Территория Нефтегаз № 1-2 2019

Развитие вычислительной техники в конце XX в. привело к созданию концепции CALS-технологии (continuous acquisition and lifecycle support – непрерывная информационная поддержка поставок и жизненного цикла изделий), получившей в России название «ИПИ-технологии» (информационная поддержка изделий). Концепция предусматривает внедрение на предприятиях интегрированной информационной среды (ИИС), объединяющей инструментарии для создания и сопровождения изделия на всех стадиях жизненного цикла в сочетании с базами данных выполненных проектов и используемых стандартов. Инструментарии делятся на две большие группы [1]. К первой относятся программные продукты и системы, предназначенные для автоматизации процессов, связанных с разработкой новых и производством текущих изделий, а именно триада CAD/CAE/CAM (сomputer-aided design – компьютерная поддержка проектирования; computer-aided manufacturing – компьютерная поддержка изготовления; computer-aided engineering – поддержка инженерных расчетов). Ко второй группе относятся инструменты сопровождения изделия, в том числе:

• системы PDM (product data management – управление данными об изделии);

• системы PM (project management – управление проектами);

• системы WF (work flow – поток работ, рабочий процесс) – системы управления потоками заданий при создании и из-менении технической документации;

• системы обеспечения интегрированной логистической поддержки изделий (ЛПИ) на постпроизводственных стадиях жизненного цикла (заказ и поставка запчастей и расходных материалов, управление процессами технического обслуживания и ремонта, включая интерактивные электронные технические руководства к этим процессам и т. п.);

• системы функционального моделирования, анализа и реинжиниринга бизнес-процессов.

По данным [1], на предприятиях США внедрение CALS-технологий привело к сокращению:

• затрат на подготовку технической документации – до 40 %;

• затрат на разработку эксплуатационной документации – до 30 %;

• времени разработки изделий – на 40–60 %.

С 2011 г. на ведущих мировых экономических форумах начали говорить о начале четвертой промышленной революции, так называемой Индустрии 4.0, означающей переход на полностью автоматизированное цифровое производство, управляемое интеллектуальными системами в режиме реального времени в постоянном взаимодействии с внешней средой, выходящее за границы одного предприятия с перспективой объединения в глобальную промышленную сеть вещей и услуг [2].

К числу критериев, определяющих готовность предприятий к переходу на уровень «Индустрии 4.0», специалистами Национальной академии технических наук Германии отнесены компьютеризация, сетевое взаимодействие, обозримость, прозрачность, прогнозирование и адаптивность [3].

Целью промышленной революции является построение кибернетической платформы, сочетающей в себе интернет людей, интернет вещей и интернет сервисов, то есть экстремальную связанность с экстремальной автоматизацией на основе экстремальной производительности.

В июле 2017 г. Правительством Российской Федерации утверждена рассчитанная до 2030 г. программа «Цифровая экономика Российской Федерации», основными целями которой являются создание экосистемы цифровой экономики Российской Федерации и, в конечном счете, повышение конкурентоспособности на глобальном рынке как отдельных отраслей экономики государства, так и экономики в целом [4]. На 2018 г. разработан «План мероприятий по направлению «Формирование исследовательских компетенций и технологических заделов» программы «Цифровая экономика Российской Федерации» [5].

Применительно к нефтегазовой отрасли вопросы развития новой бизнес-модели кибернетической платформы в рамках «Индустрии 4.0» также актуальны, поскольку на сегодняшний день методы проектирования и конструирования в отрасли базируются в основном на ограниченных инструментах ИПИ-технологий.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Целью работы, результаты которой представлены в данной статье, было создание параметрической модели проточной части двухзвенной ступени с осерадиальным рабочим колесом центробежного компрессора. Перед исследователями была поставлена задача разработать максимально универсальную параметризованную геометрическую модель, с помощью которой можно в автоматизированном режиме построить любую проточную часть.

В рамках исследования осуществлена проработка метода проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), объединяющего современные инструменты автоматизированного проектирования и инженерного анализа проектов проточных частей двухзвенных центробежных компрессоров с анализом данных на суперкомпьютере.

Результаты работы носят прикладной характер. По мнению авторов, использование примененного ими метода удешевит цикл НИОКР за счет сокращения временнх затрат на проведение научной работы и в значительной мере за счет отсутствия необходимости в проведении натурного эксперимента по доводке проточной части центробежного компрессора.

Первичные вариантные газодинамические расчеты проточной части двухзвенной ступени выполнены на основе разработанного в Санкт-Петербургском политехническом университете поэлементного аналитического метода ЛПИ [6, 7], интегрированного в среду разработки ANSYS Workbench. Данный метод может использовать как экспериментальную, так и нарабатываемую численную базу данных, испытанных элементов и целых проточных частей. При этом для проектирования и конструирования в среде ANSYS Workbench имеются стандартные инструменты в виде системы автоматизированного проектирования (САПР), языка программирования и параметризации, а также инженерного анализа методами вычислительной гидрогазодинамики CFD (computational fluid dynamics). В совокупности инструменты дают возможность создать разновидность ИПИ-технологии для проектирования высокотехнологичной и наукоемкой продукции, что позволит сократить время выполнения научной работы. При помощи современных способов параметрического моделирования создаются модели элементов проточной части, т. е. осуществляется профилирование. Тип, конструкция, размеры элементов моделей выбираются исходя из современного уровня технологии, практических рекомендаций. Возможно также индивидуальное построение и до-полнение моделей. В среде ANSYS CFX осуществляется моделирование газодинамических характеристик, определяются параметры потока в проточной части и ее эффективность, зона устойчивой экономичной работы, а также оценочная граница помпажа. Затем процесс повторяется по алгоритму многокритериальной и многопараметрической оптимизации для получения наилучшего варианта.

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Объектом исследования является двухзвенная ступень с осерадиальным рабочим колесом (ОРК), относящаяся к концевому типу, предназначенная для применения в одноступенчатых центробежных компрессорах. Такие проточные части используются для компрессоров общего назначения в одноступенчатой одновальной и многовальных схемах, агрегатов турбонаддува двигателей внутреннего сгорания (ДВС), холодильных турбокомпрессоров, турбодетандеров схем низкотемпературной сепарации попутного нефтяного газа, одноступенчатых газоперекачивающих агрегатов, турбостартеров турбореактивных двигателей, вспомогательных силовых установок.

ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ МЕРИДИОНАЛЬНОГО КОНТУРА ДВУХЗВЕННОЙ СТУПЕНИ

Параметризация и построение твердотельной геометрической модели осуществлялись с помощью ANSYS Design Modeler – встроенной САПР, интегрированной в рабочую систему ANSYS Workbench.

В рамках исследования был принят способ профилирования с разделением осевой и радиальной частей колеса. Части условно разделены плоскостью Т–Т, перпендикулярной оси компрессора (рис. 1). При таком варианте профилирования обеспечивается возможность изготовления как составного с вращающимся направляющим аппаратом (ВНА), так и цельнопрофильного колеса. В качестве предварительных оптимальных размеров приняты обобщенные рекомендованные параметры, разработанные на кафедре «Компрессорная, вакуумная и холодильная техника» Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого в результате ряда исследований высоконапорных ступеней. Схема построения и основные параметры меридионального контура представлены на рис. 1.

Профилирование проточной части рабочего колеса производилось в пределах геометрических размеров в сечениях входа 1–1 и выхода 2–2, полученных после проведения газодинамического расчета. К числу геометрических параметров относились, в частности: радиус рабочего колеса ОРК R2, м; радиус периферии в сечении 1–1 Rп, м; ради-ус втулки Rвт, м; высота лопаток на выходе b2, м; первый и второй радиусы дуги сопряжения для поверхности внешнего контура диска Rs1 и Rs2, м; радиус дуги сопряжения для поверхности основного диска Rh, м; осевая протяженность проточной части рабочего колеса lz, м; осевая протяженность вращающегося направляющего аппарата рабочего колеса lВНА, м; осевая протяженность радиальной части рабочего колеса lрад, м; радиус точки перегиба внешнего контура диска Rпг, м; угол наклона основного диска , °. Параметры вводились в табличной форме или были получены автоматизированно, после чего осуществлялось построение модели.

Параметры определяют одну из главных геометрических характеристик меридионального контура – среднюю величину кривизны контура, которая, в свою очередь, обусловливает равномерность поля скоростей мери-дионального контура, величины пика скорости при повороте , м/с, и разности меридиональных скорос-тей при повороте на периферийной и втулочной поверхностях –, м/с. Необходимая величина относительной кривизны меридионального контура на предварительном этапе обеспечивается в соответствии с обобщенными рекомендациями [8] в зависимости от расчетного условного коэффициента расхода Фр (табл. 1).

Профилирование проточной части безлопаточного диффузора (БЛД) было произведено в пределах геометрических размеров в сечениях входа 3–3 и выхода 4–4 согласно практическим рекомендациям [6, 7], принятым при проведении газодинамического вариантного расчета. Такая постановка позволяет рассчитывать БЛД как с параллельными, так и с не параллельными стенками. К числу геометрических размеров при этом относятся: начальный радиус БЛД R3, м; конечный ради-ус БЛД R4, м; ширина БЛД на входе b3, м; ширина БЛД на выходе b4, м

ПРОФИЛИРОВАНИЕ РЕШЕТКИ РАБОЧЕГО КОЛЕСА

Профилирование решетки рабочего колеса было осуществлено для осевой и радиальной частей рабочего колеса на основе геометрических размеров меридионального контура и результатов газодинамического расчета.

Принимаем закон распределения потока по высоте лопатки сu.r = const, где сu – закрутка потока, м/с; r – текущий радиус, м.

Для выбора исходного закона распределения углов лопаток по длине л = f(l) рассчитаем зависимость:

,

где n – формпараметр, принимающий значения в диапазоне 2–5; , – безразмерные координаты средней линии ВНА, приведенные к максимальной осевой протяженности ВНА. На рис. 2 представлено распределение координат средней линии ВНА для четырех значений формпараметра n. Легко убедиться, что при значении n = 2 форма средней линии изменяется по квадратичному закону и соответствует минимальной нагрузке на входе. При увеличении n производится расчет нагрузки на входе в решетку.

В ходе предварительных расчетов профилирование исходного варианта с рекомендуемым распределением скоростей может производиться согласно рекомендациям [8], полученным в результате оптимизации и экспериментальной отработки серии рабочих колес, соответствующих различными законам нагрузки ВНА [9]. Так, значение, обеспечивающее оптимальную нагрузку, соответствует значению n в диапазоне от 3 до 4. При этом обеспечивается требуемое повышение нагрузки на входе в решетку, соответствующее оптимальным параметрам распределения скоростей при соблюдении значений табл. 1.

На рис. 3 представлена схема профиля на периферийной и втулочной поверхностях. К числу параметров, определяющих профиль ВНА, относятся: угол входа лопаток л1, °; радиус скругления передней кромки на периферии rпк_п, м; радиус скругления передней кромки на втулке rпк_вт, м; толщина лопатки на радиусе Rвт – , м; толщина лопатки на радиусе Rпг – , м; формпара-метр ВНА n.

Радиальная часть колеса стыкуется по плоскости Т–Т с осевой частью до радиуса Rпг. Начиная с этого радиуса форма средней линии описывается дугой окружности. Основными парамет-рами при этом являются: угол выхода лопаток л2, °; толщина лопатки на радиусе Rвт – , м; толщина лопатки на радиусе Rпг – , м; радиус скругления задней кромки – rзк, м.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ МОДЕЛИ

К числу дополнительных возможностей, реализованных в параметрической модели, относятся:

• возможность построения второго яруса лопаток по линии меридиональной обрезки лопатки по размерам (рис. 5) за счет уменьшения осевой части ВНА;

• возможность расчета с задними кромками, как запиленными по передней или задней стороне, так и фрезерованными по длине окружности D;

• возможность расчета лопаток постоянной или переменной толщины по высоте.

В ходе дальнейших исследований возможна разработка междисциплинарного подхода к расчету прочности рабочего колеса с учетом наложения полей температуры и давления, полученных в результате расчета трехмерного турбулентного потока методами вычислительной газодинамики.

УПРАВЛЕНИЕ ФОРМОЙ МОДЕЛИ

В целях эффективного управления размерами осерадиального колеса введены управляющие коэффициенты k1(Rпг), k2(lВНА), k3(Rh), k4(lz), позволяющие корректировать исходную модель.

После построения параметризованной модели проточной части было проведено тестирование на устойчивость построения твердотельной геометрической модели лопатки, в ходе которого были определены границы применения управляющих коэффициентов для обес-печения наибольшей универсальности различных размеров рабочих колес. В результате обеспечено получение любой меридиональной формы проточной части рабочего колеса. В табл. 2 сведены результаты тестирования и диапазоны варьирования остальных параметров. Для БЛД использованы диапазоны, реализуемые на практике. В итоге получено 10 параметров (шесть для ОРК и четыре для БЛД), определяющих форму проточной части двухзвенной ступени.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разработана параметрическая твердотельная модель проточной части двухзвенной ступени с осерадиальным рабочим колесом центробежного компрессора. Определены управляющие параметры и диапазоны варьирования. Меридиональный контур модели обладает высокой степенью универсальности и может использоваться для любого диаметра рабочего колеса.

Рабочее колесо модели состоит из двух частей: осевой и радиальной. Решетка осевой части представлена вращающимся направляющим аппаратом со средней линией, спрофилированной по степенной зависимости. Средняя линия профиля радиальной части профилируется по окружности. Построение модели производится на основе заданных основных параметров, полученных из газодинамического расчета. Предварительно модель строится по принятым рекомендациям. Имеется возможность корректировки размеров по управляющим параметрам.

Параметрическая модель создана для внедрения в алгоритм многопарамет-рической и многокритериальной оптимизации [7]. Этот подход позволит с применением суперкомпьютера решить задачу оптимизации геометрических газодинамических параметров на основе методов вычислительной газодинамики. Оптимальный вариант проточной части может использоваться как для уточнения потерь в газодинамическом расчете, так и для окончательного принятия конструкторского решения. Полученная параметрическая модель может применяться для построения твердотельной модели осерадиального рабочего колеса для проведения междисциплинарного анализа прочности методами конечных элементов, сопряженного с результатами расчета газовых сил.

Реализация подхода позволит создать полностью автоматизированную методику проведения НИОКР с многовариантным анализом на основе современного междисциплинарного CAD/CAE-подхода с применением экстремальных высокопроизводительных средств – суперкомпьютеров. При этом каждое использование методики будет способствовать накоплению статистических данных результатов численного эксперимента, которые могут быть в дальнейшем подвергнуты анализу и обобщению. Цифровое представление информации позволяет обеспечить возможность синтеза науки и производства в целях анализа данных и создает предпосылки для появления кибернетической платформы.

Таблица 1. Рекомендации для меридионального контура осерадиального рабочего колеса [8]

Table 1. Recommendations for the axi-radial impeller meridional profile [8]

* Здесь и далее все безразмерные величины приведены к диаметру рабочего колеса.

* Here and further every dimensionless values are reduced to an impeller diameter.

Таблица 2. Диапазоны варьирования параметров проточной части двухзвенной ступени

Table 2. Variation parameter ranges for the flow-through channel of two-element stage

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Ленский и Мирнен-ский р-ны Республики Саха (Якутия)), является уникальным по ряду параметров, в том числе по запасам углеводородов. Сложнопостроенные продуктивные коллекторы месторождения (талахский, хамакинский и ботуобинский горизонты) представлены в основном терригенными отложениями вендского периода, отличающимися значительной неоднородностью, обусловленной множественными постседиментационными (вторичными) изменениями (карбонатизацией, ангидритизацией, галитизацией) различных степеней распространенности [1–8]. Условия формирования, структурные и минералогические характеристики вендских отложений Чаяндинского НГКМ обобщены в таблице.

На сегодняшний день изучено более 2 тыс. образцов керна, отобранного из ботуобинского горизонта, около 5 тыс. образцов керна хамакинского горизонта и более 4,3 тыс. образцов керна, полученных из талахского горизонта. Несмотря на высокий уровень охарактеризованности керна по результатам исследований, значительная неоднородность продуктивных отложений обусловливает существенную неоднозначность взаимозависимостей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Одним из путей уточнения петрофизических зависимостей является учет влияния условий осадконакопления на ФЕС на основе литолого-фациального районирования месторождения.

Литолого-фациальное районирование вендских отложений Чаяндинского НГКМ было выполнено на основе изучения кернового материала и геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом регионального строения вендского комплекса. При анализе фациальных обстановок на Чаяндинском НГКМ были учтены результаты исследований РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в области литолого-петрофизической неоднородности продуктивных пластов вендских терригенных отложений, а также работы по изучению фациальной принадлежности отложений [10–13]. Основные циклиты, слагающие продуктивные пласты, были выделены по результатам корреляции разрезов скважин (рис. 1).

