинчивании НКТ, а также при свинчивании НКТ большого диаметра.

Проектируемый на базе ключа АПР2-ВБМ стенд позволяет исследовать:

• работоспособность резьбовых соединений НКТ в коррозионных средах;

• эффективность упрочняющих резьбовых покрытий;

• смазочные композиции для повышения ресурса резьб НКТ;

• эффективность методов закалки резьб НКТ;

• воздействие физических полей на работоспособность резьб НКТ.

К исследованию работоспособности в сероводородсодержащих средах приняты образцы резьбовых соединений НКТ с треугольным профилем условным диаметром 73,0 мм и толщиной стенки 5,5 мм (рис. 2).

Технический результат, выраженный представленной конструкцией, заключается в возможности проведения модельных испытаний в режиме многократного свинчивания-развинчивания образцов резьбовых соединений «ниппель – муфта» НКТ в коррозионно-абразивных средах с возможностью одновременного создания осевой нагрузки на резьбу.

Моменты свинчивания и развинчивания, крепления и раскрепления НКТ регламентируются общими рекомендуемыми значениями согласно нормативным документам, и при использовании автоматических ключей для работы с НКТ этот эксплуатационный параметр можно воспроизвести и соблюсти в конструкции проектируемого стенда.

Известно, что в процессе наращивания колонны свинчиваемая НКТ находится в подвешенном состоянии, а распределение осевого усилия на резьбу при стыковке, как правило, регулируется степенью сжатия пружины крюка (разгрузка на муфту составляет примерно 10 % от массы трубы). Далее производятся центровка в целях соблюдения соосности и последующее свинчивание с осевым усилием при полной разгрузке на муфту (масса всей НКТ). При развинчивании же резьбового соединения создается произвольное осевое усилие (также составляющее примерно 10 % от массы НКТ), направленное в противоположную сторону и создающее натяг.

Из этого следует, что в процессе модельных испытаний необходимо создать максимальную осевую нагрузку от массы свинчиваемых НКТ (при проектировании стенда принята осевая имитируемая нагрузка от массы одной НКТ, так называемой однотрубки). К примеру, для гладкой НКТ с условным диаметром 73,0 мм, толщиной стенки 5,5 мм и длиной 10 м (масса одного погонного метра составляет 9,2 кг) этот показатель в приближении должен быть равен 900 Н. Представленным требованиям отвечает силовая пружина 1086-0904 ГОСТ 13772-86 сжатия № 75 (рис. 3) со следующими параметрами:

• диаметр витка d = 4,5 мм;

• наружный диаметр D = 34 мм;

• длина пружины в свободном состоянии l0 = 103,6 мм;

• шаг пружины в свободном состоянии t = 10,76 мм;

• длина пружины при рабочей деформации l2 = 58,51 мм;

• сила при рабочей деформации F2 = 800 Н;

• длина пружины при максимальной деформации l3 = 47,25 мм;

• сила при максимальной деформации F3 = 1000 Н.

Представленная силовая пружина соответствует требованиям как по необходимым нагрузочным характеристикам, так и по соображениям обеспечения диаметрального размера под поверхность опорной крышки 6 (рис. 2) экспериментального стенда. Также исходя из внутреннего диаметра d силовой пружины 9 и размеров испытательного образца НКТ можно определить и размерные геометрические характеристики центрального стержня 2, опорной крышки 6 и донной заглушки 7. Основные проектируемые элементы стенда для испытания образцов резьбовых соединений гладких НКТ 73,0 x 5,5 представлены на рис. 4.

Центральный стержень и донная заглушка выполняются из коррозионностойких материалов для обеспечения их сопротивляемости деструктивному действию сероводородсодержащих сред, заполняющих внутреннюю полость испытуемого образца НКТ. Для герметизации сопряжения донной заглушки с внутренней поверхностью образца НКТ в дополнение могут быть использованы уплотнительные материалы.

Таким образом, подобраны элементы экспериментального стенда для его дальнейшего создания и проведения исследований по оценке работоспособности резьбовых соединений «ниппель – муфта» при свинчивании-развинчивании в сероводородсодержащих средах. Это позволяет осуществить модельные исследования процесса ускоренного изнашивания резьб НКТ без использования громоздкого и металлоемкого оборудования в условиях, максимально приближенных к промысловым, а также без существенных производственных затрат.

Основная техническая характеристика ключа-автомата АПР2-ВБМ

Technical characteristics of the APR2-VBM automatic tong

Серийные нефтепогружные кабели

Характеристики используемых при механизированной добыче нефтепогружных кабелей должны обеспечивать безотказную работу электропогружного оборудования, способствуя росту его средней наработки, а также увеличению срока полезного использования. В соответствии со спецификой эксплуатации скважин (спуск оборудования в скважинную жидкость, в состав которой входят агрессивные вещества и растворенные газы) токопроводящие медные жилы нефтепрогружного кабеля покрыты двойным слоем изоляции, защитной подушкой и стальной бронелентой. Как отмечено в [1], такая традиционная конструкция кабеля для установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) выпускалась еще в 1950-х гг. Негативное влияние агрессивной среды способствует возникновению коррозии на поверхности оцинкованной брони, что впоследствии приводит к ее разрушению. Использование брони из нержавеющей стали значительно увеличивает стоимость кабеля [2].

На сегодняшний день в промышленности широко развито использование различных полимерных материалов, которые довольно успешно применяются в нефтегазовой отрасли, например полимерные рабочие органы УЭЦН и покрытия насосно-компрессорных труб (НКТ). Современные полимерные материалы обладают стойкостью к агрессивным средам, механическим, ударным и тепловым нагрузкам и сравнимы по своим свойствам с металлами [3].

Согласно ежегодному анализу отбраковки кабеля по АО «Самаранефтегаз» наибольший процент отбраковки кабеля при его ремонте происходит по причине коррозии брони. Основной причиной ускоренной коррозии нефтепогружного оборудования является высокое содержание сернистого водорода в агрессивной пластовой среде в совокупности с высокими температурами.

Для исключения контакта скважинной жидкости с металлическими частями кабеля и появления на них коррозии необходимо исключить из конструкции одну из главных причин развития коррозии – металл. Данная задача решается за счет замены металлической брони на полимерную оболочку.

Совместно со специалистами завода-изготовителя авторами проекта было решено в процессе создания кабеля вместо стальной брони защитить медные жилы полимерной оболочкой, стойкой к агрессивной пластовой среде и способной выполнять функции металлизированной брони (табл. 1). Предлагаемое техническое решение позволило улучшить эксплуатационные характеристики нефтепогружного кабеля и повысить его коррозионную стойкость.

Конструкция кабеля с полимерной защитной броней

Как и при обычной конструкции кабеля, основа представлена тремя медными токопроводящими жилами, покрытыми изоляционным слоем. Для исключения возникновения задиров при спуске УЭЦН все три медные жилы располагаются в одной плоскости и заключены в цельнолитую оболочку из полимерного материала эллипсовидной формы, которая на всей длине кабеля сохраняет свою целостность (рис. 1) [2].

В целях предотвращения вертикального перемещения оболочки относительно основного слоя изоляции из-за недостаточного сцепления полимерных материалов между собой заливка термопласта производится под давлением с предварительным подогревом, в результате чего достигается полная адгезия внешней полимерной оболочки и электроизоляции, что позволит полностью исключить пустоты в пространстве между изоляцией и полимерной оболочкой (рис. 2). Полимерная оболочка обеспечивает не только химическую стойкость к агрессивной скважинной среде, но и упрощает ее общую конструкцию, сохраняя при этом прочностные свойства и характеристики кабеля в соответствии с Едиными техническими требованиями ПАО «НК «Роснефть» и ГОСТ Р 51777-2001 «Кабели для установок погруженных электронасосов» [2, 4].

Благодаря отсутствию стальной брони кабель с противозадирной полимерной оболочкой эллипсовидной формы уменьшает вероятность деформации средней жилы кабеля в процессе стягивания клямсами. Конструктивная особенность полимера создает амортизирующий эффект, что позволяет эксплуатировать кабель совместно с крупногабаритными установками (напряжения в полимерной оболочке будут распространяться равномерно за счет амортизирующего эффекта) [1, 3].

В случае использования данного кабеля комплектация электропогружного оборудования (ЭПО) для монтажа на скважине проходит по стандартной схеме, без использования дополнительного оборудования.

Сравнительная характеристика нефтепогружного кабеля 3 х 16 мм

По температурным характеристикам новый кабель способен конкурировать с нефтепогружным кабелем классов К1 и К2 и даже выиграть по таким показателям, как габаритные размеры, намотка на барабан и стоимость – отсутствие стальной брони позволяет снизить массу на 35 % в сравнении с обычным кабелем [2]. Так, вес 1 км обычного кабеля составляет 1100 кг, а вес бронеленты –
500 кг/км, поэтому при замене стальной брони на полимерную оболочку вес модернизированного кабеля снижается до 650–700 кг/км, что заключает в себе такое преимущество, как уменьшение нагрузки на колонну НКТ.

В результате исключения металлической брони минимизируются габаритные размеры, уменьшение которых позволяет увеличить намотку на барабан на 30 %. Таким образом, появляется возможность поставки одного барабана с кабельной линией на скважины глубиной более 3 км (исключая дополнительные операции по сращиванию кабеля при монтаже).

Опытно-промышленные испытания

Технические и технологические характеристики нового кабеля были успешно подтверждены опытно-промышленными испытаниями (ОПИ) 3 км кабеля с полимерной броней, спущенного в скважины АО «Самаранефтегаз (табл. 2).

Для испытания модернизированного кабеля были выбраны скважины с наиболее сложными условиями эксплуатации (наличие сернистого водорода, неравномерность внутреннего диаметра эксплуатационной колонны по глубине скважины (рис. 3), наличие свободного газа и механических примесей, отказы по причине коррозии в предыдущие периоды и наличие коррозии на броне на ранее спущенных кабельных линиях).

В ходе подготовительных работ было принято решение поделить 3 км изготовленного кабеля на равные части и по 1 км спустить в качестве вставки между удлинителем и обычным кабелем. Это решение позволило дополнительно испытать сращиваемую часть кабеля в газожидкостной среде и условиях интенсивного разгазирования скважинной жидкости.

Дополнительно проработан вопрос проведения высоковольтных испытаний для создания магнитного поля в целях возможности локализации мест утечек тока при проведении СПО и ремонте кабельной линии [5]. Подготовленные к спуску кабельные линии прошли все электрические испытания, в том числе при монтаже УЭЦН и СПО в ходе ремонта скважины (рис. 4).

Сращивание полимерного кабеля с обычным удлинителем ничем не отличается от обычного сращивания кабеля с металлической броней, за исключением более тщательной изоляции медных жил (рис. 5). Поэтому кабель с неметаллизированной броней при необходимости сращивается в полевых условиях.

Оценка экономической эффективности

Экономическое обоснование внедрения кабеля с неметаллизированной армированной броней согласно проекту включает рассмотрение таких аспектов, как:

1) экономия на снижении стоимости кабеля за счет замены стальной обмотки брони на полимерную оболочку;

2) отсутствие отбраковки по причине коррозии брони – продление «цикла жизни» кабельной линии.

Предлагаемое техническое решение согласно теплоизоляционным характеристикам в соответствии с Едиными техническими требованиями относится к классу К2. Значительный экономический эффект заключается в снижении показателя отбраковки кабеля с полимерной броней относительно применяемых кабелей с металлизированной броней за счет отсутствия коррозии металлических частей, а также в уменьшении стоимости данного кабеля за счет замены металлизированной брони на полимерную оболочку.

Перспективы применения технологии

Кабель с неметаллизированной общей полимерной броней был успешно испытан на трех скважинах, две из которых были вертикальными, одна имела относительно небольшой зенитный угол наклона (рис. 3). Задачей следующего этапа испытаний является определение надежности кабеля данной конструкции при спуске в скважины с большим углом наклона, т. е. с большей вероятностью возникновения повреждения.

Учитывая, что ширина кабеля новой конструкции меньше, чем у стандартного, с металлической броней (табл. 3), появляется новая возможность решения описанной в [6] проблемы снижения тепловых потерь при эксплуатации УЭЦН с большими рабочими токами в скважинах с относительно малым диаметром эксплуатационных колонн. Если технология получит развитие и дальнейшее применение, появится возможность увеличения сечения токопроводящих жил без увеличения габаритных размеров кабеля.

Таблица 1. Единые технические требования к нефтепогружному кабелю

Table 1. Unified technical requirements for oil- submersible cable

Таблица 2. ОПИ на скважинах АО «Самаранефтегаз»

Table 2. Pilot testing at the wells of Samaraneftegaz JSC

Таблица 3. Сравнительная характеристика кабеля с неметаллизированной полимерной оболочкой с кабелем в броне

Table 3. The comparative characteristics of a cable with a non-metallic polymer sheath with a cable in the armor

Ранее на АО «Трубодеталь» была освоена технология нанесения наружного полиуретанового покрытия на соединительные детали – отводы, тройники, переходы – большого диаметра в целях защиты их от коррозии, а также начато производство отводов гнутых в теплоизоляции. Теперь пришел черед вывести на рынок изделия с улучшенными эксплуатационными характеристиками малого и среднего диаметра.

Благодаря этому предприятие серьезно расширило номенклатурную линейку продукции и сейчас имеет возможность предлагать потребителям изделия с защитным покрытием всего типоразмерного ряда. 

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ…

Соединительные детали и узлы трубопроводов с внутренним покрытием предназначены для строительства и эксплуатации нефтегазопромысловых коммуникаций, объектов нефтяных месторождений, трубопроводов систем технического водоснабжения и трубопроводов водоснабжения в системе жилищно-коммунального хозяйства.

В качестве материалов покрытия применяются эпоксидные порошковые материалы и эпоксифенольный или фенольный праймер, который необходим для повышения защитных свойств внутреннего покрытия. Покрытие, полученное на основе указанных материалов, значительно увеличивает срок службы изделия. Внутреннее порошковое эпоксидное покрытие надежно защитит детали от агрессивных компонентов, присутствующих в нефти. Наружное покрытие применяется для защиты поверхностей деталей под теплоизоляцией.

…И ОТ ХОЛОДА

Появление нового оборудования позволит наносить теплоизоляцию практически на весь спектр изделий предприятия, включая соединительные детали малого и среднего диаметра сложной конфигурации: тройники, переходы, отводы крутоизогнутые, трубные узлы.

На «Трубодетали» готовы выполнить тепловую изоляцию изделий, состоящую из слоя пенополиуретана и защитной оболочки: оцинкованной – для надземной прокладки и металлополимерной или полиэтиленовой – для подземной прокладки. По желанию заказчика для поддержания температуры транспортируемой среды в требуемом диапазоне изделия могут быть оборудованы трубами-спутниками для монтажа системы путевого подогрева на основе скин-эффекта – это идеальное техническое решение при прокладке наземных трубопроводов в районах Крайнего Севера и Сибири. Впервые такие изделия завод произвел в 2014 г. для строящегося межпромыслового нефтепровода «Харьяга – Южное Хыльчую» на северо-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа.

Открытие новых участков гармонично вписывается в стратегию компании. Войдя в состав «ОМК», завод ведет активную работу по созданию новых мощностей для расширения линейки своей продукции, модернизирует оборудование, разрабатывает уникальные технические решения, внедряет новые технологии. Таким образом, АО «Трубодеталь» в очередной раз подтверждает репутацию сильного производителя, предлагающего комплексные, востребованные на рынке продукты.

АО «Трубодеталь»

454904, РФ, г. Челябинск,

ул. Челябинская, д. 23

Тел.: +7 (351) 216-02-70

www.трубодеталь.рф,

www.trubodetal.ru

С учетом допущения, что максимальное усилие воздействия на снаряд в момент его прохождения через втулку равно усилию, передающемуся на втулку, было принято решение продавить снаряд через стык с установленной втулкой на гидравлическом прессе с контролем усилия (рис. 1). Для испытаний были выбраны подходящие для трубопроводов с покрытием очистные устройства различных конструкций (диагностические снаряды пока не испытывались из-за отсутствия запросов) – манжетные, поролоновые «пули» и полиуретановые шары трех наиболее актуальных условных диаметров – 100, 150 и 200 мм (рис. 2).

