Газовая промышленность № 02 2020

Газификация – один из путей обеспечения энергоресурсами труднодоступных регионов России. Наличие постоянного источника газа не только повышает уровень жизни населения, но и способствует развитию экономики во всем субъекте Федерации. Однако газификация некоторых регионов осложняется их отдаленностью от крупных магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения. Использование сжиженного природного газа (СПГ) позволяет обеспечить промышленные предприятия и жилые дома бытовым газом, теплом и электричеством без магистрального газоснабжения.

Важное условие для реализации автономной газификации – наличие подъездных автомобильных дорог [1], но для снабжения значительной части небольших населенных пунктов, находящихся на побережьях судоходных рек и не имеющих подъездных путей, рационально использовать водный транспорт [2].

Затраты на строительство магистральных газопроводов велики, их размер зависит от диаметра газопровода, места его прокладки и предполагаемого коэффициента загрузки, поэтому удельная стоимость трубопроводного газа очень чувствительна к снижению уровня потребления. Дополнительные проблемы создает сезонность строительных работ в регионах Крайнего Севера. В то же время использование СПГ как топливного ресурса позволяет добиться большей гибкости поставок. Капитальные затраты в этом случае связаны только с береговой инфраструктурой и танкерным флотом. Эксплуатационные затраты невелики, поэтому эффективность водного транспорта СПГ не зависит от дальности доставки. Танкер СПГ – более выгодная альтернатива магистральному подводному газопроводу при расстоянии транспортировки 1,2 тыс. км. Сухопутный газопровод большего диаметра (1200 мм) проигрывает при расстоянии в 3 тыс. км, а самый большой газопровод (1420 мм) – 5,5 тыс. км [3].

Оценивая вышеперечисленные факты, можно сделать вывод, что риски в случае использования альтернативной модели в виде водного транспорта СПГ значительно ниже, чем в случае магистрального газоснабжения.

ОБЪЕМ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО РЫНКА СБЫТА СПГ

Для определения объема потенциального рынка необходимо проанализировать применимость модели в различных регионах – в районах магистральных рек, таких как Лена, Обь и Енисей, а также их судоходных притоков.

В первую очередь нужно обозначить технические параметры водного транспорта и способ хранения СПГ. В качестве основного типа судов предлагается использовать модернизированный танкер класса «река – море» типа «Ленанефть» (проект 671) [4]. Хранить СПГ можно в модернизированных плавучих баржах-хранилищах [5].

Ямало-Ненецкий авт. окр.

На севере России уже реализуются энергетические проекты производства СПГ: функционирует завод «Ямал СПГ», вскоре будет введен в эксплуатацию «Арктик СПГ-2», расположенный на Гыданском п-ове в Ямало-Ненецком авт. окр. (ЯНАО). Часть производимого на них продукта можно использовать для покрытия внутреннего спроса.

Уровень газификации жилого фонда ЯНАО составляет 36,1 %, из них природным газом – 74,17 % [6]. Посредством водного транспорта могут быть обеспечены газом Ямальский, Тазовский, Приуральский и Надымский районы.

Села Кутопьюган и Нори (Надымский р-н) предполагается снабжать топливом от близлежащих газопроводов, однако, поскольку эти населенные пункты находятся на побережье, они могут быть обеспечены СПГ с помощью водного транспорта.

В Приуральском р-не газифицированы с. Аксарка и пос. Харп, завершено строительство отвода в пос. Харсаим. Из находящихся на побережье населенных пунктов пока не подключены к магистральному транспорту поселки Горнокнязевск, Белоярск и Катравож. Необходимо отметить, что последние два не входят в запланированную до 2023 г. программу газификации.

В Тазовском р-не не газифицированы населенные пункты Антипаюта, Находка и Гыда. Все они располагаются на побережье и могут получать СПГ автономно посредством водного транспорта.

Ямальский р-н на сегодняшний день не снабжается газом и не входит в программу газификации, за исключением с. Мыс Каменный, куда газ поставляется из Каменномысского месторождения. Снабжение топливом производится с Салехардской нефтебазы. Использование модернизированного танкера позволит значительно снизить транспортные издержки за счет возможности реверсной транспортировки нефтепродуктов с терминала отгрузки «Новый порт» [4, 7].

На рис. 1 изображена схема с указанием районов и населенных пунктов, которые могут быть автономно газифицированы посредством водного транспорта СПГ. Ориентировочный расход СПГ на нужды автономной газификации в ЯНАО представлен в табл. 1. Ожидаемое годовое потребление в Ямальском р-не определено методом пересчета [7], для остальных населенных пунктов – путем интерполяции. Результаты расчета объемов потребления СПГ для Ямальского и Тазовского районов ЯНАО приведены на рис. 2 и в табл. 2.

Ханты-Мансийский авт. окр.

По территории Ханты-Мансийского авт. окр. (ХМАО) протекает р. Обь. Однако в ХМАО к газоснабжению подключен 41 % населенных пунктов, в которых проживает более 96 % населения [8]. По этой причине в данном регионе автономная газификация СПГ посредством водного транспорта не требуется.

Реки Обь и Иртыш протекают по территории и других субъектов РФ, но дальний речной транспорт для них не будет экономически выгоден, а внутренние источники производства СПГ в этих регионах пока отсутствуют.

Красноярский край

В Сибирском федеральном окр., к которому относится Красноярский край, уровень газификации природным газом составляет 5,5 % (рис. 3). Для бытовых нужд населения здесь преимущественно используется сжиженный углеводородный газ (пропан-бутан), представляющий собой продукт переработки нефти в бензин или дизельное топливо. Он доставляется с нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) городов Сургута и Омска. Важно отметить, что доля Ачинского НПЗ составляет лишь 10 % от необходимых поставок газа [6].

Природный газ в Красноярском крае добывается только в Танамском нефтегазоносном р-не, западная часть которого находится в ЯНАО, восточная – в Таймырском муниципальном р-не. Этот газ используется на территории Норильского промышленного р-на в производственных целях и транспортируется с Пеляткинского газоконденсатного месторождения в систему газопроводов Северо-Соленинское – Мессояха – Норильск в цеха ПАО «Горно-металлургическая компания «Норильский никель» и жилые района г. Норильска. Общая протяженность магистральных газопроводов с размещением компрессорной станции в пос. Мессояха составляет 837,1 км.

В 2016 г. было завершено строительство газоконденсатного трубопровода от Пеляткинского месторождения до г. Дудинки, что обеспечило подключение построенных подводных переходов основных и резервных ниток газопровода и конденсатопровода к действующей газотранспортной системе Норильского промышленного р-на на левом и правом берегах р. Енисей [8].

На 2028–2038 гг. запланировано строительство распределительных газопроводов-отводов в Сухобузимском, Березовском, Манском, Дивногорском и Емельяновском районах [9].

Однако населенные пункты, находящиеся севернее по течению р. Енисей, не входят в проект газификации. При транспортировке СПГ от порта Дудинка суда будут проходить через следующие населенные пункты: Потапово, Игарка, Туруханск, Ворогово, Ярцево, Енисейск, Лесосибирск.

Населенные пункты на р. Ан-гаре, входящие в Мотыгинский и Богучанский районы, могут быть газифицированы посредством трубопроводной доставки природного газа, поскольку они расположены в непосредственной близости к действующему Имбинскому месторождению, запасы газа в котором оцениваются в 1,2 млрд м3.

Таким образом, основная доля автономной газификации СПГ приходится на Туруханский, Таймырский Долгано-Ненецкий и Енисейский районы (табл. 3).

Если рассматривать двухступенчатую транспортную схему, в которой СПГ сначала завозится в портовые перевалочные хранилища, а затем доставляется в населенные пункты, то совокупное потребление СПГ на производство тепла, электроэнергии и бытовое потребление составит 132 046,5 т / г. Необходимый объем рассчитывается с использованием параметра удельного годового потребления природного газа на человека. Для сельских населенных пунктов он составляет 1,686 тыс. м3 / г, для районных центров и городов – 1,813 тыс. м3 / г. Разница в результатах оценки расхода СПГ, полученных подобным методом и путем пересчета, оказалась незначительной (рис. 2).

Якутия

В населенных пунктах, расположенных на берегах р. Лены, условия совершенно другие ввиду наличия внутренних крупных источников природного газа. Поэтому города в южной части Якутии уже частично или полностью подключены к магистральному газоснабжению. Основной объем газификации приходится на г. Якутск (72,7 %), частично газифицированы Миринский (16 %), Хангаласский (4,4 %), Намский (0,7 %), Вилюйский (1,7 %) и Кобяйский (0,2 %) улусы [10].

Однако в восточной и северной частях Якутии ситуация значительно хуже. Существуют рассчитанные до 2022 г. проекты газификации центральной группы улусов (Верхневилюйский, Вилюйский, Намский, Хангаласский, Горный, Мегино-Кангаласский, Ленский, Миринский), расположенных недалеко от г. Якутска [11], и южных улусов (Олёкминский и Нерюнгринский) за счет отводов от магистрального газопровода «Сила Сибири» [12]. Северные и заречные восточные улусы (Булунский, Кобяйский, Томпонский, Жиганский и Усть-Майский) не включены в программу газификации, однако могут автономно снабжаться СПГ по рекам Лене и Алдан с помощью водного транспорта.

Существует проект газоперерабатывающего завода в г. Ленске с объемом производства СПГ до 150 т / г. [13]. В крупных речных портах – городах Ленске и Олёкминске – находятся базы хранения нефтепродуктов, транспортируемых в рамках программы «Северный завоз». Речные перевозки осуществляются ПАО «Ленское объединенное речное пароходство».

Схема перспективной газификации районов Якутии представлена на рис. 4. Объем годового потребления СПГ определен из прогнозируемого удельного годового расхода на одного жителя в сельской местности – 1,686 тыс. м3 / г. [11]. Результаты оценки потребления СПГ на нужды автономной газификации представлены в табл. 4, суммарное годовое потребление по этому направлению составляет 30 224 т / г. Гибкость логистических транспортных моделей СПГ позволяет без проблем изменить объемы доставляемого топлива в случае изменения расхода.

ВЫВОДЫ

Вышеизложенные факты и результаты оценки позволяют сделать вывод о перспективности использования водного транспорта для транспортировки СПГ в прибрежные населенные пункты. Для отдаленных р-нов с небольшим прогнозируемым объемом потребления газа, с учетом огромной протяженности газопроводов и проблем строительства в регионах с суровыми климатическими условиями, трубопроводное газоснабжение, очевидно, нерентабельно. В этом случае проблему газификации может решить применение речных танкеров для перевозки СПГ – экологичного и энергоэффективного топлива, использование которого способно поднять уровень жизни в регионах.

Таблица 1. Прогноз потребления СПГ в Ямало-Ненецком авт. окр.Table 1. LNG consumption forecast in Yamalo-Nenets Autonomous Okrug

Таблица 2. Потенциальные объекты для автономной газификации СПГ в Ямальском и Тазовском районах Ямало-Ненецкого авт. окр.Table 2. Potential facilities for autonomous LNG gasification in Yamalsky and Tazovsky Districts of Yamalo-Nenets Autonomous Okrug

Таблица 3. Прогноз потребления СПГ на окружающих р. Енисей территорияхTable 3. LNG consumption forecast for territories adjacent to the Yenisey River

Таблица 4. Прогноз потребления СПГ в расположенных на р. Лене улусахTable 4. LNG consumption forecast for districts located on the Lena riverside

Газоструйный аппарат (ГА) представляет собой равнофазный струйный аппарат (СА), в котором рабочий и эжектируемый потоки – это упругая среда (газ). Первое теоретическое описание протекающих в СА процессов основано на определении приращения давления в проточной части и полной потери энергии при смешивании двух потоков с известными параметрами [1]. Однако с помощью данной теории невозможно провести корректный расчет СА в практических целях ввиду отсутствия рекомендаций по выбору рациональных геометрических характеристик и по оценке напорно-энергетических зависимостей [2]. Авторы [3] учитывают процессы газовой динамики в применении к теории газовых машин и аппаратов и теории одномерных газовых течений, на которой базируются методы расчета лопаточных машин, реактивных двигателей, аэродинамических труб, эжекторов и испытательных стендов. В работах [4–6] сопоставлены модели процессов в ГА различной конструкции в целях оптимизации размеров проточных частей и увеличения коэффициента полезного действия (КПД) аппарата.

Вышеперечисленные методики расчета ГА очень громоздки и зачастую сложны для применения. В них практически отсутствует подтвержденная экспериментально информация об оптимальных размерах проточных частей ГА, а имеющиеся данные противоречивы. Например, авторы [2] рекомендуют выбирать длину камеры смешения (КС) ГА, равную 6–8 ее диаметрам, тогда как в [4] – от 8 до 12 диаметров.

В нефтегазовой промышленности для расчета ГА применяют разработанную в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» методику, основанную на уравнениях [2, 4]. Режим работы ГА характеризуют безразмерными коэффициентами: степенью расширения, которая представляет собой отношение давления перед соплом (Рраб) к давлению в приемной камере (ПК) (Рпр), и степенью сжатия – отношение давления на выходе СА (Рсм) к давлению в ПК.

На сегодняшний день успешно прошли опытно-промысловые испытания технологической схемы снижения устьевого давления газовых скважин с применением ГА [7].

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Исследования проводили на модифицированном стенде (рис. 1) в лаборатории кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина». Данный стенд позволяет использовать в качестве эжектируемой среды газ, жидкость и их смесь, а также изменять значения давления рабочего, пассивного и смешанного потоков. Два компрессора высокого давления 1а, 1б обеспечивают высокий расход газа как для рабочего, так и для пассивного потоков и в сочетании с редуцирующими устройствами 5, 17 позволяют получить необходимый диапазон давлений. Частотный преобразователь 12 дает возможность ступенчато изменять обороты вала электродвигателя, тем самым регулировать давление инжектируемой жидкости. Конфигурацию приведенной конструкции СА можно модифицировать, заменяя исследуемые сопла, КС и диффузоры, а также регулировать расстояние между выходными сечениями сопла и КС за счет резьбового соединения гайки для установки сменных сопел. Блочная конструкция КС и диффузора позволяет варьировать их длину (для КС – от 5 до 33 калибров).

Методика измерения напорно-энергетических характеристик ГА заключалась в следующем. После открытия регулирующей задвижки 16 и установки значения давления рабочего потока на манометре 19 редуцирующим устройством газа 17 рабочий поток поступал в сопло и далее в КС. При этом в ПК среда была разряжена (манометр 15). Далее открывали регулирующую задвижку 4 и игольчатый вентиль 9 и редуцирующим устройством газа 5 устанавливали величину давления пассивного потока на манометре 15 так, чтобы обеспечить необходимую степень расширения (Рраб / Рпр). Пассивный поток поступал в ПК, где подхватывался струей рабочего потока. В ГА происходил энергообмен между рабочей и инжектируемой средами, в результате чего образовывался смешанный поток, который проходил через регулирующую задвижку 25 и сбрасывался в емкость для жидкости 33. Регулирующей задвижкой 25 устанавливали требуемую степень сжатия (Рсм / Рпр). После того как ГА выходил на стационарный режим, трехходовую задвижку переводили в положение для направления смешанного потока в мерный бак для жидкости 27 и сбрасывания газа в атмосферу. Параметры работы СА фиксировали, трехходовой кран переключали в прежнее положение и регулирующей задвижкой 25 повышали давление смеси на манометре 24, тем самым устанавливая больший уровень степени сжатия. При этом необходимо было убедиться в том, что значения давления на манометрах 19 (Рраб) и 15 (Рпр) оставались постоянными. Трехходовой кран снова переводили в мерный бак и фиксировали новый набор данных. Процедуру повторяли несколько раз до тех пор, пока расход пассивного газа не приближался к нулю.

Исследовали ГА с цилиндрической КС и диффузором длиной 100 мм (угол раскрытия 9°). В качестве рабочего сопла использовали диафрагменные сопла и сопла Лаваля.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Влияние расстояния от выходного сечения рабочего сопла до входного сечения в КС на работу ГА

Для повышения КПД необходимо найти оптимальное расстояние от выходного сечения сопла до входа в КС. При удалении рабочего сопла от КС увеличивается площадь сечения расширяющейся струи на ее входе, которое может оказаться больше сечения КС, и, следовательно, внешняя часть струи не будет проходить в КС, образуя турбулизацию (завихрения) в ПК аппарата. В результате эффективность СА падает за счет энергетических потерь, возникающих вследствие завихрений. Для конических сопел согласно [4, 8, 9] рекомендуется, чтобы расстояние между выходным сечением сопла и входным сечением КС было равно или стремилось к нулю: lс-кс 0. Результаты изучения этого вопроса для диафрагменных сопел и сопел Лаваля в литературе не представлены, поэтому в настоящей работе исследованы только они.

Согласно полученным экспериментальным данным (рис. 2) с увеличением критического диаметра диафрагменных сопел расширяется область кавитационной работы ГА. С уменьшением расстояния от выходного сечения сопла до входного сечения КС наблюдается значительный рост КПД при слабовыраженных изменениях напора ГА. В обоих случаях увеличивается массовый коэффициент инжекции, поскольку смешение сред сопровождается меньшими энергетическими потерями.

Для обезразмеривания расстояния от выходного сечения сопла до входного сечения КС различные исследователи используют разные геометрические параметры СА: в [2] это диаметр КС, у других авторов – диаметр сопла (dс). Для того чтобы доказательно обосновать выбор геометрического параметра, в настоящей работе провели линейный корреляционный анализ Пирсона КПД, который позволил установить взаимосвязь между КПД СА и геометрическими параметрами аппарата для обоих типов сопел (табл. 1). Согласно полученным результатам при обезразмеривании расстояния от выходного сечения рабочего сопла до входного сечения КС можно рекомендовать использовать диаметр сопла.

Для удобства анализа данных напорно-энергетические характеристики работы ГА перестроили в координатах f = (lс-кс(dс); (Pсм / Pпр)opt) и f = (lс-кс(dс); КПДmax) (рис. 3, 4). После обработки полученных результатов путем однофакторного дисперсионного анализа с уровнем значимости = 0,05 и распределением Фишера определили оптимальный диапазон расстояния до КС: для диафрагменных сопел – lс-кс = 2,35–4,2.dс; для сопел Лаваля – lс-кс = 2,35–5.dс при dг = 3,1 (dг – отношение диаметра КС к критическому диаметру сопла) и lс-кс = 1,62–3,45.dс при dг = 2,14. Отсюда следует, что с увеличением критического сечения сопла Лаваля рекомендуется устанавливать его ближе КС.

Влияние длины проточной части ГА на характеристики его работы

Немаловажную роль в определении эффективности работы СА играет размер и форма КС. Ее основная цель – перемешивание и выравнивание скоростей рабочего и инжектируемого потоков.

Изначально КС имела форму цилиндра с длиной в 1,0–1,5 ее диаметра [10]. Согласно более детальным исследованиям [2, 11–13] для выравнивания поля скоростей активного и пассивного потоков длина КС должна составлять 6–8 ее диаметров. Такие параметры в [2] рекомендуют для всех типов СА. Отмечается, что при увеличении длины КС процесс перемешивания и выравнивания скоростей заканчивается задолго до выходного сечения и доля энергии смешанного потока тратится на преодоление трения о стенку оставшейся части. При короткой КС перемешивание не происходит там полностью, оно продолжается в диффузоре, на что тратится больше энергии.

На графиках (рис. 5) виден широкий спектр напорно-энергетических характеристик с общей чертой: все они сходятся в начале координат. С уменьшением относительной длины КС Lотн(dкс) до определенного значения:

– повышается максимальная величина КПД ГА;

– увеличивается напор;

– расширяется кавитационная область работы аппарата;

– растет массовый коэффициент инжекции.

Также необходимо заметить, что с уменьшением этого параметра до определенного значения увеличивается кавитационная область работы тем значительнее, чем больше диаметр сопла.

Однако, начиная с Lотн(dкс) = 7,70.dкс для диафрагменных сопел диаметром 2,0 и 2,6 мм, а для сопел диаметром 2,9 мм – с Lотн(dкс) = 12,3.dкс, режим работы СА нарушается и его эффективность падает. Это можно объяснить тем, что при малой относительной длине КС энергообмен между активным и пассивным потоками не успевает завершиться в КС и продолжается в диффузоре.

На рис. 6, 7 графики перестроены в координатах f = (Lотн; КПДmax) и f = (Lотн; (Pсм / Pпр)opt). Эксперимен-тальные данные экстраполировали полиномами пятой степени. Для всех функций коэффициент корреляции составил больше 0,95, а их адекватность подтверждается критерием Фишера: Fфакт ≥ Fтеор. Также провели однофакторный дисперсионный анализ с уровнем значимости = 0,05 и распределением Фишера. На основании экспериментальных исследований и анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что для сопел Лаваля, как и для диафрагменных сопел, оптимальная длина КС лежит в пределах 6,5–9,0 ее диаметров.