В целях изучения распространения по площади отложений, приуроченных к основным фациальным обстановкам, по керну и ГИС в разрезах скважин на основе анализа ГИС и керна были выделены породные ассоциации (ПА) [10, 11], представляющие собой набор пород определенной литологии, преимущественно распространенных в разрезе.

По площади месторождения были прослежены области преимущественного распространения ПА, связанных с основными фациальными обстановками формирования отложений.

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И ЗАВИСИМОСТИ МЕЖДУ НИМИ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИАЛЬНЫХ ОБСТАНОВОК ФОРМИРОВАНИЯ ГОРИЗОНТОВ

Ботуобинский горизонт

В разрезе ботуобинского горизонта выделяется один седиментационный циклит, развитие которого происходило в фациальных условиях барового тела и мелководного шельфа (рис. 2). Такие выводы были сделаны в ряде работ по изучению продуктивного разреза Чаяндинского НГКМ [7, 8, 10, 11]. Анализ результатов исследования ботуобинского горизонта (рис. 2) показал, что высокодебитные притоки газа были получены преимущественно из отложений баров. Взаимосвязь распространения фаций и повышенной продуктивности отложений свидетельствует о важности геометризации зон различной фациальной принадлежности для разработки месторождения.

В области развития барового тела ботуобинского горизонта выделены песчаная, песчано-алевритовая и песчано-алеврито-глинистая ПА.

В центральной части барового тела, распространенной в северной части Чаяндинского НГКМ, преимущественно развита песчаная породная ассоциация, представленная в основном кварцевыми, хорошо сортированными и окатанными мелко-, средне- и крупнозернис-тыми песчаниками и их переходными разностями.

Песчано-алевритовая ПА характерна для центральной части Чаяндинского НГКМ в зоне развития склоновой части бара и представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песчаников мелкозернистых алевритистых, алевролитов с единичными тонкими прослоями аргиллитов. Для области развития фаций подножья барового тела характерна песчано-алеврито-глинистая ПА.

Мелководно-морской тип седиментации характеризуется сменой грубозернис-тых образований на более мелкозернистые вследствие изменения глубины бассейна. В зоне мелководного шельфа развиты в основном карбонатизированные песчаная, алевритовая, песчано-алевро-глинистая ПА. По данным керна и ГИС, для этой зоны характерна средняя и высокая степень засолонения.

Средние значения пористости для баровых и мелководных отложений составляют 0,105 и 0,092 д. ед. при максимальных значениях 0,254 и 0,211 д. ед. соответственно. По проницаемости разброс значений куда значительнее: для баровых отложений коэффициент проницаемости Кпр равен 5523 мД при среднем показателе 329,6 мД, а для основных ПА отложений мелковод-ного шельфа не превышает 1000 мД, достигая в отдельных образцах керна 1400 мД. Средние значения Кпр составляют 55,1 мД.

Анализ распределений минералогической плотности ПА различных фациальных обстановок показал, что особенности свойств мелководных отложений шельфа связаны с наличием значительной доли засолоненных и карбонатизированных разностей.

Выявленные закономерности различий ФЕС отложений разных фациальных обстановок осадконакопления определили закономерности различия зависимостей между ФЕС.

В качестве примера зависимости для различных фациальных обстановок продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ были рассмотрены взаимосвязи между коэффициентом проницаемости Кпр и коэффициентом эффективной пористости Кпэф, отличающиеся наибольшей степенью корреляции для вендских отложений [4, 14, 15].

Зависимость Кпр = f(Кпэф) достаточно уверенно разделяется по установленным основным фациальным обстановкам ботуобинского горизонта (рис. 4). Для отложений баров она закономерно выше, а для отложений мелководного шельфа – ниже обобщенной зависимости. При этом зависимость для отложений баров закономерно близка к ранее установленной зависимости для литотипа песчаников, а для мелковод-ного шельфа – к закономерности для литотипа алевролитов.

Установленные зависимости выражаются уравнениями:

• бары: Кпр = 64 643.Кпэф2,54; критерий тесноты связи (КТС) = 0,48; погрешность связи (Пог) = 2,4; объем статистической выборки N = 180, (1)

• мелководный шельф: Кпр = 26 411.Кпэф3,01; KTC = 0,15; Пог = 1,1; N = 61. (2)

Алгоритмы расчета коэффициента проницаемости для разных фациальных зон ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ можно применить с учетом упрощенной схемы основных условий осадконакопления горизонта (рис. 5).

Хамакинский горизонт

Отложения хамакинского горизонта формировались в условиях чередования режимов трансгрессии и регрессии морского бассейна, что предопределило разделение горизонта на три пачки.

В разрезе горизонта, представленном аллювиально-дельтовым комплексом, по диагностическим признакам были выделены две группы фаций:

• ХМ1 – флювиальная дельта (фация аналогична речной);

• ХМ2 – приливная дельта.

Отложения ХМ1 представлены фациями дистрибутивного русла (основание канала) и отражают регрессию морского бассейна. В основании канала – гравелиты, грубозернистые песчаники, отмечено периодическое воздействие приливов, речных течений. Текстура пород наклоннослоистая, брекчевидная. В ХМ1 выделены гравийно-конгломератовая, гравийно-песчаная, гравийная, песчаная, песчано-алевритовая и алевро-глинистая ПА [10]. Отложения пачки преимущественно распространены на северо-западе месторождения вблизи локального источника сноса.

ХМ2 можно отнести к фации приливной гряды. При постоянном воздействии приливов происходила горизонтальная миграция (перемещение) осадков, что отразилось на развитии отложений преимущественно на юго-востоке месторождения, а также вертикальное наращивание осадков, обусловившее наличие двух пачек – ХМ2–1 и ХМ2–2.

В отложениях циклитов ХМ2–1, ХМ2–2 выделены песчаная, песчано-алевритовая и алевро-глинистая ПА, гравийные и конгломератовые составляющие отсутствуют. Характер распространения ПА, соответствующий литофациальным зонам в сопоставлении с результатами опробования в скважинах пачек хамакинского продуктивного горизонта, отражен на рис. 6–8.

Песчаная ПА фации аллювиально-дельтового комплекса, развитого в центральной части месторождения, представлена преимущественно кварцем (от 45–50 до 80–85 %), содержание полевых шпатов не превышает 5–15 %. В разрезе присутствует большое количество акцессорных минералов, таких как монацит (1–2 %), циркон (1–2 %) и рутил (3–4 %). В песчаниках наблюдается активное выделение ангидрита в поровом пространстве, регенерация кварцевых зерен. Отмечены процессы засолонения, достигающие в единичных прослоях 50 %. Активное развитие получило аутигенное минералообразование. Сульфатизация составляет до 15 % от объемов пустотного пространства, карбонатизация – до 12 % [11].

Песчано-алевритовая и песчано-алеврито-глинистая ПА получили наибольшее распространение в фациальной переходной зоне от аллювиально-дельтовых комплексов к мелководному шельфу, в центральной зоне месторождения.

Песчано-алевритовая ПА представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, песчаников мелкозернистых алевритистых, алевролитов с единичными тонкими (до 10 см), прослоями аргиллитов. По горизонту отмечается слоистая, волнистослоистая текстура. Для пород песчано-алевритовой ПА характерно широкое развитие вторичных изменений, таких как регенерация, сульфатизация, карбонатизация, а также слабое засолонение – до 10 %.

Распределение фильтрационно-емкостных и петрофизических свойств для преимущественных ПА основных фациальных обстановок осадконакопления отложений хамакинского горизонта представлено на рис. 9.

Зафиксированы преимущественно невысокие значения Кпр по керну ПА циклита ХМ1, причиной чему является развитие вторичных процессов в алевро-глинистой и песчано-алевритовой ПА. Высокая степень галитизации песчано-алевритовой ПА в циклите ХМ1 и карбонатизация алевро-глинистой ПА наглядно представлены на графиках дифференциальных распределений минералогической плотности (рис. 9), где наблюдается смещение экстремумов в область ниже 2,6 и выше 2,72 г/см3 соответственно.

Более высокими коллекторскими свойствами отличается верхняя часть циклита ХМ2 (ХМ2–1) за счет меньшей степени галитизации и карбонатизации песчаников.

Изучение зависимости Кпр от Кпэф при разделении данных по выделенным циклитам ХМ1, ХМ2–1, ХМ2–2, соответствую-щим основным выделенным фациям аллювиально-дельтового комплекса (флювиальной и приливной дельты), и ПА показало, что циклит ХМ1 характеризуется значительной неоднородностью. По образцам керна этого циклита отмечается значительное влияние галитизации на емкостные свойства всех выделенных ПА. При этом очевидно наличие двух групп образцов, соотношение Кпр = f(Кпэф) для которых соответствует ранее разработанным зависимостям для двух литотипов – алевролитов и галитизированных разностей (рис. 10а).

Анализ данных циклита ХМ2–1 (рис. 10б) показал, что возможно использование единой зависимости без разделения данных по породным ассоциациям. При этом выявленная зависимость расположена графически выше обобщенной, что соответствует ФЕС циклита ХМ2–1, повышенным в сравнении с ФЕС других частей пласта ХМ:

Кпр = 1 515 498.Кпэф–3,84; КТС = 0,42; Пог = 10,2; N = 930. (3)

Для циклита ХМ2–2 отмечены разные закономерности изменения Кпр от величины эффективной пористости для песчано-алевритовой и песчаной ПА (рис. 11а и 11б):

• песчано-алевритовая и алевро-глинистая ПА: Кпр = 1 472 299.Кпэф4,12; KTC = 0,22; N = 397, (4)

• песчаная ПА: Кпр = 14 727 944.Кпэф4,73; KTC = 0,66; Пог = 5,3; N = 115. (5)

Талахский горизонт

Отложения талахского горизонта характеризуются преимущественно континентальным генезисом, что подтверждается региональными исследованиями разных авторов. Особенностью литологического состава пород талахского горизонта является наличие пелитовой фракции, характерной для ледниковых отложений. Крайне низкая окатанность и сортировка зерен указывают на накопление и формирование отложений талахского горизонта вблизи источника сноса. Кроме того, об аридном типе климата свидетельствует высокая степень засолонения породы. Основной принцип осадконакопления заключается в заполнении более погруженных блоков фундамента и выравнивании рельефа [5, 6, 8, 11]. Источником зерен нижней части талахского горизонта являются породы коры выветривания фундамента, мобилизованные в процессе движения ледника флювиогляциальными потоками.

В разрезе талахского горизонта Чаяндинского НГКМ выделено три седиментационных циклита, распространенность которых меняется по площади. Наиболее полные разрезы, где прослеживаются все три циклита, характерны для южной части месторождения. К северо-западу стратиграфический объем талахского горизонта сокращается за счет отсутствия в разрезе нижнего циклита [5, 6, 8, 11].

Для верхней пачки ТЛ1, сформированной в условиях аллювиально-дельтовой равнины, характерны более тонкозернистые отложения относительно нижней части горизонта. На большей части территории распространены песчаные и песчано-алевритовые литофации, конгломератовая составляющая отсутствует (рис. 12).

Формирование второй пачки ТЛ2 происходило преимущественно в фациальных условиях временных русел. На керне, отобранном из этой части горизонта, отмечено присутствие косослоистых текстур, характерных для потоковых литофаций. Развиты преимущественно песчаная и алевро-песчаная ПА, в подошвенной части присутствует также гравийно-песчаная ПА. Верхняя часть разреза представлена в основном песчаной ПА (рис. 13).

Песчаная ПА сложена песчаниками от крупно- до мелкозернистых, гравелитистыми, с редкими прослоями гравелитов песчанистых и линзами аргиллитов и алевролитов. Развиты косослоистые текстуры, прерывисто слоистые, а также пятнистые за счет вторичной цементации, отмечено также наличие текстур взмучивания, оползания, промыва слойков [11].

В минеральном составе обломочной части преобладает кварц (до 75 %), количество зерен полевых шпатов составляет 5–10 %. Содержание обломков кремнистых пород размером 0,2–0,8 мм не превышает 4–5 %, как и содержание слюд. Акцессорные минералы представлены единичными зернами монацита, циркона, рутила и турмалина. Зерна монацита часто образуют в породе микропрослои толщиной до 0,3 мм. В верхней части разреза отмечается большое количество вторичных изменений, связанных с развитием процессов выщелачивания зерен кварца и калиевых полевых шпатов (КПШ), а также ростом аутигенных глинистых минералов. Отмечается развитие регенерации и сульфатизации. Содержание регенерационного цемента достигает 25 % от объема порового пространства [11].

Нижняя пачка ТЛ3 сложена в основном фациями аллювиального конуса обломочных потоков (флювиальные осадки) и представлена главным образом конгломератовой и песчано-гравийной ПА (рис. 14).

Песчано-гравийная ПА представлена чередованием гравелитов, песчаников разнозернистых, гравелитистых с единичными прослоями песчаников разнозернистых и тонкими прослоями аргиллитов алевритистых. Толщина прослоев колеблется от 1 до 15 см. Развиты косослоистая, горизонтальнослоистая, прерывистослоистая, пятнистая текстуры за счет неравномерной цементации, взмучивания, оползания осадка. Встречаются глинистые прослои и единичные крупные обломки. По минеральному составу преобладает кварц – до 60–65 %, КПШ – до 15 %. Выделяются отдельные прослои, где резко, до 35 %, увеличивается количество сульфатов, а значения засолонения достигают 50 % от объема пустотного пространства.

Конгломератовая ПА сложена в основном конгломератами, с прослоями гравелитов песчанистых, редкими прослоями песчаников разнозернистых и тонкими, до 2 см, прослоями и линзами аргиллитов. Конгломератовая ПА характеризуется в основном массивными текстурами, реже косо- и неяснослоистыми. Крайне низкая окатанность и отсортированность зерен указывает на накопление и формирование этих пластов вблизи источников сноса. Минеральный состав обломочной части представлен кварцем в количестве 40–75 % объема породы, КПШ в количестве до 15–20 % объема породы, обломками кислых магматических пород размерами 0,7–30 мм (10–15 % объема породы) [11]. Отмечено широкое развитие аутигенного минералообразования, такого как регенерация зерен кварца, сульфатизация, карбонатизация, а также интенсивное засолонение – до 70 % от объема пустотного пространства. Для пород конгломератовой ПА характерны аномальные значения радиоактивности, что связано с наличием зерен монацита. В целом для отложений нижнего циклита характерны достаточно низкие значения ФЕС, что обусловлено интенсивным развитием в пустотном пространстве аутигенного минералообразования.

Распределение фильтрационно-емкостных и петрофизических свойств для преимущественных ПА основных фациальных обстановок осадконакопления отложений талахского горизонта представлены на рис. 15.

Анализ зависимости Кпр = f(Кпэф) для талахского горизонта Чаяндинского НГКМ показал, что данная зависимость по общим данным имеет низкие статис-тические оценки (рис. 16):

Кпр = 320 259/Кпэф(–3,82); KTC = 0,19; Пог = 5,5; N = 1732. (6)

Для уточнения зависимости был проведен анализ данных по циклитам, соответствующим основным фациальным обстановкам и породным ассоциациям.

Данные для циклита ТЛ1 отражают высокие ФЕС аллювиально-дельтовой равнины и соответствуют обобщенной зависимости (рис. 17а). Разделение данных по основным ПА, слагающим циклит, показало, что в целом они также соответствуют обобщенной зависимос-ти (рис. 17б и 17г). При этом область со средними значениями Кпэф и низкими значениями Кпр очевидно характеризуется дополнительным признаком, вероятно, являющимся комплексом карбонатности и неоднородности отложений. Зависимость для песчаной ПА (рис. 17в) отражает наиболее высокие ФЕС этой ассоциации:

• песчаная ПА: Кпр = 235 293.Кпэф3,49; KTC = 0; Пог = 4,1; N = 150. (7)

Обобщенные данные для циклита ТЛ2, сформированного в фациальных условиях временных русел, также соответствуют общей зависимости для талахского горизонта (рис. 18а), однако дифференциация по ПА показала возможность разделения областей с высокими и низкими ФЕС, соответствую-щими выделенным ПА.

Для конгломератовой ПА циклита ТЛ2 отмечены наиболее высокие ФЕС и лучшие корреляционные характеристики зависимости Кпр = f(Кпэф), что отражает наименьшее влияние вторичных процессов на ФЕС в этой породной ассоциации (рис. 18б):

• конгломератовая ПА: Кпр = 174 927.Кпэф–3,28; KTC = 0,37; Пог = 3,2; N = 86. (8)

Гравийно-конгломератовая ПА отличается, напротив, пониженными ФЕС (рис. 18в), зависимость располагается ниже, чем обобщенная:

• гравийно-конгломератовая ПА: Кпр = 11 814.Кпэф–2,6; KTC = 0,2; Пог = 1,7; N = 103. (9)

Гравийно-песчаная ПА отличается существенной неоднозначностью величин Кпр при изменении Кпэф (рис. 18г) и в целом соответствует обобщенной зависимости.

