ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
. Предлагаемая конструкция морского трубопровода обеспечивает высокий уровень надежности. В особенности это важно для нефтепровода, поскольку утечка нефти в море приводит к огромным экологическим последствиям. По данным доклада заместителя генерального директора корпорации «Урал промышленный — Урал Полярный» в период до 2030 разработана перспектива развития территории полуострова Ямал с прокладкой железнодорожного транспорта, строительства морского порта и завода сжиженного природного газа (СПГ) «Ямал СПГ». Проект предусматривает ежегодное производство около 16,5 млн. тонн сжиженного природного газа (СПГ) и до 1,2 млн. тонн газового конденсата с поставкой на рынки стран Азиатско- Тихоокеанского региона и Европы. В связи с этим строительство морского трубопровода для доставки нефти и газа на полуостров Ямал является актуальным для современного процесса освоения Крайнего Севера. Библиографический список: 1. Нефть и газ российского шельфа: оценки и прогнозы [Текст] / А.И. Осадчий // Наука и жизнь. Журнал 7, 2006. 2. Проблемы добычи нефти и газа в условиях Крайнего Севера [Текст] / Н.С. Картамышева, И.А. Вахрушин, М.Н. Перевала, Ю.В. Трескова // Молодой учёный. Журнал 13, 2015. С. 845-848. 3. Трешников А.Ф. Поверхностные воды в Арктическом бассейне. "Проблемы Арктики", 1959, вып. 7, С. 5-14. 4. ВН 39-1.9-005-98 Нормы проектирования и строительства морского газопровода. - ОАО "Газпром", 1998. - 17 с. 5. Ресурсы интернета : https://www.rosneft.ru/press/releases/item/153553/ «Роснефть» и ExxonMobil начали бурение в Карском море 486 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ ОСОБЕННОСТИ ТРАНСПОРТИРОВКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ И ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ СОРТОВ НЕФТИ А.А. Лемешева ООО «Газпром добыча Иркутск», Самара, Россия, Lemesheva.Alexsandra@yandex.ru Содержание высокопарафинистых нефтей в Российском балансе нефтедобычи постоянно увеличивается. Это затрудняет их транспортировку по трубопроводам, в железнодорожных цистернах и морским транспортом. При транспортировке нефти в результате снижения температуры выделяются высокомолекулярные, в основном парафиновые углеводороды, которые откладываются в различных местах нефтепромыслового оборудования, в трубопроводах или цистернах и повышают вязкость нефтей. На нефтяных промыслах Уренгойского месторождения проводились испытания различных способов по предупреждению и ликвидации асфальтеносмолопарафинистых отложений. Для борьбы с ними применялись различные реагенты, тепло-химические и электромагнитные методы, специальные насосно-компрессорные трубы и механические способы. Высокую эффективность показали следующие методы: тепловые обработки горячим конденсатом; тепловые обработки смесью горячего конденсата, бензиновой фракции и метанола; удаление парафиноотложений скребком; и удаление парафиноотложений плунжерами. Также хорошие результаты были получены от применения остеклованных насосно-компрессорных труб (ТОО «АКПО» Самара), а также ингибитора парафиноотложений на основе диметилдиоксана. Невысокую эффективность показали: ингибитор парафинообразования «ParaMinus» фирмы «Clearwater» США и электромагнитный депарафинизатор НПО «Технологические системы» г.Москва. В настоящее время на УНГКМ для решения проблемы удаления парафиногидратоотложений внедряется электропрогрев трубопровода, путем применения электронагревательных кабелей. В таблице 1 приведены данные по расходу конденсата на тепловые обработки по всему фонду нефтяных скважин. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 5577 5476 5727 5509 5700 5699 5655 5676 4600 3569 3843 Необходимо отметить, что, не смотря на общее снижение расхода газового конденсата на проведение тепловых обработок фонда нефтяных трубопроводов 487 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ его количество продолжает оставаться весьма значительным и при нынешней рыночной стоимости газового конденсата около 20000 рублей за 1 тонну, затраты составляют около 92 млн. рублей в год. Отметить недостатки кабелей (нет мощностей для подключения большого числа скважин с кабелями к электрическим сетям (требуется их реконструкция), невозможность периодической работы кабеля). Несмотря на интенсивные профилактические меры (скребкование, тепловые обработки конденсатом, использование ингибиторов парафиноотложений) полностью исключить образование парафиногидратов не удается. В последнее время для снижения парафинизации и интенсификации транспортировки высокозастывающих нефтей все чаще стали применять депрессорные присадки, которые, участвуя в процессе кристаллизации парафинов, затрудняют формирование единой кристаллической структуры парафина при охлаждении нефти. Таким образом, улучшаются реологические свойства нефти, а именно: снижается температура застывания, падает эффективная вязкость и снижаются потери напора на трение. Однако в настоящее время не существует универсального стандартизованного метода подбора депрессорных реагентов для каждого конкретного типа нефти или конденсата. Поэтому для выбора оптимальной по эффективности присадки в каждом случае требуются тщательные лабораторные испытания, моделирующие реальные условия эксплуатации. Присутствие депрессорных присадок в нефтепродуктах влияет на разность температур насыщения раствора и появление первых кристаллов. Наиболее эффективным и перспективным методом изменения свойств парафинсодержащих систем, является воздействие на них синтетических или природных депрессоров. Добавление нефтяных депрессоров к парафинсодержащим углеводородным фракциям приводит к укрупнению кристаллов твердых парафинов и уменьшению контакта между ними, к разрушению структурной сетки с аморфизацией ее и переводу системы в режим вязкостного застывания. В отличие от синтетических депрессоров, для которых после достижения эффективной концентрации в нефтяных фракциях, дальнейшее увеличение концентрации депрессора не изменяет температуру застывания, нефтяные депрессоры изменяют температуру застывания нефтяных фракций по полиэкстремальной зависимости от концентрации их в растворе. Эффективность нефтяных депрессоров можно существенно увеличить путем термообработки их при температурах фазовых переходов асфальто- смолистых веществ. Эффективность термообработки нефтяных и газоконденсатных депрессоров зависит от температуры, времени, природы и состава асфальто-смолистых веществ. Наибольшей депрессорной эффективностью по отношению к дизельным топливам обладают нефтяные 488 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ депрессоры, полученные на основе крекинг-остатков. Из изученных депрессорных присадок наибольшую эффективность проявили депрессоры фирмы BASF серии Basoflex. Однако и в данном случае есть особенности. Присадки резко изменяют температуру застывания уже при малых концентрациях, что свидетельствует об их сильном воздействии на кристаллообразование твердых углеводородов. То есть присадка при увеличении рабочих концентраций оказывает влияние на начало структурообразования твердых углеводородов во всем спектре по их молекулярно-массовому распределению, приводя к существенному торможению кристаллообразования и, как следствие этого эффекта, к выпадению парафиновых кристаллов в отдельную фазу. Рисунок 1 – Реограмма нефти УНГКМ и присадкойBasoflexRD 4119 в концентрации 0,035 % мас. Эффективность присадок данного класса подтверждается и данными реологических исследований приведенных на рисунке 1, из которых видно, что процесс начала структурообразования твердых углеводородов под действием депрессоров смещается в область существенно более низких температур, и это, по данным многих исследователей, приводит к значительному снижению парафиноотложений и снижению динамической вязкости, а, следовательно, способствует энергосбережению при перекачке обработанных депрессорами нефтей. 489 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Библиографический список: 1. Агаев С.Г. Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для их ингибирования/ Агаев С.Г., Землянский Е.О., Гребнев А.Н., Гультяев С.В., Яковлев Н.С. // Журнал прикладной химии. - 2006. - Т.79. - вып. 8. - С. 1373 - 1378. 2. Татьянина О.С., Сахабутдинов Р.З., Губайдуллин Ф.Р. Исследование условий образования отложений в системе транспорта нефти//Нефтепромысловое дело. 2008. - № 8. - С. 43 - 46. 3. Банатов В.