ВЫВОДЫ

В настоящей работе определена оптимальная конфигурация СА с цилиндрической КС при откачке газовой фазы струей высоконапорного газа и использовании диафрагменных сопел и сопел Лаваля (табл. 2). Однако для широкого внедрения ГА для добычи газа и газового конденсата необходимо накопить большой массив экспериментальных данных по эжектированию газа в присутствии жидкой фазы (газожидкостных смесей). Перспективным направлением в увеличении эффективности ГА можно считать использование многоствольных сопел, увеличивающих площадь контакта рабочего и эжектируемого потоков.

Таблица 1. Коэффициент корреляции зависимости КПД от геометрических параметров газоструйного аппаратаTable 1. Correlation coefficient of efficiency dependence on the geometry of a gas-jet device

* Примечание. d – диаметр; f – площадь сечения; l – расстояние; кс – камера смешения; с – сопло.* Note. d – diameter; f – section area; l – distance; mc – mixing chamber; n – nozzle.

Таблица 2. Оптимальная конфигурация газоструйных аппаратовTable 2. Optimal design of gas-jet devices

* Примечание. dг – отношение диаметра камеры смешения к критическому диаметру сопла.* Note. dг – Ratio of mixing chamber diameter to nozzle throat diameter.

Работы по созданию малогабаритной аппаратуры на основе метода переходных процессов (МПП) (метода становления электромагнитного поля) для исследования незаглушенных скважин проведены в ПАО НПП «ВНИИГИС» в конце 1980‑х гг. Был создан аналоговый экспериментальный образец – электромагнитный скважинный дефектоскоп «ЭМДС-42» – для определения дефектов различных типов в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и обсадных колоннах (ОК) [1]. На его основе в АО НПФ «ГИТАС» разработаны цифровые серийные дефектоскопы-толщиномеры серии «МИД» (магнитоимпульсные дефектоскопы), обеспеченные телеметрической системой, позволяющей передавать большой объем информации с высокой точностью измерений. Прибор «МИД-К» включает осевой зонд, два поперечных зонда, зонд гамма-каротажа и термометр; сканирующий магнитоимпульсный дефектоскоп «МИД-К-С» – два осевых зонда (короткий и длинный) и восемь векторных зондов, регистрирующих радиальную составляющую возбужденного осевым зондом поля. Аппаратура позволяет определять толщину первой и второй колонн, дефекты, интервалы коррозии и перфорации в двухколонных конструкциях [2]; на разработку получен патент [3].

Внедрение электромагнитной дефектоскопии на Ближнем Востоке потребовало развития теории метода, разработки аппаратуры для исследования обсаженных трубами большого диаметра многоколонных скважин и технологии проведения МИД, программного обеспечения для интерпретации результатов измерений. ЗАО НПФ «ГИТАС» в 2007 г. была подана заявка на изобретение, а в 2009 г. получен патент на способ электромагнитной дефектоскопии многоколонных скважин [4]. Авторами предложено использовать импульсы разной длительности при возбуждении электромагнитного поля в колоннах труб. Короткие импульсы создают электромагнитное поле в ближней зоне; с увеличением длительности импульса поле проходит в более дальние от оси скважины трубы. Такой принцип возбуждения электромагнитного поля позволил повысить качество интерпретации данных за счет более надежного разделения сигналов от разных колонн.

В 2014 г. компанией TGT Oil and Gas Services получен патент на методику электромагнитной дефектоскопии многоколонных скважин [5], в основу которого лег [4]. Отличие предложенного в [5] способа заключается в использовании нескольких зондов разной длины. В 2016 г. корпорация Halliburton запатентовала импульсный дефектоскоп для исследования многоколонных скважин [6] с аналогичным [4] принципом действия: авторы добавили алгоритм вычисления толщины стенок труб.

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРЫ

Метод переходных процессов – наиболее эффективный способ исследования многоколонных скважин по следующим причинам. Во-первых, измерение нестационарного поля проводится после выключения тока в отсутствие первичного электромагнитного поля, что позволяет сократить разнос катушек до нуля, т. е. совместить генераторную и приемные катушки. Это существенно улучшает вертикальную характеристику зонда и дает возможность регистрировать малые дефекты. Во-вторых, при нестационарном режиме значительно проще разделить сигналы от первой (внутренней), второй, третьей и последующих труб, чем при гармоническом режиме [7], следовательно, с большей точностью вычислить толщину стенок труб и правильно привязать локальные дефекты к определенной колонне.

Принцип действия аппаратуры серии «МИД» основан на регистрации электродвижущей силы (ЭДС) вихревых токов, которые наводятся в колонне после прохождения импульса тока через генераторные катушки, создающие первичное электромагнитное поле. Вихревые токи инициируют вторичное электромагнитное поле, оно наводит ЭДС в приемных катушках.

Для создания электромагнитного поля в скважине с четырьмя и более колоннами, обсаженной трубами большого диаметра, нужны зонды достаточно большой длины, приблизительно равной диаметру последней колонны, что снижает вертикальное разрешение метода. Использование многозондовых систем позволяет повысить вертикальное разрешение для первой и второй колонн, поскольку для их исследования можно применять более короткие зонды.

В работах [8, 9] приведена задача моделирования измерений переходных процессов вихревых токов в многоколонной скважине для зонда МИД с совмещенными генераторной и измерительной катушками, расположенного на оси симметрии кусочно-однородной среды с коаксиально-цилиндрическими поверхностями раздела. На основе математического и физического моделирования определены параметры, количество зондов и частотные характеристики прибора для исследования многоколонных конструкций скважин.

Вышесказанное проиллюстрировано на рис. 1. Ближний зонд возбуждает вихревые токи в первой колонне, короткий зонд – в первой и второй, длинный зонд – в трех и более колоннах. Длительность импульсов 1 = t2 – t1, 2 = t4 – t3 и 3 = t6 – t5 подобрана таким образом, чтобы выполнялись условия: 1 ≤ 2/3, 2 ≤ 3 / 3.

Наиболее эффективный способ реализации измерений в многоколонных скважинах большого диаметра предложен в [10]. Ток питания пропускается через все три генераторные катушки длинного, короткого и среднего зондов в момент времени t = 1. Генераторная катушка короткого зонда отключается от питания, и измеряется ЭДС катушки в интервале времени t2–t3. Затем при t = 2 отключается генераторная катушка среднего зонда и проводятся измерения в интервале t4–t5. После прохождения импульса тока через генераторную катушку длинного зонда измеряется ЭДС на его приемной катушке.

На рис. 2 приведены кривые спада ЭДС переходных процессов для различных типовых ситуаций. Максимальная чувствительность к изменению диаметра трубы у среднего зонда лежит во временном диапазоне до 10 мс. Отношение сигналов при диаметре труб 73 и 342 мм для него составляет больше десяти, тогда как для короткого зонда соотношение равно двум. Согласно графику (рис. 2б) ближний зонд почти не чувствует вторую колонну. В диапазоне времен 0–35 мс кривые спада для всех моделей практически совпадают. Они начинают различаться в двух и трех колоннах длинного зонда при времени, превышающем 50 мс. Присутствие четвертой колонны на форме кривых отражается слабо. Наличие четвертой трубы фиксируется на кривой спада длинного зонда при времени регистрации переходного процесса больше 250 мс.

Таким образом, предложенный набор зондов и их частотные характеристики позволяют надежно оценить техническое состояние многоколонных скважин.

В табл. 1 приведена спецификация аппаратуры.

АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНОК ТРУБ

Как показывает практика геофизических исследований, значительный объем работ проводится в двух- и (или) трехколонных скважинах. В незаглушенных скважинах оценивается техническое состояние НКТ и следующих за ней ОК, причем в интервале исследований может находиться до пяти колонн.

Наряду с толщиной стенки трубы на измеряемый сигнал влияют магнитная проницаемость и электропроводность металла. Удельная электропроводность используемых труб, как правило, лежит в диапазоне 5–8 МСм / м, а их эффективная магнитная проницаемость равна 10–60 отн. ед. (для слабомагнитных труб – 10–20, среднемагнитных – 20–40 и сильномагнитных – более 50 отн. ед.). Диаметр труб составляет 73–510 мм, толщина стенки – от 5 до 9 мм для НКТ, от 7 до 12 мм – для эксплуатационных колонн и от 9 до 18 мм – для ОК.

Под действием температуры и коррозии в процессе эксплуатации колонн электромагнитные свойства металла могут изменяться. Возникают участки с повышенной намагниченностью, электропроводность колонны не совпадает с паспортными данными. В ряде случаев в колонне попадаются отдельные трубы или их небольшие участки, состоящие из стали отличной от основного материала марки. При оценке состояния колонн важно выделить эти интервалы, чтобы исключить возможность ошибки при количественной интерпретации экспериментальных данных.

Задача формулируется следующим образом. Пусть имеется вектор измерений:

                (1)

и вектор искомых параметров:

,               (2)

где μ – эффективная магнитная проницаемость; – удельная электропроводность; m – толщина трубы; i = 1,M; j = 1,N; M – число измерений (кривая спада); N – число колонн. Под измерением подразумеваются значения ЭДС в измерительной катушке, зарегистрированные с шагом квантования по времени ∆t. Известна связь между векторами:

.               (3)

Оператор F нелинейный и определяется решением прямой задачи для заданной модели скважины. Необходимо определить таким образом, чтобы рассчитанные на основе прямых задач измерения и показания прибора минимально отклонялись в заданной метрике из условия:

(4)

где , – абсолютная и относительная погрешности измерений соответственно.

Основные предъявленные к разрабатываемому алгоритму требования – реализация поиска минимума функции (4) при слабых начальных приближениях за ограниченное число итераций с приемлемой для массовой обработки продолжительностью расчетов.

Для оценки возможности метода в отношении прямой задачи построили модели измерений для четырехколонных конструкций с различными параметрами. Затем провели инверсию этих кривых с учетом погрешности 2 % (табл. 2–4). Погрешность определения толщины стенки НКТ не превышает 0,08 мм, ЭК1 – 0,4 мм, ЭК2 – 1 мм, ТК – 1,8 мм. Относительная средняя погрешность оценки μТК - .μТК = 10 %, ТК - .ТК = 8 %. Для всех моделей достигнуто минимальное значение W < 1, что свидетельствует о хорошей сходимости итерационного процесса.

Предложенный метод решения обратной задачи во всем диапазоне значений позволяет с достаточной точностью определять толщину труб в четырех колоннах с учетом их электромагнитных характеристик. Данный алгоритм лег в основу программно-методического обеспечения интерпретации данных «МИД-4».

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ КОЛОНН

При контроле технического состояния колонн необходимо определить толщину стенки по всей глубине скважины, причем часто эту задачу нужно решить для двух-, трех-, а иногда и четырехколонной конструкции. Основной источник ошибок – погрешность результатов измерений, неточные значения геометрических и электромагнитных параметров, намагниченность и эксцентриситет колонн, неправильный выбор временных интервалов ЭДС. Также к ошибкам приводит некорректный учет влияния электромагнитных свойств колонны на измеряемый сигнал. Важно оценить возможности предложенного метода для определения толщины колонн в скважинах различной конструкции. Один из критериев оценки – прогнозируемая погрешность определения толщины колонн для заданной конструкции при известных погрешностях измерений.

В дефектоскопе регистрируются кривые спада в заданном временном интервале. Необходимо выявить те области, в которых чувствительность к различным электромагнитным и геометрическим параметрам колонн будет максимальной. Метод на основе анализа матрицы чувствительности обладает достаточной универсальностью и может использоваться непосредственно при интерпретации результатов измерений, т. е. обладает необходимым потенциалом для включения в алгоритм обработки реального материала, а не только модельных данных. Поскольку этот подход хорошо известен, ниже будут рассмотрены только окончательные соотношения, связывающие вектор погрешностей определения геометрических и электромагнитных характеристик колонн ∆рj и погрешностей измерений ∆Ei (j = 1, 2,…,N; N – число точек на кривой спада; i = 1, 2,…,M; M – число неизвестных).

,               (5)

где А – прямоугольная матрица чувствительности сигналов к параметрам модели [p1 ‑ μ, p2 ‑ , p3 ‑ h] – для одноколонной системы; [p1 ‑ μ1, p2 ‑ μ2, p3 ‑ 1, p4 ‑ 2, p5 ‑ h1, p6 ‑ h2] – для двухколонной системы и так далее); АТ – аппроксимированная матрица А; Ej – ЭДС вихревых токов на j-м времени; h – толщина колонны. Элемент матрицы А определяется соотношением:

.               (6)

В табл. 5 приведены максимальные погрешности вычисления толщины стенки четвертой колонны в зависимости от магнитной проницаемости стали и ее абсолютной величины. Наряду с математическим моделированием были проведены измерения на различных физических моделях, которые позволили оценить разрешающую способность метода (рис. 3). В одиночной трубе трещина фиксируется всеми тремя зондами. В двухколонной системе электромагнитное поле короткого зонда сконцентрировано в первой трубе, остальные зонды трещину обнаруживают. В трех- и четырехколонных моделях трещина определяется только длинным зондом.

ТЕХНОЛОГИЯ И МЕТОДИКА ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ

В настоящее время аппаратура серии «МИД» широко применяется на реальных объектах. При строительстве скважин «МИД-4» используют для контроля положения технической колонны, соответствия проекту интервалов установки хвостовиков и колонн с разными диаметром и толщиной стенки, степени износа колонн в процессе работы инструмента. В действующих скважинах «МИД-4» позволяет определить фактические интервалы перфорации, коррозии и нарушения колонн, установки герметизирующих пластырей пакеров. В скважинах подземных хранилищ газа с его помощью оценивают срок службы эксплуатационных колонн, определяют интервалы эллипсности, наличие утончения, деформации (смятия колонны), коррозийных интервалов, негерметичность забойного оборудования, абразивный износ обсадных труб и фильтра. Эти данные необходимы для безаварийной работы газовых скважин и проектирования, а также для решения ряда вопросов, возникающих в процессе эксплуатации газохранилищ.

Программное обеспечение DeViz включает интерфейс для редактирования каротажных данных в интерактивном режиме на экране монитора. Привязка кривых проводится по данным геофизического исследования скважин другими методами и по конструкции скважины. Отбивка муфт осуществляется в автоматическом режиме с возможностью пользовательской корректировки с учетом магнитного шума, эксцентриситета труб и температурного дрейфа.

Для оценки качества материала, выявления аномальных зон, построения конструкции скважины, уточнения интервалов перфорации, определения интервалов нарушения колонны и коррозии строятся трехмерные дефектограммы. По оси z откладывается глубина, x – номер временной задержки, y – амплитуда дефектограммы.

Амплитуда дефектограммы D(zj) рассчитывается по формуле:

,               (7)

где Ei(z) – ЭДС на i-й временной задержке на глубине z;

;               (8)

zк, zп – координаты кровли и подошвы соответственно. Эксцентриситет учитывается на основе прямого и обратного преобразования Фурье, суть которого заключается в анализе частотного спектра и исключения низкочастотных составляющих. Точность определения толщины можно повысить, зная магнитную неоднородность материала.

На рис. 4 приведен пример исследования многоколонной скважины. Интервалы коррозии фиксируются длинным зондом.

ВЫВОДЫ

Использование МПП и многозондовой установки позволило создать аппаратуру «МИД-4», которая позволяет исследовать многоколонные скважины, обсаженные трубами большого диаметра (порядка 480 мм).

Разработан эффективный алгоритм вычисления толщины колонн на основе математического моделирования измерений и итерационного поиска решения.

С использованием матрицы чувствительности проведена оценка погрешности метода измерений и прогнозируемой ошибки расчета толщины по данным представленных зондов.

Путем физического моделирования в аттестованных трубах подтверждены технические характеристики аппаратуры.

Разработана технология интерпретации экспериментальных данных с использованием программного обеспечения DeViz, приведены результаты исследования многоколонных скважин.

Таблица 1. Технические характеристики магнитоимпульсного дефектоскопа «МИД-4»Table 1. Specifications for MID-4 magnetic pulse detector

Таблица 2. Результаты решения обратной задачи для модели четырехколонной конструкции с толщиной стенки (мм) 6 (НКТ*), 8 (ЭК1), 8 (ЭК2)**Table 2. Calculation results of solving inverse task for four-string construction model with following wall thicknesses (mm): 6 (stalk), 8 (FS1*), 8 (FS2)**

* Примечание. НКТ – насосно-компрессорная труба; ТК – техническая колонна; ЭК – эксплуатационная колонна; h – толщина стенки колонн; индекс «и» указывает на то, что результаты получены при решении обратной задачи W = 0,5.* Note. FS – flow string; PS – protective string; h — string wall thickness; i index indicates that results are obtained when resolving the inverse task W = 0,5.** Примечание. Данные в табл. 2–4 получены при следующих значениях параметров:– эффективная магнитная проницаемость μ (отн. ед) составляет 50 (ТК*), 20 (НКТ), 40 (ЭК1), 40 (ЭК2);– удельная электропроводность (См/м) равна 8.106 (ТК), 8.106 (НКТ, ЭК1, ЭК2);– абсолютная погрешность измерений – 2 %;– относительная погрешность измерений – Y0.10–5.** Note. Data in tables 2–4 are obtained at the following parameters:– effective permeability μ (rel. units) is 50 (PS*), 20 (stalk), 40 (FS1), 40 (FS2);– conductivity (S/m) is 8.106 (PS), 8.106 (stalk, FS1, FS2);– absolute error of measurement – 2 %;– relative error of measurement – Y0.10–5.

Таблица 3. Результаты решения обратной задачи для модели четырехколонной конструкции с толщиной стенки (мм) 8 (НКТ), 10 (ЭК1), 10 (ЭК2)Table 3. Calculation results of solving inverse task for four-string construction model with following wall thicknesses (mm): 8 (stalk), 10 (FS1), 10 (FS2)

Таблица 4. Результаты решения обратной задачи для модели четырехколонной конструкции с толщиной стенки (мм) 4 (НКТ), 12 (ЭК1), 12 (ЭК2)Table 4. Calculation results of solving inverse task for four-string construction model with following wall thicknesses (mm): 4 (stalk), 12 (FS1), 12 (FS2)

Таблица 5. Погрешность расчета толщины четвертой колонны*Table 5. Thickness error of the of the 4th column %

* Примечание. Диаметр (мм) четвертой колонны – 508, НКТ – 114, обсадной колонны – 178, технической колонны – 330; погрешность измерения 1 %.* Note. Diameter (mm) of the 4th string – 508, stalk – 114, casing string – 178, protective string – 330; error of measurement is 1 %.** Примечание. Числовой индекс при параметрах указывает № колонны.** Note. Numeric indexes of parameters indicate string No.

ООО ПКФ «Экс-Форма» – современное предприятие, с 1991 г. выпускающее широкий спектр промышленного газового оборудования и ставшее одним из крупнейших заводов России.

Главное преимущество завода «Экс-Форма» заключается в изготовлении высокотехнологичного промышленного газового оборудования в строгом соответствии с пожеланиями клиентов и требованиями нормативных документов.

В октябре 2019 г. на ХХIV Меж-дународной специализированной выставке газовой промышленности и технических средств для газового хозяйства «РОС-ГАЗ-ЭКСПО» ООО ПКФ «Экс-Форма» представило инновационную разработку – мобильный узел временной подачи газа МУВПГ ЭКФО-РДП-50‑РДК-50‑1‑6067‑1307.

Данная установка разработана для применения в качестве временного пункта редуцирования на период проведения реконструкции либо ремонтных работ на газорегуляторных пунктах без прекращения подачи газа потребителю. Мобильный узел временной подачи газа размещен на прицепе, который можно транспортировать до нужного объекта без необходимости проведения погрузочно-разгрузочных работ.

ПРИНЦИП РАБОТЫ МУВПГ ЭКФО

Мобильный узел временной подачи газа МУВПГ ЭКФО-РДП-50‑РДК-50‑1‑6067‑1307 имеет следующий принцип работы: с по-мощью гибких металлорукавов производится параллельное подключение установки к существующему пункту редуцирования.

Далее открывается запорная арматура на входе в систему, производится продувка системы га-зом, настраивается на требуемые характеристики регулирующее оборудование, открывается запорная арматура на выходном газопроводе. В результате газовое оборудование отключается и производится замена.

При применении МУВПГ ЭКФО отпадает необходимость:

– оповещения населения об отключении;

– отключения и подключения абонентов;

– сброса остаточного газа из газопровода в атмосферу после использования заменяемого пункта редуцирования и продувки воздухом, а также обратной продувки газом;

– контрольной опрессовки газопровода после использования заменяемого пункта редуцирования.

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКЦИИ

В стандартную комплектацию мобильного узла входит оборудование производства завода «Экс-Форма»:

– комбинированный регулятор давления газа РДК;

– прямоточный регулятор давления газа РДП;

– газовый фильтр ФГС с индикатором перепада давления;

– предохранительно-сбросной клапан ПСК;

– предохранительно-запорный клапан ПЗК;

– шаровые краны ГШК;

– сбросной и продувочный газопровод.

Комплектоваться такая установка может дополнительным оборудованием в соответствии с требованиями заказчика:

– газовым обогревом с пьезорозжигом;

– контролем несанкционированного доступа в МУВПГ «свой / чужой»;

– контролем температуры внутри МУВПГ;

– быстроразъемными герметичными гибкими металлорукавами высокого давления в оплетке для подключения непосредственно к байпасному крану.