Для нижнего седиментационного циклита ТЛ3 (фация аллювиального конуса временных потоков) отмечаются наиболее низкие ФЕС при достаточно большой неоднородности отложений (рис. 19а), что отражается в низком уровне корреляции полученной зависимости:

• Кпр = 59 978.Кпэф–3,36; KTC = 0,02; Пог = 1,8; N = 148. (10)

Градация данных по ПА показала, что для конгломератовой и гравийно-песчаной ПА возможно использование обобщенной зависимости для талахского горизонта (рис. 19б).

Зависимость для гравийно-конгломератовой и алевро-песчаной ПА отражает низкие ФЕС и неоднородность этих ассоциаций в циклите ТЛ3 (рис. 19в):

• гравийно-конгломератовая и алевро-песчаная ПА: Кпр = 986 559.Кпэф4,67; KTC = 0; Пог = 1,2; N = 69. (11)

ВЫВОДЫ

По результатам изучения основных фациальных обстановок формирования продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ был выявлен ряд закономерностей изменения коллекторских, петрофизических, добычных свойств пластов в зависимости от фациальных условий их формирования. В качестве примера уточнения зависимостей между ФЕС по результатам литофациального районирования рассмотрены зависимости коэффициента проницае-мости Кпр от коэффициента эффективной пористости Кпэф, преимущество применения которых относительно зависимостей Кпр = f(Кпэф) для вендских отложений Чаяндинского НГКМ обос-новано высокими коэффициентами корреляции [4].

Выявлены следующие основные особенности ФЕС и зависимостей между ними для основных фациальных обстановок формирования продуктивных пластов Чаяндинского НГКМ:

1) в ботуобинском горизонте высокими ФЕС отличаются породные ассоциации, сформированные в условиях баровых тел. Отложения мелководного шельфа характеризуются ухудшенными ФЕС за счет развития карбонатизированных и галитизированных разностей. Следовательно, заложение кустов эксплуатационных скважин более эффективно в области распространения барового тела;

2) для основных условий осадконакоп-ления ботуобинского горизонта (барового тела и мелководного шельфа) получены различающиеся зависимости Кпр = f(Кпэф), рекомендованные к практическому применению с учетом разработанной схемы распространения основных фаций;

3) в отложениях хамакинского горизонта выделено три циклита: ХМ1, сформированный в фациальных условиях дистрибутивного русла и отличающийся наличием гравелитов и грубозернистых песчаников, и ХМ2–1 и ХМ2–2, сформированные в условиях приливной гряды, с отмеченным периодическим воздействием приливов, речных течений и преимущественным развитием песчаной, песчано-алевритовой и алевро-глинис-той ПА;

4) для верхнего циклита хамакинского горизонта ХМ1, характеризующегося значительной неоднородностью, зависимость Кпр = f(Кпэф) разделяется на две, соответствующие ранее разработанным для литотипов алевролитов и галитизированных разностей;

5) верхняя часть циклита ХМ2 (ХМ2–1) отличается более высокими коллекторскими свойствами за счет меньшей степени галитизации и карбонатизации песчаников, что делает целесообразным проведение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин в этой части горизонта;

6) зависимость Кпр = f(Кпэф) для породных ассоциаций циклита ХМ2–1 расположена графически выше обобщенной для хамакинского горизонта, что отражает повышенные ФЕС циклита ХМ2–1 по сравнению с другими частями пласта ХМ;

7) для циклита ХМ2–2 отмечены разные закономерности изменения Кпр от Кпэф для песчано-алевритовой и песчаной ПА, располагающиеся соответственно выше и ниже обобщенной зависимости;

8) наиболее хорошими ФЕС талахского горизонта отличаются песчаные, гравийно-песчаные и песчано-алевритовые ПА верхней пачки (ТЛ1), сложенной фациями аллювиально-дельтовой равнины, отличительной чертой которой относительно нижних циклитов являются более тонкозернистые отложения и отсутствие в составе пород конгломератовой составляющей. Соответственно, заложение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин наиболее эффективно в этой части продуктивного пласта;

9) данные Кпр = f(Кпэф) для основных ПА циклита ТЛ1 отражают высокие ФЕС аллювиально-дельтовой равнины и в основном соответствуют обобщенной зависимости для талахского горизонта. Исключение составляет зависимость для песчаной ПА, отражающая наиболее высокие ФЕС этой ассоциации;

10) формирование второй пачки ТЛ2 происходило преимущественно в фациальных условиях временных русел, поэтому наилучшими ФЕС отличается конгломератовая ПА. Для всех ПА второго циклита характерно наличие существенной доли галитизированных разностей;

11) отмечена возможность разделения зависимостей Кпр = f(Кпэф) для основных ассоциаций, слагающих циклит ТЛ2. Для конгломератовой ПА циклита ТЛ2 данная зависимость располагается выше обобщенной, что отражает улучшенные ФЕС и наименьшее влияние вторичных процессов в этой породной ассоциации. Гравийно-конгломератовая ПА отличается, напротив, пониженными ФЕС, зависимость Кпр = f(Кпэф) располагается ниже, чем обобщенная;

12) нижний циклит талахского горизонта (ТЛ3), сформированный в фациальных условиях аллювиального конуса временных потоков, отличается в целом низкими значениями проницаемости, существенной карбонатизацией песчаной ПА и галитизацией песчано-алевритовой ПА. Заложение горизонтальных стволов эксплуатационных скважин в этой части продуктивного пласта представляется малоэффективным;

13) достаточно большая неоднородность отложений нижнего седиментационного циклита ТЛ3 отражается в низкой корреляционной характеристике полученной зависимости. Для конгломератовой и гравийно-песчаной ПА возможно использование обобщенной зависимости для талахского горизонта. Зависимость для гравийно-конгломератовой и алевро-песчаной ПА отражает низкие ФЕС и неоднородность этих ассоциаций в циклите ТЛ3;

14) в поле данных Кпр = f(Кпэф) для хамакинского и талахского горизонтов остается достаточно обширная область значений с низкими Кпр и средними значениями Кпэф, которую не охватывают разработанные зависимости. Вероятно, это область неоднородных разностей, установление зависимости для которой требует градации по неоднородности керновых данных, а также разработки алгоритмов выделения этих разностей в разрезах скважин по ГИС.

В целом исследование доказало, что учет влияния условий осадконакопления на ФЕС на основе литолого-фациального районирования месторождения является одним из эффективных путей уточнения зависимостей ФЕС для вендских отложений. Взаимосвязь распространения фаций и зон повышенной продуктивности отложений свидетельствует о важности геометризации зон различной фациальной принадлежности для целей разработки месторождения.

Условия формирования, структурные и минералогические характеристики вендских отложений месторождений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения

Generation conditions, structural and mineralogical characteristics of Vendian deposits in Chayandinskoe oil and gas condensate field

Случаи разрушения газопроводов по причине стресс-коррозионного растрес-кивания под напряжением впервые были зафиксированы во второй половине 1970-х гг., с чего и началось изучение данного явления в газовой промышленности. На сегодняшний день анализ ситуации со стресс-коррозионной повреждаемостью магистральных газопроводов в отечественной и мировой практике показывает, что стресс-коррозии подвержены трубы всех известных производителей трубной продукции, в основном изготовленные из листа, полученного методом контролируемой прокатки. При этом стоит отметить, что стресс-коррозии, как правило, не сопутствует коррозия в виде питтингов, язв, каверн, общая коррозия. К тому же от стресс-коррозии не защищает даже правильно организованная электрохимзащита [1].

Стресс-коррозии подвержены отдельные локальные участки трубной поверхности, так называемые плато, с аномальным содержанием неметаллических включений. Располагаются такие «плато» преимущественно на нижней образующей трубы на расстоянии 50–300 мм от продольного заводского шва (для двухшовных труб), причем с одной его стороны, что объясняется технологической последовательностью производства труб из цельного листа. После продольной разрезки листа, гнутья обечаек, их соединения для сварки с одной из сторон оказывается металл осевой части слитка, повышенная загрязненность которого обусловлена ликвационными процессами в слитке металла трубного листа. Крупные мировые металлургические центры зачастую объясняют проблему стресс-коррозии плохой защищенностью газопроводов средствами электрохимзащиты (ЭХЗ), качеством изоляционных покрытий и температурным режимом эксплуатации газопроводов, что с позиций сегодняшнего уровня познаний в области коррозионных процессов воспринимается как попытка защиты своей продукции. Действительно, внешний слой трубы наиболее ослаблен. Однако изоляционное покрытие за счет сдавливающего воздействия на трубу может являться фактором, сдерживающим образование трещин. Рассмотрим подробнее, какое влияние изоляционные покрытия оказывают на протекание стресс-коррозионных процессов.

ВЛИЯНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ НА ПРОЦЕССЫ СТРЕСС-КОРРОЗИИ

Физический процесс деструкции трубопровода можно описать следующим образом. Первичный элемент стенки трубы приходит в предельное состояние, когда эквивалентное напряжение в объеме элемента достигает предела прочности. Так зарождаются микротрещины. Неизбежные дальнейшие изменения напряженного состояния приводят к развитию макротрещин и последуюшему образованию сквозных трещин, вплоть до полного нарушения работоспособности трубы, то есть до отказа. В зарождении и развитии трещин главную роль играет концентрация напряжений.

Представление о предельном состоянии стенки трубы как об основополагающем факторе, обусловливающем зарождение трещин, полностью согласуется с данными статистики отказов. Отказы происходят при рабочем давлении газа, но всегда начинаются с образования трещин. Исключение составляют аварии в результате потери устойчивости.

На рис. 1 представлена расчетная схема трубопровода, на рис. 2 – схема воздействия внешнего и внутреннего давления. В основу расчета прочнос-ти трубопровода с учетом совместного действия внутреннего давления и внешних нагрузок (веса и давле-ния грунта, собственного веса и пригрузов, выталкивающей силы воды и температурных воздействий) по традиции положена методика расчета сооружений по предельным состояниям, разработанная советскими учеными во главе с Н.С. Стрелецким [2]. Согласно этой теории в качестве расчетных показателей принимают временное сопротивление и предел текучести материала труб с учетом коэффициентов надежности в соответствии с [3]. В то же время практически не исследовался вопрос влияния изоляционного покрытия на прочность трубопровода. Кажется, что оно ничтожно, однако результаты аналитических и экспериментальных исследований эффективости упрочнения дефектных труб композиционными бандажами из гибкого анизотропного рулонированного стеклопластика (ГАРС) производства НПО «Стеклопластик» показывают, что при определенных условиях покрытие все же может оказать определенное влияние [4].

Прочностные характеристики при совместной работе трубы и нанесенного бандажа были определены с учетом сопоставления теоретических и экспериментальных данных по разрушающему давлению на поврежденных трубах. Расчеты позволили для широкого спектра условий определить возможный уровень упрочнения дефектного участка в зависимости от параметров повреждения, технических характерис-тик металла трубы, бандажа и технологии ремонта.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ТРУБЫ С ИЗОЛЯЦИОННЫМ ПОКРЫТИЕМ

Напряжение, возникающее в трубе с изоляционным покрытием, можно оценить по формуле:

,                              (1)

где – толщина стенки трубы, мм; Dн – внешний диаметр трубы, мм; p – давление в трубопроводе, МПа; pзп – абсолютная величина давления на трубу одного слоя изоляционного покрытия, МПа, которая рассчитывается как:

,                                              (2)

где t – толщина слоя изоляционного покрытия, мм; зп – напряжение от изоляционного покрытия, МПа, которое рассчитывается как:

зп = зп.Eзп.∆T + F.cos/t.h,                     (3)

где зп – коэффициент температурного расширения изоляционного покры-тия, K–1; Eзп – модуль Юнга изоляционного покрытия, МПа; ∆T – разница температуры нанесения (затвердевания) и температуры эксплуатации, °C; F – усилие намотки, Н; – угол намотки изоляции, °; h – ширина ленты, мм.

Расчет производился для трубы DN 1400 с толщиной стенки , равной 15,7 мм. При этом в расчетах учитывалось возможное влияние трехслойного экструдированного полиэтиленового покрытия, полиуретанового двухкомпонентного покрытия и полимерной изоляционной ленты.

Исследования показали, что трехслойные экструдированные полиэтиленовые покрытия позволяют обеспечить защиту от стресс-коррозионных процессов. Однако, когда речь идет о протяженных участках трубопроводов, слабым звеном в цепи защиты участка от коррозии становится зона сварного стыкового соединения, поскольку работы ведутся в трассовых условиях, где, как известно, многое зависит от культуры производителя работ и результатов проверки качества представителями строительного контроля. Опыт показывает, что дефекты в металле труб на газопроводах с трехслойным поли-этиленом проявляются именно в зонах нанесения термоусаживающихся манжет (ТУМ). В рамках представленного исследования в качестве примера трехслойного покрытия выбрана продукция АО «Делан» (табл. 1).

Применение покрытий на основе полиуретановых мастик началось в мировой практике с 1980-х гг. Эти материалы могут наноситься как в заводских, так и в трассовых условиях. Отличительной особенностью полиуретановых мастик являются жесткие требования к подготовке поверхности перед их нанесением (ее шероховатость должна составлять около 60–120 мкм) и температуре окружающей среды (5–40 °C). Важными преимуществами полиуретановых мастик являются длительное обеспечение защитных свойств (30–35 лет) и возможность создания единой защитной оболочки на протяженном трубопроводе, включая трубы и сварные соединения. При нанесении полиуретановых мастик в трассовых условиях важным аспектом является достижение покрытием рабочего состояния до отлипа за короткий промежуток времени (2–10 мин), что позволяет без нанесения повреждений на покрытиях сохранять высокий темп полного цикла строительства от сварки до засыпки трубопровода.

В рамках исследования был произведен расчет влияния на стресс-коррозионные процессы наружного полиуретанового двухкомпонентного защитного покрытия на основе термореактивных материалов Protegol UR-Сoating 32-60, предназначенного для защиты от коррозии труб, соединительных деталей, запорной арматуры и монтажных узлов при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральных газопроводов и компрессорных станций с температурой транспортируемого продукта не выше 80 °С. Нанесение данного покрытия осуществляется последовательно на предварительно очищенную поверхность участка газопровода или изделия в трассовых условиях при температуре окружающего воздуха не ниже 5 °С и заводских условиях при температуре окружающего воздуха не ниже 15 °С (по [5]). Основные характеристики покрытия Protegol UR-Сoating 32-60 представлены в табл. 2.

Что касается полимерных изоляционных лент, влияние которых на стресс-коррозионные процессы исследовалось в рамках данной работы, то их основу составляют пластифицированный поливинилхлорид (ПВХ) и полиэтилен (ПЭ). ПЭ- и ПВХ-пленки применяются как основное покрытие или иногда в качестве защитной обертки. Полимерные пленки могут защищать трубопроводы от коррозии только при условии сплошности покрытия. Многократные обследования показали, что пленочные покрытия теряют свои свойства в течение первого года эксплуатации. Те же особенности присущи и мастично-битумным изоляционным покрытиям. Пленочные покрытия плохо противостоят стресс-коррозии, ставшей в последние годы основной причиной аварийных разрушений магистральных газопроводов больших диаметров. При старении полимеров ухудшаются механические свойства, покрытия растрескиваются и разрушаются. В последнее время наблюдается тенденция к отказу от применения пленочных материалов трассового нанесения, но при этом обостряется проблема переизоляции действующих трубопроводов, возможности первичной изоляции которых уже исчерпаны.

В первую очередь в рамках исследования было рассчитано напряжение от изоляционного покрытия по форму-ле (3), далее – абсолютная величина давления от одного слоя изоляционного покрытия на трубу по формуле (2). В табл. 4 сведены результаты расчетов напряжений, рассчитанных по формуле (1), возникающих в трубе с изоляционным покрытием, а также процентная составляющая упрочнения от каждого типа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты расчетов влияния изоляционных материалов показали, что максимальное снижение напряжений в стенке трубы обеспечивает трехслойное полимерное покрытие. Возможно, с этим связана повышенная стойкость труб с этим покрытием к коррозионному растрескиванию под напряжением. Для уточнения этой гипотезы требуется проведение дополнительных исследований.