В. Реологические свойства вязких нефтей и нефтепродуктов и их регулирование комплексными методами воздействия// Автореф. дисс. канд.техн.наук//Тюмень: Тюменский нефтегазовый университет. 2003. - 23с. 4. Уэнг Л., Фламберг А., Кикабхай Т. Выбор оптимальной депрессант- ной присадки // Нефтегазовые технологии.- 1999.-№3.- 90-92. 5. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Способы борьбы с отложениями парафинов при добыче и обработке углеводородного сырья.- М.: ИРЦ Газпром, 1998.-77с. 6. Горошко С.А. Подбор ингибитора парафиноотложений / Горошко С.А., Ясьян Ю.П., Павленко П.П. // Газовая промышленность, 2002. — Вып. 5. -с. 67-68. 7. Кучумов Р.Я. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложненных парафиноотложениями / Кучумов Р.Я., Пустовалов М.Ф., Кучумов P.P. М.: ВНИИОНГ, 2005 - 186 с. 8. Мастобаев Б.Н. Депрессорные присадки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов / Мастобаев Б.Н,Дмитриева Т.В., Мовсумзаде Э.М. // Нефтяное хозяйство, 2000. -Вып. 5-с. 107- 108. 9. Юрецкая Т.В. Оценка эффективности двухкомпонентных композиций ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений с депрессорными присадками / Юрецкая Т.В., Волынец И.Г. // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. - № 2. - С. 43-50. 490 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ УДК 662.692.4 ВЛИЯНИЕ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК НА ГИДРАВЛИЧЕСКУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ Орлова Г.М., Люхтенко Д.А. Самарский Государственный Технический Университет, г. Самара, Россия, g.m.orlova@yandex.ru , darinalyuhtenko@gmail.com Основной задачей на сегодняшний день остается повышение производительности трубопроводного транспорта без увеличения мощности установок на станциях, так как это обуславливается техническими трудностями и большими объемами капиталовложений. Возможны следующие способы увеличения пропускной способности трубопроводов: -удвоение числа НПС (сооружение дополнительных станций на перегонах между существующими НПС); - увеличение числа работающих насосов; - прокладка лупингов; - одновременное использование вышеназванных способов; - применение полимерных соединений. При применении применение последнего способа возможно увеличение производительности трубопровода при неизменных мощностях силовых установок. Противотурбулентными присадками являются высокомолекулярные полимерные соединения, которые позволяют снизить коэффициент гидравлического сопротивления перекачиваемой жидкости. Их применение позволяет экономить капиталовложения на строительство дополнительных насосных станций и лупингов. Противотурбулентные присадки при заданном расходе дают возможность снизить рабочее давление в трубопроводе, в связи, с чем повышается надежность эксплуатации трубопровода. Эффект снижения гидравлического сопротивления турбулентного потока жидкости при введении малых добавок высокомолекулярных полимеров (противотурбулентных присадок) был открыт в конце 1948 г. и получил название эффекта Томса. Молекулы противотурбулентных присадок существенным образом перестраивают течение вблизи внутренней поверхности трубы, уменьшая частоту образования вихревых структур и увеличивая среднее время существования вязкого слоя и его толщину. Это происходит ввиду того, что клубки 491 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ макромолекул противотурбулентной присадки, разворачиваясь, поглощают часть энергии турбулентных выбросов, препятствуя их рождению и развитию. В результате чего, поперечный перенос количества движения уменьшается и, как следствие, снижается турбулентное трение. Обусловленная трением потеря напора, возникает вследствие сопротивления, которое поток жидкости встречает при контакте с твердой поверхностью, например, со стенкой трубы. Как правило, образуются потоки двух видов: ламинарный и турбулентный. Наблюдаемые в ламинарном потоке потери давления на трение нельзя изменить, не изменив физические свойства жидкости. Поскольку существующие противотурбулентные присадки не меняют свойства жидкости, они эффективны только в условиях турбулентного потока. В большинстве нефтепроводов наблюдается турбулентный режим потока, и поэтому