Заказчик в конечном итоге получает МУВПГ ЭКФО «под ключ» в соответствии со своими требованиями, полностью готовый к использованию.

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКЦИИ

МУВПГ ЭКФО обладает следующими техническими характеристиками:

• максимальное входное давление – до 1,2 МПа;

• диапазон выходных давлений – от 1,5 кПа до 0,6 МПа;

• пропускная способность – до 6067 м³ / ч;

• срок службы установки – 35 лет;

• наработка до отказа – 44 тыс. ч;

• гарантийный срок эксплуатации – 3 года.

ООО ПКФ «Экс-Форма»

410512, РФ, Саратовская обл.,

Саратовский р-н, с. Березина

Речка, ул. Школьная, д. 13

Тел.: +7 (8452) 39‑39‑07

E-mail: exform@exform.ru

www.exform.ru

Природный газ на сегодняшний день – самый востребованный в промышленности и у населения энергетический ресурс. Магистральный транспорт представляет собой наиболее экономически целесообразный способ его доставки. Однако в силу больших расстояний между месторождениями природного газа и конечными потребителями требуется сложный комплекс технологического оборудования и сооружений для поддержания заданного давления в газопроводах и обеспечения транспортирования необходимых объемов топлива.

При транспортировке газа по магистральным газопроводам (МГ) за счет вязкого трения о стенки трубопровода и внутреннего межслойного трения энергия потока газа рассеивается и, как следствие, падает его давление. Для обеспечения необходимого объема транспортируемого газа давление в трубопроводе повышают с помощью газоперекачивающих агрегатов, входящих в состав линейных компрессорных станций (КС). При этом закономерно возрастает температура газа: на выходе КС она может достигать 40–50 °С и более. После подачи в трубопровод, проходя участки между КС, газ не успевает охлаждаться до температуры, с которой поступил на предыдущую станцию. В результате по мере увеличения дальности транспорта от станции к станции по длине трубопровода температура газа непрерывно повышается, что приводит к увеличению затрат мощности на транспорти-ровку wтр:

,               (1)

где пр – теоретический коэффициент сопротивления трения; e – приведенный относительный коэффициент полезного действия (КПД) энергопривода КС; m – средний коэффициент сжимаемости газа в пределах КС; R – универсальная газовая постоянная; Tm – средняя температура газа в пределах КС; Pm – среднее давление газа в пределах КС; D – приведенный диаметр трубопровода. Массовая скорость газа u в газопроводе определяется по соотношению:

,               (2)

где G – массовое количество перекачиваемого газа; F – площадь сечения трубопровода. Коэффициент E характеризует гидравлическую эффективность работы линейной части трубопровода и в определенной степени чистоту его внутренней поверхности:

,               (3)

где Qф и Qпр – фактическая и проектная пропускная способность газопровода соответственно; пр. ф – фактический коэффициент сопротивления трения.

Охлаждение газа на станции после компримирования приводит к уменьшению его средней температуры на входе в следующую КС, увеличению давления в конце линейного участка газопровода, уменьшению степени сжатия на следующей станции при условии сохранения постоянного давления на выходе. В результате энергозатраты на компримирование газа на следующей КС снижаются. Согласно проведенным в ПАО «Газпром» исследованиям КС и МГ снижение температуры газа на выходе КС на 5 °С приводит к увеличению объема транспорта на 1,25 % и к экономии 4 % топлива при том же объеме транспорта. Для охлаждения природного газа после газоперекачивающих агрегатов на выходе КС устанавливаются аппараты воздушного охлаждения (АВО), которые представляют собой одну или несколько теплообменных секций, смонтированных на общей раме. Прокачивающие воздух через теплообменник вентиляторы закрепляются в специальных диффузорах, которые предназначены для повышения эффективности и направления воздушного потока.

ЭКСПЛУАТИРУЕМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

На сегодняшний день в ООО «Газпром трансгаз Москва» используются следующие образцы охладителей:

– АВО зигзагообразного типа (АВЗ) (АО «Таллинский машиностроительный завод», Эстония);

– АВО горизонтального типа (АВГ) «2АВГ-75» (АО «Подольский машиностроительный завод», Россия);

– 1АВЗ-9–6,3‑Б1» (ООО «КРИОМАШ – Балашихинский завод криогенного машиностроения», Россия);

– АВО (GE Nuovo Pignone, Италия);

– АВО (Chart Ferox, Inc., Чехия).

Перечисленное оборудование обладает рядом схожих недостатков.

Неудачная компоновка вызывает перетоки нагретого воздуха с боковых поверхностей теплообменного блока на всас вентилятора.

Устаревший по конструкции и материалам профиль лопастей вентиляторов приводит к формированию неравномерного воздушного потока и, как следствие, к низкому КПД вентилятора и неэффективному расходу электроэнергии.

Малый коэффициент оребрения обусловлен технологическими ограничениями прокатных форм, применяемых при производстве биметаллических трубных заготовок, изготавливаемых методом поперечно-винтовой холодной прокатки.

Отсутствие возможности регулировки оборотов электропривода (ввиду громоздкости и дороговизны частотного регулирования оборудования прошлых поколений) увеличивает его износ из‑за больших пусковых токов, одновременно растет потребление электроэнергии за счет неоптимального возбуждения электродвигателя.

Большие габариты и металлоемкость как следствие комплекса вышеописанных недостатков, для компенсации которых производители вынуждены использовать большие поверхности теплообмена.

В результате для покрытия технологических нужд в охлаждении газа устанавливались АВО с избыточной величиной электрической мощности, что приводило к росту финансовых издержек и себестоимости технологического процесса.

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ

Развитие высокоточных методов диагностики, исследований и анализа результатов в области энергоэффективности оборудования дает возможность достоверно выявлять малоэффективные конструктивные и технологические решения. Полученные аналитические данные позволяют на их базе формировать технические задания на разработку нового оборудования с улучшенными характеристиками, исключающие выявленные недостатки. Ниже перечислены основные задачи разработчиков при проектировании современных АВО.

Оптимизация аэродинамической схемы тока охлаждающей среды в межтрубном пространстве теплообменного аппарата для исключения неравномерности поля скоростей, перетоков нагретого воздуха с боковых поверхностей аппарата на всас вентилятора.

Увеличение поверхности теплообмена в теплообменном аппарате путем повышения коэффициента оребрения.

Создание композитных лопастей вентиляторов переменного профиля, позволяющих реализовать сложные механизмы закрутки и тангенциального навала для повышения напора вентилятора.

Проектирование входных направляющих диффузоров вентиляторов, в том числе с использованием поверхностей лемнискаты Бернулли, с возможностью сглаживать неравномерное поле скоростей воздушного потока и минимизировать возникновение турбулентных явлений.

Снижение удельных затрат электроэнергии на охлаждение путем создания оптимальной аэродинамической схемы аппарата и, как следствие, обеспечение возможности использования электродвигателей меньшей мощности, в том числе современных вентильных двигателей.

СОЗДАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОЙ АЛЬТЕРНАТИВЫ

Для повышения эффективности транспорта газа посредством применения современных АВО силами ООО «Газпром трансгаз Москва» и ЗАО «ГИДРОАЭРОЦЕНТР» разработан инновационный АВО газа «Турбо» (рис. 1, табл. 1). Его конструкция определена путем комплексного математического моделирования с последующим испытанием всех узлов изделия на аттестованном комплексе специализированных натурных стендов (рис. 2). Данный подход позволил реализовать в АВО требуемые характеристики с погрешностью менее 2 %.

При создании охладителя были проведены следующие меро-приятия.

Исследованы режимы работы новых МГ и КС, на которых предполагалась эксплуатация АВО, построенных с применением гладкостенных труб, эквивалентная шероховатость которых не превышает 0,01 мм (в 2–3 раза меньше, чем у труб предыдущего поколения), что оказывает существенное влияние на конечное значение температуры газа.

Выполнены экспериментальные замеры характеристик всех элементов АВО газа.

Внедрены передовые технологии производства теплообменных секций: орбитальная сварка толстостенных труб в аргоне, полуавтоматическая сварка в среде защитных газов, автоматическая сварка параллельных швов до 4000 мм под флюсом, технология мелковиткового оребрения труб, позволившая получить коэффициент оребрения, равный 25. Графики эффективности теплообменных аппаратов с различными значениями коэффициента оребрения приведены на рис. 3. Поскольку используются шестирядные аппараты, коэффициенты для каждого из рядов определили при испытаниях натурных образцов на стенде «СВТ-1», результаты аппроксимировали линейной функцией, оптимальные значения коэффициентов регрессии рассчитали методом наименьших квадратов. По результатам была построена зависимость теплопередачи от коэффициента оребрения. Далее величины коэффициентов теплопередачи, которые можно определить только эмпирическим путем, использовали для моделирования АВО.

В вентиляционных блоках использовали современные композиционные материалы (рис. 4), что позволило уменьшить массу входных диффузоров и лопастей вентиляторов, выполненных по сложнопрофилированной аэродинамической схеме, и увеличить напор и эффективность теплообмена за счет более равномерного тока воздуха. Одновременно за счет снижения веса вращающихся деталей и уменьшения радиальных и вибрационных нагрузок на подшипниковые узлы повысилась надежность конструкции.

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ЕЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Опытный образец АВО «Турбо» был смонтирован в компрессорном цехе № 2 КС «Долгое» Орловского линейного производственного управления МГ ООО «Газпром трансгаз Москва». Приемочная комиссия испытаний по завершении опытно-промышленной эксплуатации, действуя в соответствии с утвержденной программой, выполнила полный объем предписанных мероприятий:

– проверку комплектности и маркировок, контрольной сборки АВО, наличия заземляющих зажимов и знаков заземления;

– определение величины электрического сопротивления между заземляющими зажимами и каждой доступной нетоковедущей частью, которая может оказаться под напряжением;

– испытания на прочность аппарата и трубопроводной обвязки путем опрессовки рабочим давлением;

– оценку гидравлического сопротивления аппарата, уровня звукового давления, вибросостояния основных узлов и корпусных элементов, рабочих параметров вентильных электродвигателей, тепловой мощности и расходной характеристики вентиляторов;

– тестирование работоспособности системы управления АВО, защит и переключений.

В заключение было установлено соответствие рабочих характеристик АВО требованиям [1, 2].

Испытания прошли успешно, нарушений выявлено не было, некоторые результаты представлены на рис. 5. Номинальные характеристики проектируемого оборудования закладывали с использованием результатов расчетов (рис. 3) при различных значениях расхода воздуха. Определенные в ходе опытных испытаний фактические (рабочие) параметры превзошли нормативные значения в силу погрешностей конструкторских расчетов, примененных при проектировании и реализованных в математическом аппарате программных комплексов. Анализ графиков (рис. 5) позволяет утверждать, что рабочие характеристики опытного образца охладителя полностью соответствуют заявленным при проектировании требованиям и превосходят условия эффективности АВО [1].

На следующем этапе провели сравнительные испытания штатной секции «АВГ-75» и новой секции опытного образца АВО «Турбо» для оценки различий в уровне энергопотребления при работе с одинаковой степенью охлаждения (табл. 2). Ниже приведены основные результаты тестов:

– суммарная активная мощность по трем фазам электродвигателей опытного образца в 5,2 раза ниже;

– суммарная полная мощность по трем фазам электродвигателей опытного образца в 8,5 раза ниже;

– максимальное суммарное значение потребляемого тока по трем фазам электродвигателей опытного образца в 9,3 раза ниже;

– среднее значение коэффициента мощности электродвигателей опытного образца в 1,6 раза выше.

Таким образом, применение высокоэффективных вентиляторов совместно с оптимизированными входными диффузорами, а также новых вентильных электродвигателей совместно с устройствами частотного регулирования дает возможность существенно понизить мощность используемых электродвигателей в опытном образце АВО без потери эффективности оборудования, а значительно меньшее потребление токов позволяет существенно сократить затраты на прокладку кабельной обвязки за счет меньшего сечения кабелей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате натурных испытаний доказано превосходство технических характеристик нового оборудования над эксплуатируемым сегодня, что подтверждает актуальность разработки и последующего внедрения современных АВО на технологических объектах транспорта газа ООО «Газпром трансгаз Москва». Применение данных АВО при строительстве новых объектов и модернизации уже имеющихся позволит значительно повысить энергоэффективность транспорта газа, сократить экономические издержки и снизить негативное воздействие на окружающую среду за счет всесторонней оптимизации успешных технических решений прошлых лет и обширных технологических и научных достижений современности при разработке принципиально новых изделий.

Таблица 1. Основные характеристики аппарата воздушного охлаждения газаTable 1. Key figures for the air cooling unit

Таблица 2. Результаты сравнительных испытанийTable 2. Comparative tests results

ЗАВИСИМОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТРАВМАТИЗМА ОТ УРОВНЯ И КАЧЕСТВА ОБУЧЕНИЯ

Уровень обучения руководителей служб охраны труда (ОТ) при прочих равных условиях (размеры и оснащенность предприятия, стаж работы) тесно связан с показателями производственного травматизма в строительных организациях (СО), что подтверждается исследованиями, проведенными в разных странах в течение более чем 50 лет [1–4]. В качестве иллюстрации в табл. 1 суммированы данные, полученные из открытых региональных и отраслевых источников: самые высокие показатели травматизма зафиксированы на предприятиях, где специалист по ОТ не имеет даже среднего образования.

Согласно результатам проведенного авторами анализа информации о кадрах СО, заявленных на выполнение работ в рамках портфеля перспективных проектов, специализация и уровень подготовки ответственных за ОТ сильно варьируются: в среднем всего 12 % имеют высшее образование; большинство получили среднее специальное образование преимущественно строительного и педагогического профиля; каждый пятый – гуманитарное образование; порядка 6 % не имеют профильного образования и не прошли переподготовку в области техносферной безопасности. Руководители служб ОТ СО (при их наличии) не способны оказать квалифицированную помощь специалистам по ОТ ввиду отсутствия необходимой подготовки, часто выполняют не свои функциональные обязанности, не имеют возможности оказывать влияние на реализуемые в СО подходы к ОТ и не в состоянии реализовать комплекс мероприятий, нацеленных на повышение производительности труда средствами ОТ.

Все перечисленные факты противоречат основному закону дидактики и нарушают принципы обучения ОТ, что, в свою очередь, обуславливает низкий уровень культуры безопасности в СО и негативно сказывается на отношении обучаемых к предмету.

Основные проблемы обучения ОТ в СО:

– обучающие специалисты не обладают достаточным запасом знаний в своей области;

– содержание курса ОТ не соответствует условиям, в которых производится обучение, вследствие низкой квалификации организаторов;

– актуализация материалов (программ, презентаций, средств контроля знаний и др.) отстает от темпов развития строительного производства и не соответствует научным достижениям в сфере ОТ.

Используя обучение как основной метод предупреждения травматизма, руководители и специалисты планируют мероприятия, не отвечающие реальным условиям труда. Они демонстрируют слабые знания в области управления безопасностью труда, современных технологий строительно-монтажных работ, безопасной организации работ, контроля за соблюдением требований техники безопасности при выполнении работ в местах их выполнения, в частности на высоте (на строительных лесах различных типов, с использованием иных средств подмащивания).

Более 66 % специалистов по ОТ обследованных СО, имеющих среднее специальное образование, периодически повышали квалификацию в специализированных учебных центрах в рамках 40‑часовых курсов. Анализ учебных планов и программ обучения организаций, оказывающих по договору образовательные услуги обследованным СО в Амурской обл., Москве и Московской обл., Омске и Омской обл., выявил их несоответствие современным требованиям стандарта подготовки специалиста в области безопасности и ОТ и современным требованиям, предъявляемым ПАО «Газпром», ООО «Газпром переработка Благовещенск», ПАО «СИБУР Холдинг» и АО «НИПИГАЗ» [5–9] к их профессиональной деятельности. Рассмотренные материалы неравнозначны как по учебной нагрузке, так и по предполагаемой продолжительности обучения. Их совершенствование не сможет обеспечить необходимые компетенции специалистам по ОТ СО с различной базовой подготовкой.

Согласно полученным из информационных материалов («молний» и информационных листов) статистическим данным о причинах травматизма работников СО, в случае формального подхода к обучению ОТ в первые 15 дней после окончания курса уровень травматизма более чем в семь раз превышает аналогичный показатель в организациях, где обучение проводится неформально. В условиях высокой интенсивности и скорости работ к ним часто допускаются сотрудники, не обладающие необходимой квалификацией, прошедшие обучение формально. Анализ журналов регистрации нарушений исследованных СО позволяет утверждать, что 65 % совершенных работниками опасных действий обусловлено низким качеством обучения ОТ и применением неэффективных, устаревших методов обучения.

Проведенное авторами исследование взаимосвязи между уровнем образования руководителей, инженерно-технических работников и специалистов по ОТ СО и частотой производственного травматизма выявило статистически достоверную корреляционную зависимость. Разумно предположить, что причина такого результата – меньший стаж работы персонала с высшим образованием по сравнению с другими кадрами. Дополнительно проведенный опрос специалистов по ОТ с высшим образованием позволил выявить недостатки в полученной ими подготовке: только 17 % из числа опрошенных считают, что получили достаточно знаний в учебных заведениях; 83 % полагают, что полученных ими знаний недостаточно.

ФОРМИРОВАНИЕ ЦЕЛИ И СОДЕРЖАНИЯ ПРОГРАММЫ ОБУЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОМУ ВЫПОЛНЕНИЮ РАБОТ НА ВЫСОТЕ

Для реализации проекта строительства Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) необходимо выполнить большое количество высотных работ. В целях повышения их безопасности специалисты ООО «Газпром переработка Благовещенск», АО «НИПИГАЗ» и АНО ДПО «Научно-технический центр «Сигур» (АНО ДПО «НТЦ «Сигур») сформировали и апробировали проект программы обучения безопасному выполнению работ на высоте для работников СО.

Проблематизация – важнейшая составная часть педагогического проектирования. Исследования специалистов вышеперечисленных организаций подвели к осознанию сути проблемы образования в области ОТ (в частности, по направлению «безопасное выполнение работ на высоте»). Она заключается в несовершенстве существующей системы обучения, ориентированной на простое усвоение информации (прослушивание) и ее воспроизведение, что приводит к неспособности работников использовать полученные знания в повседневной практической деятельности. В этой связи необходимо осуществить переход к системе обучения, базирующейся на принципиально иной ценностной платформе. Понимание специфики работы и предъявляемых к ее выполнению требований предопределяет содержание образовательной программы по ОТ, внутреннюю организацию педагогической системы, ориентированной на инженерно-технических и других работников СО, и педагогического процесса.

Понятие «ценности» – одно из основных в философии, социологии, психологии и педагогике. Оно составляет содержательную сторону культуры безопасности в СО, которая в этом контексте представляет собой реализованную в эталонах деятельности и общения социальную ценность. Ценностная ориентация – это ядро мотивационно-ценностной сферы личности работника, она находится в единстве с процессами ее саморегуляции и осознанного саморазвития. Связь системы ценностей работника и культуры безопасности в СО обоюдная: человек представляет собой субъект ценностного отношения, он генетически связан с культурой безопасности.

В табл. 2 представлен сравнительный анализ традиционной и инновационной концепции обучения специалистов по ОТ. Подход к программе как к совокупности знаний, которая должна быть формально передана обучающемуся, позволяет на языке теории систем проводить анализ и синтез ее содержания. Формирование личности работника СО протекает в образовательном пространстве (рис. 1) с формальной, неформальной, информальной и инцендентальной подсистемами. Эти подсистемы в силу присущих им особенностей способны оказывать как положительное, так и отрицательное воздействие на процесс и результат воспитания личности.

Данное обстоятельство учитывалось авторами при проектировании содержания образовательной программы обучения безопасности выполнения работ на высоте: больше внимания уделено ценностным ориентациям с их необходимой корректировкой в аспекте обеспечения интересов всех участников строительства – заказчика, EPC-подрядчика (engineering, procurement and construction), генерального строительного подрядчика, подрядных и субподрядных СО. Это имеет особое значение для контингента работников «сквозных профессий», в основной массе имеющих базовое общее образование и профессиональную специализацию. Причем значительная часть таких работников не получают достаточных для безопасной организации и выполнения работ знаний в учреждениях профессионального образования. Причинами могут быть различные факторы (рис. 1), оказавшие негативное влияние на предыдущих этапах развития личности.

Проведенные исследования позволяют сформулировать ключевые требования к содержанию программы обучения персонала СО безопасному выполнению работ на высоте. Она должна:

– базироваться на парадигме гуманизма;

– формировать у работника СО соответствующую гуманистическому мировоззрению систему ценностей с учетом интересов личности и реализации проекта;

– закладывать системные знания о выполняемой работе, ее вредных и опасных факторах;

– выявлять и развивать способности к эффективной по ресурсным затратам адаптации в стремительно изменяющейся среде;

– по завершении курса обучения обеспечивать устойчивость личности к негативным воздействиям и устойчивость навыка реагирования на стандартные рабочие ситуации.

Обобщение результатов проведенных исследований позволило разработать модель (рис. 2), которая открывает возможности эффективного проектирования содержания широкого спектра программ обучения работников СО.