Таблица 1. Конструкция защитного покрытия на основе термостойкого рулонного армированного мастичного материала «ДЕКОМ-РАМ» (ТУ 5774-015-32989231–2013)

Table 1. Protective coating structure based on thermal-resistant reinforced plastic sheet DEKOM-RAM (Technical Specifications (TU) 5774-015-32989231–2013)

Таблица 2. Характеристики полиуретанового двухкомпонентного защитного покрытия на основе термореактивных материалов Protegol UR-Сoating 32-60

Table 2. Description of polyurethane two-component protection coating based on termosetting materials Protegol UR-Сoating 32-60

Таблица 3. Характеристики полимерной ленты холодного нанесения [6]

Table 3. Description of cold applied polymeric tape coating [6]

Таблица 4. Результаты расчета

Table 4. Design data

Специалистам в области внутренней противокоррозионной защиты с помощью эпоксидных покрытий стальных элементов нефтепромысловых трубопроводов (НПТ) и колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах известно, что в процессе эксплуатации на поверхности этих покрытий часто возникают пузыри и локальные вздутия, нарушающие противокоррозионное действие покрытий. По мнению специалистов ООО «НПЦ «Самара», причиной образования пузырей и вздутий на поверхности покрытия является быстрый сброс давления транспортируемой газожидкостной среды – взрывная декомпрессия [1].

Предложенная ООО «НПЦ «Самара» методика автоклавного теста для экспресс-анализа сопротивления внут-ренних эпоксидных покрытий стальной трубной продукции образованию пузырей и вздутий при быстром и медленном сбросе давления внесена в технические требования к внутренним эпоксидным покрытиям стальных труб и соединительных деталей, разработанные ООО «БашНИПИнефть» и ОАО «РосНИТИ». Данная методика предусматривает выдержку покрытия в течение 24 ч в автоклавной установке при повышенных значениях температуры и давления в модельной газожидкостной среде (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – 5,0 МПа CO2 + 3,0 МПа N2) с последующим быстрым сбросом давления продолжительностью не более 5 с (взрывная декомпрессия). Дополнительно внесена в те же технические требования методика контроля внешнего вида покрытия после выдержки 240 ч в автоклавной установке при повышенных значениях температуры и давления в модельной газожидкостной среде (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – 5,0 МПа CO2 + 10,0 МПа N2) с последующим медленным сбросом давления продолжительностью не менее 30 мин.

Для оценки объективности предложенных методик контроля качества внут-ренних эпоксидных покрытий стальной трубной продукции в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина были проведены исследования влияния состава газожидкостной среды, ее температуры и об-щего давления, парциального давления различных газов в газожидкостной среде на внешний вид и диэлектрическую сплошность покрытия. В качестве жидкой фазы был использован 5%-ный водный раствор NaCl. В качестве газовой фазы использовали смесь диоксида углерода и азота или смесь водяного пара с азотом при их разном парциальном давлении. Были испытаны два типа внутренних эпоксидных покрытий трубной продукции, используемых ПАО «НК «Роснефть»: тип I – однослойное покрытие из жидкого безрастворительного эпоксидного материала; тип II – двухслойное покрытие с грунтовочным слоем из жидкого эпоксифенольного праймера и покрывным слоем из эпоксидной порошковой краски.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ОДНОСЛОЙНОГО ПОКРЫТИЯ ИЗ ЖИДКОГО БЕЗРАСТВОРИТЕЛЬНОГО ЭПОКСИДНОГО МАТЕРИАЛА И ДВУХСЛОЙНОГО ПОКРЫТИЯ С ГРУНТОВОЧНЫМ СЛОЕМ ИЗ ЖИДКОГО ЭПОКСИФЕНОЛЬНОГО ПРАЙМЕРА И ПОКРЫВНЫМ СЛОЕМ ИЗ ЭПОКСИДНОЙ ПОРОШКОВОЙ КРАСКИ

В табл. 1 приведены результаты исследования влияния температуры при испытаниях в автоклавной установке в течение 24 ч в модельной газожидкостной среде (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – CO2 + N2) на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции. Исследование показало, что на возникновение пузырей на поверхности покрытия и нарушение его диэлектрической сплошности вследствие растрескивания этих пузырей при испытаниях в автоклавной установке в газожидкостной среде существенное влияние оказывает температура.

В табл. 2 представлены результаты исследования влияния скорости сброса давления при испытаниях в автоклавной установке в течение 24 ч в модельной газожидкостной среде (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – CO2 + N2) на внешний вид и диэлектрическую сплошность покрытия типа I стальной трубной продукции. Из таблицы понятно, что уменьшение скорости сброса давления с 5,0 до 0,005 МПа/с при исходном общем давлении модельной газожидкостной среды 4,0 МПа не влияет на возникновение пузырей на поверхности покрытия и нарушение его диэлектрической сплошности вследствие растрескивания этих пузырей.

В табл. 3 сведены результаты исследования влияния парциального давления СО2 в модельной газожидкостной среде (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – CO2 + N2) при испытаниях в автоклавной установке в течение 24 ч на внешний вид и ди-электрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции. Результаты исследования свидетельствуют о том, что величина парциального давления СО2 оказывает существенное влияние на возникновение пузырей на поверхности покрытия и нарушение его ди-электрической сплошности вследствие растрескивания этих пузырей. При парциальном давлении СО2, равном 0, отсутствуют пузыри на поверхности покрытия и сохраняется его диэлектрическая сплошность. При парциальном давлении СО2, равном 0,1 МПа, возникают мелкие пузыри и небольшие вздутия, но их разрыв не происходит и диэлектрическая сплошность покрытия сохраняется. При парциальном давлении СО2, равном 3,0 МПа, возникают крупные пузыри и вздутия. Образующиеся пузыри растрескиваются, что приводит к нарушению диэлектрической сплошности покрытия.

В табл. 4 приведены результаты исследования влияния общего давления при испытаниях в автоклавной установке в течение 24 ч в модельной газожидкостной среде, не содержащей СО2 (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – пар водяной + N2), на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции. По результатам исследования можно сделать вывод, что величина общего давления газожидкостной среды оказывает существенное влияние на возникновение пузырей на поверхнос-ти покрытия и нарушение его диэлектрической сплошности вследствие их растрескивания. При этом с увеличением общего давления газожидкостной среды вероятность появления пузырей на поверхности покрытия и нарушения диэлектрической сплошности покрытия вследствие их растрескивания возрастает.

Результаты испытаний внутреннего однослойного эпоксидного покрытия типа I на основе жидкого безрастворительного эпоксидного материала в течение 24 ч в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде, моделирующей продукцию, транспортируемую по нефтепромысловым трубопроводам и колоннам НКТ в скважинах, позволили сделать следующие выводы:

• снижение скорости сброса давления с 5,0 до 0,005 МПа/с при исходном общем давлении модельной газожидкостной среды 4,0 МПа не оказывает влияния на образование пузырей и вздутий на поверхности покрытия и на диэлектрическую сплошность покрытия;

• существенное влияние на образование пузырей и вздутий на поверхности покрытия и их растрескивание оказывают парциальное давление СО2 в газожидкостной смеси, общее давление и температура газожидкостной смеси.

Аналогичные испытания в течение 24 ч в автоклавной установке в той же газожидкостной среде прошло внутреннее двухслойное эпоксидное покрытие типа II с грунтовочным слоем из эпоксифенольного праймера и покрывным слоем из эпоксидной порошковой крас-ки. Результаты испытаний представлены в табл. 5–7, причем они полностью согласуются с выводами, касающимися результатов испытаний покрытия типа I (табл. 1–4).

В целях проверки достаточности проведения рекомендованных ООО «НПЦ «Самара» ускоренных испытаний внутреннего эпоксидного покрытия стальной трубной продукции в автоклавной установке в газожидкостной среде в течение 24 или 240 ч при заданных значениях температуры и давления при контроле внешнего вида покрытия были проведены сравнительные испытания в тех же условиях покрытий типов I и II, успешно прошедших испытания в течение 24 ч (табл. 8). Данные табл. 8 свидетельствуют о том, что продолжительность испытаний 24 и 1000 ч (40 сут) внутренних эпоксидных покрытий трубной продукции в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде недостаточна для обоснованного заключения о том, что испытанное внутреннее эпоксидное покрытие стальной трубной продукции обладает сопротивлением осмотическому вспучиванию, т. е. образованию пузырей и локальных отслоений от поверхности стали, и сохраняет диэлектрическую сплошность в течение расчетного срока службы.

Покрытия типов I и II, успешно прошедшие испытания на сопротивление образованию пузырей и вздутий в течение 24 и 1000 ч, не прошли аналогичные испытания продолжительностью 70 сут.

Таким образом, результаты исследований говорят о том, что продолжительность испытаний внутренних эпоксидных покрытий стальной трубной продукции в газожидкостных средах при повышенных значениях температуры, общего давления, парциального давления отдельных компонентов газовой фазы для последующей оценки внешнего вида, диэлектрической сплошности и адгезии этих покрытий должна составлять не менее 70 сут.

ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ПУЗЫРЕЙ И ЛОКАЛЬНЫХ ОТСЛОЕНИЙ ВНУТРЕННИХ ЭПОКСИДНЫХ ПОКРЫТИЙ СТАЛЬНОЙ ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ ОТ ПОВЕРХНОСТИ СТАЛИ

Результаты проведенных РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина испытаний внутренних эпоксидных покрытий стальной трубной продукции в модельной газожидкостной среде при повышенных значениях температуры и давления убедительно показали, что взрывная декомпрессия (высокая скорость сброса давления) не является причиной образования на поверхности покрытия пузырей и вздутий. Подобные дефекты имеют «осмотическую» природу.

Осмос – это односторонняя диффузия воды через полупроницаемую мембрану из раствора с меньшей концентраци-ей в раствор с большей концентрацией.

Эпоксидное покрытие представляет собой полупроницаемую мембрану.

Концентрация раствора, находящегося со стороны внешней поверхности покрытия, всегда меньше, чем на границе контакта с металлом.

В результате создается осмотическое давление – избыточное гидростатическое давление на раствор с большей концентрацией, отделенный от раствора с меньшей концентрацией полупроницаемой мембраной, в результате чего прекращается диффузия раствора с меньшей концентрацией через мембрану (осмос) и происходит вспучивание покрытия (blistering) – явный признак разрушения отдельных адгезионных или когезионных связей.

Согласно закону Вант-Гоффа величина осмотического давления Росм определяется выражением:

Росм = i.См.R.Т,                                     (1)

где i – изотонический коэффициент; См – молярная концентрация раствора, моль/л; R – универсальная газовая постоянная, Дж/моль.К; Т – температу-ра, К.

Осмотическое проникновение влаги ускоряется, если в покрытии или на поверхности металла под покрытием находятся водорастворимые ве-щества.

Молекулы воды, благодаря их малому размеру, быстро проникают в полимерный слой, растворяют эти вещества, в результате чего в пленке и под пленкой создаются микрообъемы раствора электролита с большей концентрацией по сравнению с концентрацией на поверхности покрытия. При этом смесь «вода – газ (пар)» находится в равновесном состоянии как в объеме раствора, воздействующего на покрытие, так и в покрытии. С увеличением разницы концентраций осмотическое давление возрастает, вследствие чего происходит отрыв пленки от поверхности металла, и под пленкой образуются пузыри, наполненные раствором. Впоследствии пузыри лопаются, и на обнаженном металле развивается местная коррозия в виде питтингов. Диаметр пузырей зависит от адгезии и физико-химических свойств полимерного слоя. С увеличением адгезии вероятность образования пузырей уменьшается. Чем больше проницаемость покрытия, тем меньше число и размеры пузырей.

Результаты испытаний, приведенные в табл. 1–8, свидетельствуют о том, что вспучивание покрытия происходит при температурах испытаний как свыше, так и менее 100 °С, при наличии диоксида углерода в газожидкостной среде.

В первом случае при сбросе внешнего давления вода в порах покрытия и на раз-деле фаз «металл – покрытие» не успевает пройти через покрытие обратно в объем газожидкостной смеси и вскипает, что приводит к образованию водяного пара. Покрытие не может противостоять увеличивающемуся в объеме водяному пару и вспучивается (при нахождении воды в порах покрытия) или отслаивается (при нахождении воды на границе раздела «покрытие – металл»).

Во втором случае при воздействии на покрытие газожидкостной смеси, содержащей диоксид углерода, происходит растворение диоксида углерода в воде (этот газ хорошо растворяется в воде), что обеспечивает его быстрое проникновение в растворенном состоянии в объем покрытия и на границу раздела «покрытие – металл». Следует отметить, что давление азота в данном случае не играет определяющей роли, поскольку азот значительно хуже растворяется в воде, чем диоксид углерода.

При сбросе внешнего давления диоксид углерода может выделяться из водного раствора как в порах покрытия, так и на границе «покрытие – металл», что вызывает вспучивание и отслоение покрытия.

С увеличением температуры и давления возрастает скорость диффузии молекул воды через покрытие, и за меньшее время под покрытием создается осмотическое давление. Поэтому для проявления осмоса достаточно 24 ч выдержки в водной среде. При качественной подготовке изолируемой поверхности стальной трубной продукции исходная адгезионная прочность большинства используемых эпоксидных покрытий достаточно высока и практически не изменяется в водной среде через 24 ч, что обеспечивает их высокое сопротивление разрушению при действии осмотического давления. Осмотическое вспучивание эпоксидных покрытий отдельных производителей стальной трубной продукции через 24 ч в большинстве случаев объясняется наличием в материале покрытия водорастворимых веществ и нарушением технологии нанесения покрытия, в частности наличием водорастворимых веществ на подготовленной к окраске поверхности металла, адсорбцией влаги на этой поверхности в связи с повышенной влажностью окружающей атмосферы или сжатого воздуха, используемого для струйно-абразивной очистки окрашиваемой поверхности или удаления пыли с поверхности после ее струйно-абразивной очистки. Это приводит к низкой адгезии покрытия к стали и образованию внутренних пор в полимерном слое, следствием чего является последующее осмотическое вспучивание покрытия.

Адгезионная прочность покрытия в газожидкостной среде, определяющая его сопротивление осмотическому вспучиванию, существенно зависит от исходной энергии адгезионных связей материала покрытия с поверхностью стали, уровня сохранения этой энергии при сорбционном взаимодействии покрытия с газожидкостной средой при повышенной температуре, количества адгезионных связей покрытия с изолированной поверхностью стали.

С увеличением шероховатости поверхности стали должна возрастать площадь фактического контакта материала покрытия с этой поверхностью, вследствие чего должно увеличиваться количество адгезионных связей при условии, что реологические характеристики материала покрытия обеспечивают его капиллярное проникновение в микронеровности поверхности стали и обеспечивают их полное смачивание. Во многих случаях нормированная шероховатость окрашиваемой поверхности стали не учитывает фактические реологические характеристики используемого мате-риала покрытия. В результате материал покрытия не проникает на всю глубину микронеровностей поверхности и не обеспечивает их полное смачивание. На отдельных участках изолированной поверхности стали отсутствует контакт с материалом покрытия, что определяет отсутствие адгезионных связей между ними. Образующиеся на границе «покрытие – сталь» пустоты заполняются абсорбируемой покрытием влагой, вызывающей последующее осмотическое вспучивание покрытия.

Отсутствие осмотического вспучивания покрытия через 24 ч испытаний в газожидкостной среде не означает, что оно не произойдет в тех же условиях спустя более длительный срок.

При длительном контакте эпоксидных покрытий с водной средой при повышенной температуре может происходить значительное снижение их адгезионной прочности, что вызывает отслаивание покрытия под действием осмотического давления. В результате на поверхности покрытия образуются пузыри и вздутия, происходит их последующее растрескивание, что подтверждают данные табл. 8.

ВЫВОДЫ

Проведенные испытания внутренних однослойных покрытий из жидких безрастворительных эпоксидных материа-лов (тип I) и двухслойных покрытий на основе порошковых эпоксидных материалов (тип II) показали, что уменьшение скорости сброса давления с 5,0 МПа/с (высокая скорость декомпрессии – взрывная декомпрессия) до 0,005 МПа/с (низкая скорость декомпрессии) при исходном давлении модельной газожидкостной среды 6,0 МПа не оказывает влияния на образование пузырей и вздутий на поверхности покрытия и на диэлектрическую сплошность покрытия. Но это не значит, что продолжительность снижения давления газожидкостной среды на покрытие, определяемая исходной величиной этого давления и скоростью его снижения, не влияет на сопротивление покрытия осмотическому вспучиванию. При длительности снижения давления более 1 ч вода и газ в порах покрытия и на разделе фаз «металл – покрытие» успевают пройти через покрытие обратно в объем газожидкостной смеси, и осмотическое вздутие покрытия не происходит. Подобное длительное снижение давления в промысловых трубопроводах и колоннах НКТ из стальных элементов с внутренним эпоксидным покрытием не происходит. При аварийных отказах промысловых трубопроводов и колонн НКТ при сбросе в них давления для технического обслуживания или технологических операций продолжительность падения рабочего давления соответствует исследованному диапазону скоростей уменьшения давления от 5,0 до 0,005 МПа/с.