современные противотурбулентные присадки очень хорошо действуют в таких нефтепроводах. В турбулентном потоке молекулы жидкости перемещаются хаотично, что приводит к напрасной потере значительной части энергии в вихревых потоках и иное беспорядочное движение. Работа присадки заключается во взаимодействии молекул полимера с турбулентным потоком жидкости. На рис.1 отображен типичный турбулентный поток в трубопроводе, состоящий из трех частей. В самом центре потока находится турбулентное ядро. Оно занимает наибольшее пространство и охватывает большую часть жидкости в трубе. В его зоне возникают вихревые потоки и хаотическое движение молекул. Непосредственно у стенки трубопровода течет ламинарный промежуточный слой. Здесь поперечное движение жидкости происходит полосами. Между ламинарным слоем и турбулентным ядром находится буферная зона. 492 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.1 Принцип действия противотурбулентной присадки Потери напора обусловлены силами трения между слоями движущейся в трубопроводе жидкости. Потоки образуются двух видов: ламинарный и турбулентный. В обоих случаях происходит рассеивание механической энергии упорядоченного движения частиц и переход в энергию хаотичного движения. При турбулентном течении жидкости этот переход многостадийный, механическая энергия движения в первую очередь переходит в энергию вихрей турблизованной среды, после чего переход в энергию пульсационного движения вихрей и в конце – в тепловую энергию жидкости за счет сил вязкости. Полимерные соединения присадок мешают процессу прорыва и снижают турбулентность в ядре потока (рис.2). Полимеры поглощают энергию прорыва, действуя подобно амортизатору и таким образом ослабляя последующие турбулентные прорывы. Поэтому полимеры противотурбулентных присадок обладают максимальной активностью именно в буферной зоне. Так как, противотурбулентные присадки способствуют увеличению пристенного слоя потока, они увеличивают диапазон чисел Рейнольдса, в котором шероховатая поверхность становится гидравлически гладкой. 493 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.2 Распределение зон в трубопроводе с противотурбулентной присадкой Для снижения гидравлического сопротивления турбулентного потока нефти и нефтепродуктов используются два типа противотурбулентных присадок - гелеобразные и суспензионные (дисперсионные). В присадках первого типа полимер, т.е. гидродинамически активная часть противотурбулентной присадки, растворен в углеводородном растворителе (бензине, дизельном топливе и др.). Эта такие присадки, как CDR-102 («Conoco Specialty Products Inc.», США), Виол (Томский политехнический университет, Россия), FLO («Бейкер Петролайт», США) и Necadd-547 (АО «Фортум Ойл энд Гэз», Финляндия). В суспензионных присадках, таких, как Liquid Power («Conoco Specialty Products Inc.», США), FLO XL («Бейкер Петролайт», США) и Necadd-447 («MI SWACO», США), тот же самый полимер представлен в виде суспензии на водной или углеводородной основе. Этого типа присадки позволяют получить добавки с большим содержанием полимера (20 - 25%). Однако некоторые из них содержат в своем составе воду, органические кислоты, мыла и эмульгаторы на базе фенола, что ограничивает их область применения. Таким образом, применение противотурбулентных присадок позволяет решать различные задачи, возникающие при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Современные противотурбулентные присадки отвечают всем требования безопасности и не оказывают отрицательного влияния на свойства транспортируемого продукта. Технология применения присадок отличается 494 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ быстротой ее реализации и легкостью монтажа необходимого оборудования, что в кратчайший период может привести к возможности ее использования. Основной недостаток использования противотурбулентных присадок – деструкция ее молекул при прохождении насосных агрегатов и местных сопротивлений. Однако это обеспечивает возможность приема продукта на конечном пункте без дополнительной обработки. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ БУГРОВ ПУЧЕНИЯ И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С НИМИ В.Н.Артюшкин, О.