АПРОБАЦИЯ ПРОГРАММЫ ОБУЧЕНИЯ

Внедрение инновационной программы обучения и повышения квалификации сотрудников АО «НИПИГАЗ» и работников подрядных организаций проекта строительства Амурского ГПЗ осуществлено на базе филиала АО ДПО «НТЦ «Сигур» в г. Свободном с использованием учебно-тренировочного мобильного полигона (рис. 3) – многофункциональной площадки, которая позволяет проводить практические занятия по направлениям:

– работы на высоте с автогидроподъемником, автокраном, краном-манипулятором;

– практическое обучение электромонтеров линии электропередач;

– отработка навыков деятельности в газоопасных местах, замкнутых пространствах, колодцах запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики;

– проведение спасательных операций и аварийно-восстановительных работ.

Модульный конструктив полигона обеспечивает возможность модификации, оптимальной для достижения образовательных целей, поставленных ООО «Газпром переработка Благовещенск» и АО «НИПИГАЗ» перед подрядными организациями проекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье рассмотрены средства повышения безопасности производства работ на высоте посредством совершенствования обучения ОТ, реализованные силами ООО «Газпром переработка Благовещенск» и АО «НИПИГАЗ» на проекте по строительству Амурского ГПЗ с привлечением сотрудников АО ДПО «НТЦ «Сигур». Показано, что традиционная система обучения базируется на механистическом мировоззрении с формальным воспроизводством знаний, и это препятствует формированию навыков, необходимых для безопасного выполнения работ в реальных условиях. Предложенные авторами гуманистический подход формирования культуры безопасности труда и основанная на базовых ценностях программа обучения и повышения квалификации позволяют определить цели и содержание образовательных курсов для различных категорий сотрудников АО «НИПИГАЗ» и работников подрядных организаций, повысить эффективность обучения и в конечном итоге обеспечить бóльшую безопасность производства работ на высоте.

Таблица 1. Зависимость травматизма работников строительного предприятия от уровня образования (обученности) специалистов по охране трудаTable 1. Dependence of injuries to workers on work safety officers’ education (training) level in construction companies

* Примечание. За единицу приняты показатели травматизма предприятия, где работает специалист с высшим образованием.* Note. The injury index of a company where the officer has a higher education is taken as 1.

Таблица 2. Сравнительный анализ традиционной и инновационной концепции обучения специалистов по охране трудаTable 2. Comparative analysis of conventional and innovative concepts for work safety officer training

ООО «Газпром трансгаз Чайковский» входит в единую газотранспортную систему ПАО «Газпром» и осуществляет транспорт газа по 15 крупнейшим в мире магистральным газопроводам. Производственно-технологическая стратегия компании строится в жестких условиях ресурсосбережения, возрастающих требований к экологичности производственных процессов и необходимости принятия оперативных решений при существенном износе основных производственных фондов. В основе современного подхода к организации деятельности компании – широкое применение инновационных технологий, в том числе при технической диагностике производственных объектов.

Одним из наиболее перспективных способов технической диагностики на сегодняшний день представляется акустико-эмиссионный контроль (АЭК) – интегральный метод неразрушающего контроля (НК). Термин «акустическая эмиссия» (АЭ) описывает процесс генерации упругих волн, вызванный внезапной перестройкой структуры материала [1]. Метод АЭК позволяет в режиме реального времени детально изучать деформацию, разрушение и прочие структурные изменения материала, протекающие в нем химические реакции и др. [2]. Его уникальность по сравнению с другими методами НК заключается в том, что АЭК позволяет не только обнаружить зарождение и рост потенциально опасных для последующей эксплуатации тестируемого объекта дефектов, но и оценить степень их опасности. Предельная чувствительность АЭК составляет порядка 1.10–6 мм2, что для трещины протяженностью 1 мкм соответствует приросту в 1 мкм [3]; ни один из традиционных методов НК не обладает такой чувствительностью.

Вопрос о целесообразности применения АЭК в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» возник в связи с произошедшей 8 января 2016 г. аварией на узле подключения компрессорной станции (КС) «Ольховская» (ООО «Газпром трансгаз Волгоград») и последовавшим предписанием ПАО «Газпром» газотранспортным обществам проводить диагностику трубопроводных обвязок (ТПО) КС и узлов подключения с периодичностью 1 раз в 3 г.

Анализируя сложившуюся ситуацию, необходимо учесть тот факт, что в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» зафиксированы наибольшие показатели подверженности трубопроводов коррозионному растрескиванию под напряжением [4], причем значительная их часть эксплуатируется более 30 лет, т. е. заведомо находится в зоне риска разрушения. Для обеспечения прямого доступа к металлу трубы в целях проведения комплексного НК необходимо сплошное вскрытие объекта, что сопряжено с существенными материальными затратами. Диагностика ТПО с использованием автоматизированных внутритрубных комплексов также не представляется целесообразной ввиду регламентированной периодичности обследований и специфики оборудования.

Метод АЭ, адаптированный для оценки текущего технического состояния подземных технологических трубопроводов, в том числе путем дополнения измерительных комплексов специализированными преобразователями акустической эмиссии (ПАЭ) [5], позволяет контролировать объект целиком, включая недоступные для других методов НК области. Новейший подход в АЭК подземных трубопроводов заключается в регистрации групповых волн с более низкими частотами и применении ПАЭ с повышенной чувствительностью. Низкочастотные волны относительно медленно затухают в среде, что позволяет принимать сигналы на большем расстоянии.

Однако у АЭК есть существенный недостаток, ограничивающий его массовое применение: сложность разделения полезных сигналов и помех, особенно при малой амплитуде [3]. Данная проблема обусловлена природой АЭ, которая представляет собой стохастический импульсный процесс.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Для оценки предельной чувствительности имеющейся в ООО «Газпром трансгаз Чай-ковский» аппаратуры (АЭ-ком-плекса A-Line 32D [6] в комплекте с ПАЭ SNK-15 [7]) и возможности применения метода АЭ для решения поставленных задач проведены натурные испытания на подземном трубопроводе диаметром 1420 мм в трассовых условиях. На пятиметровой базе верхней образующей трубопровода подключающего шлейфа с заводским изоляционным покрытием установили ПАЭ с шагом 1 м (рис. 1). В качестве имитатора сигнала применяли излом стержня карандаша диаметром 0,5 мм и твердостью 2Т, выдвинутого на 2,5 мм (имитатор Су-Нильсена). Сигнал от единичного излучения регистрировался всеми ПАЭ.

Вызванное дисперсией изменение формы АЭ-сигнала заметно ухудшает точность фиксации времени его прихода на датчики и, как следствие, определения координат источников АЭ. Эта проблема решается путем дополнительной обработки осциллограмм. Наиболее мощный метод анализа экспериментальных данных – частотно-временное преобразование сигнала с помощью, например, вейвлет-спектрограмм [8]. В настоящей работе расстояния до источника определяли путем наложения дисперсионных кривых скоростей на вейвлет-спектрограмму каждого ПАЭ с учетом дисперсии скоростей волн Лэмба (рис. 2).

Проведенные испытания позволили установить следующие факты.

Наиболее эффективные регистрируемые моды волнового пакета, распространяющиеся в стенке трубопровода от единичного АЭ-события, – это волны Лэмба нулевых порядков.

Основная энергия регистрируемого АЭ-сигнала в исследуемом объекте находится в низкочастотной области спектра, что подтверждает корректность использования ПАЭ типа SNK-15 с рабочим диапазоном частот датчиков 40–190 кГц для проведения АЭК газопроводов.

По экспериментальным данным определена зависимость затухания амплитуды сигнала от расстояния до его источника. Для исследуемого объекта высокоамплитудные сигналы, характерные для дефектов, относящихся ко второму классу опасности и выше [9] (дефекты II класса), регистрируются на расстояниях между ПАЭ до 30 м, что приемлемо в отношении затрат на подготовительные работы.

Также доказана возможность регистрации и лоцирования единичного источника АЭ даже по одному ПАЭ (см. табл.) с помощью частотно-временных преобразований сигнала (вейвлет-спектрограммы).

ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

Инновационные работы по АЭК на подземных ТПО в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» впервые проведены в 2016 г. на подземных технологических трубопроводах охранной зоны узла подключения и выходных подключающих шлейфах компрессорного цеха (КЦ) № 2 Алмазного линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) общей протяженностью 2 км. На верхнюю образующую трубопровода установили ПАЭ с шагом до 30 м (в исключительных случаях – до 40 м).

Известны две основные группы сопровождающихся АЭ-излучением силовых деградационных процессов в металлах – это пластическая деформация (движение дислокаций, распад дислокационных комплексов, прорыв скоплений через различные границы и др.) и микроразрывы в сплошном упругонагруженном материале, которые обусловлены его локальными особенностями (неблагоприятная ориентация блоков, ликвация, концентрация напряжений и др.). Для каждой из этих групп необходимо отдельно рассматривать основные принципы генерации АЭ, распространения волновых кластеров и проводить их последующий анализ. В [2] с процессами пластической деформации в зонах концентрации напряжений (в том числе в вершинах трещин) связывают низкоамплитудную АЭ, а с процессами распространения трещин, которые проявляются в виде микроразрывов и сопровождаются появлением новых поверхностей трещин, – высокоамплитудную АЭ.

Протекающие в материале релаксационные процессы приводят к тому, что во время первых циклов нагружения после перерыва между испытаниями фиксируется значительно большее число импульсов малой амплитуды от усталостных трещин, чем при непрерывном нагружении, и только после определенного числа циклов развитие фронта трещины возобновляется. Эта особенность проявляется за счет так называемого отдыха материала в вершинах трещин [2]. Благодаря концентрации напряжений в вершинах дефектов последние генерируют сигналы эмиссии во время роста нагрузки; бездефектный материал не звучит при повторном нагружении (эффект Кайзера) [1].

На основании вышеизложенного эксперименты проводили по следующей схеме. Поскольку установить давление в тестируемом трубопроводе выше рабочего значения технически невозможно, первоначально на участке контроля его снижали до величины меньше 70 % рабочего давления, при которой выдерживали систему не менее 2 ч. Далее материал тестируемого участка ступенчато нагружали, повышая внутреннее давление со скоростью менее 0,5 МПа / мин. Сигналы АЭ регистрировали на «ступенях» после баростатирования в течение 20 мин [10].

В результате тестов выявлено четыре источника АЭ II класса. Обследование трубных элементов в шурфах подтвердило полученные данные. Обнаружены трещины кольцевых и продольных сварных швов глубиной до 2,5 мм и дефекты проката в виде плен и расслоений. В двух добавочных шурфах (рис. 3), подвергнутых дополнительному диагностическому обследованию на основании результатов ранее проведенной внутритрубной диагностики (ВТД), специалистами ООО «Газпром трансгаз Чайковский» трещиноподобных дефектов не выявлено. Акустико-эмиссионным контролем активных источников на данных участках также не зафиксировано.

Следует отметить, что наиболее значимые дефекты – трещины глубиной до 2,5 мм (более 10 % от толщины стенки) – выявлены на технологической перемычке между газопроводами Уренгой – Новопсков и Уренгой – Петровск, которая никогда не подвергается ВТД.

Результаты контроля в шурфах на выходных подключающих шлейфах полностью подтвердили данные АЭК. Потребовалось провести дополнительный АЭ-тест с планарной установкой ПАЭ для определения более точных координат (в том числе углового положения) одного источника АЭ. Согласно данным контроля в шурфах в его зоне (1300 × 300 мм с угловой ориентацией на трубопроводе 6 ч) обнаружены дефекты проката (закаты) глубиной до 0,5 мм.

В июне 2018 г. в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» впервые применили внутритрубный роботизированный сканер-дефектоскоп А2072 IntroScan (АО «ИнтроСкан Технолоджи») в рамках экспертизы промышленной безопасности подключающих шлейфов КЦ № 2 Алмазного ЛПУМГ; параллельно этот объект протестировали АЭК. Оба метода обнаружили общие кольцевые стыки для дополнительного контроля в шурфах. Кроме того, с помощью АЭК идентифицировали две зоны с источниками АЭ-сигнала II класса. Контроль в шурфах выявил незначительные трещиноподобные дефекты, их ремонт проведен путем контролируемой шлифовки.

Таким образом, наличие всех обнаруженных источников АЭ II класса на трубопроводах охранной зоны, узла подключения и подключающих шлейфов КЦ № 2 Алмазного ЛПУМГ полностью подтверждено диагностикой трубных элементов в шурфах.

В 2019 г. в рамках экспертизы промышленной безопасности узла подключения КЦ № 4 Горнозаводского ЛПУМГ проведен АЭК технологических трубопроводов узла подключения с наружным диаметром 60–1420 мм; в общей сложности обследовали 600 м технологических трубопроводов типа «УП» как подземного, так и надземного монтажа. В результате выявлено 15 активных источников АЭ II класса и два критически активных источника, относящихся к третьему классу опасности. Их дополнительный диагностический контроль в шурфах позволил определить тип и размеры дефектов:

– дефекты стресс-коррозионного происхождения на основном металле магистрали глубиной до 2 мм;

– утечки газа из контрольного отверстия на усиливающих накладках тройников (1420 х 24,0)/(1020 х 22,0);

– коррозия язвами глубиной до 4,5 мм;

– свищи в сварных швах глубиной до 4 мм;

– смещения кромок сварных соединений величиной до 4,5 мм;

– продольные и кольцевые дефекты проката, отслоения металла, закаты.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Отсутствие в ПАО «Газпром» нормативных требований к диагностике ТПО КС, технологических перемычек и трубопроводов типа «УП», не требующих сплошной экскавации объектов контроля, определяет объективную потребность в разработке инновационных методик для обеспечения целевых показателей полноты диагностических данных.

На основании накопленного с 2016 г. в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» опыта проведения АЭК ТПО можно утверждать, что наличие выявленных с помощью АЭК источников АЭ II класса и выше полностью подтверждается результатами дополнительной диагностики в шурфах.

Метод АЭ позволяет с очень высокой степенью надежности выявлять наиболее опасные дефекты основного металла и сварных соединений (трещины, коррозионное растрескивание под напряжением). Он наиболее эффективен в отношении обнаружения и регистрации повреждений технологических трубопроводов на ранней стадии развития и позволяет их классифицировать по степени опасности. При диагностировании ТПО диаметром свыше 500 мм в комплексе с ВТД АЭК позволит выявлять критические и закритические дефекты любой природы.

Оценка погрешности измерения расстояния от АЭ-источника по одному ПАЭ с помощью вейвлет-преобразованияEstimation of determination error in the distance to AE source with one AET using wavelet transform

Глушение скважин – один из наиболее важных и ответственных этапов КРС. В целях снижения вредного воздействия фильтрата технологических жидкостей на коллекторские свойства ПЗП, сокращения сроков освоения и вывода на рабочий режим скважин после ремонта глушение в условиях АНПД осуществляется с применением блокирующих составов, которые представляют собой загущенные жидкости с необходимыми реологическими характеристиками и включают наполнитель-кольматант [1].

На рис. 1 представлена одна из возможных схем глушения скважины с беспакерной компоновкой подземного оборудования в условиях АНПД методом прямой замены скважинного флюида на технологическую ЖГ в момент времени, соответствующий началу закачки блок-состава в ПЗП.

Условно весь процесс глушения можно разделить на несколько этапов:

– разрядка скважины на факел до минимального значения устьевых давлений;

– закачка через НКТ нижнего буфера и блокирующей пачки;

– транспортировка нижнего буфера и блокирующей пачки до забоя посредством закачки ЖГ через НКТ;

– заполнение скважины (затрубного простран-ства) ЖГ;

– продавка нижнего буфера и блокирующей пачки в ПЗП путем закачки ЖГ через НКТ;

– технический отстой с последующим стравливанием газовой шапки и запуском циркуляции с минимальным расходом.

Дальнейшие рассуждения и положения, приведенные в настоящей статье, относятся к пятому этапу – процессу закачки (продавки) блокирующей пачки в ПЗП, моделирование которого и представляет научно-практический интерес.

МОДЕЛЬ ПРОДАВКИ БЛОКИРУЮЩЕЙ ПАЧКИ В ПЗП

Рассмотрим расчетную схему фильтрации блок-состава в слоисто-неоднородной ПЗП (рис. 2). Продуктивный пласт представлен набором пропластков различной абсолютной проницаемости в радиальном и вертикальном направлениях, пористости, остаточной водонасыщенности и мощности. Общий расход блок-состава распределяется по пропласткам согласно физическим законам, которые будут описаны ниже.

Расходы по пропласткам и профиль приемистости в общем случае представляют собой функции ФЕС коллектора, реологических свойств раствора, мощности пропластков, давления закачки (продавки), пластового давления и времени. Помимо распределения расходов по пропласткам на входе, в модели также учитывается наличие межпластовых перетоков, которые определяются на основе нижеприведенных базовых уравнений.

На базе представленной схемы была разработана математическая модель, позволяющая с приемлемой точностью рассчитать изменение профиля приемистости и технологических параметров процесса блокирования пласта в зависимости от его продолжительности. Перед описанием структуры модели необходимо упомянуть принятые при ее построении допущения:

– блок-состав несжимаем;

– по каждому пропластку реализуется модель поршневого вытеснения с нулевой остаточной газонасыщенностью;

– вышеуказанное допущение приводит к равенству фазовых проницаемостей пропластков по газу и по блок-составу их абсолютной проницаемости;

– массообмен с водоносной областью за ГВК пренебрежимо мал;

– кольматант химически инертен по отношению к дисперсной среде блок-состава;

– влияние инерционных сил на процесс фильтрации пренебрежимо мало;

– рассматривается стационарная модель фильтрации, воронка репрессии до начала продавки блок-состава в ПЗП стационарна, влияние закачанного объема блок-состава на текущее пластовое давление пренебрежимо мало;

– фильтрационные потери оторочки нижнего буфера и газа в пласте пренебрежимо малы;

– влияние изменения давления на реологические параметры блок-состава пренебрежимо мало;

– пристеночные каверны в ПЗП отсутствуют (если не имеется данных геофизических исследований скважин).

В основу модели были положены следующие базовые и эмпирические законы.

Закон сохранения массы по каждому пропластку и по пласту в целом с учетом принятых допущений:

,               (1)

,               (2)

,               (3)

∆Q1-0 = ∆QN-(N+1) = 0.         (4)

Условие (4) математически отражает допущение о практическом отсутствии массообмена с областью за ГВК, а также факт непроницаемости покрышки коллектора.

Закон фильтрации флюида в слоисто-неоднородном пласте с учетом его реологической модели [2, 3].

Случай ньютоновской жидкости и ВПЖ:

,               (5)

,               (6)

,               (7)

.               (8)

Случай СПЖ:

,               (9)

,               (10)

,               (11)

.               (12)

Приведенный радиус скважины равен rскв. пр = rскв.exp(-S0). Скин-фактор определяется по данным гидродинамических исследований. Среднюю рабочую температуру блок-раствора приближенно можно определить как среднее арифметическое температуры раствора на устье при закачке и пластовой температуры.

Модель кольматации пустотного пространства твердой фазой (наполнителем) блок-состава:

,               (13)

где f(Di/d) – вероятность захвата наполнителя в поровом пространстве. На основе анализа многочисленных экспериментальных исследований по фильтрации суспензий через модели пористых сред можно определить ее функциональный вид [4]:

                (14)

Начальные условия определяются уравнениями:

,               (15)

которые образуют замкнутую систему однородных дифференциальных уравнений первого порядка, описывающих процесс фильтрации блок-раствора в ПЗП.

Необходимо отметить, что существует два принципиальных расчетных сценария, определяемых спецификой технологии блокирования пласта: сценарий закачки с постоянным расходом Qзак = const и сценарий закачки с постоянным забойным давлением Pзак = const. В первом случае забойное давление в зависимости от формы профиля приемистости будет определяться следующим образом:

– для ньютоновской жидкости и ВПЖ:

;               (16)

– для СПЖ:

. (17)

Во втором случае общий расход закачки рассчиты-вается путем совместного решения уравнений (2), (5), (6) для ньютоновской реологии и ВПЖ или (2), (9), (10) – для СПЖ.

Следует упомянуть, что построение аналитического решения данной системы невозможно ни для одного из указанных сценариев, поэтому для ее интегрирования необходимо использовать численные методы. В этих целях на языке Wolfram Language был разработан расчетный модуль, генерирующий дизайн-решение данной системы с визуализацией результатов в виде графических зависимостей основных параметров процесса блокирования от времени. Также приведенная модель позволяет оптимизировать рецептуры блок-раствора для снижения его требуемого объема и показателя ОП до и после КРС.

Оценку ОП по каждому пропластку и пласту в целом будем искать в следующем виде [5]:

                (18)

Величину скин-фактора i-го пропластка можно найти из выражения:

,               (19)

.               (20)

Эффективный диаметр порового канала равен [6]:

.               (21)

ВОЗМОЖНОСТИ МОДЕЛИ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Рассмотрим работу построенной модели на примере виртуальной газовой скважины (табл. 1), блокирование пласта в которой осуществляется двумя типами раствора с различной вязкостью. Симуляцию проведем по второму сценарию в предположении блокирования при постоянном забойном давлении.