Главную сложность вызвал процесс заведения снаряда в контрольный образец (две сваренные катушки с установленной на сварном шве втулкой) и его продавливание через втулку при наличии больших упругих деформаций. Для заведения снаряда в контрольный образец мы использовали временно приваренные переходы и направляющие катушки, а для дальнейшего проталкивания – набор различных оснасток. После первых проведенных испытаний потребовалась доработка оснастки для лучшей подачи снаряда в тело трубы.

Стоит отметить, что при воздействии штангой на поролоновый или полиуретановый снаряд нагрузка в итоге получается не распределенной по всей поверхности снаряда, как в обычном трубопроводе, наполненном жидкостью, а сосредоточенной на поршне пресса. В итоге снаряды испытывали сильные упругие деформации, и часть тела снарядов оставалась между поршнем и втулкой, что приводило к увеличению сдвигающих усилий на втулку. Но результаты было решено не корректировать, а считать полученные нагрузки с неким запасом.

Полученные результаты дали наглядное представление о запасе продольной устойчивости втулок CPS при прохождении очистных устройств различных конструкций. Неоднократные опыты показали, что с наименьшими усилиями через втулку проходят манжетные поршни. Запас продольной устойчивости втулки колебался от 40 до 96 %, или 80 % в среднем (рис. 3).

Соответственно, для очистки трубопроводов с покрытием и установленными втулками рекомендуется применять в первую очередь манжетные поршни. Дополнительно уменьшить усилия, передающиеся на втулку, и тем самым сократить риск ее срыва можно за счет использования снаряда с расстоянием между манжетами, равным или большим длины втулки. При его прохождении на втулку будет передаваться усилие только от передней манжеты, а после ее выхода из втулки – только от задней манжеты. Это может быть актуально при использовании двойных или даже тройных пар манжет.

Вполне допустимые нагрузки показали поролоновые поршни с полиуретановой оболочкой. Были проведены испытания с «пулями» с плотностью 40 и 70 кг/м³. Запас продольной устойчивости втулки колебался от 20 до 90 %, или 62 % в среднем (рис. 4).

Подобные очистные устройства также рекомендуются к использованию, но для поршней с большей плотностью требуется провести дополнительные испытания.

И третий вид очистных устройств (полиуретановые шары в особо мягком исполнении) показал диапазон запаса продольной устойчивости втулки от 92 до 0 %, или 61 % в среднем (рис. 5).

Поскольку эксперимент показал возможность срыва втулок подобными устройствами, их применение не рекомендуется. Причины срывов кроются в том, что полиуретановые шары даже из особо мягкого полиуретана довольно жесткие и, соответственно, очень чувствительны к изменению проходного сечения даже в пределах нескольких миллиметров.

В целом полученные результаты считаем достоверными и вполне ожидаемыми. На их основании можно сделать следующие выводы:

1) представленный метод определения запаса продольной устойчивости втулок является вполне работоспособным и позволяет определить возможность применения тех или иных СОД для очистки трубопровода с антикоррозионным покрытием и установленными втулками;

1) при известных, даже единичных случаях срыва втулок снарядами для выдачи рекомендаций требуется проведение обязательных испытаний;

3) для трубопроводов с покрытием и установленными втулками марки CPS в первую очередь рекомендуется использование манжетных и поролоновых очистных устройств. Запас продольной устойчивости втулок CPS в среднем находится в пределах 62–80 %;

4) для формирования рекомендаций о применимости того или иного СОД с другими конструкциями втулок требуется проводить отдельные испытания, методика которых может отличаться от представленной.

Чтобы успешно конкурировать с западными производителями на мировом рынке, российская компания должна не только не уступать, но и значительно превосходить их по уровню технических решений. Начиная с момента основания в 1987 г. компания «Вымпел» прошла долгий путь по созданию новых технологий и их продвижению в странах Европы и мира.

К настоящему времени НПО «Вымпел» состоит из двух производственных предприятий общей численностью около 500 человек, торговой компании и представительства в Германии. Создана сеть дистрибьюторов более чем в
15 странах.

Деятельность компании подразделяется на три основных направления:

• анализаторы качества газа и блоки физико-химических параметров газа;

• информационно-управляющие системы и технологическое оборудование со сверхнизким энергопотреблением для автоматизации газоконденсатных месторождений и трубопроводов;

• ультразвуковые измерительные комплексы (КИУ), включая однониточную газоизмерительную станцию (ГИС) на базе КИУ большого диаметра (до 1400 мм).

АНАЛИЗАТОРЫ КАЧЕСТВА ГАЗА И БЛОКИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА

Разработка уникального лазерно-конденсационного метода измерения точки росы и температуры конденсации углеводородов позволила внедрить данную технологию практически по всему миру.

Анализаторы точки росы по влаге и углеводородам, разработанные и производимые НПО «Вымпел», защищены международными патентами и поставляются более чем в 30 стран мира, включая Германию, Нидерланды, Австрию, Индию, Италию, Норвегию, Китай, США, Пакистан, Египет, Мексику и др.

Особой гордостью компании «Вымпел» является применение анализаторов точки росы серии «Конг-Прима» на газопроводе «Северный поток» как со стороны пуска газа (КС «Портовая» близ Выборга), так и со стороны приема газа на территории Германии (Любмин близ Грайсвальда).

Давние партнерские отношения с лабораторией Open Grid Europe (OGE), крупнейшего оператора газотранспортной сети Германии, позволили реализовать ряд совместных проектов и получить рекомендации к применению анализаторов в Европе.

В частности, по результатам проекта GERG 1.64 PCI анализатор Hygrovision-BL рекомендован к использованию в составе мобильного эталонного блока для калибровки потоковых анализаторов точки росы на температуру, при которой образуется количество конденсата в 5 мг/м³.

Реализован совместный с лабораторией OGE проект по созданию эталона влажности до 30 МПа, по чертежам, предоставленным компанией «Вымпел», повторяющий вторичный государственный эталон влажности «Вымпел-ЭД 300».

Hygrovision-BL благодаря своим непревзойденным метрологическим характеристикам выбран в 2012 г. в качестве эталона переносчика точки росы между национальными метрологическими институтами стран, входящих в организацию КООМЕТ. Абсолютная погрешность передачи значения точки росы анализатором Hygrovision-BL составляет 0,05 °С.

Компактный переносной гигрометр точки росы Hygrovision-mini удостоен престижной премии Red Dot Design Award в номинации «Промышленный дизайн» в 2014 г.

Совместный с компанией General Electric (GE) продукт – комбинированная система контроля влажности газа по воде и углеводородам – уже более 5 лет успешно реализуется на мировом рынке.

В 2017 г. заключено соглашение о локализации производства анализаторов GE на площадке НПО «Вымпел» для их реализации на территории РФ и стран СНГ.

По результатам испытаний анализаторов влажности биогаза авторитетным голландским Институтом метрологии VSL анализатор «Конг-Прима-2М» показал лучшие результаты по сравнению с приборами ведущих мировых производителей.

В качестве комплексного решения НПО «Вымпел» разработана серия блоков контроля физико-химических параметров газа, осуществляющих автоматизированное измерение точки росы по воде и углеводородам, определение состава газа и концентрации кислорода.

КОМПЛЕКСЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ НА ВИЭ

НПО «Вымпел» имеет многолетний успешный опыт разработки, внедрения и эксплуатации систем автоматизации удаленных технологических объектов с энергообеспечением от возобновляемых источников энергии (ВИЭ), в том числе в условиях Крайнего Севера.

В состав систем входят разработанные на предприятии программируемый логический контроллер «ПЛК-3000», скважинный расходомер «Гиперфлоу», регулирующее устройство дебита газовой скважины «РУД», системы подачи ингибитора «СПИ», высокоточные электроприводы «ЭПУ» и др.

Отличительной особенностью данного оборудования является низкий уровень энергопотребления, что позволяет питать его от возобновляемых источников электроэнергии без использования линий электропередач. Это значительно сокращает затраты на капитальное строительство, а высокая надежность сводит к нулю затраты на сервисное обслуживание систем.

Системами автоматизации на ВИЭ оснащено более 1000 газовых скважин, а также более 1000 км конденсатопроводов на добычных и газотранспортных предприятиях ПАО «Газпром», ОАО «НОВАТЭК» и др.

За реализацию данных решений НПО «Вымпел» дважды удостоено премии ПАО «Газпром», включая решения по интенсификации падающей добычи с помощью концентрических лифтовых колонн.

В настоящее время прорабатывается проект создания цифрового газового месторождения в Кувейте в рамках проекта Kuwait Digital Field.

УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ И ОДНОНИТОЧНАЯ ГИС

Ультразвуковые измерительные комплексы «Вымпел-500» прошли серию успешных испытаний в ведущих метрологических центрах Pigsar и Euroloop на соответствие международным требованиям OIML R 137-1 и ISO 17089-1. КИУ «Вымпел-500» поставляются в страны СНГ, Иран и Китай.

Ультразвуковой измерительный комплекс «Вымпел-100», разработанный для замены турбинных и ротационных счетчиков, не имеет мировых аналогов по своим техническим характеристикам. Большой интерес к данной разработке проявляют предприятия Ирана и Китая, где «Вымпел-100» проходит эксплуатационные испытания.

Новым подходом компании «Вымпел» к построению газоизмерительных станций стало создание однониточной ГИС – измерительного комплекса на базе ультразвукового преобразователя расхода большого диаметра (до 1400 мм) с узлом поверки на месте эксплуатации.

Данное решение позволяет многократно сократить затраты на капитальное строительство ГИС и представляет интерес не только в России, но и в странах СНГ, а также в Иране и Индии.

ООО «Научно-производственное объединение «Вымпел»

143530, РФ, Московская обл.,

Истринский р-н, г. Дедовск,

Школьный пр-д, д. 11

Тел.: +7 (495) 992-38-60

Факс: +7 (495) 992-38-70

e-mail: dedovsk@npovympel.ru

www.npovympel.ru

По мнению большинства исследователей, на сегодняшний день одной из основных проблем при эксплуатации месторождений с терригенными коллекторами являются отказы установок электроцентробежных погружных насосов (УЭЦН), вызванные присутствием песка в добываемой жидкости [1–4].

В то же время как в отечественных, так и в зарубежных источниках полностью отсутствуют сведения о результатах изучения влияния концентрации абразивных частиц (КАЧ) на надежность работы данного оборудования. Авторы многих статей исследовали влияние концентрации взвешенных частиц (КВЧ) в добываемой жидкости на показатели надежности УЭЦН, очевидно, основываясь на том, что дисперсная фаза является по природе своей монодисперсной, т. е. состоит только из частиц кварца. Как было показано в работах [1, 5], это предположение является неверным, и поскольку в добываемой жидкости присутствуют как твердые абразивные частицы, так и мягкие неабразивные, дисперсная фаза является полидисперсной. По этой причине показатель КВЧ является малоинформативным, а результаты исследований, в которых использовался данный критерий, нельзя считать достоверными. Отсутствие исследований по влиянию уровня КАЧ на надежность работы УЭЦН не позволяет прогнозировать такие наиболее важные показатели, как средняя наработка на отказ и гарантированный ресурс работы, делать обоснованный выбор оптимального класса износоустойчивости ЭЦН, а также определять целесообразность использования устройств для защиты ЭЦН от песка и проведения работ по креплению призабойной зоны скважины.

Авторами работы [1] впервые была изучена зависимость средней наработки на отказ наиболее часто используемых ЭЦН с плавающими колесами из материала нирезист тип 1 двухопорной конструкции с промежуточными подшипниками, установленными на валу на расстоянии 0,5 м от КАЧ в добываемой жидкости. Следующей задачей стала оценка влияния КАЧ на такой показатель надежности работы УЭЦН, как вероятность безотказной работы, т. е. вероятность того, что в пределах заданной наработки отказа не возникает. Статистически вероятность безотказной работы P(t) определяется отношением числа исправно работающих УЭЦН к общему числу УЭЦН, находящихся под наблюдением [6]:

                              (1), 

где N – количество УЭЦН, исправных на момент времени t = 0; N(t) – количество УЭЦН, исправных к моменту времени t; n(t) – количество УЭЦН, отказавших к моменту времени t.

Выполнить данные исследования можно только при условии принятия следующих допущений:

1) оценивается надежность только однотипного оборудования разных производителей, не имеющего конструктивных различий и изготовленного по одной технологии;

2) для оценки используется статистика отказов оборудования по месторождениям, на которых влияние других осложняющих факторов, таких как коррозия и отложение солей, сравнительно невелико;

3) оценке подлежит влияние КАЧ на общую надежность работы УЭЦН. Выделить конструкционную и эксплуатационную надежность, как это рекомендуется сделать в [7], по большому числу скважин с наработками, превышающими один год, не представляется возможным.,

Основываясь на статистической информации о причинах отказов по 6768 скважинам за 2012–2013 гг. различных месторождений Западной и Восточной Сибири с терригенными коллекторами, представленной в [1], была построена зависимость общей надежности УЭЦН от разного уровня КАЧ (рис. 1). Данная зависимость отражает общую вероятность безотказной работы УЭЦН с колесами плавающего типа двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 с промежуточными подшипниками, установленными на валу на расстоянии 0,5 м от КАЧ, т. е. построена по статистике всех отказов, а не только отказов, вызванных негативным действием абразивных частиц. Методологически данный подход не совсем верен, но в настоящее время оценить количественное влияние КАЧ на вероятность безотказной работы с применением других подходов сложно. На сложность построения данной зависимости указывает и факт полного отсутствия научных исследований, проведенных в предыдущие периоды. Для анализа принимались как случаи отказов функционирования УЭЦН, т. е. отказы оборудования по причине выхода их строя, так и параметрические отказы, т. е. снижение подачи насоса более чем на 20 %.

Поскольку использование графиков зависимости, показанной на рис. 1, не совсем удобно для определения вероятности безотказной работы ЭЦН при различных конкретных значениях показателей КАЧ, эти графики были преобразованы в графики зависимости средней наработки на отказ от величины КАЧ для различных значений вероятности безотказной работы УЭЦН (рис. 2).

Используя зависимость, графически представленную на рис. 2, можно решать многие практические задачи, такие как оценка изменения средней наработки УЭЦН на отказ при увеличении или снижении КАЧ, прогнозирование средней наработки на новых месторождениях, принятие обоснованных решений об оптимальном уровне износоустойчивости оборудования и о целесообразности использования пескозащитных устройств и др.

Результаты проведенных исследований противоречат декларируемым производителями УЭЦН показателям надежности. Хотя гарантийные обязательства завода не являются показателем надежности оборудования, устанавливая лишь отношения между потребителем и производителем [6], гарантийный срок работы УЭЦН рассматриваемой группы исполнения составляет один год при уровне КАЧ 500 мг/л [8]. Используя график на рис. 2, можно определить, что даже при уровне КАЧ 140 мг/л при вероятности безотказной работы 0,5 средняя наработка УЭЦН на отказ составит менее 200 сут, т. е. будет меньше гарантийного периода. Средняя наработка на отказ, соответствующая гарантийному периоду работы, т. е. 365 сут, достигается при уровне КАЧ 60 мг/л. Как было показано в [1, 5], по большому количеству объектов разработки с терригенными коллекторами нефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири уровень КАЧ не превышает данного значения, что и делает возможным получить наработку УЭЦН, превышающую гарантийный период. По мнению авторов статьи, противоречия результатов проведенных исследований и существующих представлений о влиянии КАЧ на надежность УЭЦН отчасти объясняются тем, что конструкторы заводов при проектировании показателей надежности могут рассчитать ресурс работы только по параметру «Износ» и прогнозировать случаи возникновения отказов, вызванных засорением рабочих органов песком, не в состоянии.
В любом случае проведенные исследования дают основания для пересмотра существующих представлений о влиянии КАЧ на надежность работы УЭЦН.

Выводы:

1. На основании статистических данных по отказам оборудования, эксплуатирующего 6768 скважин месторождений Западной и Восточной Сибири с терригенным коллектором, построена зависимость надежности работы УЭЦН с колесами плавающего типа двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 с промежуточными подшипниками, установленными на валу на расстоянии 0,5 м от КАЧ в добываемой жидкости.

2. Установлено несоответствие существующих представлений о влиянии КАЧ на надежность УЭЦН фактическим показателям.

Для нефтяной промышленности России УЭЦН являются основным видом оборудования, обеспечивающего подъем пластового флюида на поверхность Земли [1].