Как следует из данных, приведенных в табл. 2 и 8, уменьшение скорости падения давления в указанном диапазоне не влияет на сопротивление покрытия осмотическому вспучиванию.

Результаты испытаний, проведенных в лаборатории конструирования полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, позволили рекомендовать следующие режимы периодических испытаний внутренних эпоксидных покрытий на сопротивление осмотическому вспучиванию в модельной газожидкостной среде:

• при испытаниях при температуре до 100 °С используется модельная газожидкостная среда (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – CO2 при парциальном давлении 3,0 МПа и N2, обеспечивающем максимальное рабочее давление при эксплуатации стальной трубной продукции с внутренним эпоксидным покрытием), продолжительность испытаний составляет 70 сут с последующим сбросом давления до нулевого значения;

• при испытаниях при температуре более 100 °С используется модельная газожидкостная среда (жидкая фаза – 5%-ный водный раствор NaCl; газовая фаза – N2, обеспечивающий максимальное рабочее давление при эксплуатации стальной трубной продукции с внутренним эпоксидным покрытием), продолжительность испытаний также составляет 70 сут с последующим сбросом давления до нулевого значения.

Таблица 1. Влияние температуры при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции

Table 1. The temperature effect on the appearance and dielectric continuity of the type I inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 2. Влияние скорости сброса давления при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции

Table 2. The pressurization-rate effect on the appearance and dielectric continuity of the type I inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 3. Влияние парциального давления СО2 при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции

Table 3. The СО2 partial pressure on the appearance and dielectric continuity of the type I inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 4. Влияние общего давления при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа I стальной трубной продукции

Table 4. The overall pressure effect on the appearance and dielectric continuity of the type I inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 5. Влияние температуры при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа II стальной трубной продукции

Table 5. The temperature effect on the appearance and dielectric continuity of the type II inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 6. Влияние скорости сброса давления при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа II стальной трубной продукции

Table 6. The pressurization-rate effect on the appearance and dielectric continuity of the type II inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 7. Влияние общего давления при испытаниях в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде в течение 24 ч на внешний вид и диэлектрическую сплошность внутреннего эпоксидного покрытия типа II стальной трубной продукции

Table 7. The overall pressure effect on the appearance and dielectric continuity of the type II inner epoxy coating of steel tubular goods while carrying 24 hours testing in model gas-liquid medium in the autoclave room

Таблица 8. Влияние времени испытаний внутренних эпоксидных покрытий типов I и II стальной трубной продукции в автоклавной установке в модельной газожидкостной среде при заданных значениях температуры и давления на внешний вид и диэлектрическую сплошность этих покрытий

Table 8. The effect of the testing period of the types I and II inner epoxy coatings of steel tubular goods in the autoclave unit in model gas-liquid medium at specified temperatures and pressures on the appearance and dielectric continuity of these coatings

Широкое применение герметичных насосов с приводом через магнитную муфту обусловлено рядом преимуществ этого типа насосов по сравнению с насосами с уплотнениями. К преимуществам, в частности, относятся отсутствие утечек, запахов, выделений, простота обслуживания, а также сокращение временнх затрат на проведение ремонтов. Наиболее широко насосы применяются в нефтегазовой отрасли (для перекачки газового конденсата, сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов, метанола, диэтиленгликоля, ингибиторов), а также в химической промышленности (для перекачки кислот, щелочей).

УСТРОЙСТВО НАСОСА ЦМП25/50-Е-1-3,7-11-У2

Схема устройства насоса, изученного в рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, показана на рис. 1. Охлаждение магнитной муфты и подшипников скольжения осуществляется частью перекачивае-мой жидкости, отбираемой с линии нагнетания. С нагнетательного патрубка (не показан на рис. 1) жидкость поступает через канал с диаметром D1 на вход в контур охлаждения A, а затем делится на два потока. Первый идет на охлаждение подшипников скольжения, состоящих из узлов подшипника 3 и 4, втулок 7 и 15, пят 10 и 16. Второй по каналу диаметром D2 идет под экран 6 в полость B, затем через кольцевой канал между экраном 6 и внутренней магнитной полумуфтой 5, через жиклер 17 диаметром D3 в осевой канал вала 9, далее через радиальные каналы вала 9 диаметром D4 в полость C, откуда через кольцевую щель между крышкой проточной части 14 и ступицей рабочего колеса 8 поступает в полость разгрузки D и смешивается с перекачиваемой жидкостью [1].

Основной элемент данного типа насосов – магнитная муфта. Надежность ее работы в значительной степени определяет надежность работы всего насоса. При работе герметизирующий экран 6 оказывается во вращающемся магнитном поле, образованном постоянными магнитами внутренней 5 и наруж-ной магнитных полумуфт. Экран изготавливается из сплавов с относительно высоким удельным электрическим сопротивлением (титан, никелевые сплавы, нержавеющие стали), что позволяет сократить потери от возникающих в экране 6 токов Фуко и обеспечить высокие прочностные свойства.

Безотказная работа магнитной муфты обеспечивается при полном отводе тепла, выделяющегося в экране 6 с нагревом перекачиваемой жидкости не выше температуры кипения при фактическом давлении. Кроме того, в кольцевом канале между экраном 6 и внутренней магнитной полумуфтой 5 недопустимо появление газовых пузырей, которые могут выделяться из перекачиваемой жидкости при ее нагреве в щелевом канале, содержаться в растворенном виде в жидкости на входе в насос и скапливаться в период простоя оборудования [2].

Одним из элементов, определяющих надежность работы насоса, являются гидродинамические подшипники скольжения 3, 4, 7, 15, 10, 16. В герметичном насосе невозможно организовать принудительную смазку маслом: подшипники работают в перекачиваемой жидкости. Одним из наиболее сложных условий эксплуатации, для которых используются герметичные насосы с магнитной муфтой, является перекачка легкокипящих углеводородов с низкой вязкостью. Максимально эффективно радиальный и осевой или радиальный подшипник скольжения охлаждается и смазывается при наибольшем перепаде давления. При этом левый подшипник скольжения (4, 7, 10) работает при максимальном перепаде давления, равном давлению, созданному насосом, тогда как правый подшипник (3, 15, 16) работает с перепадом давления между полостями A и B. Значение давления в полости B недопустимо максимально приближать к значению давления в полости D, так как появляются риски закипания перекачиваемой жидкости в кольцевом канале между экраном 6 и внутренней магнитной полумуфтой 5. Следовательно, необходимо искать баланс для обеспечения лучших рабочих условий двух элементов одновременно. Дополнительные способы повышения надежности герметичных насосов описаны в [3, 4].

Контур охлаждения герметичных центробежных насосов исследован в [5], где были систематизированы основные элементы контура охлаждения (каналы осевые, радиальные, вращающиеся осевые и радиальные, кольцевые с вращающимися и неподвижными стенками) и было предложено контур охлаждения рассматривать в виде схемы гидравлического замещения, состоящей из перечисленных элементов. С частью выводов автора работы [5] согласиться нельзя, к примеру с тем, что потерями в герметизирующем экране можно пренебречь: опыт производства насосов разной мощности (от 2,2 до 630 кВт) с приводом через магнитную муфту свидетельствует о том, что тепловые потери от вихревых токов составляют 4–9 % потребляемой мощности. Кроме того, одним из выводов [5] является невозможность использования численного эксперимента для решения исследовательских и оптимизационных задач, тогда как в данной статье описан численный метод исследования контура охлаждения, подтвержденный экспериментальными данными.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

Объектом, на котором проводились исследования, была магнитная муфта с герметизирующим титановым экраном, рассчитанная на передачу мощности 22 кВт при 2970 об/мин. Габариты магнитной муфты, число магнитов, схема их расположения выбраны по методике, предложенной автором [6]. Величина крутящего момента рассчитана по методике, предложенной автором [7].

Расчетная схема контура охлаждения магнитной муфты представлена на рис. 2. Исходными данными являются: Р1Р – давление на входе в насос, МПа; полость D (выход из контура охлаждения магнитной муфты); Р2Р – давление на выходе из насоса, МПа; полость A (вход в контур охлаждения магнитной муфты); Р3Р – давление под экраном 6 полости B, МПа; Qохл – расход через контур охлаждения, м3/ч; D1, D2, D3, D4 – диаметры каналов контура охлаждения, мм.

Метод численного моделирования основан на решении аналогов базовых уравнений гидродинамики.

Для начала решим уравнение сохранения массы (неразрывности):

,                                                              (1)

где – осредненная скорость жидко-сти, м/с, в проекции на j-ю ось (j = 1, 2, 3); xj – декартовы координаты, м.

Далее решим уравнение изменения количества движения (осреднение по Рейнольдсу) в стационарной постановке:

,              (2)

где – осредненное значение давления, МПа; = 2μij – тензор вязких напряжений для несжимаемой жидкости;

– тензор скорости де-формации; – Рейнольдсовы напряжения; – плотность жидкости, г/л; µ – динамическая вязкость жидкости, Па.с. Рейнольдсовы напряжения моделировались на основе k– SST-модели (Shear Stress Transport – перенос сдвиговых напряжений) турбулентности, успешно примененной в [8, 9].

Модель (рис. 2) создана с учетом всех потерь в элементах контура. Жидкость входит в модель через трубопровод нагнетания с давлением Р2Р. Благодаря искусственному дросселю 1 моделируется давление на входе в насос Р1Р, или давление в емкости. Граничные условия численной модели – давление на входе и расход на выходе. Таким образом, перепад давления в смоделированном контуре соответствует фактическим условиям работы. Соответствие было получено с учетом следующих деталей модели:

• потерь в тройнике 2, образованном трубопроводом нагнетания и каналом подачи жидкости в контур охлаждения;

• задания локальной скорости вращения стенок ротора, что позволяет наблюдать эффект запирания в пазухах герметичного насоса [10];

• задания вращения каналам разгрузки рабочего колеса 3;

• задания дополнительной подачи жидкости через щелевое уплотнение рабочего колеса 4 в камеру разгрузки, что увеличивает гидравлические потери.

Без учета этих деталей разница между расчетными и экспериментальными данными достигала 60 %.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Испытания оборудования проводились на стенде компании ООО «Гидромос», доработанного для испытаний контура охлаждения. На рис. 3 представлена схема стенда, на рис. 4 – фотография электронасосного агрегата ЦМП, установленного на стенде. Исследования проводились на серийном образце электронасосного агрегата ЦМП80/50-Е-1-2,7-22-У2, являющемся складским неликвидом, и на серийных ЦМП25/50-Е-1-3,7-11-У2 (4 шт.), изготовленных для нужд ООО «Газпром ПХГ» в 2017 г. Агрегаты ЦМП25/50-Е-1-3,7-11-У2 (4 шт.) были введены в эксплуатацию в начале 2018 г. и используются для откачки водометанольного раствора из дренажных емкостей. За время эксплуа-тации насосов замечаний и нареканий к работоспособности оборудования по причине конструктивных недостатков не поступало.

В целях измерения расхода через контур охлаждения жидкость по гибкому шлангу подавалась на опорную плиту, проходила через водосчетчик и возвращалась в контур охлаждения герметичного насоса. На втором этапе для испытаний агрегата к полости под экраном был подключен манометр, измерявший давление в полости В (рис. 1).

В рамках исследования испытывались герметичные насосы с двумя конфигурациями контура охлаждения. Данные зафиксированы в семи рабочих точках. Результаты испытаний представлены в табл. 1.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА

Расчет проводился для моделей контуров в указанных конфигурациях (значения D1, D2, D3, D4) и при соответствующих значениях давления в программном пакете STAR CCM+. Порядок получения численного решения следующий. Р2Р – давление на входе в модель (рис. 2) – устанавливалось равным давлению нагнетания Р2, полученному при испытаниях на стенде. Затем изменением скорости на выходе из модели (аналогично расходу насоса Q) устанавливался режим с давлением Р1Р, равным давлению на входе в насос – Р1. При этом фиксировались расчетные значения давления под экраном в полости В (рис. 1) – Р3Р, а также расход через контур охлаждения QохлР. Расчеты проводились в стационарной постановке. В табл. 1 представлены экспериментальные и расчетные данные по семи конфигурациям контура охлаждения.

На основании данных табл. 1 составлены графики зависимости экспериментальных и расчетных значений Qохл, QохлР для насоса ЦМП25/50 (конфигурации № 1–3) (рис. 5) и Р3, Р3Р, Qохл, QохлР для насоса ЦМП80/50 (конфигурации № 4–7) (рис. 6) относительно Q.

По рис. 5 и 6 можно сделать вывод, что расчетные значения расхода QохлР и давления P3Р охлаждения оказались несколько ниже, чем экспериментальные, однако характер изменения величин в зависимости от рабочей точки насоса Q/P2 у экспериментальных и расчетных данных совпадает. В табл. 2 зафиксирована относительная разница между измеренными Р3, Qохл и рассчитанными значениями Р3Р, QохлР для всех конфигураций, не превышающая 10 %.

На рис. 7 для наглядности представлено распределение скорости, на рис. 8 – распределение давления для модели контура охлаждения (конфигурация № 7).

ВЫВОДЫ

По результатам экспериментального исследования и математического моделирования двух вариантов контура создана модель, позволяющая с достаточной степенью точности вычислить расход через контур охлаждения магнитной муфты и давление в характерных точках. При этом разница между расчетными и экспериментальными данными не превышает 10 %. Сделан вывод о важности учета в модели контура охлаждения таких элементов, как система уравновешивания осевой силы и щелевое уплотнение рабочего колеса. Предложенная модель расчета контура охлаждения позволяет говорить о возможности ее использования для многокритериальной оптимизации контура охлаждения проектируемых насосов с приводом через магнитную муфту.

Таблица 1. Экспериментальные и расчетные данные по конфигурациям контура охлаждения

Table 1. Сircuit сooling configuration testing and estimated data

Таблица 2. Разница между экспериментальными и расчетными данными давления и расхода через контур для всех конфигураций контура охлаждения

Table 2. Difference between testing and estimates data of pressure and circuit discharge for all cooling circuit configurations

Текущее состояние долго эксплуатируемых месторождений России характеризуется высокой обводненностью продукции добывающих скважин как пластовыми, так и закачиваемыми водами. Для увеличения срока рентабельной эксплуатации скважин и повышения нефтеизвлечения, особенно из зон пласта, не затронутых заводнением, широко применяются различные потокоотклоняющие технологии. Выравнивание профиля приемистости (ВПП) – это операция, проводимая на нагнетательных скважинах в целях изоляции промытых участков пласта, перераспределения фильтрационных потоков и задействования в разработку дополнительных объемов нефти. На месторождениях с высокими пластовыми температурами хорошо зарекомендовали себя технологии, имеющие низкую первоначальную вязкость, которая повышается при плас-товых температурах. Большой интерес для применения в низкопроницаемых пластах представляют осадкогелеобразующие композиции, основной принцип действия которых заключается в закачке реагентов, образующих гелеобразный осадок при взаимодействии с пластовой водой, породой-коллектором или за счет гидролиза компонентов системы.

Осадкогелеобразующие композиции на основе соли алюминия и карбамида широко применяются на месторождениях Западной Сибири для выравнивания профиля приемистости скважин. Применение данных реагентов не требует больших экономических затрат, поэтому осадкогелеобразующие композиции на основе соли алюминия и карбамида постоянно дорабатываются, усовершенствуется их компонентный состав, используются различные модифицирующие добавки. Одним из направлений разработок является увеличение индукционного периода осадкогелеобразования, так как многими вычислительными и эмпирическими исследованиями показано, что чем дальше от нагнетательной скважины будет расположен изолирующий экран, тем больший прирост дополнительной добычи будет наблюдаться после закачки осадкогелеобразующего состава [1].

В научно-образовательном центре (НОЦ) «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана комплексная технология SiXell [2, 3], которая предполагает закачку в пласт неорганической осадкогелеобразующей системы (ОГС) на основе солей алюминия и карбамида, включающей добавку, регулирующую время осадкогелеобразования. В целях снижения уровня разбавления осадкогелеобразующей композиции пластовой водой до и после основной системы в данной технологии используются буферные оторочки, представляющие собой низкоконцентрированный раствор полиакриламида (ПАА) (рис. 1). Технология хорошо зарекомендовала себя на месторождениях с низкопроницаемыми неоднородными коллекторами. Основная проблема, с которой сталкиваются при применении данной технологии, – это высокая адсорбция ПАА на породе, из-за чего гель образуется в прискважинной зоне пласта. Ввиду использования данной технологии в низкопроницаемых коллекторах повышение концентрации ПАА является нецелесообразным.