Результаты расчета представлены на рис. 3, 4 и в табл. 2, 3. В первую очередь следует обратить внимание на неравномерность профилей приемистости, которая связана с вариацией ФЕС пропластков (рис. 3). Очевидно, что в данных условиях показатель ОП будет также варьироваться по пласту (табл. 3). Нужно отметить ожидаемое снижение фильтрации при повышении вязкости блок-раствора, что выражается в снижении его накопленной закачки (рис. 4, табл. 2). Помимо вязкости можно изменять и другие параметры системы, в результате чего открываются перспективы для глобальной оптимизации как рецептуры, так и режимов технологического процесса. В частности, для определения наилучших в отношении поставленной задачи реологических свойств блок-раствора можно провести серию подобных численных экспериментов и адресно подобрать необходимую рецептуру.

Следующий шаг после подбора рецептуры, обеспечивающей технологически эффективный дизайн блокирования пласта, – это оценка ожидаемых режимных параметров процесса блокирования: продолжительности и накопленной закачки (требуемого объема блок-раствора) (табл. 2), которые впоследствии можно напрямую использовать при планировании проведения КРС.

ВЫВОДЫ

Подводя итог вышесказанному, необходимо отметить, что реализация индивидуального подбора рецептуры блок-раствора и режимов его закачки под конкретные пластовые условия открывает возможность для снижения как необходимого объема химических реагентов, так и негативного техногенного воздействия на ФЕС ПЗП (табл. 3), что в целом отражает эффективность и практическую значимость предложенного в статье подхода.

В дальнейшем разработанная модель может послужить основой для программного обеспечения, способного в автоматизированном режиме выполнять функции оптимизатора свойств блок-состава и режимов его закачки, исходя из критериев эффективного глушения и последующего освоения скважин, а также формировать инфографику в помощь технологу. Это, в свою очередь, позволит оптимизировать проведение операций по глушению и освоению газовых скважин в условиях АНПД, сохранить продуктивность скважин практически на доремонтном уровне, а также повысить безопасность и экологичность ремонтных работ.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

List of symbols and suffixes

Сокращения

АНПД – аномально низкие пластовые давления

ВПЖ – вязкопластичная жидкость

ГВК – газоводяной контакт

ЖГ – жидкость глушения

КРС – капитальный ремонт скважин

НКТ – насосно-компрессорная труба

ОП – отношение продуктивностей

ПЗП – прискважинная зона пласта

СПЖ – степенная жидкость

ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства

Abbreviations

ALFP – abnormally low formation pressure

GWC – gas water contact

KL – killing liquid

PLF – power-law fluid

PP – porosity and permeability

PR – productivity ratio

T – tubing

VPF – viscous-plastic fluid

WBZ – wellbore zone

WO – well overhaul

Условные обозначения

Symbols

α – переключающий коэффициент (0 – для ньютоновской жидкости, 1 – для ВПЖ)

α – switching coefficient (0 for Newtonian fluid, 1 for VPF)

β – коэффициент, д. ед.

β – coefficient, unit fraction

γ – предельный градиент начала фильтрации, Па/м

γ – limiting gradient at the beginning of filtration, Pa/m

ΔP – ожидаемая депрессия на пласт при освоении скважины, Па

ΔP – expected pressure drawdown during well development, Pa

ΔQ – перетоки в соседний пропласток, м3/с

ΔQ – crossflow to the adjacent interlayer, m3/s

δ – эмпирический коэффициент, безразмерная величина

δ – empirical coefficient, dimensionless value

Θ – краевой угол смачивания при средней рабочей температуре

Θ – interfacial angle at mean operating temperature

μ – динамическая (для ньютоновской реологии) или пластическая (для ВПЖ) вязкость при средней рабочей температуре, Па.с

μ – dynamic (for Newtonian rheology) or plastic (for VPF) viscosity at mean operating temperature, Pa.s

σ – межфазное натяжение на границе фильтрат–флюид при средней рабочей температуре, Н/м

σ – inter-phase tension at the filtrate-fluid border at mean operating temperature, N/m

τ0 – динамическое напряжение сдвига при средней рабочей температуре, Па/м

τ0 – dynamic shear stress at mean operating temperature, Pa/m

φ – концентрация наполнителя, кг/м3

φ – filler concentration, kg/m3

a – коэффициент пропорциональности, м(n+1)/(Па.сn)

a – proportionality coefficient, m(n+1)/(Pa.sn)

C – эмпирическая постоянная, кг–1.м–β

C – empirical constant, kg–1.m–β

D – среднестатистический диаметр частиц скелета пропластка, мм

D – statistically average diameter of interlayer skeleton particles, mm

d – среднестатистический диаметр частиц наполнителя, мм

d – statistically average diameter of filler particles, mm

H – высота, м

H – height, m

h – мощность

h – thickness

K – коэффициент консистенции, Па.сn

K – consistency index, Pa.sn

k – абсолютная проницаемость, мкм2

k – absolute permeability, µm2

m – пористость, д. ед.

m – porosity, unit fr.

n – показатель степени (индекс течения), безразмерная величина

n – power index (flow behavior index), dimensionless value

P – давление

P – pressure

Q – расход блок-состава, м3/с

Q – blocking solution consumption, m3/s

R – радиус

R – radius

r – радиус проникновения блок-раствора, м

r – blocking solution penetration radius, m

Sв.ост – остаточная водонасыщенность

Sв.ост – residual water saturation

S – скин-фактор, безразмерная величина

S – skin factor, dimensionless value

s – условная граница ПЗП, м

s – assumed border of WBZ, m

t – время

t – time

Д – диаметр порового канала (20)

Д – pore channel diameter (20)

O – отношение продуктивностей

O – productivity ratio

Индексы

Indices

0 – начальный

0 – initial

i – номер пропластка

i – interlayer number

N – количество моделируемых пропластков

N – number of modelled interlayers

v – вертикальное направление

v – vertical direction

в.п – восстановление проницаемости

в.п – permeability recovery

зак – закачка

зак – injection

К – условный контур питания

К – assumed external reservoir boundary

пл – пластовой

пл – formation

пр – приведенный

пр – equivalent

скв – скважина

скв – well

эф – эффективный

эф – efficient

Таблица 1. Исходные данныеTable 1. Input data

Таблица 2. Параметры процесса блокирования пластаTable 2. Formation blocking process parameters

Таблица 3. Распределение ОП по пластуTable 3. PR distribution over the formation

Низкое содержание влаги – необходимое условие безаварийной эксплуатации трубопроводов. Вода попадает во внутреннюю полость труб, в частности в процессе испытаний после строительства или ремонта. В случае гидравлических тестов она частично остается после слива, в случае пневматических – конденсируется из нагнетаемого в трубопровод воздуха при высоком давлении.

Обычно остатки воды удаляют путем многократной прогонки поршней, однако полностью осушить трубопровод таким образом не удается. Кроме того, при сложной форме трубопроводов и наличии разветвлений, что характерно для газовых промыслов или обвязок компрессорных цехов, прогонка поршней невозможна и необходимо применять другие методы осушки.

Для удаления из трубопроводов оставшейся после прогонки поршней влаги, как правило, их продувают осушенным воздухом [1]. Однако в последние 10–15 лет в нашей стране и за рубежом стала постепенно внедряться новая технология: воду удаляют путем вакуумной откачки.

Цель настоящей работы – представить методику оценки рациональности применения того или иного метода осушки трубопроводов для заданных условий и ознакомить заинтересованных специалистов с соответствующим оборудованием и опытом его эксплуатации.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ВАКУУМИРОВАНИЕМ И ПРОДУВКОЙ

При продувке трубопровода скорость уноса воды Q определяется через отношение ее содержания в воздухе, подаваемом в трубопровод и выходящем из него:

Q = (ex - in).S,        (1)

где in и ex – плотность паров воды во входящем и выходящем воздухе соответственно; S – объемная производительность установки осушенного воздуха. Если значительная часть поверхности трубы влажная, температура выходящего воздуха будет близка к температуре грунта, а влажность – к 100 % (парциальное давление H2O будет соответствовать давлению ее насыщенного пара при заданной температуре). Поскольку к воздуху для продувки трубопроводов предъявляются жесткие требования (согласно [1] точка росы не должна превышать –20 ºС), вычитаемым в скобках формулы (1) можно пренебречь:

Q = ex.S. (2)

Аналогичное соотношение справедливо для расчета скорости удаления воды путем вакуумирования, когда отсутствует входящий поток воздуха в трубопровод.

Отсюда очевидно, что при одинаковой объемной производительности вакуумной установки и установки по производству осушенного воздуха можно ожидать близкие результаты в отношении скорости осушения труб. В этой связи при оценке рациональности использования данных методов в первую очередь следует учитывать экономические показатели: стоимость производства единицы объема осушенного воздуха и вакуума (под «производством вакуума» подразумевается извлечение единицы объема паровоздушной смеси из сосуда с низким давлением в атмосферу).

В [2] показано, что вне зависимости от давления в трубопроводе величина механической работы, которую необходимо затратить на извлечение 1 м3 паровоздушной смеси из вакуумируемого газопровода в атмосферу, существенно меньше (в 10 и более раз) величины работы сжатия такого же количества воздуха до давления 0,7 МПа (7 бар) для его осушения. Это обстоятельство – весомый аргумент в пользу вакуумирования по сравнению с традиционным методом осушения трубопроводов продувкой сухим воздухом.

Высокая энергетическая эффективность технологии вакуумирования позволяет создавать производительные компактные установки с низкой мощностью привода. К числу достоинств этого метода следует также отнести простоту и технологичность.

Продувка сухим воздухом эффективна в тех случаях, когда обводнена значительная часть поверхности трубы – достаточная площадь, чтобы воздух выходил из газопровода с близкой к 100 % влажностью. В противном случае плотность паров воды в выдуваемом воздухе уменьшается и согласно (1) падает скорость осушения. Поэтому, используя технологию продувки сухим воздухом, трудно извлечь воду из локальных скоплений – для полного высыхания глубоких «луж» с небольшой площадью поверхности требуется продолжительное время. Согласно [1] снижение точки росы в выдуваемом воздухе не следует рассматривать как надежный критерий завершения работ. Удовлетворительным показателем можно считать низкое значение точки росы выдуваемого воздуха только при возобновлении продувки после длительного перерыва.

В отличие от описанного способа метод вакуумирования позволяет эффективно удалять влагу из мест ее локального скопления, на которых фокусируется вся мощность вакуумной установки после высыхания основной поверхности трубопровода. Для этого необходимо обеспечить подвод тепла к соответствующим участкам, чтобы компенсировать обусловленное испарением воды понижение температуры поверхности. Обычно подвод тепла несложно реализовать ввиду хорошей теплопроводности грунта и материала труб. Однако в некоторых случаях, например для труб с теплоизоляцией, проложенных по мерзлым грунтам, подача тепла может быть затруднена.

Технология вакуумирования имеет ясный и простой критерий завершения работ – достижение давления в газопроводе 100 Па (1 мбар), при котором вода не может находиться в конденсированной фазе при температуре выше –20 ºС.

Несмотря на перечисленные преимущества вакуумирования, в некоторых случаях рационально проводить осушение трубопроводов путем продувки воздухом. Ранее был отмечен главный недостаток продувки – ресурсоемкость производства больших объемов осушенного воздуха. Однако в зимний период, когда температура воздуха существенно ниже нуля, его влажность понижается достаточно для того, чтобы воздух можно было использовать для продувки после предварительного подогревания в целях предотвращения выхолаживания труб. Действительно, точка росы атмосферного воздуха априори не может быть выше его фактической температуры (эти параметры сравниваются при влажности 100 %). Таким образом, если не строго соблюдать требование [1] в отношении точки росы вдуваемого в трубопровод воздуха (–20 ºС), согласно формуле (1) можно добиться хорошей скорости осушения и при несколько более высокой плотности паров H2O в подаваемом воздухе: главное, чтобы плотность была существенно ниже соответствующей величины в выходящем потоке. Другими словами, осушение продувкой рационально проводить в тех случаях, когда точка росы вдуваемого воздуха ниже температуры трубы. Если это условие не соблюдается, влага будет конденсироваться на стенках трубопровода. Поскольку даже при существенно отрицательных температурах воздуха грунт, как правило, не промерзает на глубину укладки газопроводов, при положительной или нулевой температуре трубы для ее осушения можно использовать подогретый воздух с точкой росы –10 ºС или ниже.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОСУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Воздуходувка подогретого воздуха

В перспективе использования окружающего воздуха в зимний период для осушения газопроводов в ООО «НПО «Газтехномаш» в 2018 г. был разработан и сконструирован опытный образец воздуходувки подогретого воздуха (рис. 1). Установка на 97 % состоит из комплектующих отечественного производства. Ее основные агрегаты – высоконапорный вентилятор производства ЗАО «Вентиляторный ЗАВОД «КОМВЕН» (Белоусово) и газопоршневой двигатель «КАМАЗ» производства ПАО «КАМАЗ» (Набережные Челны), соединенные через эластичную муфту. Напор вентилятора позволяет эффективно продувать до 20 км магистрального газопровода диаметром 1400 мм. Для подогрева выходящего воздуха используется теплообменник, через который проходят выхлопные газы двигателя. Напор и температуру подаваемого воздуха можно регулировать как изменением оборотов двигателя, так и воздушными клапанами (рециркуляционным и находящемся на выходе установки). Благодаря теплообменнику «воздух – выхлопные газы» в воздуходувке используется практически 100 % энергии (за вычетом неизбежных тепловых потерь), выделяющейся при сгорании топливного газа для нагревания выходящего воздушного потока. Максимальная тепловая мощность установки составляет 300 кВт, благодаря чему она может использоваться не только по прямому назначению (для продувки и осушения газопроводов), но и как эффективное средство воздушного обогрева. Ее основные технические характеристики представлены в табл. 1.

Вакуумные установки

Внедрением технологии осушения трубопроводов методом вакуумирования ООО «НПО «Газтехномаш» занимается с 2013 г. За это время накоплен значительный опыт конструирования и эксплуатации вакуумных установок.

В конце 2013 г. были спроектированы и изготовлены две установки первого поколения (рис. 2). Они выполнены по двухступенчатой схеме, каждая состоит их четырех пар насосов. Предварительное сжатие паровоздушной смеси осуществляется насосом Рутса, а финальное сжатие и выхлоп в атмосферу – форвакуумным роторно-пластинчатым насосом. Двухступенчатая схема позволяет в несколько раз повысить производительность установки по сравнению с производительностью форвакуумных насосов и понизить минимально достижимое остаточное давление до значения ниже 100 Па (1 мбар).

Созданные в 2018 г. установки второго поколения (рис. 3) имеют некоторые конструктивные отличия.

Блочно-модульное исполнение. В аппаратах первого поколения насосы открыто размещали на раме.

Наличие циклонного сепаратора на входе (перед насосом Рутса) для очистки потока от твердых частиц повышает надежность и долговечность насосов.

Увеличение эффективности установки за счет снижения температуры и повышения плотности среды перед форвакуумным насосом с помощью теплообменника – охладителя потока, находящегося между двумя насосами. Увеличение производительности форвакуумного насоса позволяет, в свою очередь, заметно увеличить производительность насоса Рутса и установки в целом.

Исполнение Aqua форвакуумного насоса обеспечивает возможность откачки паровоздушной смеси с содержанием водяных паров до 100 %, что достигается за счет повышенной (близкой к 100 ºС) рабочей температуры.

Установка второго поколения легко разбирается на две части – модули форвакуумного насоса и насоса Рутса, каждая из которых может транспортироваться вертолетом типа «Ми-8». В комплект поставки входит электростанция собственных нужд с отечественным газовым двигателем мощностью 50 кВт.

Во всех типах вакуумных установок привод насосов Рутса выполнен с помощью преобразователей частоты, что позволяет регулировать скорость вращения насосов. Необходимость такой регулировки связана с ограничениями на величину как максимально допустимого перепада давления на входе и выходе насосов Рутса, так и степени сжатия (отношения абсолютного давления на выходе и входе) в диапазоне «среднего вакуума» 0,6–2,5 кПа (6–25 мбар). Последнее ограничение особенно важно, поскольку превышение допустимой степени сжатия может привести к перегреванию и заклиниванию насосов.

Сконструированная на основе промышленного контроллера система управления для каждого режима работы (давления на входе) вычисляет допустимую скорость вращения насоса Рутса с учетом изложенных выше ограничений. В реальности производительность вакуумных установок сильно зависит от входного давления. При абсолютном давлении на входе, лежащем в диапазоне 30–100 кПа (0,3–1 бар), насос Рутса не включается, поскольку перепад давления, который он может создать, 5–7 кПа (50–70 мбар), относительно невелик по сравнению с входным давлением и его эффективность минимальна. В этом диапазоне параметров производительность вакуумных установок определяется производительностью форва-куумных насосов. В дальнейшем по мере откачки возрастает скорость вращения насосов Рутса и, соответственно, увеличивается производительность установки в целом. Эффективность осушения определяется в первую очередь производительностью установки при низких давлениях, 0,6–1 кПа (6–10 мбар) (см. далее). При таком давлении, близком к давлению насыщенного пара воды, при температуре трубопровода (грунта) в диапазоне 0–7 ºC [3] испаряется основное ее количество. В данном диапазоне давлений производительность двухступенчатых вакуумных систем макси-мальна.

Технические характеристики вакуумных установок представлены в табл. 2.

С точки зрения их практического использования важно оценить время, затрачиваемое на откачку участка трубопровода в зависимости от его объема и количества оставшейся влаги. Процедуру вакуумирования можно условно разделить на три этапа [2].

На первом этапе происходит снижение давления в осушаемом газопроводе и удаление из него воздуха. Здесь парциальное давление паров воды поддерживается постоянным за счет ее испарения, а давление воздуха уменьшается по экспоненциальному закону:

p = pa.exp + pH2O,               (3)

где p и pa – давление в трубопроводе и атмосферное давление соответственно; V* и V – откачанный установкой объем паровоздушной смеси и объем газопровода соответственно; pH2O – парциальное давление насыщенных паров воды при температуре трубопровода (грунта). При этом откачанный вакуумной установкой объем при ее переменной производительности определяется по соотношению:

V* = ∫ S(t)dt,           (4)

где t – время от начала вакуумирования.

Первый этап можно считать завершенным после откачки шести объемов трубопровода. Далее согласно (3) давление воздуха снизится в exp(6)  400 раз до значения 250 Па (2,5 мбар).

Второй этап вакуумирования характеризуется продолжительным плато на графике зависимости давления в газопроводе от времени: здесь удаляются практически чистые пары воды. Поскольку водяной пар находится в динамическом равновесии с жидкой или твердой фазами, давление в трубопроводе остается постоянным до завершения процесса испарения и в хорошем приближении описывается известной зависимостью давления насыщенного пара H2O от температуры [3]. Продолжительность второго этапа зависит от количества влаги в трубопроводе. Согласно [1] нормативный остаток влаги в трубопроводах после предварительного ее удаления поршнями составляет 0,43 кг / м для газопроводов диаметром 1400 мм и 0,30 кг / м – для газопроводов диаметром 1000 мм. Для удаления такого количества влаги при температуре 3 ºС и плотности водяных паров 5,9 г / м3 потребуется откачать 46,5 объема трубопровода диаметром 1400 мм и 65 объемов трубопровода диаметром 1000 мм. Масштабность работы на этом этапе обусловливает жесткие требования к производительности в диапазоне давлений 0,6–1 кПа (6–10 мбар), которую могут обеспечить двухступенчатые вакуумные установки (производительность при более высоких давлениях не столь важна и может быть меньше).

После завершения второго этапа конденсированные фазы воды в трубопроводе отсутствуют и должно наблюдаться достаточно быстрое (по экспоненциальному закону) падение давления до величины 0,1 кПа (1 мбар), при котором вакуумирование можно считать завершенным, – третий этап. Теоретически для достижения давления 0,1 кПа (1 мбар) достаточно откачать порядка двух объемов газопровода (снижение давления в exp(2)  7,4 раза). Однако на практике граница между вторым и третьим этапом часто бывает размытой, а сам третий этап может затянуться по времени.

ОПЫТ ОСУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

На сегодняшний день накоплен значительный опыт осушения трубопроводов с помощью ва-куумных установок, разработанных в ООО «НПО «Газтехномаш». К сожалению, опыт эксплуатации описанной выше воздуходувки отсутствует, поскольку в зимний сезон 2018 / 2019 гг. она не использовалась.

Первый раз вакуумные установки (первого поколения) применили в 2014 г. после гидроиспытаний третьей нитки газопровода Средняя Азия – Китай. С их помощью за 2 мес. было осушено около 220 км газопровода диаметром 1000 мм. Процесс проводили постадийно на участках протяженностью 20–25 км. В результате вакуумирования в трубопроводе было достигнуто целевое давление 0,1 кПа (1 мбар).

Климатические условия Средней Азии выявили слабые места установок первого поколения: открытое (без корпуса) исполнение и отсутствие фильтров или сепараторов твердых частиц на входе, в результате чего после окончания работ требовалась трудоемкая наружная и внутренняя чистка насосов и электрошкафов.