В связи с постоянным изменением условий эксплуатации нефтяных месторождений инжиниринговые и машиностроительные фирмы создают все новые виды УЭЦН. Необходимо отметить, что только за последние 6–8 лет создано и предлагается нефтяникам больше типоразмеров УЭЦН, чем было создано за все предыдущие годы существования этого вида оборудования. Например, только в базе данных ПО «Автотехнолог» имеется более 2200 типов насосов (ЭЦН), более 1390 типов погружных двигателей (ПЭД), более 250 типов газосепараторов и газовых диспергаторов [2]. Такое количество вариантов оборудования, которое может быть использовано для добычи нефти, приводит, с одной стороны, к тому, что практически для каждой скважины может быть найден оптимальный вариант оборудования, которое обеспечит максимальную эффективность добычи нефти из этой конкретной скважины. С другой стороны, огромное количество типоразмеров оборудования обусловливает неоправданные затраты на изготовление, испытание, хранение, обслуживание, ремонт и т. д. самого оборудования.

В связи с этим, а также по причине широкой распространенности частотно-регулируемого привода ПЭД и технологий циклического или условно-постоянной работы (УПР), снова стал актуальным вопрос о типоразмерном ряде УЭЦН.

Типоразмерный, или параметрический ряд – это ряд значений главного параметра или главных параметров оборудования.

Как известно, создание обоснованных параметрических рядов обеспечивает рациональное применение оборудования с наименьшим количеством типоразмеров машин при широком поле параметров.

Как всякая работа по созданию оборудования, она начиналась со сбора данных по потребности в установках ЭЦН и условиям эксплуатации этого вида оборудования. Эти данные собираются по требуемым параметрам (подача, диаметр скважин, напор), характеристике откачиваемой жидкости, возможным условиям эксплуатации и ремонта.

На базе опыта создания и применения используемых типоразмеров ЭЦН в свое время было выполнено технико-экономическое сравнение с другими типами насосов и определены предпочтительные области применения ЭЦН. Сначала, в 1960–1970-е гг., были определены нижний предел подач (около 40 м³ жидкости в сутки) и физико-химические свойства откачиваемого пластового флюида: малые и средние по вязкости жидкости, наличие механических примесей твердостью до 5 баллов по шкале Мооса – не более 0,1 г/л и т. д.

Для установок ЭЦН был выбран главный параметр для ряда насосов – подача.

Анализ конструкции и продуктивности нефтяных скважин и конструктивная проработка различных исполнений насоса выявили возможные пределы главного параметра (40–700 м³/сут), рациональные диаметры насоса (90–130 мм) и дали базу для анализа коэффициента полезного действия насоса.

В принципе для всего диапазона подач (40–700 м³/сут) можно было бы использовать всего один насос (рис. 1, кривая 1). При этом эксплуатация при разных подачах (например, при 40 или 600 м³/сут) велась бы с весьма малым КПД. Для устранения областей нерационально низкого КПД необходимо увеличить число типоразмеров насосов (рис. 2, кривые 2 и 3) [3].

Анализ потребности в установках ЭЦН с разными подачами дал требуемое количество установок для каждой области подач (40 м³/сут, 100 м³/сут и т. д.).
Это позволило определить затраты на освоение и ремонт различного количества типоразмеров насосов (рис. 1, кривая 1). Чем больше в производстве число типоразмеров n, тем больше затрат на освоение производства насосов (больше проектной документации, больше моделей для литья рабочих органов, приспособлений для изготовления и сборки других элементов насосных установок, больше номенклатура запчастей, приспособлений для ремонта и пр.).

Энергетические затраты (рис. 2, кривая 2) с увеличением числа типоразмеров уменьшаются в связи с возможностью подбора насосных установок с более высоким КПД в области его применения.

По минимуму суммы этих затрат (ординаты по кривой 1 + ординаты по кривой 2) было определено оптимальное число типоразмеров насосных установок, составившее 8 типоразмеров ЭЦН. Это число было взято за основу при выборе ряда значений главного параметра в пределах 40–700 м³/сут. При этом были использованы предпочтительные ряды чисел, построенные по геометрическому ряду с коэффициентом  φ = 10^1/k. Степень k берется равной 5, 10, 20, 40 и т. д. Соответственно, ряды обозначаются R₅, R₁₀ и т. д. Могут быть и производные ряды, где коэффициент φ берется в степени, например в третьей: φ = 10^1/k

Для определения номинальных подач УЭЦН были выбраны числа из рядов R₅ и R_20/3.

В результате был получен следующий параметрический ряд главного параметра насосов ЭЦН (подача в номинальном режиме): R₅ 4063100160250; R_20/3 360500700.

Создание параметрического ряда насосов ЭЦН позволило при разработке провести широкую унификацию деталей: для всех типоразмеров насосов изготавливалось только 15 типов ступеней, использовалось четыре размера вала по диаметру, три размера корпусов по диаметру и три размера корпусов по длине. Такая унификация существенно облегчала и снижала стоимость изготовления и ремонта ЭЦН.

Однако в дальнейшем количество представителей параметрических рядов насосов ЭЦН по значению подачи в номинальном режиме стало стремительно расти, появились номинальные подачи в 15; 18; 20; 25; 30; 35; 45; 50; 60; 80; 125; 200; 320; 400; 800; 1000; 1500; 2000 м³/сут и более*. Такое расширение параметрического ряда было связано с политическими причинами (например, с «подготовкой трудового подарка» к очередному съезду правящей партии), с решением коммерческих задач (предложение потребителям «новых видов» оборудования), а также с появлением новых объектов нефтедобычи, для которых применение других видов скважинных насосных установок или иных видов механизированной добычи нефти становилось экономически нецелесообразным. При этом существенно возросло количество типов ступеней (центробежно-вихревые, центробежно-осевые, полуоткрытые, открытые, двухопорные и т. д.), диаметральных размеров корпусов, ступеней и валов насосов.

Аналогичные процессы происходили в создании приводных электродвигателей, гидрозащиты, кабельной продукции и станций управления.

Необходимо отметить, что есть случаи, когда имеющие совершенно разные обозначения изделия обладают практически идентичными рабочими характеристиками (рис. 3). Фирмы-производители зачастую просто смещают в нужную сторону границы рабочей части характеристик насосов и указывают значения номинальных значений подачи, вписанные в обозначение насоса ЭЦН.

Все более широкое использование в установках ЭЦН частотно-регулируемого привода (ЧРП), в том числе на основе синхронных электродвигателей на постоянных магнитах (вентильные электродвигатели), позволило некоторым разработчикам оборудования выдвинуть тезис о возможности существенного сокращения необходимого числа представителей параметрического ряда ЭЦН. Применение ЧРП позволяет за счет изменения частоты вращения роторов ЭЦН получать различные, отличающиеся в 1,2–4,0 раза от первоначальных, значения подачи насоса в оптимальном (или номинальном) режиме. Следовательно, считают эти разработчики оборудования, можно существенно расширить рабочие области применения любого представителя типоразмерного ряда ЭЦН и в несколько раз сократить оптимальное количество типоразмеров центробежных насосов для добычи нефти (рис. 4).

Другим фактором, позволяющим сделать вывод о возможности существенного сокращения необходимого числа представителей параметрического ряда ЭЦН, является научно обоснованное расширение применения циклической (периодической, условно-постоянной и т. д.) эксплуатации скважин с помощью УЭЦН [4].

Условно-постоянный режим (УПР) работы УЭЦН позволяет использовать для эксплуатации мало- и среднедебитных скважин (с дебитами до 40–50 м³/сут) эффективные высокодебитные насосные установки, которые не только повышают энергоэффективность добычи нефти (рис. 5), но и увеличивают наработку до отказа скважинного насосного оборудования. На рис. 5а указана причина возможного быстрого отказа СНО – недостаточная скорость движения пластовой жидкости для охлаждения погружного электродвигателя.

Анализ представленной информации позволяет сделать вывод о необходимости пересмотра существующей практики создания параметрического ряда лопастных насосов для добычи нефти [5].

В частности, предлагается следующий параметрический ряд главного параметра скважинных лопастных насосов (подача в номинальном режиме при частоте вращения ротора насоса 2910 об/мин): 25; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630; 800; 1000; 1600; 2000; 2500; 3000; 4000; 5000; 6300; 8000 м³/сут.

При этом номинальные значения подачи не должны отличаться от подачи в оптимальном режиме более чем на 10–20 % (большее значение отклонения подачи относится к насосам с номинальной подачей до 63 м³/сут).

Для номинальных дебитов от 25 до 160 м³/сут графики КПД представителей параметрического ряда должны будут выглядеть следующим образом (рис. 6).

Уменьшение количества представителей типоразмерного ряда ЭЦН по основному параметру – подаче в номинальном режиме – позволит существенно снизить затраты не только фирм-производителей этого вида оборудования, но и сервисных компаний и нефтяников. Все это приведет к значительному снижению совокупной стоимости владения основным видом нефтедобывающего оборудования – установок электроприводных лопастных насосов.

В статье не освещены вопросы использования различных конструктивных и технологических приемов создания ступеней ЭЦН (использование рабочих колес с различными коэффициентами быстроходности и разных условных диаметров, применение различных технологий изготовления элементов ступеней, вариантов комплектации насосных секций или модулей ступенями разной конструкции и/или с разными величинами основного параметра и т. д.), которые автор планирует рассмотреть в следующей публикации.

При полимерном заводнении в пласт закачивается вода, вязкость которой увеличена путем добавления синтетических водорастворимых полимеров (полиакриламидов) для снижения отношения подвижностей между нефтью и водой и увеличения КИН. При полимерном заводнении обычно используется концентрация полимера 500–3000 ppm, что обеспечивает дополнительный прирост КИН от 5 до 15 %.

Статья нацелена на уточнение определения порога применения сульфонированных полимеров в зависимости от минерализации и пластовой температуры. Работа направлена на оптимизацию мономерного состава для снижения расходов, связанных как с удельными затратами, так и с дозировкой, обеспечивающей стабильную вязкость в пластовых условиях. Полимеры с разными составами и уровнями АТБС теряют свои свойства в результате «старения» при температурах до 140 °C, а затем проходят оценку путем замеров вязкости и ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для оценки изменений состава с течением времени.

Многие авторы сообщают о преимуществах полимерного заводнения, наблюдаемых на разных нефтяных месторождениях: Делаплас и др. (2013), Деламейд и др. (2013, 2014), Аль-Саади и др. (2012), Пандев и др. (2012), Клеменс и др. (2013), Мо Со Лет и др. (2012), Ванг и др. (2006), Лаорунгрой и др. (2014), Маничан (2013). Во всех этих исследованиях температура не превышала 65 °C, и применялись полимеры на основе акриламида (АМД) и акрилата натрия (AA). Повышение температуры может быть разрушительным для стабильности полимера в связи с гидролизом полиакриламида, который происходит в коллекторе (Жанг (1995), Ванг и др. (2008), Ю и др. (2007), Левитт и др. (2008, 2010)). Дополнительная анионная активность в цепочке полимера в присутствии двухвалентных катионов, таких как Ca²⁺ и Mg²⁺, приводит к падению уровня вязкости полимерного раствора. Также может наблюдаться частичное выпадение осадка (Моради-Араги и Доу (1987), Райлс (1988)). Таким образом, для более высоких температур применяемые реагенты должны быть более устойчивыми.

Включение других мономеров, таких как НВП, в цепочку полимера подразумевает ограничение гидролиза и обеспечение прочности при температурах до 120 °C (Гайллард и др. (2010), Вермолен и др. (2011)). Тем не менее включение мономера НВП увеличивает стоимость и снижает молекулярный вес Mw, а конечный продукт становится в 2–3 раза дороже и требует увеличения дозировки для обеспечения необходимой вязкости в коллекторе (Гайллард и др. (2014)). Включение сульфонированных мономеров, таких как АТБС, также может в определенной степени увеличить прочность (Паркер (1993)) при одновременном сокращении затрат по сравнению с НВП и с меньшим воздействием на молекулярный вес.

Несмотря на то, что этот вопрос широко изучается в разных лабораториях мира, насколько нам известно, лишь одна компания сообщила об использовании и эффективности полимеров, содержащих АТБС, для повышения нефтеотдачи на месторождении (Пицинелли и др. (2015)). В этом случае пластовая температура не превышала 76 °C, и в соответствии с предварительными результатами ожидается рост добычи нефти на уровне 10,4 %.

Наконец, в последнем из существующих решений (Лебланк и др. (2015)) используется новый модифицированный полимер, содержащий АТБС, обеспечивающий значительное увеличение фактора сопротивления при 85 °C по сравнению со стандартными сульфонированными образцами. Этот полимер может использоваться в гораздо меньших концентрациях для достижения необходимого фактора сопротивления по сравнению с обычным сульфонированным сополимером, что открывает перспективы в направлении разработки и применения более экономичных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) при высокой минерализации и высокой температуре.

ХИМИЯ ПОЛИМЕРОВ

Все изученные полимеры были получены из промышленных партий. Образцы предоставлялись в порошковой форме. Характеристики продуктов приведены в табл. 1. Молекулярный вес определялся вискозиметрическим методом. В табл. 1 сверху вниз уровень АТБС увеличивается. Все исследованные полимеры Flopaam содержат менее 35 мол. % АТБС, в то время как Superpusher SAV55 и SAV37 имеют бльшую степень полимеризации, а Superpusher SAV226 и SAV333 содержат НВП.

ПОДГОТОВКА РАСТВОРА ПОЛИМЕРА

Составы солевых растворов, используемых для подготовки полимера, приведены в табл. 2.

В табл. 2 специальный параметр R+ определяется как коэффициент веса двухвалентных катионов, деленный на общее количество катионов:

Каждый солевой раствор был отфильтрован в вакууме через мембрану Миллипор 0,22 мкм для удаления любой пыли и/или нерастворимых частиц. Солевые растворы были обработаны азотом. Все растворы полимера были приготовлены в полностью анаэробной камере (уровень кислорода <10 ч/млрд) при концентрации 5000 ppm с использованием механической мешалки при 500 об/мин в течение 2 часов, а затем оставлены отстаиваться в течение 10 часов.

ЗАМЕРЫ ВЯЗКОСТИ

Значения вязкости растворов полимера измерялись с использованием вискозиметра модели Brookfield LVT, оборудованного адаптером UL и двойным кожухом, соединенным с термостатом. Для того чтобы на вязкость не влияло присутствие воздуха при открытии ампул или во время проведения замеров, ампулы открывались и замеры проводились в анаэробной камере.

ТЕРМИЧЕСКАЯ СТАБИЛЬНОСТЬ

Испытания полимерных растворов проводились при полностью анаэробных условиях в стерильной камере Jacomex GP T-4 с медным катализатором для удаления любых следов кислорода (рис. 1) по методу, описанному Сирайтом и др. (2010). Замеры кислорода проводились с использованием прибора M700XTM компании Mettler Toledo, оборудованного двумя датчиками InPro 6950TM O2. Чувствительность щупа составляла 0,1 ч/млрд в жидкой фазе.

Все полимерные растворы были перелиты в цилиндры из нержавеющей стали (150 мл) в стерильной камере. Цилиндры были помещены в печь при температуре, схожей с пластовыми условиями. Влияние температуры на полимерный раствор определялось путем периодического измерения вязкости раствора в течение 1 года.

В качестве реометра использовался вискозиметр Brookfield LVT 085 с адаптером UL при скорости 6 об/мин. Значения вязкости измерялись в анаэробной стерильной камере, чтобы кислород не попадал в контейнеры старения раствора при их открытии. Замеры проводились при температуре 25 °C в целях обеспечения шкалы более высокой вязкости по сравнению с температурой 90–120 °C. Таким образом, значения вязкости были более точными, а на стабильность меньше влияла погрешность вискозиметра. Для оценки термостабильных свойств термостойких полимеров замеры проводились при температуре 85 °C. Во время старения некоторые образцы извлекались при помощи ацетона, остаточный продукт анализировался по данным процессов 1H и 13C ЯМР.