Было выдвинуто предположение, что добавление сшивающего агента (соли поливалентного металла) к раствору ПАА позволит снизить его адсорбцию на породе. Ионы поливалентного металла связывают функциональные группы молекул ПАА, что ослабляет их взаимодействие с породой (подана заявка № 2018118834 от 22.05.2018 на патент на изобретение «Способ разработки обводненной нефтяной залежи»). В целях подтверждения теории была проведена серия экспериментов по исследованию статической адсорбции растворов ПАА двух марок – FP 307 (гидролизован-ный ПАА) и AN 125 SH (сульфонированный ПАА). В качестве сшивающего агента применялся раствор ацетата хрома товарной формы 50 % масс. в соотношении ПАА и ацетата хрома 20:1 (в пересчете на чистое вещество).

ИССЛЕДОВАНИЕ СТАТИЧЕСКОЙ АДСОРБЦИИ РАСТВОРОВ ПОЛИАКРИЛАМИДА

На первом этапе оценивалась термостабильность растворов ПАА обеих марок в пресной (0,32 г/л) и минерализованной (24 г/л) водах концентрацией 100, 300 и 500 мг/л. Термостабильность оценивалась по изменению эффективной вязкости растворов при температуре 97 °С в течение 14 сут. ПАА марки AN 125 SH в низких концентрациях оказался более устойчивым к минерализации, а оптимальной концентрацией оказалось 300 мг/л: у данной системы наблюдалась минимальная разница вязкостей между сшитым и линейным растворами. Данное обстоятельство говорит о том, что сшитый раствор обладает низкой вязкостью, что позволит прокачать его глубоко в пласт.

Далее было проведено исследование статической адсорбции растворов линейного и сшитого ПАА обеих марок на насыпной модели, представляющей собой песок с размером частиц 0,08–0,28 мм. Исследования проводились в герметичном контейнере, куда помещали 100 г песка и 50 г раствора полимера концентрацией 300 мг/л. Системы выдерживались при комнатной температуре до наступления динамического равновесия. Для поддержания оптимального контакта между жидкостью и твердой фазой образцы перемешивались каждые 6 ч. Для всех образцов ставились пять параллельных опытов, использовался также «холостой» образец (без песка) для учета влияния термической и механической деструкций.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ РАСТВОРОВ ПАА ПОСЛЕ АДСОРБЦИИ

Концентрация линейного ПАА определялась фотоколориметрическим методом на приборе КФК-2 при длине волны 490 нм по методике API [4]. Для этого был построен график зависимости пропускающей способности раствора T, %, от концентрации ПАА в растворе в диапазоне концентраций от 0 до 300 мг/л при добавлении «отбеливающего раствора» – раствора гипо-хлорита натрия. При концентрации ПАА выше 300 мг/л наблюдалось образование хлопьевидных конгломератов, негативно влиявших на показания прибора. Как видно на рис. 2 и 3, зависимость пропускающей способности раствора от концентрации для обеих марок ПАА носит линейный характер. С учетом потери концентрации при термической и механической деструкции адсорбция линейных растворов составила: для FP 307 – 0,0405 мг/г, для AN 125 SH – 0,0365 мг/г.

Определить концентрацию ПАА в сшитом растворе ПАА фотоколориметрическим методом не представлялось возможным ввиду образования осадка в системе при добавлении «отбеливающего раствора» гипохлорида натрия. Если предположить, что все ионы хрома участвуют в сшивке и их количество в растворе остается пропорциональным концентрации ПАА в жидкой фазе, то концентрацию ПАА в сшитом растворе представляется возможным установить косвенным способом путем определения концентрации хрома в растворе и соответствующего расчета. Содержание хрома при этом можно определять различными видами титрования или с помощью таких инструментальных методов анализа, как атомно-абсорбционная спектроскопия, рентгеновская спектроскопия или ионообменная хроматография. С учетом особенностей пробы наибольший интерес представляет определение хрома методом рентгеновской флуоресценции. Предварительные исследования позволили оценить, что добавление ацетата хрома позволяет снизить адсорбцию растворов ПАА на 15 %.

ВЫВОДЫ

Исследование способов снижения адсорбции растворов ПАА является важным направлением при разработке новых технологий ВПП.

В рамках усовершенствования технологии SiXell изучение статической адсорбции растворов ПАА показало, что для марки AN 125 SH характерна меньшая адсорбция по сравнению с маркой FP 307. Данные исследования подтверждают высокую эффективность применения сульфонированных ПАА, особенно в регионах Западной Сибири, для которых характерны высокие температуры. Применение раствора сшитого ПАА марки AN 125 SH в составе комплексной технологии SiXell позволит уменьшить объем буферной оторочки ПАА при сохранении тампонирующих свойств осадкогелеобразующей композиции.

На сегодняшний день более 50 % извлекаемых запасов нефти сосредоточено в карбонатных коллекторах, однако их выработка осуществляется сравнительно низкими темпами. Для повышения эффективности разработки таких залежей широко внедряются технологии интенсификации притока нефти с применением кислотных составов (КС). Более 80 % всех работ по интенсификации притока из карбонатных коллекторов кислотными составами ведутся с применением соляной кислоты [1–3]. К преимуществам применения солянокислотных составов относятся их низкая стоимость, высокая растворяющая способность по отношению к карбонатам, а также простота реали-зации технологического процесса. Кроме того, применение различных добавок (поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, различных соединений азота, стабилизаторов ионов железа и др.) и технологических приемов (использование эмульсионных, вспененных КС, сочетание технологий кислотной обработки и ограничения водопритока и др.) позволяет дополнительно повысить эффективность обработок [4].

Несмотря на совершенствование методов солянокислотной обработки, включающее разработку новых высокоэффективных ингибиторов коррозии, не удается полностью избежать проблем, связанных с коррозией нефтепромыслового оборудования и последующим внесением в продуктивные пласты большого количества ионов железа (III). Попадание соединений железа в состав происходит главным образом во время прохождения кислотного состава через насосно-компрессорную трубу (НКТ). Кроме того, хранение и транспортировка КС в незащищенных стальных емкостях обусловливают дополнительное увеличение содержания соединений железа и в самом КС [3].

В кислой среде ионы железа (III) находятся в стабильном состоянии, но при уменьшении кислотности в процессе растворения карбонатной породы в призабойную зону пласта (ПЗП) выпадают объемные гелеобразные осадки гидрата окиси железа, вызывая вторичную кольматацию. Осадкообразование начинается при рН = 1,9 и продолжается до рН = 3,2 [5]. Каждые 0,2 % привнесенных ионов железа приводят к образованию 4 г/л объемного рыхлого не растворимого в воде осадка [3].

Кроме того, соединения железа (III) при взаимодействии нефти и кислоты после нейтрализации последней способствуют образованию объемных осадков асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и устойчивых водонефтяных эмульсий, что приводит к негативным последствиям при проведении мероприятий по интенсификации притока [5–7]. Поэтому актуальной задачей является поиск путей совершенствования кислотной обработки за счет применения альтернативных кислотных составов и методов.

ПРИМЕНЕНИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ

В целях уменьшения количества железа, привносимого в пласт, применяется ряд методов, направленных на создание реакционной среды непосредственно перед закачкой кислотного состава или получение кислоты в пластовых условиях. Для этого применяются различные сухокислотные составы на основе сульфаминовой кислоты (HSO3NH2) [8, 9], но ее применение сильно ограничено вследствие невысокой растворимости в холодной воде, низкой растворяющей способности и высокой стоимости.

Для удаления карбонатных отложений и интенсификации притока также применяются сухокислотные составы на основе продукта реакции азотной кислоты и карбамида – нитрата карбамида ((NH2)2CO.HNO3) [10–12]. К таким составам относится реагент нетрол (ТУ 270811564042-98). Реагент выпускается в виде порошка, его сухие гранулы быстро растворяются, не токсичны и удобны для транспортировки. Раствор нетрола не имеет запаха, не летуч, обес-печивает эффективное растворение карбонатных отложений. В то же время обработки с использованием нитрата карбамида связаны с повышенной взрывоопасностью и потому не нашли широкого применения.

Известны составы с применением со-единений, которые в условиях высоких пластовых температур подвергаются гидролизу с образованием кислоты в призабойной части пласта. К таким соединениям можно отнести различные соли аммония, соли слабых оснований, сложные эфиры и ангидриды карбоновых кислот [3, 4, 13–15]. Основным преимуществом составов на их основе является повышение проникающей способности кислотного состава вглубь пласта с сохранением высокой реакционной способности. Успешность проведения кислотных обработок сильно зависит от пластовой температуры. Для низкотемпературных карбонатных коллекторов с пластовыми температурами 20–40 °С применение подобных кислотогенерирующих соединений не эффективно из-за низкой степени гидролиза и, как следствие, недостаточной растворяющей способности составов.

В последнее время нашли применение, особенно за рубежом, способы интенсификации притока, основанные на ферментативном расщеплении сложных эфиров с последующей генерацией кислоты в самом пласте (in situ) [16–20]. Применение метода ферментативного расщепления позволяет получать кислоту в широком диапазоне температур, обеспечивает глубокое проникновение кислоты в пласт и полностью исключает вторичное осадкообразование. Недостатком данного метода для отечественной промышленности является дефицит и высокая стоимость ферментов (энзимов) для проведения работ по интенсификации притока.

Одним из наиболее перспективных методов повышения эффективности работ по интенсификации притока из карбонатных коллекторов является получение реакционной среды на забое при реакции индивидуальных компонентов с их раздельной доставкой по НКТ и затрубному пространству. При таком способе бльшая часть кислоты генерируется уже после проникновения композиции в матрицу породы, что обеспечивает равномерность обработки и эффективную стимуляцию притока из низкопроницаемой части пласта. Несмотря на то, что эффективность подобных составов отмечалась рядом авторов [3, 4, 21], особенно для высокотемпературных карбонатных пластов, в литературе практически полностью отсутствуют данные о промышленном применении кислотогенерирующих бинарных смесей. Известно о применении смеси формалина и хлористого аммония на нагнетательной скважине месторождения Озек-Суат (Нефтекумский р-н Ставропольского края) [21]. Предшествующие обработки традиционными кислотными составами давали лишь кратковременный эффект. После испытания указанного состава получено кратное увеличение приемистости скважины с сохранением технологического эффекта в течение года. Есть информация об аналогичных отечественных и зарубежных составах для генерации кислоты на забое [22, 23], но данные об их промышленном внедрении для обработки добывающих скважин отсутствуют.

РАЗРАБОТКА КИСЛОТОГЕНЕРИРУЮЩЕГО СОСТАВА НА ОСНОВЕ БИНАРНЫХ СМЕСЕЙ

Изложенное позволило авторскому коллективу сформулировать направление исследований по разработке нового кислотогенерирующего состава на основе бинарных смесей для интен-сификации притока нефти из низкотемпературных карбонатных пластов в целях обоснования перспективы промышленного применения. Для этого были проведены лабораторные исследования по получению кислоты, эффективно растворяющей карбонатные отложения, в результате реакции самостоятельных химических реагентов, практически нейтральных по отношению к металлу и карбонатным породам. В качестве основы кислотной композиции была взята смесь солей аммония и формалина, обеспечивающая при взаимодействии компонентов образование кислоты:

4NH4X + 6HCHO C6H12N4 + + 4HX + 6H2O,                                       (1)

где Х – кислотный остаток.

Образующаяся в ходе реакции (1) кислота HX вступает в реакцию с карбонатной породой с образованием растворимых в воде солей кальция:

2HX + CaCO3 CaX2 + H2O + CO2.         (2)

Для приготовления состава использовали промышленно выпускаемые химические продукты:

• формалин, выпускаемый по стандарту [24], содержание железа – не более 5 млн–1;

• cоли аммония – бесцветные кристаллы, хорошо растворимые в воде, содержание железа не превышает 10 млн–1.

Для оценки коррозионного воздействия кислотогенерирующего состава на нефтепромысловое оборудование была проведена серия экспериментов по выдержке стальных пластин в растворах формалина и солей аммония в течение 24 ч при температуре 20 °С. По потере массы пластин оценивали скорость коррозии стали.

Реакция по формуле (1) является обратимой, при этом расход кислоты HX на растворение карбонатной породы по формуле (2) будет смещать равновесие в сторону продуктов реакции, что обеспечит равномерное расходование кислоты при продвижении состава вглубь пласта. В результате реагирую-щий раствор будет оказывать более длительное воздействие по сравнению с растворами сильных кислот.

Исследования кинетики протекания реакции (1) проводились путем определения динамики изменения показателя водородных ионов (рН) во времени при различных концентрациях реагентов в композиции со стехиометрическим составом при температуре 20 °С.

Растворяющие свойства кислотогенерирующего состава оценивались по скорости растворения карбоната кальция и растворяющей способности композиции гравиметрическим методом [25]. Для этого проводились исследования динамики растворения мраморных кубиков (содержание CaCO3 – 99,7 %) в кислотных составах. Также были проведены исследования по определению содержания ионов железа в пробах товарной формы ингибированной соляной кислоты. Исследования проводили в следующей последовательности: осаждение гидроксида железа (III) из раствора кислоты, фильтрование осадка с последующим прокаливанием до получения оксида железа, определение массы осадка и пересчет на массовую долю ионов железа Fe3+.

В результате исследований по определению содержания ионов железа в пробах товарной формы ингибированной соляной кислоты выявлено, что массовая доля ионов железа в различных пробах товарной формы ингибированной соляной кислоты находится в пределах 0,021–0,382 % в зависимости от срока и качества ее хранения (табл.). Это свидетельствует о том, что, несмотря на применение антикоррозионных покрытий и ингибиторов коррозии, происходит постепенное увеличение содержания железа (III) в товарной форме ингибированной соляной кислоты.

В то же время после выдержки стальных пластин (без антикоррозионного покрытия) в растворах формалина и солей аммония их масса практически не изменилась, что свидетельствует о полной инертности этих растворов по отношению к металлу. Следовательно, при приготовлении и закачке компонентов кислотогенерирующего состава не будет происходить коррозии стальных покрытий и попадания соединений железа в пласт.

Результаты определения динамики изменения показателя водородных ионов (рН) во времени при различных концентрациях реагентов в композиции со стехиометрическим составом при температуре 20 °С представлены на рис. 1.

Из рис. 1 следует, что время достижения химического равновесия (время установления постоянного значения рН) практически не зависит от начальной концентрации реагентов и составляет не менее 100 мин. Следовательно, при проведении технологического процесса по интенсификации притока концентрация кислоты будет достигать максимального значения непосредственно в пласте, что обеспечит более глубокую обработку матрицы породы.

Результаты определения скорости растворения карбоната кальция и растворяющей способности композиции гравиметрическим методом при температуре 20 °С представлены на рис. 2. По представленным на рисунке данным видно, что скорость растворения мрамора в композиции при температуре 20 °С не превышает 800 г/(м2.ч). Максимальное значение скорости растворения достигается только через 1,5 ч, после чего резкого снижения скорости не происходит. При этом наблюдается равномерное увеличение растворяющей способности, что свидетельствует о пролонгированном действии композиции в широком диапазоне концентраций.

Таким образом, можно заключить, что применение композиции для получения кислоты на забое обеспечит глубокое проникновение кислоты в пласт с сохранением реакционной способности.

ВЫВОДЫ

Перспективным направлением развития работ по интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов является применение кислотогенерирующих составов на основе формалина и солей аммония, обеспечивающих образование кислоты непосредственно на забое скважины.

Применение указанных компонентов состава позволяет полностью исключить негативные последствия от внесения солей железа в продуктивный пласт.

Отсутствие коррозионного воздействия на металл позволит осуществить обработку пласта путем закачки больших объемов компонентов состава без коррозионного разрушения промыслового оборудования.

При смешении компонентов состава для получения кислоты на забое происходит постепенное генерирование кислоты, эффективно растворяющей карбонаты, что обеспечит глубокое проникновение состава с сохранением реакционной способности.

Таким образом, обоснована перспективность исследований методов интенсификации с применением кислотогенерирующих составов. Требуется проведение дальнейших исследований, направленных на изучение поверхностных явлений, сопровождающих проникновение составов вглубь пласта, понимание сути которых необходимо для успешной реализации технологического процесса.