После вакуумирования участки газопровода заполняли сухим азотом. На этом этапе было обнаружено интересное явление – конденсация влаги на противоположном от напуска азота конце трубы. Причина заключается в том, что оставшиеся после вакуумирования в трубопроводе пары воды сжимаются, как поршнем, поступающим азотом, почти не смешиваясь с ним, в результате чего по мере роста давления образуется жидкая фаза. Для предотвращения этого явления на завершающем этапе вакуумирования при снижении давления в газопроводе ниже величины давления насыщенного пара воды при работающей вакуумной установке в трубы напускали воздух для удаления оставшегося водяного пара. После прекращения напуска давление снижали до 0,1 кПа (1 мбар).

После завершения работ в Средней Азии одну из установок первого поколения использовали осенью 2014 г. для осушения 18‑километрового участка газопровода диаметром 1420 мм вблизи гор. поселения Агириш (Западная Сибирь). Здесь объем влаги в трубопроводе был значительным. После 5 сут вакуумирования давление снизилось до 0,8 кПа (8 мбар) и в течение последующих 9 сут не опускалось ниже 0,72 кПа (7,2 мбар). В результате из трубопровода было удалено около 9 тыс. кг (9 т) воды, но целевое давление 0,1 кПа (1 мбар) так и не было достигнуто. Интересно отметить, что вакуумирование проводили при отрицательных температурах воздуха и на всей внутренней поверхности 12‑метровой трубы диаметром 300 мм, которой была подсоединена установка к газопроводу, образовалась наледь толщиной 20–25 мм.

Установку второго поколения использовали для вакуумирования обвязки компрессорного цеха головной компрессорной станции «Ужгородская» (ООО «Газпром трансгаз Югорск») в декабре 2018 г., а также для осушения участка магистрального газопровода Уренгой – Центр диаметром 1420 мм и протяженностью 27,9 км в июле 2019 г. Воду с последнего участка удаляли при низкой (близкой к 0 ºС и местами отрицательной) температуре грунта. Охлаждение трубы и прилегающего грунта произошло в результате стравливания воздуха из газопровода после завершения пневмоиспытаний. При дальнейшем удалении влаги поршнями на выходе появлялась смесь воды со льдом. По прошествии 7 сут и 6 ч после начала вакуумирования давление в газопроводе опустилось до 0,61 кПа (6,1 мбар) (давление насыщенных паров воды при температуре 0 ºС), далее практически не менялось в течение 44 ч, после чего опускалось достаточно медленно, со скоростью около 150–200 Па / сут (1,5–2 мбар / сут). Вероятно, низкая скорость падения давления в газопроводе обусловлена тем, что по мере испарения воды в основной части трубы в некоторых местах она остается в виде наледи. Ввиду малых размеров данных участков скорость возгонки льда ограничивается скоростью подвода к ним теплоты, которая, в свою очередь, лимитируется теплопроводностью грунта. При испарении (возгонке) воды или льда на ограниченных участках возможно их охлаждение на несколько градусов, что отражается в снижении давления насыщенных паров.

1.             ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ». СТО 2-3.5-354-2009. Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

2.             Устинов Е.В. Создание и опыт использования высокопроизводительных вакуумных систем для осушения трубопроводов // Химическая техника. 2016. № 10. С. 24–26.

3.             Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972.

References

(1)           OAO Gazprom, OOO Gazprom VNIIGAZ. Company standard STO 2-3.5-354-2009. Procedure for testing main gas pipelines in various natural climatic conditions. [Access restricted]. (In Russian)

(2)           Ustinov EV. Creation and experience of using high-performance vacuum systems for pipeline drying. Chemical Engineering = Khimicheskaya tekhnika. 2016; (10): 24–26. (In Russian)

(3)           Vargaftik NB. Handbook of Thermophysical Properties of Gases and Liquids. Moscow: Nauka; 1972. (In Russian)

Таблица 1. Основные технические характеристики воздуходувкиTable 1. Key specifications of the blower

Таблица 2. Основные технические характеристики вакуумных установокTable 2. Key specifications of vacuum units

ЦЕЛИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ «ИНЕРТНЫХ» ГАЗОВ / ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

При консервации магистральных газопроводов решаются две основные задачи.

Во-первых, необходимо обеспечить в полости труб предотвращающую развитие коррозии среду. Для сохранения достигнутой в процессе осушки низкой влажности устанавливаются ограничения по влагосодержанию используемого для заполнения газа, поскольку снижение относительной влажности ниже критической величины резко уменьшает скорость коррозии сталей [1]. Эта задача остается актуальной и для современных объектов, построенных из труб с внутренним покрытием, ввиду того, что их кольцевые стыковые сварные соединения остаются незащищенными.

Во-вторых, должна быть реализована возможность периодического мониторинга состояния среды в полости законсервированного газопровода. Для этого необходимо регулярно проводить пробоотбор, анализировать состав среды, измерять ее давление и влагосодержание с точностью, достаточной для достоверной фиксации отклонений, обусловленных наличием утечки или попаданием источника влаги в полость газопровода. При этом следует учитывать колебания давления, вызванные сезонными изменениями температуры грунта на глубине заложения труб.

Не менее важно принять необходимые меры для предотвращения образования взрывоопасных газовых смесей при подаче природного газа во время перевода газопровода из стадии консервации в эксплуатацию.

ВЫБОР ИНЕРТНОЙ СРЕДЫ

В качестве среды при консервации магистральных газопроводов, как правило, используют азот либо углекислый газ по следующим причинам:

– они обладают достаточной в контексте поставленной задачи химической инертностью;

– эти продукты доступны и недороги.

При этом использование азота предпочтительно, поскольку углекислый газ:

– способен реагировать с бóль-шим количеством веществ;

– растворим в воде;

– способствует развитию коррозии в присутствии влаги;

– при резком падении давления конденсируется с образованием нестабильной при нормальных условиях твердой фазы – «сухого льда».

Кроме того, выбросы CO2 в атмосферу вредят экологии.

В связи с вышеизложенным, а также ввиду высокого содержания азота в воздухе, именно этот газ чаще всего используют в нефтяной и газовой промышленности для создания инертной среды.

Существует три основные технологии получения азота: адсорбционное, криогенное и мембранное воздухоразделение. Последняя имеет преимущественное применение в нефтегазовой отрасли с тех пор, как в 1970‑е гг. Dow Chemical Company (США) внедрила способ производства азота при помощи газоразделительных мембранных фильтров [2], который позволяет получить азот в необходимом количестве с приемлемой для указанных целей чистотой и влагосодержанием при невысокой себестоимости продукта. В случаях, когда требуются относительно небольшие объемы азота, на труднодоступных для транспортировки азотных станций объектах применяется сжатый или сжиженный N2 [3].

В рамках выполнения предпусковых операций на магистральных газопроводах азот используют для предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси и развития коррозии в полости газопроводов, подготовленных, но еще не введенных в эксплуатацию [4].

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРО- И ВЗРЫВОБЕЗОПАСНОСТИ

Взрывоопасная смесь может образоваться при взаимном вытеснении воздуха и содержащих углеводороды газов в процессе первоначального заполнения трубопроводов целевым продуктом, его удаления перед проведением ремонта или выводом трубопровода из эксплуатации.

Поскольку содержание метана доминирует в природных газах, в достаточном приближении поведение углеводородной смеси можно моделировать с использованием свойств CH4. В практике эксплуатации магистральных газопроводов наиболее часто оперируют нижним и верхним концентрационными пределами распространения пламени (взрываемости), что составляет 4,4 и 17 об. % метана в воздухе соответственно [5]. Однако при варьировании содержания компонентов смеси метан–кислород–азот координаты пределов взрываемости изменяются. Выделенная на диаграмме (рис. 1) красным цветом область соответствует такому соотношению компонентов, при котором смесь взрывоопасна и может воспламениться при наличии искры или иного источника огня. Процесс горения газовой смеси протекает послойно: воспламенение первой порции газа влечет за собой поджигание следующего слоя и далее до сгорания смеси во всем объеме.

При первоначальном заполнении природным газом воздух из газопроводов вытесняется либо прямым контактом, либо с помощью внутритрубных разделительных поршней.

В первом случае в целях экономии азота часто создают только азотную пробку определенной протяженности, которая отделяет удаляемый из газопровода воздух от поступающего природного газа [8]. Такой способ допустим, если заполнение газом непосредственно следует за осушкой полости га-зопровода, а азот и природный газ подаются с достаточно большим расходом, минимизирующим их смешение по краям пробки.

Использование дисковых внутритрубных поршней может быть неэффективно ввиду неравномерности движения поршня из‑за отсутствия перед ним противодавления при вытеснении воздуха из газопровода.

Согласно требованиям [7] используемая при продувке газопроводов инертная смесь должна содержать не более 10 об. % кислорода, что позволит обеспечить в трубопроводе состав среды, лежащий в расположенном справа от прямой «Метан + инертная смесь (N2 / O2 = 90 / 10)» поле (рис. 1). Однако следует учитывать, что при объемных концентрациях, соответствующих НКПВ метана, данная прямая соприкасается с взрывоопасной областью. Принимая во внимание неизбежную погрешность измерения концентрации газоанализаторами и возможную нестабильность подачи инертного газа, можно с высокой вероятностью допустить образование взрывоопасной смеси в полости трубопровода. Некоторую неопределенность в положение пределов воспламеняемости вносит и отличие НКПВ других компонентов природного газа (этана, пропана, бутана) от предела воспламеняемости метана. Учитывая вышеизложенное, требования к содержанию азота в инертной смеси целесообразно установить с запасом по сравнению с теоретическими значениями.

Поскольку инертная среда используется не только для предотвращения угрозы неконтролируемого воспламенения газа, но и для предотвращения коррозии труб, необходимо минимизировать содержание в ней кислорода – инициатора коррозионных процессов.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ КОНСЕРВАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ

Участок газопровода заполняют азотом, как правило, непосредственно после осушки его полости. Если влагу удалили путем продувки осушенным азотом изначально или использовали N2 на завершающей стадии [9], задача сводится к подтверждению соответствия объемной концентрации и влагосодержания азота нормативным требованиям и последующему повышению давления.

При взаимном вытеснении газов происходят газодинамические процессы, которые необходимо учитывать при разработке соответствующей технологии. На рис. 2 схематично изображены зоны контакта азота и воздуха при различных условиях (реальная форма распределения потоков из‑за разности плотностей выглядит сложнее). Предположим, что в первоначальный момент времени азот и воздух отделены друг от друга и неподвижны (рис. 2 а). Из-за разности плотностей (у воздуха плотность выше, чем у азота) более тяжелый газ будет затекать под более легкий со скоростью V (м / с), которую можно рассчитать по эмпирическому соотношению [10]:

,               (1)

где d – внутренний диаметр газопровода, м; N2 – плотность азота, кг / м3; возд – плотность воздуха, кг / м3; g – ускорение свободного падения, 9,81 м / с2; числовой коэффициент 0,46 зависит от геометрии сечения трубопровода.

Если вытесняемый и вытесняющий газы находятся в движении, на затекание накладывается процесс их смешения (рис. 2 б, в), причем профиль скоростей по сечению при ламинарном режиме течения имеет более вытянутую форму, чем при турбулентном, что способствует гравитационному разделению потоков и повышает степень смесеобразования. Известно, что при прочих равных условиях режим движения газа определяет скорость его потока: ламинарный – при низких скоростях, турбулентный – при высоких. Поэтому скорость вытеснения воздуха должна быть выше некой граничной величины, соответствующей переходу от турбулентного к ламинарному режиму, поскольку при турбулентном течении газы смешиваются в меньших объемах. В работе [10] определена минимально необходимая скорость вытеснения Vmin (м / с):

.               (2)

При этом скорость потока должна быть такова, чтобы число Рейнольдса составляло больше 2,5 тыс.

В процессе вытеснения воздуха азотом из‑за турбулентной диффузии и гравитационного перемешивания в месте контакта газов всегда образуется их смесь в объеме, прямо пропорциональном продолжительности вытеснения и расстоянию перемещения зоны контакта. На рис. 3 схематично изображено распределение концентрации смеси азота и воздуха при движении газов вдоль трубопровода. Длина области, в которой существует смесь, зависит от скорости потока; ее можно регулировать путем изменения скорости вытеснения воздуха азотом. Распределение концентрации одного из компонентов по длине трубопровода описывается зависимостью [10]:

, (3)

где De – коэффициент продольного турбулентного перемешивания газов, м2 / с; t – продолжительность продувки, с; x – расстояние от начала сечения, где начинает двигаться смесь, м; erfc – дополнительная функция ошибок, определяемая через интеграл вероятности:

.               (4).

Уравнение (3) достаточно сложное для анализа, однако его можно упростить. Значение выражения Dе/x.Vmin пренебрежимо мало для любых значений x, за исключением начального участка трубопровода, что позволяет с допустимым приближением не учитывать второе слагаемое в правой части (3). Тогда из уравнения (3) можно получить соотношение между x и t, для которого концентрация остается постоянной величиной:

= ± const.               (5)

Константа в (5) (двойной аргумент функции erfc) – положительное число; знак перед ней зависит от координаты рассматриваемого сечения: «минус» используется для сечений, лежащих до начала смесеобразования (x < t.Vmin), где объемная концентрация выше 0,5; «плюс» – для сечений после начала смесеобразования (x > t.Vmin). Тогда функция распределения концентрации вдоль потока газа имеет следующий вид:

x = t.Vmin ± const.. (6)

Если обозначить символами A1 и A2 константы – концентрации кислорода в смеси, равные НКПВ и ВКПВ соответственно, длину зоны взрывоопасной смеси Lсмеш (м), концентрация кислорода в которой будет находиться в пределах от НКПВ до ВКПВ, можно оценить по формуле [10]:

Lсмеш = x2 ‑ x1 =

= (t.Vmin + A2.) –

– (t.Vmin + A1.) =

= (A2 ‑ A1)..            (7)

Очевидно, что объем взрывоопасной смеси растет пропорционально квадратному корню из времени вытеснения.

В отечественной практике выполнения предпусковых операций для определения минимальной продолжительности (с) заполнения участка газопровода азотом до избыточного давления 0,02 МПа применяют эмпирическое соотношение:

,               (8)

где Vтр – внутренний объем участка трубопровода, м3; QN2 – производительность азотной установки при нормальных условиях, м3 / с; TN2 и Tтр – температура азота на выходе из азотной установки и на глубине заложения трубопровода соответственно, К. Следует подчеркнуть, что при оценке продолжительности заполнения по (8) учитываются наличие возможных организационно-технологических перерывов в работе и необходимое для вытеснения смеси время, величина которого существенно зависит от профиля трассы газопровода, его протяженности и геометрической конфигурации, а также производительности источника азота, что на практике приводит к необходимости дополнительной двукратной продувки участка газопровода.

В целях предотвращения смешивания газов перед заполнением трубопровода азотом его полость может быть вакуумирована до достижения определенного остаточного давления. Продолжительность вакуумирования вак (с) определяется по формуле:

,               (9)

где Qвак – производительность вакуумной установки, м3 / c; p0 – минимальное давление откачки вакуумной установки, МПа; pост – остаточное давление, МПа.

НОРМАТИВНЫЕ АСПЕКТЫ КОНСЕРВАЦИИ

Основной критерий надежности и работоспособности газопровода – успешное прохождение испытаний на прочность. В связи с этим в основе регламентированных в нормативных документах требований лежит допущение возможности не проводить повторные испытания газопровода в течение определенного промежутка времени. Например, согласно [11, п. 1.4.12]: «Трубопровод, принятый, но не введенный в эксплуатацию в течение 6 мес. после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и герметичность». В то же время в [12, п. 1.20] установлено требование: «Если трубопровод после окончания строительства в течение более 3 мес. не вводится в эксплуатацию, то его необходимо законсервировать». Согласно [13, п. 14.14] «Газопровод, не введенный в эксплуатацию в течение 6 мес. после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность», при этом уточняется, что «… в течение 24 мес. с момента консервации газопровода инертным газом (азотом) допускается не проводить его повторное испытание на прочность и проверку на герметичность» [4, п. 5.20]. На государственном уровне в настоящее время действует норма: «Трубопровод, не введенный в эксплуатацию в течение 6 мес. после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность» [14, п. 19.5.16].

В то же время техническая интерпретация понятия «консервация газопровода» в нормативной литературе до настоящего времени не сформулирована. В некоторой степени этот термин раскрывается в [15, п. 28.6]: «Если после окончания строительства в течение длительного времени (более 3 мес.) не начинается эксплуатация объекта, то должна производиться консервация трубопроводов. Консервация осуществляется по участкам между закрытыми линейными кранами. Консервация заключается в подключении к трубопроводу ЭХЗ, в заполнении полости трубопровода сухим газом, поднятии его давления до уровня не ниже 1,2 МПа и выдержки под этим давлением до момента начала эксплуатации объекта. В течение консервационного периода должно контролироваться давление газа в трубопроводе с целью определения его герметичности». Данный подход неприменим по отношению к магистральным газопроводам, поскольку именно невозможность подачи природного газа по техническим или конъюнктурным соображениям – основная причина его консервации.

В [16, ст. 8] указано, что консервация опасного производственного объекта должна осуществляться согласно требованиям документации, разработанной в установленном [16] порядке с учетом законодательства о градостроительной деятельности. Документация на консервацию опасного производственного объекта подлежит экспертизе промышленной безопасности. Согласно [17, ст. 52 п. 4] «При необходимости прекращения работ или их приостановления более чем на 6 мес. застройщик или технический заказчик должен обеспечить консервацию объекта капитального строительства». Консервация объектов незавершенного строительства осуществляется в порядке, установленном [18], согласно которому в состав технической документации должны входить расчетные и текстовые материалы, необходимые для организации и проведения работ.

ВЫВОДЫ

В зависимости от предполагаемых сроков ввода объекта в эксплуатацию параметры и технология проведения консервации магистрального газопровода должны различаться. Величину давления, до которого целесообразно заполнять трубопровод на период консервации, очевидно, следует определять на основании совокупности факторов, в том числе продолжительности планируемой консервации и условий прохождения трассы магистрального газопровода.

Особое внимание при разработке нормативных положений в отношении консервации необходимо уделить процессу мониторинга выведенного из эксплуатации газопровода. При этом существенный технологический аспект – это разработка мероприятий по обеспечению удовлетворительного технического состояния трубопровода и алгоритма выполнения корректирующих действий, направленных на восстановление его исходного состояния.

На основании вышеизложенного представляется актуальной разработка нормативных документов, регламентирующих проведение консервации магистральных газопроводов с применением азота, которые должны включать:

– требования к составу инертной смеси и источникам получения азота;

– технологию заполнения газопроводов инертной смесью;

– правила мониторинга газопровода, находящегося в состоянии консервации;

– алгоритм корректирующих действий в случае выявления отклонений от нормативных параметров.

Вопросы, связанные с энергосбережением в ПАО «Газпром», регламентированы в [1], где предложено порядка 20 энергосберегающих мероприятий, реализуемых при транспортировке газа, 11 – при добыче, 8 – при переработке, 14 – при его подземном хранении и несколько десятков – при других видах деятельности. Планирование этих мероприятий осуществляется путем формирования программы [2], которая переиздается каждые 3 г. Документы [1, 2] распределяют обязанности при проведении работ по энергосбережению, определяют основные направления развития на отдаленную перспективу и планы на ближайшие годы, предусматривают контроль за выполнением энергосберегающих мероприятий в ПАО «Газпром». В соответствии с [3] функции контролирующего органа возложены на ООО «Газпром газнадзор».

В данной статье приведены примеры скрытых резервов газосбережения, рекомендации по использованию которых были предложены специалистами ООО «Газпром газнадзор» при проверках на газотранспортных предприятиях ПАО «Газпром».

ТОЧКА ОТБОРА ТОПЛИВНОГО ГАЗА ДЛЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ В КОМПРЕССОРНОМ ЦЕХУ

Для транспортировки газа ПАО «Газпром» используются 254 компрессорные станции (КС) (рис. 1) с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 47,1 тыс. МВт. Поскольку период эксплуатации компрессорных цехов (КЦ) существенно различается, каждый объект требует индивидуального подхода.

Строительство КЦ на объектах ООО «Газпром трансгаз Уфа» проходило в период 1979–1982 гг., а их частичная реконструкция и капитальный ремонт технологических трубопроводов – в 2000–2009 гг. В ходе реконструкции были полностью заменены системы подготовки газа КЦ и установлены подогреватели топливного газа.

Схемы разных КЦ отличаются, но всегда имеется четыре точки отбора топливного газа ГПА, которые расположены:

– первая – в узле подключения КС к газопроводу до обводного крана станции (≈ 5,9 МПа, 20 ºС);

– вторая – после установки очистки газа (≈ 5,9 МПа, 20 ºС);

– третья – перед установкой охлаждения газа (≈ 7,1 МПа, 40 ºС);

– четвертая – в узле подключения КС к газопроводу после обводного крана КС (≈ 7,1 МПа, 35 ºС).

Параметры топливного газа для установленных ГПА должны быть следующими: избыточное давление 2,7 МПа, температура не менее 25 ºС. В связи с этим при отсутствии подогревателей топливный газ отбирали в третьей точке, поскольку его температура на 20 ºС выше температуры некомпримированного газа. Вследствие отсутствия соответствующих предписаний в нормативных документах, после реконструкции ситуация не изменилась.