СТАБИЛЬНОСТЬ ПОЛИМЕРОВ, СОДЕРЖАЩИХ РАЗНЫЕ УРОВНИ АТБС, В ЖЕСТКОМ СОЛЕВОМ РАСТВОРЕ

Вопрос порога температуры для использования обычного анионного полиакриламида (HPAM) и полимеров, содержащих АТБС, до сих пор остается открытым. Важно определить состав, который должен использоваться в зависимости от минерализации, жесткости и температуры. На этом этапе исследования терполимеры Flopaam 5115VHM и Flopaam 5220VHM, а также сополимеры Flopaam AN110VHM, Flopaam AN125VHM и Flopaam AN132VHM (табл. 1) в концентрации 1500 ppm были подвергнуты старению в течение одного года в подтоварной воде и морской воде (табл. 2) при температурах 70, 85 и 95 °C. Проводился мониторинг вязкости с течением времени.

СТАБИЛЬНОСТЬ В ПОДТОВАРНОЙ ВОДЕ ПРИ 70 °C

Все сульфонированные полимеры подвергались старению при температуре 70 °C в подтоварной воде, выбранной для испытания в связи с более высоким уровнем жесткости и общей минерализации. Проводился мониторинг изменения вязкости с течением времени, обобщенные результаты представлены на рис. 2.

Результаты показывают, что все полимеры стабильны с течением времени при температуре 70 °C в растворе с большим содержанием соли. Низкий уровень АТБС является достаточным для обеспечения стабильности. Интерпретация результатов на ядрах 1H и 13C ЯМР показывает, что количество акриловой кислоты (AA) в цепочке полимера значительно увеличилось после 1 года старения для Flopaam AN110VHM, Flopaam 5115VHM и Flopaam 5220VHM (рис. 3). Интересно, что общий гидролиз не превышает 46 мол. % для трех продуктов, несмотря на то что их начальный состав был разным. Изначально в цепочке полимера Flopaam AN110VHM, в отличие от Flopaam 5115VHM и Flopaam 5220VHM, не содержится акрилат натрия. Flopaam 5220VHM изначально содержит наибольший уровень акриловой кислоты, это может объяснить, почему конечное количество акриловой кислоты через год немного выше у Flopaam 5220VHM по сравнению с Flopaam AN110VHM и Flopaam 5115VHM. Однако максимальный уровень гидролиза 46 мол. % у полимеров в результате старения при температуре 70 °C не влияет на вязкость с течением времени для растворов, приготовленных на подтоварной воде.

СТАБИЛЬНОСТЬ В МОРСКОЙ ВОДЕ И ПОДТОВАРНОЙ ВОДЕ ПРИ 85 °

Применение полимеров, содержащих АТБС, обычно оправданно для температур выше 70 °C. Стабильность оценивалась за один год в жестких солевых растворах морской воды и подтоварной воды при 85 °C (рис. 4).

Как можно видеть, изменение вязкости со временем зависит от состава солевого раствора. В морской воде полимеры Flopaam AN132VHM, Flopaam 5220VHM и Flopaam AN125VHM, содержащие значительное количество АТБС, относительно более стабильны по сравнению с Flopaam AN110VHM и Flopaam 5115VHM с меньшим содержанием АТБС. Вязкость растворов Flopaam AN132VHM и Flopaam AN125VHM осталась равной начальному значению, при этом наблюдалось снижение на 20 % для Flopaam 5220 VHM. Выбор оптимизированного полимера заключался в выборе между составами Flopaam 5115VHM и Flopaam AN125VHM. Эти результаты резко контрастируют с данными для тех же полимеров в подтоварной воде. С этим солевым раствором все изучаемые полимерные растворы показали снижение вязкости, при этом Flopaam AN132VHM сохраняет наиболее прочные связи, демонстрируя лишь 20 % снижения вязкости за период старения, равный одному году. Flopaam 5220VHM, содержащий акрилат натрия и меньшее количество АТБС по сравнению с Flopaam AN125VHM, более стабилен в течение первых 9 мес испытания. Фактически Flopaam AN125VHM содержит больше акриламида по сравнению с Flopaam 5220VHM. Гидролиз этих компонентов происходит очень быстро и при высоком уровне содержания кальция и магния, при этом наблюдается снижение вязкости. Наличие акрилата натрия в Flopaam 5220VHM может сдерживать это снижение вязкости. Однако после одного года старения конечная вязкость для обоих полимеров приблизительно одинакова (приблизительно 7 мПа.с). Выбор оптимизированного полимера будет производиться между составами Flopaam AN132VHM и Flopaam 5220VHM.

СТАБИЛЬНОСТЬ В МОРСКОЙ ВОДЕ И ПОДТОВАРНОЙ ВОДЕ ПРИ 95 °C

Все полимеры подвергались старению при температуре 95 °C в обоих солевых растворах (рис. 5).

При 95 °C в морской воде (рис. 5a) уровень АТБС, необходимый для поддержания вязкости, с течением времени становится очень важным, поскольку его отсутствие в данных условиях может привести к менее чем 50%-й остаточной вязкости после 6 мес старения. В этих условиях Flopaam AN132VHM и Flopaam AN125VHM показали себя как наиболее прочные, с потерей только 30 % начальной вязкости в течение года. В растворе Flopaam AN110VHM выпал осадок через 3 месяца, а раствор Flopaam 5115VHM показал потерю 75 % начальной вязкости в течение 1 года.

Для исследований в подтоварной воде был включен в испытания Superpusher SAV226, содержащий НВП. Для большей наглядности Flopaam AN110VHM был исключен из графика (рис. 5б). В подтоварной воде большинство выбранных полимеров с уровнем содержания АТБС от низкого до среднего не являются достаточно прочными для предотвращения значительного снижения вязкости с течением времени. Единственный полимер, который остается полностью стабильным, – это Superpusher SAV226. Интересно, что вязкость раствора Flopaam AN132VHM с концентрацией 1500 ppm остается такой же после
1 года старения, как и вязкость раствора Superpusher SAV226 с концентрацией 2000 ppm. Таким образом, рекомендуется применение Flopaam AN132VHM как наиболее эффективного и экономичного реагента, поскольку время пребывания в коллекторе незначительно превышает 1 год. Анализ ЯМР Flopaam AN132VHM был проведен во время его старения в подтоварной воде (рис. 6). Относительное изменение для каждого мономера приводилось начиная от 100 % акриламида, 100 % АТБС и 0 % акриловой кислоты. Содержание акриловой кислоты приведено в абсолютных мол. %. 

Резкое возрастание уровня содержания акриловой кислоты в сочетании с пропорциональным снижением акриламида происходит в первые три месяца, что объясняется быстрым гидролизом акриламида до акриловой кислоты при 95 °C. Затем рост замедляется, что является результатом сочетания гидролиза акриламида и АТБС. Паркер (1993) сообщает, что при 90 °C гидролиз АТБС не происходит, однако его исследование проводилось только в течение 60 дней. Он также говорит о том, что в отношении гидролиза АТБС наблюдается автокаталитический процесс, когда значительное количество акрилата присутствует в цепочке полимера. Это может объяснять изменение тенденции, наблюдаемой в гидролизе АТБС после 4 мес старения в нашем исследовании. В этот период количество акриловой кислоты достаточно большое для начала катализации гидролиза АТБС, при этом приблизительно 25 % подвергается гидролизу после 1 года. Конечное содержание акрилата натрия достигает 65 мол. %. Столь высокий уровень в сочетании с Ca²⁺ и Mg²⁺ из солевого раствора объясняет снижение вязкости в подтоварной воде для полимеров с наименьшим содержанием АТБС и отсутствием НВП (рис. 5б).

С учетом этих результатов была проведена оценка полимеров с повышенными уровнями АТБС по сравнению с Flopaam AN132VHM. Для этой цели растворы Superpusher SAV55 и SAV37 с концентрацией 2000 ppm подвергались старению в течение 1 года при температуре 95, 100 и 105 °C в солевых растворах моделей подтоварной и морской воды. Графическое представление снижения вязкости через год по сравнению с начальным уровнем приведено на рис. 7.

Повышение содержания АТБС в полимере расширяет диапазон стабильности до 100 °C. Для Flopaam AN132VHM снижение на 50 % наблюдалось при 95 °C в морской воде, а для Superpusher SAV55 и SAV37 75 % начальной вязкости сохранялось даже после 1 года старения при температуре до 100 °C в обоих солевых растворах. При температуре 105 °C раствор Superpusher SAV37 потерял 55 % от своей начальной вязкости в модели морской воды по сравнению только с 40 % в модели подтоварной воды. Хотя модель подтоварной воды – более соленый раствор по сравнению с моделью морской воды, ее R+ (табл. 2) значительно ниже по сравнению с аналогичным показателем модели морской воды. Это также параметр, который должен учитываться при выборе полимерного раствора с точки зрения стабильности. Как описывалось в предыдущем исследовании (Гайллард и др. (2014)), оптимизация полимеров, содержащих АТБС и НВП, может обеспечивать стабильность при температуре до 120 °C. Были проведены эксперименты, результаты которых, представленные на рис. 8, показывают, что границы температуры могут быть расширены до 140 °C при использовании полимеров на основе НВП (Superpusher SAV333) в жестком солевом растворе или полимеров с даже большим уровнем АТБС (Superpusher SAV10). Superpusher SAV10 демонстрирует высокий уровень стабильности при температуре до 140 °C с более чем 60%-м уровнем остаточной вязкости после 6 месяцев старения при температуре 140 °C в условиях сильно соленого раствора.

СТАБИЛЬНОСТЬ ПОЛИМЕРОВ С ОТНОСИТЕЛЬНО НИЗКИМ СОДЕРЖАНИЕМ АТБС В МЯГКОЙ ВОДЕ ПРИ 120 °C

Сирайт (2010) сообщает о стабильности HPAM (анионного полиакриламида) и сополимеров акриламида – АТБС в отсутствие двухвалентных катионов и кислорода. Растворы HPAM были способны сохранять не менее половины начальной вязкости в течение 8 лет при температуре 100 °C и 2 года – при температуре 120 °C. Такая же стабильность наблюдалась для сополимеров акриламида – АТБС. В опыте Сирайта тенденция к потере вязкости наблюдалась в течение всего периода старения и происходила в соответствии с законом Аррениуса. 25 % потери вязкости наблюдалось при температуре 120 °C после 1 года старения. В настоящем исследовании аналогичный эксперимент был проведен с Flopaam AN125VMH и Flopaam AN132VHM в течение 6 мес при 120 °C в мягкой воде (воде с низкой минерализацией и небольшим содержанием двухвалентных катионов с относительно высоким R+). Результаты эксперимента представлены на рис. 9.

Повышение вязкости наблюдалось в течение 30 первых дней, затем показатель стабилизировался. Это повышение происходило в связи с быстрым гидролизом компонентов акриламида и АТБС (Паркер (1993)) при температуре 120 °C. Данные результаты свидетельствуют о том, что в мягкой воде полимеры с относительно невысоким уровнем содержания АТБС могут использоваться при температуре до 120 °C, что напрямую согласуется с заключением Сирайта. Таким образом, повысить стабильность полимеров можно путем подготовки воды, закачки ее с удалением двухвалентных катионов. Такой метод позволяет использовать менее прочные реагенты (т. е. более экономичные), при этом можно достичь гораздо более высокой вязкости при такой же дозировке полимера. Капитальные затраты на подготовку воды в таких случаях могут быть компенсированы экономией на эксплуатационных затратах за счет сокращения удельных затрат и уменьшения дозировки реагентов.

НАЧАЛЬНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ НОВОГО КЛАССА ТЕРМОСТОЙКИХ ПОЛИМЕРОВ

Как описано в работе Лебланка и др. (2015), новый класс полимеров, называемых термостойкими, может представлять большой интерес с точки зрения применения в высокотемпературных коллекторах. Попадая в раствор, термостойкие полимеры могут повышать вязкость раствора по мере повышения температуры и/или уровня минерализации. Проведенные исследования свидетельствуют о потенциальном и дополнительном интересе к этим полимерам при закачке в пористую среду. Дозировка по сравнению со стандартными полимерами может быть существенно снижена, что приведет к существенной экономии проектов МУН при высокой температуре и высоком уровне минерализации. На рис. 10 представлено сравнение процессов старения растворов полимеров, содержащих АТБС, с термостойким полимером. Концентрация каждого полимера была отрегулирована для обеспечения вязкости 25 мПа.с при температуре 85 °C. Термическая стабильность обеспечивалась при температуре 90 °C.
В этом конкретном случае солевой раствор был относительно мягким (общее количество растворенных частиц – 17 тыс., концентрация двухвалентных катионов – 307 ppm).

На рисунке видно, что для всех полимеров AN требуется увеличение дозировки (до 3150 ppm) для достижения 25 мПа.с при 85 °C, в то же время для термостойкого полимера необходимо повышение содержания АТБС только до 1500 ppm.

Вязкость при комнатной температуре для термостойкого полимера намного меньше, чем для всех остальных (15 вместо 50 мПа.с), что может быть дополнительным преимуществом для растворения, обращения и перекачки раствора на поверхности, а также приемистости в более холодной призабойной зоне. Кроме того, низкая концентрация и низкий уровень вязкости при снижении температуры и/или минерализации могут быть использованы для подготовки подтоварной воды, содержащей остаточное количество полимера. Единственный способ убедиться в сохранении термостабильных свойств – проведение замеров при 85 °C. После 120 дней старения все полимеры остаются достаточно стабильными. Термостойкий полимер сохраняет термостабильные свойства после старения. Использование такого полимера для проектов МУН при высоких температурах является полезным с точки зрения экономики, поскольку он обеспечивает такой же уровень вязкости в растворе, более высокий коэффициент удерживания в пористой среде и стабильность при дозировке, приблизительно вдвое меньшей по сравнению с обычными полимерами. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Термическая стабильность полимеров на основе АТБС обеспечивалась при разных условиях минерализации и температуры. Представленные результаты позволяют сделать определенные рекомендации по выбору оптимизированных полимеров для высокотемпературных коллекторов, данные в обобщенном виде приведены на рис. 11.

В целом по результатам исследования можем сделать следующие выводы:

1) повышение содержания АТБС в цепочке полимера приводит к улучшению стабильности полимера в жестком растворе и при высокой температуре;

2) гидролиз АТБС в Flopaam AN132VHM происходит при температуре выше 95 °C, что приводит к меньшей устойчивости к воздействию двухвалентных катионов и снижению вязкости растворов с течением времени;

3) полимеры, содержащие более высокий уровень АТБС (более 35 мол. %), являются более прочными и обеспечивают термическую стабильность при температуре до 140 °C в жестком растворе;

4) термостойкие полимеры обеспечивают такой же уровень стабильности, как и соответствующие стандартные продукты, требующие намного меньшей дозировки для достижения необходимой вязкости в коллекторе. Они обеспечивают инновационный и экономичный вариант для высокотемпературных коллекторов. Исследования поведения термостойких полимеров в пористой среде все еще продолжаются.

Таблица 1. Состав исследованных продуктов

Table 1. The composition of the researched products

Таблица 2. Состав солевых растворов в ppm

Table 2. The composition of saline solutions in ppm

Предприятия различных отраслей промышленности проявляют значительный интерес к более рациональному применению энергии газовых потоков высокого давления, дросселируемых в технологических процессах. Такие потоки можно использовать для повышения давления низконапорных потоков, энергии которых не хватает для участия в технологическом процессе. Примером низконапорного потока может служить газ, образующийся в установках комплексной подготовки природного газа газоконденсатных месторождений после стабилизации углеводородного конденсата. Повышение давления низконапорного газа путем смешения его с высоконапорным потоком происходит в эжекторе.

Типичная схема эжектора представлена на рис. 1. Высоконапорный газ подается в центральное сопло, где разгоняется до сверхзвуковой скорости. Ускоренный поток увлекает поток низконапорного газа, поступающего из кольцевого сопла, и смешивается с ним в камере смешения. Образовавшаяся на выходе из камеры смешения смесь газов тормозится в диффузоре.

Отсутствие движущихся частей делает это устройство более надежным в использовании и более дешевым по сравнению с компрессором или турбокомпрессором. Все это вкупе с низкими затратами на амортизацию, простотой изготовления и долгим сроком работы делает использование эжекторов выгодным решением для оптимизации технологических процессов. Подтверждение данному выводу можно увидеть во взрывном росте использования эжекторов в областях, связанных с холодильными циклами, где требуется соблюдение постоянно растущих ограничений по эмиссии парниковых газов. Подробный анализ преимуществ использования сверхзвуковых эжекторов в системах охлаждения можно найти в работах [4–6] и др.