Массовая доля ионов железа (III) в пробах товарной формы ингибированной соляной кислоты

Mass concentration of iron ions (III) in commodity samples of inhibited hydrochloric acid

При хранении и эксплуатации смазочных материалов в результате старения и воздействия микроорганизмов ухудшаются их свойства. Зачастую косвенные последствия микробного заражения бывают более серьезными, чем прямые. Способность микроорганизмов усваи-вать углеводороды нефтепродуктов стала причиной возникновения сущест-венных проблем в сфере нефтедобычи, нефтепереработки и особенно при эксплуатации нефтепроводов. Перспективным методом предупреждения поражения смазочных масел микроорганизмами является введение в состав нефтепродуктов химических соединений (биоцидов), обладающих антимикробными свойствами [1]. На сегодняшний день в качестве присадок синтезировано и испытано огромное количество органических соединений, влияние которых на смазочные материалы определяется строением и природой функциональных групп молекул [2, 3]. Особое место в ряду многочисленных органических соединений занимают серосодержащие присадки [4, 5], по-этому разработка перспективных методов синтеза серосодержащих присадок с полифункциональными свойствами является актуальной задачей.

Известно, что органические сульфиды, применяемые в качестве антимик-робных присадок, проявляют антиокислительные и противоизносные свойства, а также используются в качестве биоцидных добавок. Интерес к многофункциональным присадкам, полученным на основе моно-, би- и полисульфидов, улучшающих эксплуатационные характеристики смазочных материалов, растет. Однако, несмотря на многочисленные исследования в этой области, на сегодняшний день остаются мало освещенными вопросы, связанные с влиянием структуры присадок на реакционную способность и их функциональные свойства. Для правильного прогнозирования реакционной способности подобных соединений представляется важным изучение их геометрического и электронного строения методами квантовой химии.

Следует отметить, что химические свойства сераорганических соединений (дисульфидов) характеризуются низкой прочностью ковалентной связи между атомами серы (–S–S–). Многие реакции дисульфидов протекают при активации и расщеплении дисульфидной связи, поэтому изучение геометрического и электронного строения дисульфидов и природа связи –S–S– играют значимую роль при прогнозировании реакционой способности этих соединений.

Целью настоящей работы является проведение целенаправленного синтеза ряда органических диалкилдисульфидов, исследование их физико-химических свойств, геометрического и электронного строения, а также выявление методов рационального использования диалкилдисульфидов в качестве присадок к смазочным материалам.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Инфракрасные (ИК) спектры синтезированных соединений регистрировали на спектрометре UR-20 в интервале 400–4000 см–1: жидких образцов – с использованием жидкостных кювет, твердых – с использованием суспензий в масле М-8.

Антимикробные свойства соединений исследовали методом лунки в агаровой среде по [6, 7]. Для испытаний были использованы чистые культуры плесневых грибов Aspergillus niger, Cladosporium resinae, Penicillium chrysogenum, Chaetomium globosum и бактерий Mycobacterium lacticolum, Pseudomonas aeruginosa, обитающих в нефтепродуктах и являющихся их агрессивными разрушителями. Микроорганизмы выращивали при температуре 28±2 °С в термостате с влажностью 90–100 %: грибы – в течение 5–7 сут, бактерии – в течение 2–3 сут. В качестве питательной среды для роста бактерий был использован мясопептонный агар (МПА), грибов – сусло-агар (СА). Эффективность антимикробного действия оценивалась по величине диаметра зоны угнетения роста микроорганизмов вокруг лунки с присадкой и без нее: чем больше диаметр зоны угнетения роста микроорганизмов, тем эффективнее антимикробное действие. Масло М-8 само по себе не обладает биостойкостью.

Геометрическое и электронное строение оптимизированных молекул было рассчитано по методу функционала плотности (density functional theory, DFT) с функционалом B3LYP/6-31+G (d, p) по программе GAMESS GAUSSIAN [8, 9]. Выбранный метод обеспечивает достаточную точность расчета геометрических параметров молекул с контролем положительности знака колебательных частот.

К числу синтезированных органических диалкилдисульфидов относится в первую очередь амилгептилдисульфид. В трехгорлую колбу, снабженную обратным холодильником, термометром, капельной воронкой, помещают 100 мл изопропилового спирта, добавляют 16,8 г (0,3 моль) мелко измельченного едкого калия (КОН) и перемешивают до растворения. К смеси по каплям добавляют 31,2 г (0,3 моль) амилмеркаптана и перемешивают при 60 °С в течение 1 ч. После охлаждения к смеси добавляют 9,6 г (0,3 моль) мелко измельченную серу и перемешивают 5 ч при температуре 60 °С. Реакционную смесь охлаждают до комнатной температуры в течение 2 ч, по каплям приливают 53,7 г (0,3 моль) бромистого гептила и перемешивают еще 2 ч при температуре 60 °С. После завершения реакции смесь экстрагируют бензолом, промывают водой и сушат над сульфатом натрия Na2SO4. После отгонки растворителя остаток перегоняют в вакууме, собирая фракцию с температурой кипения Tкип = 162 °С (1 мм рт. ст.). Выход составляет 50 г, или 71,9 %.

Аналогично синтезированы дисульфиды амилаллил, амилтиоэтилоктил, октил-ацетамид, октилбензил, амилбензил, амилциклогексил (рис.), константы которых приведены в табл. 1.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

В ходе исследования был синтезирован ряд дисульфидов, молекулы которых содержат различные функциональные группы общей формулы R–S–S–R1, где R = C5H11, R1 = C7H15 (соединение № 1 в табл. 1); СН3 – СН = СН2 (№ 2); –СН2СН2SSC8H17 (№ 3); СН2CONH2 (№ 4); R = C8H17, R1 = С6Н5СН2 (№ 5); R = C5H11, R1 = С6Н5СН2 (№ 6); R1 = C6H11(ц)(№ 7).

Структура синтезированных соединений подтверждена методом ИК-спектроскопии, физико-химические характеристики приведены в табл. 1.

В целях определения возможности использования расчетных методов для оценки эффективности действия синтезированных соединений исследовано их геометрическое и электронное строение. Применение компьютерных программ для расчета различных параметров молекул (длины и порядка связи, дипольного момента, потенциала ионизации) позволяет прогнозировать наличие некоторых полезных свойств (например, биологическую активность) исследуемых соединений [9].

Характеристиками, в значительной степени определяющими природу и прочность как химических связей в молекулах, так и межмолекулярных связей, являются потенциал ионизации и дипольный момент. В табл. 2 представлены рассчитанные с применением квантово-химических методов характеристики исследуемых соединений.

Потенциал ионизации характеризует энергию ионизации и является основной характеристикой атома, от которой в значительной степени зависят природа и прочность образуемых химических связей молекул. Чем больше потенциал ионизации атома или иона, тем обычно более выражены его кислотные свойства. Потенциал ионизации может служить мерой восстановительной активности элементов: чем меньше потенциал ионизации атома, тем более сильным восстановителем он является.

Дипольный момент характеризует расположение электронов в молекуле: он тем больше, чем менее симметрично расположены заряды.

Квантово-химическими методами нами рассчитаны значения потенциалов ионизации и дипольных моментов. Результаты приведены в табл. 2, из данных которой следует, что потенциал ионизации, эВ, линейных соединений № 4 (C8–S–S–; CH2, CONH2), № 2 (C5H11; SS; CH2CH = CH2), № 1 (C7H15; –S–S–; C5H11) и № 3 (C6H11S; CH2CH2SSC8H17) соотносятся как 6,574 > 6,389 > 6,362 > 6,106.

Дипольный момент для данных дисульфидов составляет соответственно 3,556 > 2,208 < 2,342 > 1,497.

Из табл. 3 следует, что длина связи, A°, составляет:

• –С–С: 1,590; 1,532; 1,530; 1,536; 1,536; 1,534; 1,545; 1,536; 1,531; 1,528; 1,835; 1,841; 1,361; 1,534; 1,532; 1,540; 1,398; 1,517; 1,537; 1,528; 1,505; 1,402; 1,394; 1,539; 1,532; 1,533; 1,540; 1,535;

• C–S: 1,851; 1,867; 1,531; 1,534; 1,517; 1,528; 1,532;

• S–S: 2,081; 2,080; 2,083; 2,085; 2,082; 2,089;

• S–C: 1,851; 1,851; 1,857; 1,867; 1,861.

Из результатов квантово-химических расчетов (табл. 3) следует, что длина связи С–С, составляющая в среднем 1,533 A°, меньше, чем длина связи С–S (1,622 A°) и S–S (2,083 А°), т. е. связь C–C прочнее.

Из результатов исследования свойств синтезированных дисульфидов в смазочном масле М-8 (табл. 4) следует, что антимикробные свойства синтезированных соединений соответствуют, а в ряде случаев превосходят уровень антимикробной активности известной биоцидной присадки – пентахлорфенолята натрия C6Cl5ONa.H2O, широко используемой для биостабилизации нефтепродуктов. Наблюдается определенная корреляция антимикробных свойств исследуемых дисульфидов с расчетными данными геометрического и электронного строения (потенциалом ионизации и дипольным моментом). Из линейных дисульфидов (соединения № 1–4) наиболее активными являются соединения № 4 и 2 (амилдитиоаце-тамид и амилаллилдисульфид). Соединения № 6 и 7, молекулы которых содержат бензиловый и циклический фрагменты, также проявляют эффективные антимикробные свойства. Следует отметить, что соединения № 2, 4, 6, 7 обладают одновременно бактерицидными и фунгицидными свойствами и могут быть рекомендованы в качестве эффективных биоцидных присадок к смазочным материалам.

Из табл. 4 следует, что длина связи С–С (табл. 3) в исследуемых молекулах (соединения № 1–6) меньше, чем длина связей C–S (1,852 A°) и S–S (2,084 A°)и составляет 1,540; 1,532; 1,530; 1,334; 1,497; 1,532; 1,535; 1,551; 1,528; 1,398; 1,597; 1,528; 1,537; 1,505; 1,402; 1,394; 1,539; 1,532; 1,533; 1,540; 1,535; 1,851; 1,867; 1,851; 1,851; 1,857; 1,849; 1,848; 1,867; 2,081; 2,080; 2,083 A°.

Из результатов проведенных квантово-химических расчетов также следует, что длина связи С–С (в среднем 1,530 A°) меньше, чем длина связей С–S (1,851 А°) и S–S (2,083 А°), следовательно связь C–C прочнее связей C–S и S–S.

ВЫВОДЫ

Исследование показало, что согласно данным квантово-химических расчетов (потенциала ионизации, дипольного момента, длины связей в молекуле), из числа исследуемых дисульфидов наибольшей антимикробной (бактерицидной и фунгицидной) эффектив-ностью обладает амилаллилдисульфид, что, очевидно, связано с молекулярной структурой синтезированного соединения. Кроме того, в ходе исследования подтверждена значимая роль выявления связи между молекулярным строением антимикробной присадки и ее свойствами при выборе молекулярной структуры эффективного биоцида, что, в свою очередь, минимизирует вероятность биопоражения нефтепродуктов.

Исследование проведено при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований в рамках научного проекта № 18-55-06018, а также Фонда развития науки при Президенте Азербайджанской Республики (грант № EIF-BGM-4-RFTF-1/2017-21/12/4).

Таблица 1. Физико-химические свойства синтезированных дисульфидов

Table 1. Physicochemical properties of synthesized disulfides

Таблица 2. Квантово-химические параметры синтезированных соединений

Table 2. Quantum-chemical parameters of synthesized compounds

Таблица 3. Геометрические структурные параметры синтезированных соединений

Table 3. Geometrical structural parameters of synthesized compounds

Таблица 4. Антимикробные свойства синтезированных соединений в масле М-8

Table 4. Antimicrobial properties of synthesized compounds in oil M-8

+ Cплошной рост микроорганизмов.

+ Continuous growth of microbes.

Значительную часть запасов углеводородов РФ составляют нефтегазоконденсатные месторождения, в нефтяных оторочках которых сосредоточено около 6 млрд т нефти. При этом запасы нефти таких месторождений разрабатываются недостаточно эффективно, что зачастую связано с отрицательным влиянием прорыва газа из газовой шапки. Из-за сложности разработки запасы нефти нефтегазоконденсатных месторождений относят к категории трудноизвлекаемых.

Эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений зависит от множества факторов, в числе которых степень разведанности запасов, тип залежи, уровень технической оснащенности добывающего предприятия, а также правильный подбор технологий.

Анализ публикаций по теме эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений показал, что бльшая часть работ посвящена технологиям ограничения конусообразования газа за счет повышения фильтрационного сопротивления или управления режимом работы скважины с помощью устройств контроля притока. Многие компании применяют собственные технологии ограничения газопритока, однако общие основополагающие принципы действия этих технологий схожи.

Ряд авторов описывает полный цикл реализации технологии ограничения газопритока – от лабораторных экспериментов до опытно-промышленных испытаний [1, 2]. В работах [3–5] рассмотрены особенности изоляции газопритока в условиях карбонатных коллекторов. Авторы [6] приводят классификацию технологий изоляции прорывов газа по типу изолирующего агента, выделяют кристаллогидраты, пены, тампонажные составы, полимерные растворы и т. д.

Значительное количество работ посвящено математическому моделированию процессов конусообразования газа [3, 5, 7, 8]. Авторы [9] рассматривают теорию конусообразования Маскета – Чарного, в работе [10] предложен метод потенциометрического моделирования.

По результатам анализа данных статей можно сделать вывод, что математическое моделирование конусообразования направлено на вывод формул для расчета двух основных параметров – критического (максимального безгазового) дебита и времени прорыва газа.

В то же время ряд статей [10–14] предлагает экспериментальную проверку выведенных математических закономерностей для тестирования на гидродинамических моделях в условиях мес-торождений Прадхо Бей (Аляска, США), им. Ю. Корчагина (акватория Каспийского моря, РФ), Тролль (Норвегия) и др.

В ходе анализа публикаций авторами данной статьи было выявлено, что тема обоснования эффективности технологий ограничения газопритока при разработке нефтяных оторочек в пакете tNavigator исследована слабо. Авторы выделили лишь одну работу, в которой представлено моделирование изолирующего экрана при разработке нефтяной оторочки горизонтальными скважинами, однако сравнение технологии с другими методами в работе отсутствует. В то же время процесс моделирования технологий на гидродинамических симуляторах уменьшает риск неправильного выбора метода для объекта и позволяет прогнозировать поведение объекта в дальнейшем.

В связи с этим авторы данной статьи поставили перед собой цель продемонстрировать процесс моделирования газовой шапки залежи, а также способов снижения ограничения притока газа в нефтедобывающие скважины в пакете tNavigator и провести их анализ и сравнение эффективности.

В рамках указанной цели были сформулированы следующие задачи:

• рассмотреть основные способы ограничения газопритока;

• описать моделирование газовой шапки в пакете tNavigator на примере учебной модели;

• смоделировать несколько вариантов разработки залежи с газовой шапкой в пакете tNavigator, определить наиболее эффективный вариант и предложить методы его совершенствования.

Результаты проведенного исследования могут быть использованы при разработке нефтяных оторочек и проектировании технологий ограничения газопритока на российских месторождениях.

МЕТОДЫ

Методы разработки нефтяной залежи с газовой шапкой можно разделить на две группы: варианты разработки месторождения с системой сбора, подготовки и транспорта газа и варианты разработки без системы сбора, подготовки и транспорта газа (рис. 1).

Авторами статьи был сделан упор на разработку нефтяных оторочек в отсутствие системы сбора, подготовки и транспорта газа. В таких условиях обычно применяют сайклинг-процесс или технологии ограничения конусообразования. Методы предупреждения прорывов газа в добывающие скважины обычно основаны на повышении фильтрационного сопротивления или на контроле за депрессией в процессе эксплуатации. К первой группе методов относят формирование на границе газонефтяного контакта различных изолирующих экранов с помощью пен, полимеров, кристаллогидратов, кремнийорганических составов и т. д. [16]. Ко второй – устройства контроля притока, которые принято разделять на активные и пассивные, хотя в последнее время в качестве особой группы выделяют еще и адаптивные системы регулирования притока.

Необходимо также отметить, что горизонтальные скважины сами по себе технологически ограничивают газоприток, поскольку обладают более высоким значением предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой.

В рамках исследования авторами статьи было проведено моделирование газовой шапки в tNavigator на примере учебной модели залежи, а затем применительно к созданной модели рассмот-рено и проанализировано три варианта разработки нефтяной оторочки.

Газовая шапка в пакете tNavigator моделируется как трассер, процесс моделирования можно разделить на четыре этапа (рис. 2). После выполнения всех четырех этапов и запуска модели на расчет был получен результат, представленный на рис. 3.

Следующим этапом исследования было моделирование трех вариантов добычи нефти в условиях высокого риска прорыва газа из газовой шапки в продуктивные скважины:

• вариант 1 – без дополнительных мероприятий ограничения газопритока: одна добывающая скважина в нефтяной части залежи;

• вариант 2 – горизонтальная добываю-щая скважина;

• вариант 3 – создание водяного экрана на границе газонефтяного контакта в целях ограничения притока газа путем добавления нагнетательной скважины.