С.Макаров, Т.А.Лукпанов Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия В условиях вечной мерзлоты возникает проблема транспортировки нефти и газа. Очевидной стала необходимость сохранять в ненарушенном тепловом состоянии окружающий массив грунта при эксплуатации трубопроводов, так как растепление грунтов приводит к необратимым отрицательным последствиям, таким как морозные пучения. Морозное пучение — процесс увеличения объёма и деформирования дисперсных грунтов при промерзании, а также процесс образования выпуклых форм на их поверхности. Это явление широко развито в сезоннопромерзающих грунтах. Механизм процесса пучения предопределяет его зависимость от климата, условий теплообмена на поверхности, глубины и скорости промерзания грунтов. Морозное пучение оснований сооружений приводит к неравномерным деформациям конструкций и нарушает проектные режимы их работы. При эксплуатации подземных нефтепроводов главную опасность представляет формирование вокруг них ореолов оттаивания грунта. Крупные включения подземного льда при оттаивании дают просадку грунта и термокарстовые провалы Без необходимых инженерных мероприятий это приводит к повреждению трубопровода и разливу нефтепродуктов. Ореол оттаивания может быть также опасен и для объектов, находящихся рядом с трубопроводом. Уникальным примером является Транс-Аляскинский магистральный нефтепровод, который, несмотря на многочисленные специальные мероприятия, блокирующие воздействие вечной мерзлоты на линейную часть, нередко оказывался в аварийном состоянии. 495 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Например, в случае протаивания вечномерзлых грунтов на участке трассы этого нефтепровода длиной 84 м, который расположен под дном р. Дитрих. В результате протаивания произошел прогиб труб со стрелой 4,5 м. Эти данные по аварийным ситуациям на трассе подтвердили прогнозы о последствиях теплового воздействия трубопровода на окружающий мерзлый грунт. Таким образом, трубопровод, сооружаемый на многолетне- и вечномерзлых массивах нельзя блокировать и изолировать от внешней среды. Напротив, для поддержания целостности трубопровода необходимо чтобы температурный режим трубы естественным образом сочетался с температурным режимом массива. Вследствие морозного пучения грунтов на их поверхности образуются бугры. Особенностью формирования бугров пучения под влиянием климатических факторов является то, что они замерзают сверху, а поток воды образуется снизу. Укладка трубопровода в бугор пучения не допускается, т.к. трубопровод в нем будет работать на изгиб и может разорваться даже при сохранении мерзлоты с момента его укладки. При выборе трассы для подземных трубопроводов на вечномерзлых грунтах следует по возможности избегать участки с подземными льдами и наледями.А бугры пучения следует обходить с низовой стороны. Пучение грунтов не будет причиной аварии трубопровода, если кроме регламента его эксплуатации по температуре и производительности, выполняются следующие условия: Выполнение этих условий можно рассматривать как способы борьбы с буграми пучения. 1) исключение возможного защемления; Вода, содержащаяся в грунте, превращается в лед, увеличиваясь в объеме, и тем самым создает давление на грунт. Под действием этого давления грунт начинает двигаться. Так одной из наиболее вероятных причин порывов трубопровода считается защемление и изгиб трубы вследствие морозного пучения грунта, поэтому необходимо исключить возможность защемления трубопровода в процессе его эксплуатации, так как может произойти накопление напряжения, которое может привести к поломке. То есть при укладке трубопровода грунт сверху трубы должен быть рыхлым, без особого уплотнения. 2) скорость перемещения границы протаивания – промерзания должна быть за пределами скоростей пучинообразования В талом грунте трубопровод потенциально подвижен и при нарастании напряжений стенки трубы он может менять положение своей оси. Идущий впереди таликбудет перемещаться, и труба, проплавляя грунт, будет занимать положение, соответствующее минимальным напряжениям. При такой постановке задачи следует сопоставить скорости нарастания бугров пучения и скорости передвижения границы промерзания – |