Смешение потоков в сверхзвуковом эжекторе представляет собой сложный физический процесс. Как показано в [7] и [8], использование одномерных моделей для расчета эжектора может приводить к значительным ошибкам в определении коэффициента эжекции и степени сжатия. Поэтому компьютерное CFD-моделирование в настоящий момент является доминирующим методом исследования процессов, происходящих в сверхзвуковом эжекторе, а также влияния геометрических параметров на характеристики устройства (см., например, работы [9–11]). Помимо предсказания интегральных характеристик, таких как степень сжатия, CFD позволяет прогнозировать множество локальных физических явлений [12–17].

При расчете эжектора с помощью CFD одним из ключевых моментов является выбор подходящей модели турбулентности для решения осредненных по числу Рейнольдса уравнений Навье – Стокса (RANS). Исследованию влияния моделей турбулентности в широких диапазонах параметров входных потоков на характеристики эжектора посвящено значительное количество работ, к примеру [19–27]. Их выводы подтверждают, что SST k– модель турбулентности позволяет наиболее точно прогнозировать локальные параметры течения и интегральные характеристики эжекторов на нерасчетных режимах работы, а стандартная k– – интегральные характеристики на расчетных режимах. С учетом нетребовательности k– модели к качеству расчетной сетки и вычислительным ресурсам это делает ее наиболее предпочтительной для использования в инженерных расчетах эжекторов. При этом стоит отметить, что некоторые локальные параметры потока, такие как, например, структура отражения ударных волн в окрестности среза сопла высоконапорного газа, корректно не прогнозирует ни одна из широко распространенных моделей турбулентности [18].

В работе сверхзвукового эжектора существует предельный (критический) режим, на котором рост давления высоконапорного газа не приводит к увеличению количества подсасываемого низконапорного газа. Критический режим ограничивает эффективность работы эжектора [1], поэтому одним из методов достижения максимальной степени сжатия является изменение схемы подвода высоконапорного газа в камеру смешения в целях изменения параметров критического режима.
В [1] предложены схемы с перфорированным насадком на сверхзвуковое сопло и многосопельные схемы, экспериментально доказано их преимущество по сравнению с классической схемой. В частности, многосопельные конструкции показали особую эффективность при малых коэффициентах эжекции. Обзор работ по эжекторной тематике показал, что в данный момент нет систематизированного представления о сравнительных характеристиках сверхзвуковых эжекторов с различными схемами подвода высоконапорного газа и с параметрами, характерными для нефтегазовой промышленности. Поэтому целью данной работы является сравнение максимальных степеней сжатия, реализуемых при использовании таких схем, как:

• классический оптимальный эжектор;

• эжектор с перфорированным насадком;

• многосопельный эжектор.

Именно эти схемы, согласно проведенному обзору, представляют наибольший практический интерес.

Обоснование преимущества распределенного подвода газа

Расчет дифференциального эжектора был проведен Б.А. Урюковым [2]. Дифференциальный эжектор можно представить как бесконечную последовательность вложенных друг в друга элементарных эжекторов с периферийным подводом высоконапорного газа. Проведем исследование такого эжектора с учетом следующих допущений:

1) смешиваемые газы подчиняются уравнению состояния идеального газа и одинаковы по составу;

2) профиль давления, температуры и скорости в начальном сечении каждого элементарного эжектора равномерен;

3) теплопередача и трение на стенках пренебрежимо малы.

Также примем следующие обозначения: Q, F, w, p₀, T₀ – расход, площадь, скорость, полное давление и температура в рассматриваемом сечении эжектора; те же параметры, обозначенные штрихом, – параметры газа на срезе высоконапорного сопла; обозначенные индексом 0 – параметры эжектируемого газа на входе в эжектор; df – изменение площади поперечного сечения эжектора. Помимо этого будем использовать безразмерные величины: – приведенная скорость; – обратный коэффициент эжекции; – перепад полных температур высоконапорного и низконапорного газа, – степень сжатия эжектора,  – перепад полных давлений,  – относительная площадь камеры смешения. Используем также стандартные обозначения для газодинамических функций:

Будем считать p₀' и T₀' постоянными в каждом высоконапорном сопле эжектора.

Уравнения неразрывности и импульсов для эжектора принимают вид

Из этих уравнений следуют уравнения эжекции, приведенные к виду:

,                    (1)

,               (2)

                               (3) 

                                              (4)

.                                             (5)

В большинстве практических случаев после камеры смешения эжектора установлен диффузор, в котором происходит торможение газа. При приведенной скорости потока на входе в диффузор λ ≥ 1 возникают значительные потери полного давления. В случае же λ  < 1 эти потери, как правило, невелики. Ограничимся рассмотрением последнего практически важного случая.

В связи с этим поставим следующую задачу: при заданном полном обратном коэффициенте эжекции n₁ (на выходе из эжектора), при данных τ, σ и при заданном значении λ₁ на выходе найти распределение скоростей вдоль эжектора λ = λ(n), λ' = λ'(n), при которых ε₁ в конце эжектора максимальна.

Уравнения (1–5) можно переписать, исключив геометрические параметры

               (6) 

Из уравнения видно, что для максимального значения ε коэффициент A должен принимать максимальное значение для любого элементарного эжектора. Тогда

.               (7)

Условия максимума A

                                           (8) 

Отсюда находим 

                                            (9)

  (10)

Из условия ε<σ следует, что уравнения (9) и (10) имеют единственное решение, имеющее физический смысл. Обозначим это решение λ= λ_*, λ' = λ_*'.

В начальном сечении эжектора из (9) и (10) для случая λ= λ_*, λ' = λ_*', τ> 1 имеем:

Из этих уравнений находятся значения λ_*0 и λ_*'. Далее с помощью (9), (10) и (6) находится распределение λ= λ_* вдоль эжектора. Затем, используя систему (5), находим

                              (11) 

Расчет по формуле (11) для параметров τ> 1, σ= 50, k = 0,01 (n = 100) дает степень сжатия ε = 46,6. Для сравнения: степень сжатия классического оптимального эжектора при тех же параметрах 1 = 13,8. Видно, что использование дифференциальной схемы подвода может существенно увеличить максимальную степень сжатия, реализуемую в эжекторе.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Для исследования выбран следующий режим работы эжекторной системы:

1) коэффициент эжекции k = 0,1, расход низконапорного газа G_low = 0,865 кг/с;

2) давление высоконапорного газа p = 10 атм;

3) температура низконапорного и высоконапорного газов T = 300 К.

Такой набор параметров приблизительно соответствует многим практическим задачам и позволяет изучить различия между разными схемами эжекции. Давление на выходе из диффузора выбиралось таким, чтобы обеспечить максимальную степень сжатия. Стенки эжектора предполагались шероховатыми с характерной высотой шероховатости 10 мкм.

В качестве рабочей среды был выбран воздух. Связь давления, температуры и плотности осуществлялась с помощью модели идеального газа, а такие характеристики, как показатель адиабаты, вязкость и теплопроводность, предполагались постоянными.

Поскольку стоимость изготовления эжектора и проведения эксперимента велики, а теоретические модели для сложных схем подвода газа дают очень приближенный результат, для расчета характеристик эжектора использовались программные комплексы вычислительной гидродинамики ANSYS CFX и ANSYS Fluent. На расчетной сетке решалась система уравнений Навье – Стокса с применением замкнутой модели турбулентности k–ε:

1) уравнение неразрывности

2) уравнение количества движения

где тензор напряжений S_M – внешний источник механического воздействия

Здесь под μ понимается эффективная вязкость μ_eff = μ + μ_t, где μ_t – турбулентная вязкость, μ – вязкость;

3) уравнение переноса энергии

где U*S_M – работа, обусловленная внешним источником механического воздействия, а S_E – внешний источник энергии;

4) уравнение для k

5) уравнение для

6) уравнение для турбулентной вязкости

где C_μ, C_ε1, C_ε2, σ_k, σ_ε– эмпирические константы; P_k, P_kb, P_εb – члены, связанные с гравитационным влиянием на турбулентность. В данной постановке задачи мы ими пренебрегаем.

Как уже было отмечено, модель турбулентности standart k– эффективно описывает процессы эжекции. С учетом ее робастности именно эта модель была выбрана в расчете в качестве рабочей.

Геометрия каждой схемы разбивалась либо гексаэдральной (гексагональной в случае двумерной модели), либо гибридной расчетной сеткой. Гибридная сетка строилась следующим образом: простые части геометрии модели разбивались гексаэдрами, сложные для представления гексаэдрами части геометрии разбивались тетраэдрами и призмами, с помощью которых разрешался пограничный слой. Слои гексаэдров, тетраэдров и призм сшивались с помощью встроенного интерфейса ANSYS CFX для гибридных сеток. Пограничный слой разрешался с требованием y⁺ ≥ 35, характерным для модели k–ε.

Все результаты вычислительных экспериментов, полученные в данной работе, проверены на независимость от расчетной сетки 

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

1. Классический эжектор

Для классического эжектора существует разработанная теория, позволяющая подобрать оптимальные характеристики аппарата. В [3] описан алгоритм нахождения геометрических параметров классического эжектора, при которых он функционирует с максимальной эффективностью. Подавляющее большинство аппаратов проектируются с использованием этой теории, поэтому естественно взять максимальную степень сжатия такого эжектора за точку отсчета и сравнивать с ней эффективность других схем. Также целесообразно сравнить результаты, полученные в ходе компьютерного моделирования, с теоретическими результатами, полученными в результате применения теоретической модели.

В соответствии с [3] расчет производился следующим образом:

1) задавался ряд значений λ₁ от 0 до 1; λ₁ – приведенная скорость струи низконапорного газа на входе в камеру смешения;

2) геометрия эжектора определяется параметрами σ и k. Для расчета были выбраны значения σ = 20, k = 0,1. Для каждого λ₁ соответствующие значения q(λ_p') и f_k находились из уравнений

где а₁ = 2,7; а₂ = 1,55; b₁ = 1,033; b₂ = 0,57; λ_p' – приведенная скорость на срезе сопла, f_k – функция от а;

2) определялся максимум зависимости f_k от λ_p'. Для найденного f_k и λ_p' находилось отношение площадей дозвукового и сверхзвукового потоков a из уравнения

Далее рассчитывалось сверхзвуковое сопло:

1) по расходу низконапорного газа находится площадь критического сечения сопла:

где p*, T* – полные давление и температура на входе в сопло.

2) для найденного λ_p' вычислялась площадь выходного сечения сопла:

где k – показатель адиабаты для воздуха, R – универсальная газовая постоянная, μ – молярная масса воздуха.

В соответствии с этими расчетами была выбрана геометрия оптимального эжектора (табл. 1).

По результатам расчета максимальная степень сжатия эжектора составила ε ≈ 4,6. Это значение несколько ниже теоретического ε_theory ≈ 5,08, рассчитанного по [3], так как в CFD-расчете учитываются влияние пограничного слоя, шероховатость стенки и потери в диффузоре. Картина течения представлена на рис. 3. 

2. Эжектор с перфорированным насадком

В качестве модели была взята геометрия классического оптимального эжектора из предыдущего расчета с цилиндрическим перфорированным насадком на сверхзвуковое сопло. Согласно рекомендациям, приведенным в [1], выбранное число щелей в насадке равнялось шести и обеспечивало перфорацию 10 %. Геометрические параметры щели представлены в табл. 2.

По результатам расчета максимальная степень сжатия в таком эжекторе ε ≈ 4,75. Картина течения представлена на рис. 4 и 5. 

3. Многосопельные эжекторы

Во всем многообразии многосопельных схем можно выделить три принципиально разных случая:

1) сопла расположены в форкамере эжектора;

2) сопла расположены на поверхности камеры смешения;

3) сопла расположены и в форкамере, и на поверхности камеры смешения.

В данной работе мы кратко рассмотрим только два первых случая. 

3.1. Эжектор с соплами в форкамере

Такая схема отличается от классической тем, что центральное сверхзвуковое сопло заменяется на несколько сверхзвуковых сопел с различным взаимным расположением и геометрическими параметрами. В данной работе мы ограничимся простейшим случаем: рассмотрим классический оптимальный эжектор из первого расчета и заменим центральное сопло на семь одинаковых сопел, одно из которых расположено на оси эжектора, а остальные равномерно распределены по окружности с радиусом, равным половине расстояния между срезом центрального сопла и стенкой камеры смешения. Сопла выбраны одинаковыми и спроектированы так, чтобы суммарный расход высоконапорного газа был равен расходу в схеме с классическим оптимальным эжектором. При этом также сохраняется отношение площадей дозвукового и сверхзвукового потоков в начале камеры смешения. Геометрические параметры сопел представлены в табл. 3.

Максимальная степень сжатия в данной схеме ε ≈ 4,96. Картина течения в данной схеме изображена на рис. 7 и 8. 

3.1. Эжектор с соплами на поверхности камеры смешения

В данной схеме сопла на протяжении некоторого расстояния входят в камеру смешения и имеют различное взаимоположение и геометрические параметры. Эжектор такого типа, согласно исследованиям [1], имеет большое преимущество перед классическим, поэтому рассмотрению этого эжектора уделено больше внимания, чем остальным схемам.

Данная схема характеризуется большим количеством геометрических параметров, из которых наиболее важные:

1) количество сопел;

2) угол наклона сопел к оси эжектора;

3) угол наклона сопел в тангенциальной к поверхности эжектора плоскости;

4) длина и угол полураствора сопел;

5) угол раствора камеры смешения;

6) радиус камеры смешения;

7) относительный сдвиг сопел.

В данном исследовании рассчитывались характеристики эжекторов со следующими параметрами:

• общее количество сопел равно 12, все сопла одинаковые;

• угол наклона сопел к оси эжектора равен 15° ± 5° с шагом в 2,5°;

• угол закрутки сопел в тангенциальной плоскости равен 5° ± 5° с шагом в 1°;

• длина сопел 90 мм, угол полураствора 5°;

• угол раствора камеры смешения равен 0° ± 4° с шагом 2°;

• радиус камеры смешения равен 45–105 мм с шагом в 20 мм;

• количество рядов сопел равно 1–4 с шагом в 1, в каждом ряду одинаковое количество сопел, сдвиг равен одному диаметру камеры смешения, сопла в соседних рядах расположены в шахматном порядке.

Отметим, что опорные значения 15° для наклона сопел к оси эжектора и 5° для закрутки в тангенциальной плоскости взяты в соответствии с рекомендациями, приведенными в [1] для многосопельных конструкций.

По результатам расчетов сделаны следующие выводы:

1) оптимальный угол наклона сопел к оси эжектора равен 17,5°;

2) в изученном диапазоне значений закрутка не влияет на характеристики эжектора;

3) оптимальный угол раствора камеры смешения равен 2°;

4) радиус камеры смешения должен быть больше 80 мм, при меньшем радиусе эффективность эжектора резко падает;

5) оптимальное количество рядов сопел равно 3.

Максимальная степень сжатия по результатам расчетов у эжектора с перечисленными в списке оптимальными параметрами равна ε ≈ 5,91. Картина течения в этом эжекторе представлена на рис. 10–12.

В табл. 4 приведено сравнение максимальных степеней сжатия исследованных схем эжекторов. Видно, что степень сжатия конструкции с 12 соплами превосходит степень сжатия классического оптимального эжектора более чем на 28 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Благодаря простоте конструкции и надежности сверхзвуковые эжекторы нашли широкое применение в различных областях промышленности. Увеличение максимальной степени сжатия эжектора может значительно улучшить характеристики систем, использующих эжекторы.

В [2] показано, что использование распределенного подвода газа плавно увеличивает статическое давление смеси и уменьшает потери на удар. Степень сжатия дифференциального эжектора, рассчитанного в [2], значительно превосходит максимальную степень сжатия, достигаемую в классическом оптимальном эжекторе, рассчитанную по методике, описанной в [3].

В статье влияние распределенного подвода высоконапорного газа исследуется на примере эжектора с перфорированным насадком и многосопельного эжектора. Расчет в ANSYS CFX показал, что эти схемы имеют преимущество перед классическим оптимальным эжектором.

В эжекторе с перфорированным насадком, установленным на сверхзвуковом сопле, часть высоконапорного газа проходит через продольные щели и начинает смешиваться с низконапорным газом. Этот поток затем эжектируется основной сверхзвуковой струей, покидающей насадок. В работе показано, что при одинаковых геометрических размерах среза сверхзвукового сопла и камеры смешения использование перфорированного насадка увеличивает степень сжатия по сравнению с классической оптимальной схемой, однако это увеличение незначительно.