На первый взгляд может показаться, что таким образом осуществляется экономия газа в подогревателях, и с точки зрения эксплуатирующей организации выбор вполне логичен. Однако в 2010 г. специалистами Башкирского управления ООО «Газпром газнадзор» были проведены следующие расчеты.

Расход топливного газа растет пропорционально объему перекачиваемого газа [4]. Следовательно, перерасход в результате отбора топливного газа после сжатия в ГПА B1 составляет:

,               (1)

где Gтг – расход топливного газа; Q – объем перекачиваемого газа.

При отборе газа до сжатия в ГПА его температуру необходимо повысить, объем газа на подогревание B2 равен:

,               (2)

где сpm – теплотворная способность газа; ∆t – температура подогрева топливного газа; – низшая теплотворная способность газа; – коэффициент полезного действия (КПД) подогревателей газа. При расчетах были приняты следующие значения: КПД установленных подогревателей 80–85 %, котлов – 92 %; теплоемкость газа 1,55 кДж / (м3.К); минимальная теплотворная способность газа 33,526 МДж / м3.

Ожидаемую экономию от реализации предложения ∆Bг можно оценить по соотношению:

∆Bг = B1 ‑ B2.         (3)

При расчетах учитывали, что понижение давления компримированного газа (с 7,1 до 2,7 МПа) приводит к большему снижению температуры, чем в случае некомпримированного (с 5,9 до 2,7 МПа), в среднем на величину 5 ºС согласно номограмме интегрального дроссель-эффекта метана [5].

В результате расчетов выяснилось, что отбор газа с входа в КЦ после установок очистки ежегодно позволяет экономить 100–200 тыс. м3 газа в каждом КЦ.

Рекомендация по изменению точки отбора была направлена техническому руководству ООО «Газпром трансгаз Уфа» и выдана эксплуатирующему филиалу. Ее реализация в течение последних нескольких лет позволяет экономить газ в объеме порядка 1 млн м3 / г.

ОЧИСТКА ГАЗА В КЦ

В процессе транспортировки по магистральным газопроводам в природный газ попадают влага, масла и различные механические частицы, которые могут повредить нагнетатели ГПА. Поэтому при поступлении в КЦ (рис. 1) газ проходит систему очистки. В ПАО «Газпром» системы очистки стандартизированы и состоят из циклонных пылеуловителей типа «ГП-144» или «ГП-628», принцип действия которых заключается в использовании инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Эффективность очистки зависит от количества пылеуловителей и ограничена заданным диапазоном скорости потока газа, который определяют с помощью диаграмм производительности (рис. 2).

Согласно диаграмме качество очистки зависит от плотности, давления, температуры и расхода газа, и определить оптимальный диапазон на первый взгляд несложно. Для измерения температуры и давления на пылеуловителях установлены соответствующие приборы, плотность газа определяется путем анализа регулярно отбираемых проб. Однако его расход по приведенным характеристикам нагнетателя можно оценить с большой погрешностью вследствие отсутствия в КЦ узлов учета транспортируемого газа и ввиду наличия межцеховых перемычек. Потенциально это может привести к низкому качеству очистки газа (в случае фактической величины расхода ниже Qmin) или увеличению потерь давления в пылеуловителях и перерасходу топливного газа ГПА (в случае фактической величины расхода выше Qmax).

Специалистами ООО «Газпром газнадзор» было предложено простое и эффективное решение данного вопроса – контроль за уровнем перепада давления в пылеуловителях. В [6, разд. 7.5] регламентируется обязательное наличие датчиков перепада давления на установках очистки газа КЦ и регулярный контроль их показаний.

Для «ГП-144» (рис. 2) при стандартном давлении на входе КЦ перепад давления в пылеуловителях должен составлять 30–45 кПа (рис. 2).

Эффект от оптимизации количества пылеуловителей в одном КЦ можно оценить следующим способом. Предположим, что вместо пяти аппаратов в работе находится четыре. Поскольку потери давления в пылеуловителях пропорциональны квадрату скорости, их непроизводительный рост ∆Pнепр описывается соотношением:

,               (4)

где ∆Pпу – падение давления в системе очистки газа при правильном подборе количества пылеуловителей. Величина ∆Pпу равна 35 кПа, соответственно, ∆Pнепр составит 20 кПа.

Перерасход топливного газа КЦ ∆Qтг можно рассчитать по аналогии с политропной работой сжатия [4]:

,        (5)

где Qтг – расход топливного газа КЦ; P1, P2 – давление на входе и выходе из КЦ соответственно.

При условиях, что КЦ повышает давление газа в среднем с 5,5 до 7,2 МПа, а расход топливного газа в КЦ составляет 70 млн м3 / г., перерасходуется порядка 0,739 млн м3 / г. (1 %).

Наличие работоспособных систем мониторинга давления и своевременный контроль величины его перепада позволят избежать лишних затрат.

ОЧИСТКА ГАЗА НА КРУПНЫХ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ

Газораспределительные станции (ГРС) оборудуются фильтрами и пылеуловителями для предотвращения попадания жидких фракций, которые выделяются в результате ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов, а также при значительном изменении давления на ГРС (снижение с 5,9–7,4 до 0,3–1,2 МПа).

На ГРС, предназначенных для снабжения газом крупных городов и заводов, установлены пылеуловители в количестве 3–6 ед. Их принцип действия основан на центробежном эффекте, а качество очистки зависит от расхода газа. В целях предотвращения накопления пыли и конденсата пылеуловители и фильтры периодически продувают в течение 5–30 с потоком газа в обратном направлении со стравливанием на свечу. Расход на продувку определен в [7], его объем зависит от давления и температуры, диаметра и длины продувочной линии. На один пылеуловитель в среднем ежедневно тратится 60 м3.

Поскольку функция ГРС заключается в понижении, а не повышении давления, его большой перепад в пылеуловителях не снижает эффективность работы (в отличие от КЦ). С учетом этого в 2012–2014 гг. при плановых проверках специалистами ООО «Газпром газнадзор» были даны рекомендации эксплуатирующим лицам по оптимизации количества фильтров, находящихся в работе. Также предписано не продувать резервные фильтры, что позволило не тратить газ на неоправданную продувку десятков пылеуловителей. С 2014 г. данное мероприятие внесено в [8] и позволяет достичь экономии газа 1031,6 тыс. м3 / г.

ВЫВОДЫ

Статья подготовлена в рамках развития концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности основных и вспомогательных производственных процессов, поскольку на сегодняшний день вопросы энергосбережения слабо отражены в нормативных документах и возможности оптимизации не привлекают должного внимания эксплуатационного персонала. Опыт работы специалистов ООО «Газпром газнадзор» позволяет выявить скрытые резервы экономии даже в случае стандартных производственных процессов.

Для оптимизации условий транспортировки нефти и газа при проектировании газотранспортных систем необходимо проводить анализ распределения термодинамических параметров по магистральному трубопроводу и влияния рельефа местности на эти параметры [1].

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА ЧЕРЕЗ ПЛОТНОСТЬ

Традиционно расчет термодинамических параметров транспортируемого газа по магистральному трубопроводу ведется с использованием значения плотности среды [2]:

,               (1)

,               (2)

                (3)

Система уравнений, описывающая распределение давления и температуры газа вдоль трубопровода по источнику, приведена в [3]:

,               (4)

                (5)

Проектные расчеты магистральных газопроводов по общесоюзным нормам [4] базируются на следующих дифференциальных уравнениях:

,               (6)

                (7)

с граничными условиями:

– (x max) = 4 МПа;

– (x max) = 10 °C.

Оказалось, что при моделировании с использованием параметра плотности по формулам (1, 2) рельеф местности, по которой проложен магистральный трубопровод, не влияет на термобарические параметры газа, если перепад высот составляет не более 100 м (рис. 1–3). В расчетах коэффициент теплопередачи варьировали в пределах 0,5–10 с шагом 0,5.

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА ЧЕРЕЗ ВЯЗКОСТЬ

Для оценки достоверности гипотезы влияния перепада высот рельефа местности на термодинамические свойства газа можно выразить плотность через вязкость, что допустимо на основании равенства значений их производных:

,               (8)

.               (9)

Заменив в (1) плотность на вязкость, получаем следующую систему уравнений:

,               (10)

.               (11)

В результате ее решения при тех же граничных условиях было получено распределение скорости и удельной теплоемкости газа по длине магистрального трубопровода (рис. 4, 5). Оказалось, что скорость транспортируемого газа повторяет рельеф. Если аналогичный расчет провести для горизонтального трубопровода, рельеф местности не прослеживается.

На представленных графиках наглядно видна разница результатов моделирования с использованием вязкости и плотности. Влияние коэффициента теплопередачи на параметр скорости показано на рис. 6.

РАСЧЕТ ДВУХФАЗНОГО ТЕЧЕНИЯ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА В ГАЗОПРОВОДЕ

Профиль трассы трубопровода, использованный при моделировании термобарических условий стационарного течения двухфазной смеси газ – газовый конденсат летом [2], представлен на рис. 7. Уравнения стационарного движения фаз в кодах составлены при постоянных значениях их коэффициентов сжимаемости, теплоемкости, Джоуля – Томсона (для газовой фазы) и плотности жидкости:

,               (12)

,               (13)

,               (14)

,               (15)

где qL,W / qG,W – тепловые потери через стенку трубы; qL,i / qG,i – теплообмен между фазами; LL[16,280]vL заменили на LL[Pmid, Tmid]vL согласно [2]. Результаты расчета системы уравнений (12–15) приведены на графиках (рис. 8–10). Оказалось, что рельеф местности не сказывается на скорости газа, отмечается лишь ее незначительная пульсация. При движении конденсата обусловленная рельефом пульсация скорости проявляется сильнее; в горизонтальном трубопроводе этот эффект не прослеживается.

Удельная теплоемкость газа по [4] рассчитывается следующим образом:

                (16)

На ее величину рельеф местности не влияет (рис. 11).

Вязкость газа рассчитывали по уточненной методике [2]:

,               (17)

,               (18)

,               (19)

= 2,4 – 0,2,             (20)

вязкость газовой смеси с конденсатом (рис. 12) – по соотношению [2]:

μG = K.exp[.r],        (21)

а коэффициент Джоуля – Томсона – по уравнению [2]:

.               (22)

Далее сопоставили результаты расчета сжимаемости газа по двум методикам (рис. 14). Первая методика приведена в [2]:

                (23)

вторая – в работе [5]:

zm = 1 - 10-2.(0,76.Tm3 – 9,36.Tm + 13).(7,36 ‑ pm).pm.   (24)

ВЫВОДЫ

Приведенная методика анализа гипотетически предоставляет возможность по требуемым термодинамическим параметрам газа выбрать соответствующий коэффициент теплопередачи.

При расчетах с использованием значения плотности распределения параметров сливаются и рельеф не влияет на состояние газа при транспортировке от одной компрессорной станции до другой. При расчетах через вязкость на всех графиках явно прослеживается влияние рельефа местности. При переходе с горизонтального участка газопровода на наклонный под углом в 30º наблюдается существенное изменение скорости потока конденсата (рис. 15).

Пульсации среды в трубопроводе могут происходить из‑за рельефа местности, перераспределения фаз и при утечках в результате эффекта проталкивания. Размах пульсаций скорости конденсата зависит от угла наклона газопровода. Чем больше угол, тем больше скорость пульсации на границе перехода с горизонтального участка на наклонный.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

List of symbols and suffixes

Условные обозначения

Symbols

α – массовая доля

α – weight fraction

α1 – параметр газа в двухфазной смеси

α1 – gas parameter in two-phase flow

β – параметр газа в двухфазной смеси

β – gas parameter in two-phase flow

γ – параметр газа в двухфазной смеси

γ – gas parameter in two-phase flow

Δ – относительная плотность

Δ – relative density

ζ – параметр газа в двухфазной смеси

ζ – gas parameter in two-phase flow

ζ – коэффициент гидравлического сопротивления

ζ – hydraulic friction coefficient

μ – вязкость

μ – viscosity

ξ – параметр для расчета вязкости газа

ξ – parameter for gas viscosity calculation

ρ – плотность

ρ – density

σ – параметр для расчета вязкости газа

σ – parameter for gas viscosity calculation

cp – коэффициент изобарной удельной

cp – теплоемкости

cp – coefficient of specific heat capacity

cp – at constant pressure

Di – коэффициент Джоуля – Томсона

Di – Joule-Thomson coefficient

D – диаметр трубопровода

D – pipeline diameter

G – массовый расход

G – mass flow rate

g – ускорение свободного падения

g – gravity acceleration

H – высота

H – height

K – эмпирический коэффициент

K – empirical factor

k – коэффициент теплопередачи

k – heat transfer coefficient

P – давление

P – pressure

q – тепловой поток в окружающую среду

q – environmental heat loss

R – радиус трубопровода

R – pipeline radius

R1 – удельная сила трения

R1 – на границе раздела соответствующих

R1 – фаз

R1 – specific interfacial friction force

r – параметр для расчета вязкости газа

r – parameter for gas viscosity calculation

T – температура

T – temperature

v – скорость

v – velocity

x – продольная координата

x – longitudinal coordinate

z – коэффициент сжимаемости газа в двухфазной смеси

z – compressibility coefficient in two-phase mixture

H – изменение высоты положения газопровода на рельефе

H – pipeline elevation difference on the terrain

Индексы

Suffixes

ext – внешний

ext – external

ins – внешний с учетом теплоизоляции

ins – external with consideration of heat insulation

int – внутренний

int – internal

G – газ

G – gas

L – жидкая фаза

L – liquid phase

m – приведенная величина

m – corrected value

mid – среднее значение

mid – average value

На сегодняшний день разработка ачимовских залежей Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) имеет стратегическое значение, поскольку позволяет не только компенсировать падение добычи газовой смеси из валанжинских и других газоконденсатных пластов, но и значительно увеличить темпы добычи жидких углеводородов [1]. Запасы ачимовских отложений составляют около 3 трлн м3 газа и 400 млн т конденсата [2]. Газовый конденсат ачимовских залежей характеризуется высокой точкой окончания кипения, значительным выходом бензиновых, керосиновых фракций и фракций дизельного топлива. Дистилляты газового конденсата имеют благоприятные эксплуатационные свойства, а остаток перегонки не содержит смолисто-асфальтеновых веществ и может быть переработан в высококачественные масла [3]. Данные факторы говорят о хорошем потенциале ачимовского конденсата как углеводородного сырья и придают актуальность и практическую значимость задаче его промысловой подготовки к транспорту с учетом специфических свойств.

Особенность ачимовского конденсата – высокое содержание твердых парафинов (3,34–5,04 мас. %) [3] – существенно влияет на технологические процессы сепарации газовой смеси и его транспортировки. Например, температура на установках комплексной подготовки газа УКПГ-31 и УКПГ-22 в буферных емкостях составляет не менее 24 °С, а транспортировка до завода по подготовке газа к транспорту (ЗПКТ) в Новом Уренгое происходит примерно при 30 °С [4]. Необходимость поддерживать повышенную температуру обусловлена опасностью отложения парафинов на стенках трубопровода и другого промышленного оборудования и формирования ими надмолекулярных структур (кристаллов и ассоциатов). Агрегация крупных молекул парафинов в пространственную решетку приводит к изменению реологического поведения флюида на вязко-пластичное и значительному повышению предела текучести [5]. Это может снизить производительность оборудования и увеличивает риск возникновения аварийных ситуаций – закупоривания трубопроводов парафиновыми пробками, для устранения которых необходима остановка технологического процесса. Однако при указанных повышенных температурах в буферных емкостях теряются целевые компоненты нестабильного конденсата С3+ за счет испарения и уноса.

Для выведения из транспортной системы Новый Уренгой – Сургут парафинов и снижения загрузки колонн ЗПКТ вводится в эксплуатацию новая установка стабилизации конденсата (УСК), в которой поток конденсата будет разделяться на легкую и тяжелую стабильные части с последующей подачей в различные магистральные трубопроводы: легкий стабильный конденсат (СГК) будет поступать в конденсатопровод Уренгой – Сургут, а тяжелый – по трубопроводу направляться до нефтеперекачивающей станции (НПС) «Уренгойская» с последующей подачей в нефтепровод Уренгой – Пурпе производительностью 5 млн т / г. Тяжелый СГК после ректификации приобретает неблагоприятные структурно-механические свойства из‑за повышения в нем доли тяжелых парафинов, поэтому для облегчения транспортировки предлагается его предварительно разбавлять, например нефтью Уренгойского НГКМ.

Поскольку на сегодняшний день задача построения реологической модели на основе сил взаимодействия частиц или измерений коагуляционного рода контактов не решена, для реальных систем необходимо экспериментально определять структурно-механические свойства. Это касается и нефти, и газового конденсата, представляющих собой дисперсные системы, компоненты которых склонны к агрегатированию и кристаллизации при относительно высоких температурах. Наибольшее теоретическое и практическое значение играют такие реологические характеристики, как вязкость, температура фазовых переходов, энергия активации вязкого течения и энергия тиксотропии.

Другая важнейшая задача организации транспорта и хранения нефтепродуктов – определение их коллоидной стабильности. Нефтяные асфальтены стабилизированы в углеводородной смеси благодаря окружающей их смолистой сольватной оболочке, однако добавление в систему углеводородов метанового ряда способствует ее растворению и утончению. В результате асфальтены агрегируются с формированием центров кристаллизации парафинов, что приводит к осаждению асфальтено-смолисто-парафиновых отложений (АСПО). При транспортировке нефтяных дисперсных систем наличие АСПО приводит к закупориванию трубопроводов и резервуаров, а при переработке – к появлению отложений на теплопередающих поверхностях и катализаторах, что повышает расход электроэнергии и степень износа оборудования [6].

В рамках данной работы исследованы физико-химические и структурно-механические свойства тяжелого СГК и его смесей с уренгойской нефтью в целях определения оптимальных условий транспортировки по трубопроводу до НПС «Уренгойская» и по нефтепроводу Уренгой – Пурпе и коллоидная стабильность смесей тяжелого СГК с нефтью.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Из ачимовского СГК были выделены фракции с температурой начала кипения 220 (220+), 234 (234+) и 280 °С (280+). Выбранные температурные диапазоны соответствуют технологическому режиму работы УСК. Из каждой фракции приготовлены по две нефтеконденсатные смеси (НКС) с объемным соотношением тяжелого СГК и уренгойской нефти 60 к 40 (60 / 40) и 70 к 30 (70 / 30) соответственно; состав подобрали исходя из производительности НПС «Уренгойская».

Плотность испытуемых образцов измеряли согласно методике [7], температуру застывания для тяжелых фракций и нефти – по [8]. Данные о химическом составе получили при помощи газового хроматографа с масс-спектрометром Shimadzu GCMS-QP2010 SE. Для определения содержания смол и асфальтенов в нефти использовали метод капиллярной хроматографии. Реологические характеристики исследовали на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 с измерительным узлом «цилиндр – цилиндр» в термостатированной ячейке в интервале температур 20–80 °С с шагом 10 °С в диапазонах скоростей сдвига 0–500 с–1. По полученным на прямом и обратном ходе вискозиметра данным построили модель поведения флюида в начальный момент перекачивания и в стационарном режиме соответственно.

Энергию активации вязкого течения для образцов вычислили по тангенсу угла наклона прямых на графиках зависимости логарифма вязкости от обратной температуры (модифицированное уравнение Аррениуса):

,               (1)

где – вязкость, мПа.с; 0 – предэкспоненциальный множитель, мПа.с; Ea – энергия активации вязкого течения, кДж / моль; R – универсальная газовая постоянная, кДж / моль; Т – температура, К. Поскольку величина энергии активации для заданного фазового состояния образца не зависит от температуры (Ea / R = const), температуру фазовых переходов при течении можно оценить по точкам пересечения прямых (1).

Массовую долю кристаллизующихся метановых углеводородов от их общего количества оценили по данным о температуре фазового перехода и химическом составе фракций.

При преобладании влияния броуновского движения частиц на структуру системы над силами внешнего воздействия коагуляционная структура восстанавливается и жидкость при течении может застыть. По изменению вязкости системы определили скорость сдвига в трубопроводе, при которой происходит образование надмолекулярных структур в углеводородных смесях в стационарном режиме перекачивания. Минимальный расход среды Q (м3 / с), необходимый для разрушения образующихся агрегатов, рассчитали по уравнению:

,               (2)

где d – диаметр трубопровода, м (d = 0,325 м для нефтеконденсатопровода (НКП) Уренгой – Пурпе); – скорость сдвига, с–1.

Коллоидную стабильность НКС определяли по методу [9]: тестируемый образец растворяли в смеси ксилола и н-гептана, появление следов коагулировавшихся асфальтенов и АСПО в каплях полученной смеси на бумажном фильтре фиксировали визуально.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Физико-химические свойства

Результаты измерения плотности, температуры застывания и химического состава тяжелых фракций СГК, уренгойской нефти и НКС представлены в табл. 1, 2. У всех образцов достаточно высокая температура застывания, что объясняется значительным содержанием в сырье парафиновых углеводородов С16+, представляющих собой в нормальных условиях твердые вещества. Это обстоятельство повышает затраты на транспортировку и хранение продукта в условиях Крайнего Севера. Отмечено наличие нефти (3,30 мас. %) и смолисто-асфальтеновых производных, что дополнительно обосновывает необходимость определения совместимости с СГК, богатым метановыми углеводородами.