Использование многосопельных конструкций с периферийным подводом высоконапорного газа наиболее приближено к концепции дифференциального эжектора, описанного в [2]. По сравнению с классическим оптимальным эжектором такая схема, впрочем, предоставляет дополнительные возможности, связанные с углами наклона сопел и их взаимным расположением. В работе исследовано влияние геометрических параметров на максимальную степень сжатия и даны рекомендации к их выбору. Сравнение результатов расчета многосопельной конструкции и классической оптимальной схемы показывает, что использование распределенного подвода газа увеличивает максимальную степень сжатия на 28 % на исследованном режиме работы эжектора. Замена центрального сверхзвукового сопла классической схемы на семь сверхзвуковых сопел также увеличивает максимальную степень сжатия.

Таблица 1. Геометрия классического оптимального эжектора

Table 1. The geometry of the classical optimal ejector

Таблица 2. Геометрические параметры щелей на перфорированном насадке

Table 2. Geometric parameters of slits in the perforated nozzle

Таблица 3. Геометрические параметры сопел в схеме с соплами в форкамере

Table 3. Geometric parameters of nozzles in the scheme with nozzles in the prechamber

Таблица 4. Сравнение степеней сжатия

Table 4. The comparison of compression levels

Когда в начале «нулевых» студенты факультета индустриального дизайна британского Королевского колледжа искусств Питер Брейвен и Уилл Кроуфорд придумали быстровозводимую палатку для районов стихийных бедствий, они еще не подозревали, какой резонанс вызовет предложенная ими технология в мировом гражданском, военном и промышленном строительстве. Сегодня рулонный цементно-тканевый материал с непромокаемым слоем Concrete Canvas используется в 50 странах мира, позволяя сэкономить до 90 % расходов при возведении конструкций из армированного бетона.

Бетонное полотно используют при строительстве своих объектов, укреплении почвы, футеровке стоков очистных сооружений и армировании трубопроводов такие компании, как Royal Dutch Shell, Conoco Phillips, Chevron. С 2014 г. продукция Concrete Canvas успешно применяется в России, в частности в проекте «Сахалин-1».

Самым прочным, надежным и долговечным строительным материалом уже многие годы считается железобетон – армированная стальными стержнями цементно-песчаная смесь с добавлением щебня. Возведение средне- и крупномасштабных железобетонных конструкций связано с использованием строительной техники и организации для нее подъездных путей. Изобретение бетонного полотна позволило исключить необходимость применения автомиксеров и бетононасосов в процессе создания строительных конструкций, не уступающих по прочности традиционным ЖБИ.

Как рассказали в своем интервью ВВС основатели и владельцы компании Concrete Canvas Питер Брейвен и Уилл Кроуфорд, на понимание преимуществ бетонного полотна как строительного материала в наибольшей мере повлияла их совместная студенческая разработка – бескаркасная надувная трехслойная палатка. В сложенном состоянии она помещалась в стандартного размера пластиковый пакет. Надуваемая воздухом палатка расправлялась за 20 мин, а смоченная водой затвердевала за 24 ч, благодаря тому что средний слой состоял из цемента. Прочность и даже пуленепробиваемость конструкции, образованные силами поверхностного натяжения, позволили авторам утверждать, что 13-миллиметровый слой бетонного полотна не уступает по качественным характеристикам 100-миллиметровому слою армированного бетона.

В 2005 г. Брейвен и Кроуфорд основали компанию Concrete Canvas, запатентовавшую технологию изготовления бетонного полотна, из которого изначально предполагалось строить быстровозводимые сооружения для труднодоступных районов стихийных бедствий и боевых действий, в том числе в подземных добывающих шахтах при угрозе обвала. Одним из первых заказчиков компании стало Министерство обороны США, но впоследствии преимущества «бетонного холста» были высоко оценены в гражданском и промышленном строительстве. Здесь, с одной стороны, обратили внимание на отсутствие необходимости в подъезде спецтехники (масса и габариты рулонов бетонного полотна рассчитаны на перемещение одним человеком), с другой – на экономию с каждым годом дорожающих ингредиентов бетонной смеси и арматуры. Как сообщает на своем сайте российское представительство марки, один поддон, на который поместится 125 м² рулонной ткани Concrete Canvas, заменит собой два 17-тонных автомиксера с традиционным раствором.

Просто добавь воды

Защищенный приблизительно сотней патентов строительный материал Concrete Canvas представляет собой «сэндвич» из двух слоев текстильной ткани, выполняющей функции арматуры, расположенного между ними 5-, 8- или 13-миллиметрового слоя цементно-песчаной смеси (с добавлением специализированных присадок) и слоя ПВХ. Этим гидроизолирующим слоем материал укладывается на поверхность, не требующую специальной подготовки, закрепляется анкерами или металлическими кольями и смачивается водой без необходимости ее подачи под давлением. Для затвердевания 1 м²
полотна СС5, который весит 7 кг, требуется около 3,5 л воды. Через 1,5–2,0 ч (в зависимости от погодных условий) материал застывает, приобретая 80 % прочности в течение суток.

В отличие от мешков с цементом, которые не переживут зиму, будучи складированными в неотапливаемом помещении, рулоны Concrete Canvas выдерживают до 200 циклов замораживания-оттаивания благодаря использованию специальных присадок. Это делает возможной разовую заброску на объект большого количества бетонного полотна в расчете на последующее строительство. Если имеется в виду нефтегазовый добывающий промысел, перекачивающая станция или перерабатывающий завод, совмещенный с морским отгрузочным терминалом, применение бетонного полотна особенно разнообразно и до конца еще не изучено. С помощью этого материала можно футеровать склоны, противопожарные водоемы и каре резервуарных парков, водостоки очистных сооружений. Холст СС также используется в качестве защитного покрытия для подводных трубопроводов. В перспективе – использование бетонного полотна в качестве кровельного материала, для настила полов и перекрытий, строительства пешеходных дорожек, мостов, лестниц, ангаров и иных жилых и технических помещений. Расчетный срок эксплуатации изделий из Concrete Canvas составляет 50 лет.

Примером успешного использования продукции Concrete Canvas в России служит футеровка дренажных систем аэропорта «Мирный» в Якутии и берегового комплекса подготовки нефти Чайво в рамках международного проекта «Сахалин-1». Аэропорт «Мирный», в частности, обслуживает алмазный карьер «Мир». Суровый климат Республики Саха дает возможность проводить здесь строительные работы только в течение трех месяцев в году. Поэтому скорость их выполнения служила приоритетным показателем, и здесь технологии Concrete Canvas было отдано предпочтение. Всего за три дня в октябре 2014 г. дренажные каналы летного поля общей площадью 1680 м² были надежно забетонированы материалом СС толщиной 13 мм.

Оператором проекта «Сахалин-1» выступает компания «Эксон Нефтегаз Лимитед», дочерняя компания ExxonMobil (30 %), в разработке также участвуют ПАО «Роснефть» (20 %), ONGC (20 %) и SODECO (30 %). Выбор на разработку британских ученых пал в связи с особыми климатическими условиями региона. Морозы здесь достигают
–40 °С, восемь месяцев в году грунт покрыт 4-метровым слоем снега. Приоритетное значение в этих условиях, как и в Якутии, имела скорость выполнения работ, при этом прибрежный песчаный грунт также осложнял футеровку.
В июне 2015 г. шесть рабочих выполнили задачу за три недели, уложив в дренажные каналы 14 770 м² полотна Concrete Canvas толщиной 8 и 13 мм. Эксплуатация дренажных систем в Якутии и на Сахалине подтвердила преимущества применения бетонного полотна СС в сравнении с такими технологиями, как битумная изоляция и торкретирование.

ООО «Конкрит Кэнвас Раша»

Официальный партнер Concrete

Canvas Ltd.

109012, РФ, г. Москва,

ул. Никольская, д. 10, эт. 6

Тел.: +7 (495) 937-77-80

Факс: +7 (495) 937-77-81

e-mail: info@uccr.su

https://uccr.su

Одной из основных задач при выполнении гидравлических расчетов трубопроводов является определение величины потерь напора на трение h_τ. Обычно их выражают в зависимости от квадрата средней скорости движения жидкости w формулой Дарси – Вейсбаха [1, 2]:

, (1)

где –  λ коэффициент гидравлического сопротивления; l – расчетная длина трубопровода; d – внутренний диаметр трубопровода; g – ускорение свободного падения.

Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от режима течения. Границы режимов течения и областей гидравлического трения устанавливают в зависимости от числа Рейнольдса Re и коэффициента относительной шероховатости внутренней поверхности трубы ε [1–3].

Число Рейнольдса определяется из соотношения 

,                                                              (2)

где – коэффициент кинематической вязкости перекачиваемой жидкости.

Коэффициент относительной шероховатости труб равен 

,                                                              (3)

где k_Э – коэффициент эквивалентной шероховатости внутренней поверхности труб.

Выделяют три режима течении жидкости: ламинарный Re < 2320, переходную зону 10 000 < Re < 2320 и турбулентный Re > 10 000. Турбулентный режим условно разделяют на три области гидравлического трения: гладкого 10 000 < Re < 10/ε, смешанного 10/ε < Re < 500/ε, вполне шероховатого (квадратичного) Re > 500/ε. Применительно к гидравлическим расчетам трубопроводного транспорта нефтепродуктов для определения коэффициента гидравлического сопротивления рекомендуют использовать формулы, представленные в табл. 1 [1–3].

Число Рейнольдса, учитывающее влияние работы сил вязкого трения, входит практически во все зависимости для определения коэффициента гидравлического сопротивления. Только при турбулентном режиме течения в области вполне шероховатого (квадратичного) трения влияние вязкости можно не учитывать.

При проведении перекачки дизельных топлив по трубопроводам на величину гидравлических сопротивлений достаточно существенно влияет значение параметра вязкости. Поэтому требуется определять значения вязкости с возможно большей точностью. Кинематическая вязкость дизельных топлив ЕВРО по ГОСТ Р 52368-2005 определяется методом испытания, регламентированным ГОСТ 33, а также идентичными методами по ISO 3104, ASTM D 445 [4]. Определение кинематической вязкости нефтепродуктов при заданном диапазоне температур проводят с использованием калиброванных стеклянных вискозиметров различных типов (Оствальда, Убеллоде и др.) [5]. Шаг измерений температуры составляет обычно 5–10 °С. При этом строят вязкостно-температурные кривые.

Для выражения вязкостно-температурных характеристик нефтепродуктов в аналитическом виде предложено множество различных формул [6]. Наиболее точной считается формула Вальтера – ASTM:

lglg(ν*10⁶ + 0,8) = a + blgT,                (4)

где T – абсолютная температура, в градусах K; a и b – коэффициенты, определяемые на основании экспериментально полученных значений кинематической вязкости ν₁ и ν₂ для двух температур T₁ и T₂.

Коэффициенты a и b в формуле Вальтера – ASTM рассчитываются по формулам: 

,               (5) 

a = lglg(ν₁ + 0,8) – blgT₁.                    (6)

Для определения кинематической вязкости при заданной температуре T формула Вальтера – ASTM может быть представлена в следующем виде: 

ν= exp[2,3026*exp[2,306*(a + blgT]]–0,8.                                   (7)

Также весьма широкое распространение получила формула Рейнольдса – Филонова:

ν = ν₁*exp[– κ*(T – T₁)],                           (8)

где κ – коэффициент крутизны термовязкограммы, равный 

.                                              (9) 

Достаточно часто нет возможности получить из специализированной лаборатории данные испытаний по определению кинематической вязкости на всем диапазоне температурных значений эксплуатации трубопроводов. Более того, в паспортах качества дизельных топлив по ГОСТ Р 52368-2005 кинематическая вязкость указывается только при температуре 40 °C. При этом в рассмотренных формулах Вальтера – ASTM и Рейнольдса – Филонова должны быть известны значения кинематической вязкости как минимум при двух температурах.

Это ставит задачу поиска альтернативных подходов к аналитическому представлению вязкостно-температурных характеристик дизельных топлив. Так, в работе [7] для топлив марок З и Л по ГОСТ 305-82 было предложено определять кинематическую вязкость как функцию температуры следующими выражениями: 

log ν= 10^-9*9*t⁴ –10^-7*8,85*t³ + 10^-4*1,1247*t² –10^-2*1,56*t – 5,109,             (10)

ν = –10^-11*3,16*t³ + 10^-9*4,67*t² –10^-7*2,77*t + 10^-6*8,43.                                         (11) 

При использовании формул (10) и (11) температуру t надо подставлять в градусах °C, значение кинематической вязкости получается в м²/с.

В работе [7] рассматривались экспериментальные данные по дизельным топливам, выпускаемым по ГОСТ 305-73 и ГОСТ 4749-73. Данные имеют определенную давность и в настоящее время уже устарели. Изменились география добычи нефти, технологии ее переработки и, следовательно, физико-химические свойства товарных нефтепродуктов. Дизельное топливо по ГОСТ 4749-73 не производится с 1983 г. по причине отмены действия документа и перехода на ГОСТ 305-82. Менялись и требования ГОСТ 305. Поэтому нецелесообразно рекомендовать применение полученных зависимостей (10) и (11) для определения значений кинематической вязкости дизельных топлив по ГОСТ Р 52368-2005.

Были проведены исследования и анализ вязкостно-температурных характеристик следующих образцов топлив дизельных ЕВРО, вид III (содержание серы – не более 10 мг/кг) по ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009) с изм. 1:

1. класс 4: производитель – ОАО «Газпром нефтехим Салават»; компонентный состав: дизельная гидроочищенная фракция 164–275 °С – 99,96 % масс., противоизносная присадка «Адди ТОП» СМ/АddiTOP L – 0,04 % масс.;

2. класс 3: производитель – АО «ННК-Хабаровский НПЗ»; компонентный состав: дизельная гидроочищенная фракция 164–275 °С – 99,96 % масс., противоизносная присадка «КОЛТЕК ДС 7739» – 0,03 % масс., промотор воспламенения «КОЛТЕК ДС 1406» – 0,01 % масс.;

3. класс 2: производитель – ОАО «Ангарская нефтехимическая компания»; компонентный состав: топливо дизельное гидроочищенное с установки «Парекс» 164–275 °С – 99,97 % масс., противоизносная присадка «Байкат» – 0,04 % масс., антиокислительная присадка «Агидол-1» – 0,01 % масс., промотор воспламенения «Pro-цетан плюс 51» – 0,15 % масс.;

4. сорт C: производитель – ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»; компонентный состав: топливо дизельное гидроочищенное – 71,7 % масс., топливо дизельное гидродеароматизированное – 21,1 % масс., фракция гидроочищенная для производства реактивных топлив – 7,2 % масс., противоизносная присадка NALCO 5719A – 0,035% масс., промотор воспламенения Kerobrisol EHN – 0,1 % масс.

В результате были получены данные о кинематической вязкости в зависимости от температуры топлив дизельных ЕВРО по ГОСТ Р 52368-2005 для клас-
сов 4, 3, и 2, а также сорта C. Общий вид полученных вязкостно-температурных кривых представлен на рис. 1. Значения основных физико-химических и эксплуатационных показателей исследуемых образцов дизельных топлив в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52368-2005 и фактических представлены в табл. 2–3.

Для аналитического представления кинематическую вязкость дизельных топлив, м²/с, в зависимости от расчетной температуры t, °C, предлагается выражать следующей функцией:

log ν = a_ν*t⁵ + b_ν*t⁴ + c_ν*t³ + d_ν*t² + e_ν*t + f_ν,                          (12)

где a_ν, b_ν, c_ν, d_ν, e_ν и f_ν, – коэффициенты аппроксимации. Значения коэффициентов аппроксимации для исследуемых образцов дизельных топлив по ГОСТ Р 52368-2005 представлены в табл. 4.

Выражение (12) можно также записать в следующем виде: 

ν = exp[2,3026*(a_ν*t⁵ + b_ν*t⁴ + c_ν*t³ + d_ν*t² + e_ν*t + f_ν)].           (13) 

Исходные данные по кинематической вязкости дизельных топлив по ГОСТ Р 52368-2005 и результаты расчетов по формулам Вальтера – ASTM (7), Рейнольдса – Филонова (8) и предложенной (12) представлены в табл. 5–8 и на рис. 2–5. При расчете коэффициентов a, b и по формулам (5), (6) и (9) использовались значения кинематической вязкости исследуемых образцов дизельных топлив при максимальной и минимальной температуре.

Видно, что результаты расчетов по предложенной зависимости (12) лучше согласуются с экспериментальными данными, чем по формулам Вальтера – ASTM (7) и Рейнольдса – Филонова (8). Точность расчетов по формулам (7) и (8) можно значительно повысить, если задать более узкий интервал исходных экспериментальных данных. Однако для практических целей, в частности при гидравлических расчетах трубопроводов, зачастую требуется определение значений кинематической вязкости во всем диапазоне возможных температур.

Определенная сложность описания вязкостно-температурных характеристик дизельных топлив на всем интервале температур одной зависимостью объясняется тем, что при снижении температуры топлива ниже его температуры помутнения в нем образуются микрокристаллы н-парафиновых углеводородов [5]. При этом происходит резкое, скачкообразное повышение значений параметра кинематической вязкости.

Следует отметить, что согласно требованиям ГОСТ Р 52368-2005 показатель температуры помутнения определяется только у топлив для холодного и арктического климата (обозначаются как классы). Температура застывания вообще отсутствует в требованиях, хотя является важным показателем такого эксплуатационного свойства, как прокачиваемость [5, 8].

Применительно к задачам трубопроводного транспорта температура застывания дизельного топлива может быть использована как ориентировочный показатель минимально предельной температуры, при которой возможно проведение перекачки. Однако следует учитывать, что проводить перекачку по трубопроводам дизельного топлива ниже его температуры помутнения длительное время не рекомендуется, так как это может привести к образованию отложений парафина на стенках трубопровода. Наличие скоплений отложений парафина приводит к уменьшению величины внутреннего сечения трубопровода, повышению гидравлических сопротивлений и, следовательно, к увеличению энергетических затрат на проведение перекачки.

Таким образом, используя зависимость (12) или ее запись в виде (13) с соответствующими коэффициентами из табл. 4, можно определять значения кинематической вязкости дизельных топлив ЕВРО классов 4, 3, 2 и сорта C, выпускаемых по ГОСТ Р 52368-2005, при диапазонах температур, указанных в табл. 5–8.

При наличии массива экспериментальных данных для других образцов дизельных топлив коэффициенты аппроксимации в формуле (12) могут быть найдены с использованием пакета прикладных программ Microsoft Office Excel.

Предложенный авторами подход для аналитического представления кинематической вязкости в зависимости от температуры является одним из возможных. Окончательный выбор используемых формул зависит от поставленной задачи и исполнителей.

Таблица 1. Формулы для определения коэффициента гидравлического сопротивления

Table 1. Formulas for determination of the Darcy friction factor

Режим течения  Flow mode		Формула для определения коэффициента гидравлического сопротивления  The formula for determination of the Darcy friction factor
Ламинарный (формула Стокса)  Laminar (the Stokes formula)		λ= 64/Re
Переходная зона (формула Вуллиса – Гинзбурга)  Transition area (the Vullis – Ginzburg Formula)
Турбулентный  Turbulent	Область гладкого трения (формула Блазиуса)  Smooth friction area (the Blauzius formula)
	Область смешанного трения (формула Альтшуля)  Mixed Friction area (the Altshul formula)
	Область вполне шероховатого (квадратичного) трения (формула Шифринсона)  Sufficiently rough (square law) friction area (the Shifrinson formula)

Таблица 2. Значения основных физико-химических и эксплуатационных показателей дизельных топлив ЕВРО классов 4, 3, 2 и сорта C в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52368-2005

Table 2. The standard values of main physicochemical and service parameters of diesel fuel (Euro 4, 3, 2 and the Type C in accordance with GOST R 52368-2005

Таблица 3. Фактические значения основных физико-химических и эксплуатационных показателей исследуемых дизельных топлив ЕВРО классов 4, 3, 2 и сорта C по ГОСТ Р 52368-2005

Table 3. The actual values of main physicochemical and service parameters of the studied samples of diesel fuels (Euro 4, 3, 2 and the Type C in accordance with GOST R 52368-2005

Таблица 4. Коэффициенты аппроксимации в формуле (12) для исследуемых образцов дизельных топлив по ГОСТ Р 52368-2005

Table 4. Approximation coefficients by the formula (12) for the studied samples of diesel fuels by GOST R 52368-2005

Таблица 5. Сравнение экспериментальных и расчетных значений кинематической вязкости дизельного топлива ЕВРО класс 4

Table 5. Comparison of experimental and calculated values of a EURO Class 4 diesel fluid’s kinematic viscosity

Таблица 6. Сравнение экспериментальных и расчетных значений кинематической вязкости дизельного топлива ЕВРО класс 3

Table 6. Comparison of experimental and calculated values of a EURO Class 3 diesel fluid’s kinematic viscosity

Таблица 7. Сравнение экспериментальных и расчетных значений кинематической вязкости дизельного топлива ЕВРО класс 2

Table 7. Comparison of experimental and calculated values of a EURO Class 2 diesel fluid’s kinematic viscosity

Таблица 8. Сравнение экспериментальных и расчетных значений кинематической вязкости дизельного топлива ЕВРО сорт C

Table 8. Comparison of experimental and calculated values of a EURO Type C diesel fluid’s kinematic viscosity

Лучший мировой опыт

Международный статус компании позволяет КТК изучать и принимать на вооружение лучший опыт партнеров Консорциума по всему миру. Еще на этапе первоначального строительства участие ведущих мировых нефтегазовых компаний в проекте КТК дало возможность применить современные технологии и оборудование, международные стандарты управления, проектирования, строительства и эксплуатации объектов нефтепроводного транспорта.

Специально для принадлежащей КТК трубопроводной системы «Тенгиз – Новороссийск» был разработан целый комплекс мер по охране окружающей среды. Расходы на внедрение новейших природоохранных технологий составили около 12 % суммы бюджета строительства нефтепроводной системы. Среди таких технических решений необходимо отметить применение труб с увеличенной толщиной стенки для защиты побережья Каспийского и Черного морей, прокладку специального тоннеля для магистрали в горах, сооружение 12 переходов через водные преграды, в том числе реки Волгу и Кубань, методом горизонтально-направленного бурения, обустройство дополнительных инженерных защитных сооружений линейной части нефтепровода и др.

 Н.Н. Горбань, генеральный директор КТК

Уникальная технология погрузки

Крупнейшим объектом КТК является морской терминал под Новороссийском. Он работает по передовой технологии, которую сегодня применяют не более 40 нефтяных терминалов в мире. Суда подходят не к причалам нефтепорта, а к трем выносным причальным устройствам (ВПУ), расположенным более чем в 5 км от берега. Загрузка нефти посредством ВПУ может безопасно выполняться, в том числе и при неблагоприятных метеоусловиях. ВПУ закреплены за морское дно при помощи шести многотонных якорей, к каждому из них подведен нефтепровод.

Танкер швартуется к выносному причальному устройству и подсоединяет его гибкие шланги к судовым манифольдам. Во время грузовой операции судно может свободно вращаться вокруг ВПУ под влиянием ветра и течения. Подобные выносные причальные устройства проектируются и производятся специально под каждый регион и рельеф дна. По подсчетам специалистов, новороссийские ВПУ способны выдержать самый сильный шторм из зафиксированных в регионе за последние 100 лет.

Модернизированная SCADA

Для обеспечения безопасной и надежной погрузки нефтеналивных судов коллектив морского терминала КТК выполняет множество предварительных операций, например дошвартовые и еженедельные проверки оборудования. Каждое лето грузовая система ВПУ промывается с помощью специально зафрахтованного танкера с морской водой. Срок службы подводных и плавучих шлангов – от 2 до 6 лет, потом они подлежат обязательной замене.

Круглосуточное управление нефтепроводной системой КТК осуществляется в главном центре управления (ГЦУ), действующем здесь же – на морском терминале. В ГЦУ расположены три консоли, за которыми работают сотрудники диспетчерской службы. С помощью системы оперативного контроля и сбора данных SCADA три диспетчера управляют всеми объектами от Тенгиза до выносных причальных устройств в Южной Озереевке.

В конце октября 2016 г. на морском терминале КТК состоялась церемония открытия после реконструкции главного центра управления с новой модернизированной системой SCADA. Скорость передачи информации по трассе возросла в 25 раз. После завершения проекта расширения мощностей трубопроводной системы Консорциум будет располагать 200 тыс. датчиков против 80 тыс. в 2010 г. Удвоится и количество программируемых логических контроллеров – их станет 500.

SCADA позволяет осуществлять непрерывный мониторинг и контроль технических параметров по всей трубопроводной системе с возможностью доступа к данным в режиме реального времени для диспетчеров трубопровода в ГЦУ в Новороссийске, а также для оперативного персонала на каждом объекте. Дублирующие друг друга каналы передачи данных: оптико-волоконной, спутниковой и радиосвязи – обеспечивают связь морского терминала со всеми объектами вдоль трассы трубопровода и с региональными офисами КТК. В случае выхода каких-либо параметров за установленные рамки раздается сигнал тревоги, и производится осмотр аварийного участка для определения причин срабатывания сигнала.

НПС по жестким стандартам

В результате реализации проекта расширения мощностей трубопровода количество нефтеперекачивающих станций (НПС) Консорциума увеличилось в три раза и достигло 15. Все НПС оборудованы системами сглаживания волн давления, закрытыми системами дренажа, канализационными очистными сооружениями для хозяйственно-бытовых и промливневых стоков. Ни один из видов очищенных сточных вод не поступает в окружающую среду, а аккумулируется в гидроизолированных прудах испарения. Одним из современных решений, повышающих производственную безопасность, является ввод в работу системы сглаживания волн давления и плавного пуска электродвигателей на станциях Консорциума.

Жестким стандартам в области промышленной и экологической безопасности соответствуют газовые турбины, применяемые в качестве приводов для магистральных насосов и электрических генераторов. Они характеризуются высоким КПД, пониженным уровнем шума, а также достаточно низким уровнем выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Дело в том, что на образование вредных выбросов при сжигании топлива, на котором работают турбины, в первую очередь влияет температура сжигания топлива: чем она выше, тем больше вредных выбросов. В турбинах, применяемых в КТК, используется система сухого подавления выбросов – Dry Low Emission (DLE). Температура сгорания газа в них примерно на 500 °С ниже, чем на аналогичных турбинах без системы DLE, и составляет 1675 °С вместо обычных 2175 °С.

На объектах КТК осуществляются все виды контроля качества компонентов окружающей среды, контроль возможных загрязнений и антропогенного и промышленного воздействия на экосистему. Работы по производственному экологическому контролю (ПЭК) согласуются с территориальными природоохранными органами.

В КТК внедрена и успешно функционирует единая интегрированная система управления охраной труда, промышленной безопасностью и охраной окружающей среды, включающая систему экологического менеджмента, основанная на международных стандартах ISO 14001, OHSAS 18001, национальном законодательстве, опыте и процедурах КТК. В 2016 г. успешно пройден очередной ресертификационный аудит и получены международные сертификаты по международным стандартам ISO.

АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум – Р»

119017, РФ, г. Москва,

ул. Большая Ордынка, д. 40, стр. 4,

Деловой центр «Легион-1», эт. 4

Тел.: +7 (495) 745-87-70

e-mail: press@cpcpipe.ru

www.cpc.ru

Одной из серьезных проблем при трубопроводном транспорте углеводородов в районах многолетней мерзлоты является растепление грунта и образование таликов.

При эксплуатации подземного магистрального трубопровода в северных районах России наблюдаются аварии, связанные с потерей устойчивости трубопровода. Потеря устойчивости трубопровода в районах многолетнемерзлых грунтов во многом определяется (без учета качества изготовления трубы и сварных швов) тепловым режимом взаимодействия поверхности трубопровода и окружающего грунта. Переход грунта из мерзлого состояния в талое и обратно вызывает осадку, что наиболее характерно для пучинисто-опасных грунтов (пластичные глинистые и водонасыщенные пылеватые и мелкие пески).

Чтобы не допустить этого, в случае подземного трубопровода и отрицательной температуры грунта предлагается:

1) транспортировать углеводороды с температурой ниже фазового перехода воды при отрицательной температуре t < 0 °C;

2) использовать тепловую изоляцию, толщина которой должна обеспечить минимальную допустимую отрицательную температуру на границе с грунтом < 0 °C.

Первый вариант практически не реализуем при транспортировке газового конденсата, нефти и нефтепродуктов. Это объясняется технологическими требованиями транспорта, нацеленными на исключение температур «помутнения» и «застывания» углеводородов [1].

Использование только тепловой изоляции в целях недопущения растепления, как показали расчеты на примере конденсатопровода «Уренгой – Сургут», может привести к неоднозначным результатам.

Минимальная толщина тепловой изоляции  определяется не по наиболее суровым, январским, условиям при самой низкой температуре грунта t_гр = –14 °C. Необходимость увеличения минимальной толщины изоляции возрастает с ростом температуры грунта, обусловленной как протяженностью конденсатопровода от Уренгоя до Сургута, так и наступлением весеннего сезона (рис. 1).

Как видно из рис. 1, минимальная толщина тепловой изоляции определяется в зависимости от температур транспортируемого конденсата t_к, окружающего грунта t_гр и величины R, равной произведению линейного термического сопротивления передачи теплоты теплопроводностью (из) тепловой изоляции и разности температур наружной поверхности изоляции и грунта

,               (1)

где d_пол – наружный диаметр полиэтиленовой изоляции.

Отсутствие тепловой изоляции на подземном конденсатопроводе приводит к потере устойчивости. Но и применение только одной тепловой изоляции для обеспечения безопасного теплового режима эксплуатации подземного трубопровода в мерзлом грунте не является оптимальным решением проблемы.

При использовании системы охлаждения конденсата возникает вопрос, что использовать в качестве источника холода – окружающий воздух (аппараты воздушного охлаждения) или хладагенты (холодильные машины).

Необходимая мощность системы охлаждения Qx зависит от производительности конденсатопровода G и температуры транспортируемого углеводорода tк (рис. 2) и определяется исходя из теплового баланса [3].

Система охлаждения конденсата должна эффективно работать более 6 мес в году. Результаты расчетов убеждают, что при подземной прокладке трубопровода для охлаждения конденсата в северных районах лучше использовать пропан-бутановые парокомпрессионные холодильные машины [2].

Охлаждение конденсата является технологически необходимым и экономически обоснованным мероприятием для конденсатопроводов, сооружаемых в условиях Крайнего Севера на участках с многолетнемерзлыми грунтами.

Рассмотрен вариант, на первый взгляд содержащий противоречие: одновременное применение тепловой изоляции и охлаждения конденсата.

Если использовать пенополиуретан толщиной 100 мм практически по всей длине конденсатопровода, зимой не надо охлаждать конденсат, а чем теплее окружающая среда (воздух и грунт), тем интенсивнее должно быть охлаждение. Наиболее вероятно, что для обеспечения требуемого охлаждения необходимы только холодильные машины.

Следовательно, проблема безопасной эксплуатации транспорта конденсата в суровых климатических условиях требует решения оптимизационной задачи.

Уменьшение влияния факторов, способствующих потере устойчивости трубопровода, требует резкого увеличения капитальных затрат на проектирование и эксплуатацию. Решение подобных вопросов выходит за рамки данной работы и может служить темой нового исследования.

Если точно знать места расположения просадочных грунтов по трассе, решение вопроса упрощается. Для таких мест толщина тепловой изоляции рассчитывается исходя из обеспечения отрицательной температуры в зоне контакта наружной поверхности трубопровода и грунта.

В наиболее опасных местах следует предусмотреть установку интеллектуальных вставок, контролирующих напряжения, возникающие в стенках трубопровода.

Узел очистки газа на компрессорных станциях является ключевым элементом системы защиты окружающей среды и служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей [1]. Для очистки газа должны применяться пылевлагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования и являющиеся неотъемлемой частью действующей автоматизированной системы мониторинга состояния окружающей среды [2]. Механические примеси приводят к износу труб, запорной и регулирующей арматуры. Это в целом снижает надежность системы газоснабжения.