Энергия активации вязкого течения и точки фазовых переходов

Для псевдопластичных жидкостей наибольшее практическое значение имеет величина вязкости при данной скорости сдвига (с–1) в трубопроводе, которую можно рассчитать по формуле:

,               (3)

где QM – массовый расход среды, кг / с; – плотность среды, кг / м3. Для нефтепровода Уренгой – Пурпе с производительностью QM = 5 млн т / г. усредненное значение скорости сдвига составляет 7 с–1; ее флуктуации, обусловленные изменением плотности среды, можно считать незначительными.

Аррениусовские графики для тяжелых фракций СГК и НКС представлены на рис. 1, 2. Рассчитанные по ним значения температуры фазовых переходов и энергии активации вязкого течения приведены в табл. 3–6. Следует отметить, что температура зарождения первых элементов кристаллической структуры как в тяжелых СГК, так и в НКС значительно выше температуры застывания образцов (на 10–15 °С). Данное отклонение может объясняться тем, что на кинетику кристаллизации влияет как температура, так и условия деформирования образца [5]. При этом осаждается 30–40 мас. % метановых углеводородов от их общего количества, что в пересчете на полный химический состав соответствует 25–30 мас. % компонентов сырья. Данное явление объясняет значительную механическую прочность пространственной структуры нефтяных дисперсных систем при температурах ниже точки фазового перехода, обуславливающую относительно высокие значения энергии активации вязкого течения. Например, энергия активации вязкого течения тяжелых фракций СГК возрастает примерно в 13,5 раза (табл. 4). Стоит отметить, что при разбавлении СГК нефтью температура фазового перехода и энергия активации вязкого течения снижаются (табл. 6). Изменение энергии активации носит неаддитивный характер в связи со сложным механизмом взаимодействия молекул углеводородов при смешении жидкостей различного состава.

Структурообразование при стационарном режиме перекачивания

В табл. 7, 8 представлены найденные для различных температур значения скорости сдвига, при которых начинается образование парафиновой структуры в углеводородных смесях при снижении скорости перекачивания. Здесь же приведены минимальные значения параметра объемного расхода, необходимые для разрушения кристаллов и ассоциатов. Анализ данных позволяет сделать важный практический вывод: в процессе эксплуатации трубопроводов при температуре выше 50 °С надмолекулярные структуры во всех исследуемых углеводородных системах не образуются. Однако поддерживание такой достаточно высокой температуры, особенно в условиях Крайнего Севера, не всегда технологически осуществимо и экономически оправданно. С другой стороны, при слишком низких температурах в системе необходимо значительно увеличить объемный расход смеси для разрушения образующихся надмолекулярных структур.

Ранее было определено, что скорость сдвига в НКП Уренгой – Пурпе составляет 7 с–1, а объемный расход среды – 0,19–0,20 м3 / с. Приняв скорость сдвига в трубопроводе между УСК и НПС «Уренгойская» равной скорости сдвига в нефтепроводе, на основании данных табл. 7 можно утверждать, что достаточная для безопасного транспорта фракций СГК 220+ и 234+ температура лежит в пределах 30–40 °С. Рассчитанные значения температуры фазового перехода при стационарном режиме течения составляют (31,1 ± 0,5) °С для фракции 220+ и (32 ± 0,5) °С для фракции 234+, температура кристаллизации фракции 280+ – 47,6 °С. Даже с учетом относительно небольшой длины трубопровода затраты на обогрев при транспортировке фракции 280+ будут неоправданно высокими.

Согласно полученным данным (табл. 8) необходимый для перекачивания НКС расход при 20 °С составляет 0,38–1,09 м3 / с, что превышает номинальную производительность нефтепровода Уренгой – Пурпе в 2–6 раз. Такие технологические параметры невозможно обеспечить с помощью оборудования, используемого для транспортировки НКС, указанный расход не может быть обеспечен при существующем уровне добычи флюидов на месторождениях. Минимальная температура для реализуемого на практике нормального перекачивания углеводородного сырья составляет (30–31,5) ± 0,5 °С для смесей с фракциями 220+ и 234+, что ненамного меньше температуры, необходимой для транспортировки исходных фракций. Однако в отличие от тяжелого СГК при 40 °С в данных НКС образование надмолекулярных структур не наблюдается, что позволяет поддерживать более низкую температуру на охлаждение флюидов.

Для НКС с фракцией 280+ минимальный требуемый расход при температуре 40 °С превышает 0,19 м3 / с (0,38–0,61 м3 / с), а начальная температура кристаллизации 280+ (60 / 40) и 280+ (70 / 30) составляет (45 ± 0,5) и (47 ± 0,5) °С соответственно. Приготовление таких смесей на УСК, вероятно, будет нерациональным в связи с высокими капитальными затратами на поддержание температуры, достаточной для предупреждения структурообразования.

Коллоидная стабильность НКС

Согласно методике [9] о нестабильности нефтяной смеси можно судить по осаждению асфальтенов и АСПО с образованием концентрического кольца темного цвета при нанесении раствора тестируемого образца в н-гептане и пара-ксилоле на фильтровальную бумагу. Поскольку даже при растворении образцов в чистом н-гептане, известном как эффективный коагулянт асфальтеновых компонентов, не было зафиксировано появления осадка, уренгойскую нефть и тяжелый СГК можно считать совместимыми во всех исследованных пропорциях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При фазовом переходе за счет высокого содержания парафинов С16+ происходит кристаллизация 25–30 мас. % НКС, что сопровождается скачкообразным изменением энергии активации вязкого течения.

Согласно результатам расчета НКС обладают значительно меньшими, чем СГК, значениями энергии активации вязкого течения до и после фазового перехода, что можно объяснить снижением доли парафиновых молекул.

Рассчитанные по аррениусовским графикам значения температуры фазовых переходов при различных режимах течения для всех образцов оказались на 10–15 °С выше температур застывания, измеренных по стандартизированной методике, что можно отнести за счет влияния условий деформирования на скорость седиментации парафинов.

Установлено, что перекачивание в стационарном режиме для предотвращения образования надмолекулярных структур, которые невозможно разрушить без остановки технологического процесса, следует производить при температурах, превышающих 32 °C для фракций 220+ и 234+ и 48 °С – для фракции 280+. Разбавление тяжелого СГК нефтью снижает температуру фазового перехода в среднем на 2 °С. Сделан вывод о нецелесообразности получения на УСК фракции 280+ в качестве сырья для загрузки НКП Уренгой – Пурпе в силу слишком высоких затрат на обогрев трубопроводов в условиях Крайнего Севера.

Показано, что стабильный конденсат и нефть в соотношениях 60 / 40 и 70 / 30 совместимы, поскольку выпадение асфальтенов и АСПО в трубе в этом случае маловероятно.

Проведенные исследования структурно-механических свойств тяжелого СГК и НКС могут быть полезны для расчета параметров нормальной транспортировки сырья и разработки способов предотвращения аварийных ситуаций, а также могут использоваться в качестве теоретической базы для будущих исследований в области оптимизации трубопроводной транспортировки углеводородных систем с высоким содержанием парафинов.

Таблица 1. Физико-химические свойства уренгойской нефти и тяжелых фракций стабильного конденсатаTable 1. Physical and chemical properties of Urengoy oil and heavy fractions of stable condensate

* Примечание. 220+, 234+, 280+ – фракции ачимовского стабильного конденсата, выделенные путем перегонки в диапазоне температур от 220, 234, 280 °С до завершения кипения.* Note. 220+, 234+, 280+ – Achimov stable condensate fractions isolated by distillation within the range from 220, 234, 280 °С to end boiling point.** Примечание. К прочим отнесены в основном кислородсодержащие вещества сложного строения, а также галогенпроизводные углеводородов.** Note. Others mainly include oxygen-containing compounds with complex structures and halogen derivatives.

Таблица 2. Температура застывания и плотность нефтеконденсатных смесейTable 2. Pour points and densities of oil-condensate mixtures

* Примечание. 60/40 и 70/30 – объемные соотношения тяжелого стабильного конденсата и нефти в смеси.* Note. 60/40 and 70/30 – heavy stable condensate/oil volumetric ratios in mixtures.

Таблица 3. Точки фазовых переходов для тяжелых фракций стабильного конденсата и количество выпавших парафиновTable 3. Phase transition points for heavy fractions of stable condensate and the amount of crystallized paraffin hydrocarbons

Таблица 4. Энергия активации вязкого течения тяжелых фракций стабильного конденсатаTable 4. Activation energies of viscous flow (heavy stable condensate)

Таблица 5. Температуры фазовых переходов компонентов нефтеконденсатной смеси и количество выпавших парафиновTable 5. Phase transition temperatures of oil-condensate mixture components and the amount of crystallized paraffin hydrocarbons

Таблица 6. Энергия активации вязкого течения нефтеконденсатной смесиTable 6. Activation energies of viscous flow (oil-condensate mixtures)

Таблица 7. Параметры, при которых происходит структурообразование в тяжелом стабильном конденсатеTable 7. Parameters of structurization in heavy stable condensate

Таблица 8. Параметры, при которых происходит структурообразование в смеси нефти с низкокипящими фракциями стабильного конденсатаTable 8. Parameters of structurization in mixtures of oil and low-boiling fractions of stable condensate

Таблица 9. Параметры, при которых происходит структурообразование в смеси нефти с высококипящими фракциями стабильного конденсатаTable 9. Parameters of structurization in mixtures of oil and high-boiling fractions of stable condensate

Те, кто когда‑либо отдыхал в Горно-туристическом центре «Газпром» в г. Сочи, сравнивают его с топовыми курортами Швейцарии или Австрии. И не зря: всесезонный семейный курорт, который занимает 800 га, по площади сравним с некоторыми государствами. Один из лучших российских курортов в четыре раза больше Монако. Поистине, здесь русский размах органично сочетается с европейским уровнем организации пространства и первоклассным сервисом.

Пятизвездочный комплекс «Гранд Отель Поляна» расположен среди пиков Кавказских гор рядом с заповедными местами Сочинского национального парка. Кругом каньоны, водопады и альпийские луга; богатая растительность и разнообразие животного мира.

В распоряжении гостей 413 уютных номеров, деревянные виллы, бары и рестораны с сезонной кухней. В состав гостиничного комплекса входят девять конференц-залов и детские клубы, два крытых и два открытых бассейна, теннисные корты, спортивные площадки, залы и бойцовский клуб. Для гостей доступны канатные дороги и горнолыжные трассы мирового уровня, экскурсионные и развлекательные программы.

Расслабиться и привести силы в порядок, не покидая территорию отеля, можно в оздоровительном центре Chandelle Blanche Medi SPA & Beauty Lounge. Или же в открытом 50‑метровом бассейне, где периодически тренируются олимпийцы.

«Гранд Отель Поляна» доступен для гостей в любое время года. Зимой вы можете кататься на лыжах или сноуборде, наслаждаться теплотой ароматного глинтвейна, париться в бане или оттачивать мастерство боевых искусств. Летом для вас открыты путешествия по горным маршрутам на джипах или верхом на коне, плавание в бассейнах и горном источнике, мастер-классы по живописи на открытом воздухе и свежий ветерок со стороны изумрудных гор. И это далеко не все преимущества Горно-туристического центра «Газпром». В поисках высокого класса в горах? Выбор очевиден!

Горно-туристический центр «Газпром»

354392, РФ, г. Сочи, Красная

Поляна, с. Эстосадок

Тел.: +7 (862) 259-55-95

Факс: +7 (862) 259-59-01

E-mail: info@polyanaski.ru

www.polyanaski.ru

При отсутствии внешних источников электроснабжения в качестве основных применяют автономные источники большой и малой мощности. Автономные источники большой мощности (от нескольких сотен до тысяч кВт) – это электростанции собственных нужд, они используются на крупных производственных объектах (компрессорных станциях, промышленных площадках и др.). Для обеспечения электроснабжения таких объектов, как крановые узлы, станции катодной защиты, радиорелейные станции, используются автономные источники малой мощности (1-100 кВт), к которым относятся возобновляемые источники энергии, теплоэлектрогенераторы, электрохимические источники, микротурбинные установки и др. Специфика их эксплуатации обусловлена наличием буферной аккумуляторной батареи. Буфер-ная батарея необходима для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей при резких сбросах и набросах нагрузки, пока источник не войдет в установившийся режим.

Основной недостаток буферных аккумуляторов – это относительно небольшой срок службы (около двух-трех лет) из‑за ограниченного количества циклов их разрядов / зарядов (не более 1 тыс.), а также падение емкости при отрицательных температурах. Кроме того, промышленные аккумуляторы отличаются относительно высокой стоимостью.

Для определенного вида оборудования возможно использовать только конкретный тип аккумуляторных батарей. Рассмотрим в качестве примера автономную микротурбинную установку (МТУ) производства Capstone Turbine Corporation (США) мощностью 65 кВт. Буферная батарея МТУ состоит из 24 аккумуляторов и требует замены каждые 2–3 г. Регламентированный заводом-изготовителем срок службы таких аккумуляторов не в составе буферной батареи – до 15 лет.

Энергоустановки Capstone, как и другие автономные источники, в качестве основного источни-ка энергии используются в тех местах, где отсутствует централизованное электроснабжение. В таких условиях особое значение приобретает задача по обеспечению их бесперебойной работы, для чего необходимо решить проблемы, связанные с небольшим сроком службы, высокой стоимостью и отсутствием отечественных аналогов батарей.

Частые выходы из строя буферной батареи обусловлены тем, что все сбросы и набросы нагрузки принимают на себя аккумуляторы во избежание резкого изменения частоты вращения турбины. На рис. 1 показан суточный график нагрузки, полученный на реальном объекте, где в качестве основного источника используется микротурбина Capstone. Хорошо видно, что в течение суток нагрузка меняется довольно часто.

Решением проблемы может стать применение устройств аккумулирования электрической энергии с неограниченным количеством циклов – накопителей электроэнергии суперконденсаторов (ионисторов) [1–3]. В таблице перечислены основные преимущества суперконденсаторов перед аккумуляторами. Единственный их недостаток – невысокая емкость, поэтому буферную гибридную батарею рационально разрабатывать с учетом существующих аккумуляторов. Достаточная емкость суперконденсаторного накопителя в системе буферной батареи определяется временем выхода на установившийся режим работы турбины МТУ Capstone после сбросов / набросов нагрузки, которое может составлять 1–5 с в зависимости от изменяемой мощности нагрузки. В соответствии с этими параметрами работы следует выбирать технические характеристики суперконденсатора.

Суперконденсаторный накопитель обладает всеми необходимыми характеристиками благодаря своей конструктивной особенности. Если сравнить электричество с водой, то обычный конденсатор похож на ткань, которая может поглотить небольшое количество влаги, а пористые пластины суперконденсаторов – на губку, способную впитать намного больше воды. Это сравнение достаточно наглядно, поскольку пластины суперконденсаторов действительно похожи на пористую губку, «пропитанную» электроэнергией. Суперконденсаторы могут хранить больше энергии, чем обычные батареи и конденсаторы, создавая двойной слой зарядов, разделенных между двумя пластинами из пористых углеродных материалов [4]. Уже сейчас они используются на железнодорожном транспорте, в электромобилях и других автономных системах [5].

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

В качестве научного обоснования применения накопителей был проведен теоретический анализ разработанной гибридной буферной батареи.

На чертеже (рис. 2) суперконденсаторный накопитель представлен в виде номинальной емкости и эквивалентного сопротивления, аккумуляторная батарея смоделирована в виде идеального источника напряжения и внутреннего сопротивления. Для данной схемы были рассчитаны основные электрические параметры и получены положительные характеристики совместной работы аккумуляторных батарей и суперконденсаторов в составе буферной батареи МТУ Capstone. Один из основных параметров гибридной батареи – это доля тока нагрузки на суперконденсаторе, которая составила 75–85 %. На смоделированном графике распределения тока нагрузки между накопителем и аккумулятором (рис. 3) хорошо видно, что ток нагрузки компенсирует накопитель, а аккумулятор работает в щадящем режиме.

На базе проведенных расчетов была спроектирована гибридная буферная батарея (рис. 4) для МТУ Capstone. Ее работа построена таким образом, что все перепады нагрузки принимает на себя накопитель, поскольку ток протекает через меньшее сопротивление, которым он обладает. Такое техническое решение позволяет собственными силами решить проблему малого срока службы аккумуляторов, исключив фактор постоянной зависимости от зарубежных производителей, и повысить надежность работы энергоустановки Capstone.

Согласно результатам математического анализа суперконденсаторы напряжением 384 В и емкостью 11 Ф отечественного производства будут эквивалентны существующим аккумуляторам в количестве 24 шт. напряжением 12 В и емкостью 26 А / ч производства США. Использование суперконденсаторов в данной схеме работы предполагает создание гибридной буферной батареи, в которую войдут существующие аккумуляторные кислотные батареи, накопители и система контроля.

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

После теоретической разработки были проведены необходимые лабораторные исследования для подготовки к созданию опытного образца гибридной буферной батареи. В лабораторных условиях была собрана масштабная модель гибридной батареи, состоящая из одного аккумулятора, накопителя, зарядного и нагрузочного устройств.

На снятых с опытного образца графиках переходного процесса (рис. 5) видно, что ток аккумулятора остается практически неизменным, а суперконденсатор компенсирует все колебания нагрузки. При его совместной работе с аккумулятором воздействие тока нагрузки на последний минимизировано, соответственно, количество циклов заряда / разряда сведено к минимуму.

При лабораторных исследованиях получены положительные результаты по снижению количества циклов заряда / разряда батареи, качеству электроэнергии и сохранению заряда.

В 2017 г. головной опытный образец суперконденсаторного накопителя емкостью 11 Ф и напряжением 384 В для гибридной буферной батареи МТУ Capstone был произведен и направлен для установки на АВП КС-4 Амурского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) ООО «Газпром трансгаз Томск» для тестирования в реальных условиях. За год опытно-промышленной эксплуатации никаких нареканий в работе гибридной батареи не выявлено. В завершение проведены измерения остаточной емкости обычной буферной батареи и гибридной методом глубокого разряда. Оказалось, что за 1 г. работы аккумуляторы гибридной батареи после 6 ч разряда имеют остаточную емкость 90–94 %, а работавшие без накопителей аккумуляторы – 50–56 %.

По итогам опытно-промышленной эксплуатации в 2018 г. еще две гибридные батареи были установлены на МТУ Capstone опорного пункта Де-Кастри Амурского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Томск» (рис. 6). На сегодняшний день все оборудование работает в штатном режиме и без замечаний.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

На основании результатов эксплуатации буферной гибридной батареи можно утверждать, что срок службы аккумуляторных батарей при самых пессимистичных прогнозах увеличится в четыре раза. Кроме того, появилась возможность сохранения заряда для запуска энергоустановки Capstone при отрицательных температурах.

Одна гибридная батарея окупится уже на 3‑й г. эксплуатации, а на 9‑й г. экономия составит около 1,5 млн руб. Поскольку стоимость суперконденсаторного накопителя эквивалентна стоимости аккумуляторной батареи, а срок службы батареи увеличивается в 3–4 раза, приобретение аккумуляторов в течение 12–15 лет паспортного срока службы не требуется. При внедрении накопителей на всех энергоустановках Capstone в ПАО «Газпром» экономический эффект может превысить 100 млн руб.

В настоящее время подана заявка на получение патента.

Гибридные батареи с накопителями электрической энергии могут найти применение в буферных системах других автономных энергоустановок, которые эксплуатируются в ПАО «Газпром». В 2018 г. была разработана гибридная буферная батарея для преобразователей энергии Ormat (Ormat Technologies Inc.) и установлена для проведения опытно-промышленной эксплуатации на крановом узле КУ-257 Амурского ЛПУМГ. Ведется подконтрольная опытно-промышленная эксплуатация, оборудование работает без замечаний.

Помимо использования гибридных батарей на автономных источниках Capstone и Ormat, данная разработка может найти применение в аналогичных установках, которые только начинают использоваться в инвестиционных проектах ПАО «Газпром», таких как автономные источники «АПЭ-4.48» и установка на базе двигателя Стирлинга, что позволит значительно продлить срок эксплуатации аккумуляторов и снизить затраты.

Также применение суперконденсаторных накопителей возможно в системах стартерных батарей дизельных и газопоршневых электростанций. В ближайшее время планируется проведение заводских испытаний гибридных стартерных батарей.

Разработанная гибридная батарея позволит значительно повысить надежность работы автономных систем электроснабжения и качество электроэнергии буферной батареи, увеличить ее коэффициент полезного действия, заметно продлить срок эксплуатации огромного парка аккумуляторов, тем самым существенно сэкономить материальные ресурсы. Эта разработка – хороший пример интеграции отечественного высокотехнологичного оборудования в импортные энергоустановки для обеспечения их надежной работы без дорогостоящих комплектующих в рамках программы импортозамещения в ПАО «Газпром».

Сравнение характеристик аккумуляторов и суперконденсаторовComparison of accumulators and supercapacitors