Одним из предлагаемых нами технических решений является циклонный аппарат, совмещающий две ступени очистки для эффективного осаждения мелкодисперсных частиц классов PM10, PM2.5 с минимальными энергетическими и материальными затратами.

Технический результат достигается за счет конструктивных особенностей аппарата. Циклон-фильтр содержит цилиндрический корпус с коническим днищем, штуцер тангенциального ввода запыленного газового потока, выхлопную трубу, выполняющую функции штуцера для отвода очищенного газа, по диаметру которой устанавливается фильтровальный материал (например, лавсан). Кроме того, для регенерации фильтровального материала, например, путем периодической обратной продувки, снаружи цилиндрической части корпуса установлены продувочные штуцеры.

Нами были проведены серии опытов в четыре этапа:

• с минимальной массой пыли при минимальной скорости;

• с максимальной массой пыли при минимальной скорости;

• с минимальной массой пыли при максимальной скорости;

• с максимальной массой пыли при максимальной скорости.

Запыленные пробы фильтровального материала исследовались на микроскопе МИН-8 с 25-кратным увеличением, при котором отчетливо видны крупинки пылинок, осевших на тканевом фильтре (рис. 1).

Запыление оставляет на поверхности выходного фильтра спиральный след, что свидетельствует об интенсивной закрутке потока в выхлопной трубе, имеющей место при работе обычных циклонов без фильтрующих вставок, а также о наличии низкочастотных прецессий ядра закрученного потока, характерных для циклонов возвратно-поточного типа.

В результате проведенных экспериментов выявлено, что на входной фильтрующей вставке улавливается около 75 % пыли, на стенках оседает 20 % и около
5 % задерживается выходным фильтром из ткани Петрянова. Можно сделать вывод о целесообразности конструктивного дополнения в виде фильтрующей ткани, на которой происходило инерционное осаждение пыли.

При этом выходной фильтр не мешает нормальной работе возвратной выхлопной трубы.

Для дальнейшего усовершенствования предлагаемой конструкции задача повышения эффективности осаждения частиц в вихревых потоках была решена с применением метода численного моделирования в совокупности с численной математической моделью участка газотранспортной системы [3].

Технологии численного моделирования турбулентных потоков позволяют совершенствовать существующие конструкции циклонных аппаратов и создавать принципиально новые конструкции циклонов, которые будут иметь высокий коэффициент улавливания тонкодисперсных частиц при низком гидравлическом сопротивлении [4].

Технические, экономические или технологические разработки, направленные на повышение эффективности циклонов и снижение энергозатрат, невозможны без изучения гидромеханических особенностей процесса осаждения частиц и их движения во вращающемся потоке газа в каналах сложной геометрии. Создание математической модели движения аэрозольной частицы в закрученном потоке позволит оценить эффективность пылеулавливания и выявить влияющие на нее факторы [3].

Соответствие чисел Re_r степеням осаждения в сепараторах циклонного типа было протестировано применительно к аппаратам с достоверно известными характеристиками степени очистки выбросов [5]. Так, для одного из наиболее распространенных типов циклонов ЦН-11, с табличными значениями всех конструктивных параметров, известны следующие характеристики степени осаждения частиц: D₅₀ = 4,5*10^-6 м, логарифм дисперсии размеров улавливаемых частиц lgσ_η = 0,352. При плотности выбросов ρ_G = 1,293 кг/м³, дисперсии размеров взвешенных частиц σ_р = 2,2 (пыль обжига колчедана), для степени очистки 99 % параметр осаждения x = 2,4. Размер D₉₉ частиц, улавливаемых на 99 %, полученный на основе соотношения для определения параметра осаждения, составляет 70*10-6 м.

Значения числа Рейнольдса Re_r для частиц с размером, соответствующим 50%-й (D₅₀, м) и 99%-й (D₉₉, м) очистке в циклонах ЦН-11, ЦН-15, ЦН-15у, ЦН-24, приведены на графике (рис. 2).

Результаты вычислений критических чисел Рейнольдса Re_r, соответствующих сепарации частиц из потока, вращающегося в кольцевом сечении модели циклона, при скорости потока на входе u₀ = (1…7) м/с и радиусах кривизны d_м = 0,065 м (диаметр горловины циклона), d_б = 0,1 м (диаметр корпуса циклона), d_ср = 0,0825 м (средний диаметр циклона), приведены в табл. 1 [6].

Результаты расчетов чисел Рейнольдса Re_r для размеров частиц, осаждающихся в циклоне на 50 и 99 % (D₅₀*10-6 м и D₉₉*10-6 м), представлены на рис. 3 и 4. Расчеты показали, что степеням осаждения частиц в циклоне соответствуют строго определенные значения чисел Re_r. Так, степени осаждения 99 % коррелирует число Re_r ~4*10^-4, а степени осаждения 50 % ~ 7*10^-9.
В целом 10%-му увеличению степени очистки в циклоне соответствует рост численного значения Re_r на ~3,3.10^-3.

Проведенные исследования показывают, что параметр Re_r позволяет расчетным путем находить численные значения параметров очистки в сепараторах с вращательным движением многофазных потоков. С его помощью могут быть найдены фракционные коэффициенты очистки примеси, если известны параметры потока и конструктивные параметры аппарата, определяющие средний радиус кривизны потока.

Аналитическое решение уравнений Навье – Стокса в рамках поставленной технической задачи описания движения жидкости (газа) в циклоне при осредненных числах Рейнольдса и отсутствии какой-либо симметрии движения вследствие спирального вращения потока является сложным и неудобным при обработке результатов [7].

К тому же получаемый результат (решение в одной точке) не позволяет работать с визуализацией.

На основе многочисленных вычислений проведен анализ используемых методов на основе модели циклона-фильтра. Расчеты проводились с использованием пакета программного обеспечения Fluent (численного моделирования динамики газового потока CFD), использующего метод конечных объемов. Движение жидкости моделируется с использованием уравнений Навье – Стокса и осредненных значений числа Рейнольдса. Для обеспечения замкнутости системы в уравнениях переноса и потери (диссипации) кинетической энергии используется модель вязкости Спаларта – Аллмараса [8].

Посредством методов вычислительной гидродинамики выявлены изменения тангенциальных составляющих скоростей и статического давления в нескольких поперечных сечениях циклона (рис. 5).

Полученные результаты численного моделирования подтверждены эмпирическими результатами натурных испытаний, сопоставимы с результатами, полученными сторонними исследователями, и не противоречат основным подходам аналитического решения уравнений Навье – Стокса и теплопроводности для граничных условий 1–3-го родов [9–10].

Во всех сечениях в периферийной части потока наблюдается увеличение тангенциальной составляющей скорости по радиусу по мере удаления от стенок циклона. Давление падает по радиусу к центру циклона, достигая минимума на оси вращения. Можно с достаточной для практических целей точностью определить разрежение, которое устанавливается в пылесборном бункере циклона.

На периферии циклона профили тангенциальной скорости накладываются, а при приближении к выходному отверстию расходятся.

С увеличением крутки положение максимума тангенциальной скорости смещается на периферию, а его относительная величина снижается [11]. Это обстоятельство объясняется затруднением проникновения газа, который переносит момент количества движения, из периферии в центральную область. С увеличением крутки величина относительного разрежения (отношение разрежения в центре камеры к избыточному давлению газа на входе в камеру) снижается, а относительный радиус зоны разрежения увеличивается [12]. Отметим, что снижение максимума относительной тангенциальной скорости и относительного разрежения в центре с увеличением крутки сопровождается увеличением абсолютных значений этих характеристик при постоянном расходе [13].

Таким образом, техническим результатом является повышение степени улавливания частиц тонкой дисперсной фазы за счет специальной вставки – тканевого фильтра. Разработка позволит достичь увеличения пропускной способности очистных аппаратов в 4 раза при повышении качества очистки газа, которое выражается в уменьшении размера частиц, улавливаемых на 50 % (диаметра отсекания), со средних для циклонов значений 5–10 мкм до 0,4 мкм. Указанное улучшение качества очистки не требует дополнительных затрат энергии, что является одним из преимуществ по сравнению с аналогами: для уменьшения диаметра отсекания на
0,1 мкм после 1 мкм требуется увеличение затрат энергии не менее чем на 15 %.

В настоящее время большое значение имеет установление общих закономерностей формирования и эксплуатации парка машин для ремонта линейной части магистральных трубопроводов в условиях изменения форм и методов организации строительства. За основу определения организации ремонта линейной части магистральных трубопроводов (ЛЧ МТ) и других терминов приняты формулировки, изложенные в работах [1–11].

Организация ремонта ЛЧ МТ – функциональная система, включающая собственно ЛЧ МТ, ресурсы для производства ремонта (материальные, трудовые, денежные, временные), а также ограничения и правила взаимодействия ресурсов (последовательность, направление, совмещение, продолжительность, интенсивность, надежность) для достижения заданного результата – выполнения ремонта ЛЧ МТ или ее участков в заданные сроки при требуемом качестве ремонтных работ и при получении планируемой прибыли.

Комплект машин – совокупность взаимосвязанных машин, выполняющих определенный вид ремонтных работ, составляющая достаточно самостоятельную часть технологического процесса.

Парк машин – совокупность однородных машин для выполнения заданных объемов ремонтных работ. Взаимосвязь машин в парке не обязательна. Понятия «комплект машин», «комплекс машин» и «парк машин» допускается заменять обобщающим понятием «система машин».

Комплексная механизация ремонтных работ – совокупность взаимосвязанных и обслуживающих процессов, выполняемых c помощью средств механизации, в результате чего исходные материалы и изделия, в том числе трубы, изоляционные, сварочные и другие материалы, превращаются в полностью законченную ремонтом ЛЧ МТ.

Процесс механизации и механовооруженности ремонта магистральных трубопроводов – сложный динамический процесс, характеризующийся большим многообразием ситуаций, вероятностным характером событий, возникающих в процессе строительства. Возрастают требования к рентабельности. Это особенно важно в связи с переходом отрасли на самоокупаемость.

Для эффективного проектирования и формирования комплектов и комплексов машин необходимо выделить основные задачи, возникающие в процессе проектирования и формирования. В зависимости от типов и типоразмеров машин, входящих в комплекты, комплексы машин, можно выделить три класса задач:

1) задачи, в которых рассматривается работа машин и механизмов разных типов, имеющих коренное различие в функционировании (например, для производства земляных работ, как правило, используют бульдозеры и экскаваторы);

2) задачи, в которых рассматривается работа машин и механизмов одного типа, не имеющих коренного различия в функционировании, но разных типоразмеров (например, краны различной грузоподъемности, экскаваторы с различной вместимостью ковша);

3) задачи, в которых рассматривается работа машин и механизмов одного типа и одного типоразмера.

Задачи 1-го класса характеризуются следующими особенностями:

1) невозможностью полной замены одного типа машин и механизмов другим, а зачастую невозможностью функцио-
нирования одного типа машин без другого (например, при работе экскаватора часто необходимы бульдозер и автосамосвал);

2) невозможностью из-за масштабности задачи рассматривать все единицы машин и механизмов, вследствие чего вводятся оптимальные типоразмеры каждого типа;

3) необходимостью подбора комплектов машин и механизмов разных типов.

При решении этих задач необходимо пользоваться информацией, получаемой из задач других классов, в которых выбраны оптимальные сочетания оптимальных средств каждого типа.

Особенности задач 2-го класса:

1) необходимость наличия информации об объеме работ, выполняемых машинами и механизмами данного типа, полученной из решения задач 1-го класса, так как машины одного типа, но разных типоразмеров, как правило, выполняют не весь объем работ при строительстве того или иного объекта, а только его часть;

2) необходимость определения оптимальных параметров комплекса машин каждого типа, оптимального насыщения машинами заданных объектов строительства и определение объемов работ.

Задачи 3-го класса имеют следующие особенности:

1) необходимость информации об объеме работ, получаемой из решения задач 2-го класса, так как машины и механизмы одного типа и одного типоразмера, как правило, выполняют часть общей работы;

2) необходимость определения оптимальных параметров машин и механизмов при заданных основных характеристиках объекта строительства.

Задачи этого класса являются обобщенными задачами оптимального проектирования.

Очевидно наличие взаимосвязи между задачами всех классов. Так, чтобы решить задачу 1-го класса, необходимо использовать информацию, полученную при решении задач 2-го класса, и наоборот.

Каждая задача имеет свои сферу воздействия, ограничения, управляющие параметры и цели. Причем все эти характеристики, несмотря на тесную взаимосвязь и взаимообусловленность, все же обладают определенной независимостью. Эти задачи могут быть выражены математически в виде системы взаимосвязанных и в то же время относительно автономных моделей.

Задачи по эффективному использованию машин и комплектов машин можно, в свою очередь, разделить на три типа:

1) задан объект строительства, известны тип и типоразмер машин, используемых на объекте. Необходимо так организовать их работу (выбрать схему, расстановку), чтобы эффект был максимальным;

2) заданы объект строительства и некоторые ограничения на средства механизации (например, тип машин, схема работы). Требуется подобрать оптимальные типоразмеры машин, чтобы эффект был максимальным;

3) задан объект строительства, требуется подобрать тип, типоразмер машин и схемы их работы, чтобы эффект был максимальным.

Как правило, задачи первого типа относятся к распределительным задачам, основными методами решения которых служат методы линейного и, отчасти, динамического программирования.

Задачи второго и третьего типов – это в основном задачи, имеющие нелинейные целевые функции или ограничения и не поддающиеся решению методами линейного программирования.

Решение проблем комплексной механизации и автоматизации в строительстве требует рассмотрения ее с позиций иерархических систем. Из основных причин, обусловливающих такой подход, можно назвать размер, сложность, многообразие ситуаций, возникающих при строительстве самых разнообразных объектов. Рассмотрим укрупненную иерархическую структуру задач, которые можно разбить на четыре уровня:

1) оптимального проектирования комплектов машин;

2) оптимального формирования комплектов машин;

3) оптимального функционирования комплектов машин в различных условиях эксплуатации;

4) оптимального насыщения объекта строительства комплектами машин.

Многоуровневая система позволяет выделить задачи оптимизации внутри каждого уровня, подвергнуть их исследованию, а затем полученные решения использовать для смежных уровней иерархии.

В процессе комплексной механизации и автоматизации строительства возникают различные состояния системы «объект – технология – комплект машин». В зависимости от состояния элементов этой системы можно выделить восемь основных состояний:

1) объект, комплекс машин и технология не определены. Это состояние возникает в процессе поискового прогнозирования и на начальных этапах постановки задачи строительства того или иного объекта;

2) объект определен, а технология и комплекс машин – нет, что соответствует решению задач технологического проектирования. Ожидание перехода к состояниям 5 или 6;

3) объект не определен, технология не определена, а комплект определен. Это состояние ожидания, перехода к состоянию 7;

4) объект не определен, технология определена, комплекс машин не определен. Это состояние ожидания перехода к состоянию 6 или 7;

5) объект определен, технология не определена, комплекс машин определен, что соответствует поиску оптимальной технологии выполнения известным комплектом машин;

6) объект определен, технология определена, а комплекс машин не определен, что соответствует поиску оптимального комплекса машин для различных условий работы: в условиях полной определенности, в условиях полной и неполной неопределенности. Этому состоянию соответствуют также задачи оптимизации основных параметров комплекта машин;

7) объект не определен, технология определена, комплекс машин определен. Это состояние ожидания перехода к состоянию 8;

8) объект определен, технология и комплекс машин определены, что отвечает решению задач по оптимальному выполнению работ, расстановке, распределению комплектов машин, определению параметров функционирования, включая и параметры надежности.

Изложенные обстоятельства обусловливают разработку автоматизированных систем управления строительными ресурсами в задачах механизации ремонтных работ, включающих методологию проектирования, формализованное описание и алгоритмизацию, оптимизацию и имитационное моделирование функционирования систем, внедрение, сопровождение и эксплуатацию человеко-машинных систем. Кроме того, актуальность развития проблемной области – создания комплексной автоматизированной системы – в ее народнохозяйственном значении в связи с ростом масштабов работ по интенсификации и компьютеризации технологического производства и интегрированного управления функционированием как сетью технологических процессов, так и отдельным предприятием и отраслью народного хозяйства. Создание на научной основе автоматизированных производств и систем управления технологическими процессами повышает качество и эффективность всех звеньев производства в народном хозяйстве.