Для каждого из вариантов оценены значения максимального безгазового дебита нефти, а также времени прорыва газа, произведено сравнение, и выделена наиболее эффективная технология.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Во всех описанных вариантах при расчете модели параметры были заданы по умолчанию. Расчет производился на три года.

Вариант 1: одна добывающая вертикальная скважина (рис. 4)

Для анализа проведенного расчета из модели были выгружены графики суточной добычи газа из газовой шапки, таблицы накопленной добычи и дебитов нефти, воды, газа (рис. 5–7)

В соответствии с данными, отраженными на рис. 7–9, накопленная добыча нефти по состоянию на декабрь 2015 г. составляет 76 тыс. м3, накопленная добыча воды – 32,7 тыс. м3. Газ из газовой шапки начинает прорываться через семь месяцев после запуска скважины, и к концу 2015 г. суточная добыча газа из шапки возрастает с 2,27.10–15 м3/сут до 1,6.10–6 м3/сут, критическое значение безгазового дебита нефти составляет 72,5 м3/сут. Такая динамика говорит о необходимости проведения мероприятий по ограничению притоков газа из газовой шапки в целях уменьшения риска вывода скважин из работы по причине высокой загазованности.

Вариант 2: горизонтальная добывающая скважина

Поскольку горизонтальные скважины обладают более высоким значением предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с газовой шапкой, в работе был рассмотрен вариант, когда вместо обычной вер-тикальной скважины Д_1 в эксплуатацию введена горизонтальная скважина (рис. 8, 9).

После расчета модели были проанализированы такие показатели работы скважины, как накопленная добыча нефти и воды по состоянию на конец 2015 г. (рис. 10), обводненность, добыча газа из газовой шапки, длительность периода безгазовой добычи нефти, величина критического значения безгазового дебита нефти. Произведено сравнение полученных значений с показателями вертикальной добывающей скважины.

Данные, представленные на рис. 11, показывают, что горизонтальная скважина дает значительно больший эффект по сравнению с вертикальной. Так, накопленная добыча нефти возросла почти в два раза и составила 117,7 тыс. м3, при этом накопленная добыча воды составила 70,5 тыс. м3. Период безгазовой добычи нефти увеличился с семи месяцев до двух лет, а величина безгазового дебита составила 103,2 м3/сут.

При этом по рис. 12а и 12б можно четко проследить значительное снижение количества прорывающегося из газовой шапки газа при добыче нефти с помощью горизонтальной скважины.

Вариант 3: формирование водяного барьера на границе газонефтяного контакта

Технология формирования водяного экрана на границе газонефтяного контакта путем закачки воды в нагнетательную скважину успешно применялась на Ванкорском нефтегазоконденсатном месторождении. Создание такого барьера снижает относительную фазовую проницаемость по газу, что приводит к уменьшению количества газа, прорывающегося из газовой шапки. Для создания барьера на границе газонефтяного контакта была добавлена нагнетательная скважина с приемистостью 300 м3/сут, период работы – 2012–2015 гг. (рис. 11, 13, 14).

Таким образом, при вводе нагнетательной скважины и создании водоизоляционного экрана накопленная добыча нефти составила почти 80 тыс. м3, при этом накопленная добыча воды – 33,4 тыс. м3. Период безгазовой добычи нефти увеличился с семи месяцев до 2,5 лет по сравнению с вертикальной скважиной, а безгазовый дебит составил 69,5 м3/сут. На рис. 15 представлено сравнение газонасыщенности без создания водяного экрана (рис. 15а) и после его создания (рис. 15б). Очевидно, что водяной экран позволяет в некоторой степени увеличить время до начала прорыва газа, но в какой-то момент газ начинает обходить барьер и прорываться в нефтенасыщенную часть залежи, поэтому необходимо искать способы усовершенствования данной технологии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе расчета модели нефтяной залежи с газовой шапкой с разработкой по трем описанным вариантам получены результаты, представленные в таблице.

Очевидно, что наибольшее время прорыва газа (2,5 года) достигается при формировании водяного экрана на границе газонефтяного контакта, тогда как при добыче нефти без экрана с помощью вертикальной добывающей скважины газ начинает прорываться из шапки уже через 7 мес. В то же время критическое значение безгазового дебита при вводе нагнетательной скважины составляет 69,5 м3/сут, а без ввода – 72,5 м3/сут.

В варианте 2 (с горизонтальной добывающей скважиной) время начала прорыва газа несколько меньше (2 года), но при этом величина безгазового дебита составляет 103,5 м3/сут, а накопленная добыча нефти – 155,5 тыс. м3, что значительно больше, чем в вариантах 1 и 3. Повысить эффективность варианта 3 и увеличить время до начала прорыва газа можно, подобрав оптимальную длину горизонтального ствола, а также с помощью адаптивных систем регулирования притока (АСРП), которые дают возможность не только выровнять профиль притока и отложить прорыв газа в скважину, но и ограничить расход газа на заданном уровне в зонах прорыва. На сегодняшний день на российском рынке существует подобное устройство – АСРП «ВОРМХОЛС», успешно опробованная на горизонтальных скважинах месторождения им. Ю. Корчагина.

Эффективность вариантов 1 и 3 можно также повысить путем формирования специальных изолирующих экранов сложного состава на границе газонефтяного контакта. Однако создание только изолирующего экрана на уровне газонефтяного контакта не всегда оправдывает себя: через какое-то время газ обходит неподвижный экран (барьер) и прорывается к забою добывающей скважины. Более эффективным способом является одновременное формирование изолирующего гелевого экрана и водяного барьера (рис. 16) [11].

В случае вертикальной скважины в межтрубном пространстве на уровне газонефтяного контакта устанавливается пакер. По межтрубному пространству в газонасыщенную зону закачивается гель, который распространяется вдоль газонефтяного контакта и образует непроницаемый экран. Затем в газонасыщенную часть также по затрубному пространству закачивают воду, формируя жидкостной барьер. Через некоторое время приступают к добыче нефти из нефтяной оторочки. При этом закачка воды продолжается, жидкостной барь-ер продолжает отделять газ от забоя скважины и снижает риск его прорыва к добывающей скважине.

Такая технология может стать способом усовершенствования и варианта 2 (горизонтальная скважина). Бурится два горизонтальных ствола (рис. 17), один из которых расположен в газонасыщенной зоне над газонефтяным, а другой – в области нефтеносности [11].

Через верхний ствол закачивают изолирующий агент, формирующий экран на уровне газонефтяного контакта. Далее через этот же ствол нагнетают воду для образования барьера. Нижний ствол предназначается для добычи нефти, которая начинается через некоторое время после формирования жидкостного барьера [11].

В заключение необходимо отметить, что несмотря на наибольшую (согласно расчетам) технологическую эффективность использования горизонтальных скважин, нельзя исключать из внимания экономический аспект. Стоимость бурения горизонтальных скважин значительно превышает стоимость бурения скважин вертикальных, что может нивелировать прибыль от дополнительно добытой нефти. Поэтому при выборе технологии необходимо производить детальный технико-экономический анализ.

Кроме того, при применении различных способов разработки нефтегазоконденсатных залежей большое значение приобретает контроль за состоянием плас-товых жидкостей и движением границ оторочек, который позволит вовремя предупреждать прорывы газа, выявлять и оперативно устранять недостатки действующей системы. Именно это в конечном счете определяет эффективность разработки месторождения.

Computation results for three oil production options from the oil fringe

О традиционных тяговых электрических приводах постоянного тока известно даже людям, далеким от карьерной техники. В сравнении с ними привод переменно-переменного тока позволяет повысить надежность самосвала, снизить стоимость жизненного цикла и одного тонно-километра перевозок. Это достигается за счет повышения ресурса работы элементов электромеханической и преобразовательной части привода, увеличения тягового и тормозного усилий, расширения скоростного диапазона их эффективного действия, повышения максимальной скорости движения груженого самосвала и эффективности электропривода в целом.

Дополнительное преимущество – существенное повышение качества управления самосвалом практически во всех режимах движения, достигаемое за счет повышения быстродействия и точности отработки заданного момента, введения специфических режимов работы, таких как антипроскальзывание колес и удержание самосвала в неподвижном состоянии.

Имеющиеся единичные технические решения в этой области не удовлетворяют потребителей либо по стоимости самого продукта и его сервисного обслуживания, к примеру, в случае с импортными производителями, либо по его качеству в случае с производителями отечественными.

КОМПЛЕКТЫ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ РУСЭЛПРОМ

Конструкторы концерна РУСЭЛПРОМ разработали комплекты тягового электрооборудования (КТЭО) переменно-переменного тока для применения в карьерных самосвалах БелАЗ грузоподъемностью 240 и 90 т, в целом не уступающие импортным КТЭО, а по ряду показателей (табл.) превосхо-дящие технические характеристики ведущих мировых производителей, но более привлекательные по стоимости изделия и издержкам эксплуатации. Рассмотрим преимущества и отличительные особенности КТЭО-Русэлпром.

В качестве генератора в КТЭО используется синхронная машина с электромагнитным возбуждением, оснащенная двумя группами трехфазных обмоток на статоре, сдвинутых на 30°, питающих два неуправляемых выпрямителя, выполненных на изолированных диодных модулях на нитрид-алюминиевой керамике, установленных на радиаторы с жидкостным охлаждением. Емкостной фильтр выполнен на пленочных конденсаторах с многослойной ламинированной шиной (фото 1).

Жидкостное охлаждение всех силовых приборов выполняется посредством циркуляционного насоса с асинхронным двигателем (фото 2), управляемым от собственного IGBT-инвертора (ИПСОХ). Групповое принудительное воздушное охлаждение теплообменников, а также обмоток синхронного тягового генератора (СТГ) и тяговых асинхронных двигателей (ТАД) производится крыльчаткой вентилятора, установленного на валу СТГ. В отличие от КТЭО БелАЗ-240 система охлаждения шкафа преобразователей и системы управления (ШПСУ) КТЭО БелАЗ-90 является чисто воздушной.

В первых образцах КТЭО использованы интеллектуальные силовые модули 4-го поколения SKiiP-4 фирмы Semikron с температурой чипов, повышенной до 175 °С, и стойкостью к термоциклированию, увеличенной в пять раз за счет применения технологии низкотемпературного спекания (вместо традиционной пайки чипов) и прижимной конструкции внутренней шины. Модули оптимизированы под транспортное применение, позволяют снизить потери, повысить надежность и обеспечить расширенные диагностические возможности системы. Параллельно проработаны варианты альтернативного использования в ШПСУ силовых модулей других производителей, положительно зарекомендовавших себя на рынке силовой электроники.

Силовой преобразователь системы возбуждения тягового генератора (СВТГ) выполнен по схеме «неуправляемый выпрямитель – понижающий DC/DC преобразователь на IGBT-чоппере с ШИМ» (фото 3). Для реализации защитных функций также используются сигналы датчиков перегрева обмоток и подшипниковых узлов СТГ.

 Фото 1. Емкостной фильтр на пленочных конденсаторах

 Фото 2. Циркуляционный насос с асинхронным двигателем

 Фото 3. Силовой преобразователь системы возбуждения тягового генератора

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ КТЭО

Оптимизированная по КПД адаптивно-векторная система управления тяговыми приводами (рис.) позволяет существенно повысить качество управления самосвалом во всех режимах его работы, существенно повысить общий КПД системы «силовой преобразователь – двигатель» в зависимости от скорости движения и нагрузки. Она обеспечивает максимально полное использование возможностей силовой электроники и электрических машин, тем самым минимизируя стоимость КТЭО при заданном уровне предельной механической характеристики. В результате КПД трансмиссии с данным КТЭО достигает 88 %, а погрешность отработки заданного момента не превышает 5 % во всем диапазоне скоростей и нагрузок.

Система управления приводом инвариантна к более чем двукратным изменениям активных сопротивлений и индуктивностей электрических машин, возникающим в процессе эксплуатации КТЭО, учитывает процессы в стали магнитопроводов, обеспечивает предельное значение быстродействия контура регулирования момента в условиях наложенных на систему физических ограничений, надежно работает при очень широком диапазоне регулирования переменных в области ослабления поля (более 15:1), что позволяет сформировать требуемые тяговую и тормозную характеристики самосвала вплоть до 65 км/ч.

Для повышения надежности функционирования инверторов ТАД в предельных режимах реализован частотно-зависимый температурный дерейтинг. Данная функция контролирует максимальную величину выходного тока инвертора (электромагнитного момента двигателя) в зависимости от текущего значения выходной частоты и температуры подложки IGBT-модуля таким образом, чтобы не было превышено предельное значение температуры кристаллов. Функция реализована на основе динамической тепловой модели силовых модулей и позволяет добиться максимального использования возможностей силовых ключей в пределах выбранного типоразмера. Проверка функционирования выполнена для всего спектра выходных частот инвертора, в том числе при работе с заторможенным валом, когда разница между средними и пиковыми значения-ми температуры кристаллов достигает 50 °С.

 Функциональная схема КТЭО БелАЗ-240

Трехконтурная система регулирования возбуждения СТГ настроена на отработку ступенчатого наброса/сброса номинальной нагрузки в звене постоянного тока (ЗПТ) за 50 мс по критерию компромисса между быстродействием и уровнем пульсаций напряжения ЗПТ.

Контроллер верхнего уровня (КВУ) по шине CAN управляет контроллерами дизеля и силовых преобразователей. Управление оборотами дизеля осуществляется с использованием алгоритмов оптимизации потребления топлива в зависимости от условий движения и загрузки. Алгоритмы управления движением включают функции антибукса, антиюза и противоотката при остановке на уклоне.

В качестве опции КТЭО может поставляться со встроенной системой управления микроклиматом (СУМК) ШПСУ, предназначенной для повышения надежности работы оборудования в условиях воздействия экстремально низких температур окружающей среды, их резких перепадов и проникновения влаги внутрь герметичного корпуса шкафа, например, при его открытии или разгерметизации во влажной среде. Основными задачами СУМК являются: диагностика температуры и влажности внутри ШПСУ при работе и простое самосвала; выявление и автоматическое устранение последствий воздействия резких перепадов температур и влаги. Программно-аппаратные средства СУМК включают в себя встроенный подогрев, пассивные и активные элементы влаговыведения, систему управления потоком охлаждающего воздуха, алгоритм просушки силовых элементов КТЭО (силовых модулей, ТАД, СТГ, УВТР) на безопасно низком напряжении, алгоритм холодного старта и безопасного выхода в рабочие режимы.

В качестве дополнительной опции в КТЭО реализован режим управления самосвалом без датчика скорости/положения на валу тяговых двигателей. Поскольку на сегодняшний день датчик скорости является одним из самых нена-дежных элементов в тяговых электроприводах большой мощности, его устранение без сколь-нибудь существенного снижения предельных характеристик и качества управления самосвалом является одним из эффективных способов повышения надежности системы в целом, снижения трудоемкости и себестоимости изготовления КТЭО, а также его технического обслуживания.

ПЕРСПЕКТИВЫ КТЭО-РУСЭЛПРОМ

Стендовые испытания КТЭО-Русэлпром проводились на испытательных площадках ООО «Русэлпром-СЭЗ» (г. Сафоново) и в составе самосвала – на полигоне ОАО «БЕЛАЗ», а также в ходе опытной эксплуатации в угольных разрезах Кузбасса. КТЭО успешно выдержали все проверки.

В настоящее время в эксплуатации находятся четыре самосвала грузоподъемностью 90 т и один самосвал грузоподъемностью 240 т. Результаты эксплуатации положительные. В стадии организации находится серийное производство КТЭО-Русэлпром объемом до 100 шт. в год с перспективой расширения по мере необходимости. Выпуск КТЭО развертывается на предприятиях концерна под уже подтвержденные заказы от ОАО «БЕЛАЗ» и непосредственно от обслуживающих организаций. Сформированы службы сервиса и технического обслуживания, проводится обучение персонала обслуживающих организаций. В стадии разработки – КТЭО самосвала грузоподъемностью 136 т, ведутся работы по удешевлению, повышению надежности и расширению функциональных возможностей КТЭО.

С учетом перечисленных преимуществ стоимость КТЭО-Русэлпром в изделии и, что не менее важно, в техническом обслуживании значительно ниже импортных аналогов. Дальнейшее внед-рение комплекта предполагается осуществлять не только в составе новых карьерных самосвалов, выпускаемых ОАО «БЕЛАЗ», но и непосредственно на эксплуатирующих предприятиях, проводящих модернизацию своего парка самосвалов, электропривод которых по каким-либо причинам вышел из строя или не устраивает владельца по техническим характеристикам.

Технические характеристики КТЭО для самосвалов БелАЗ грузоподъемностью 240 и 90 т

Концерн РУСЭЛПРОМ

109029, РФ, г. Москва,

Нижегородская ул., д. 32, стр. 15

Тел.: 8 (800) 301-35-31

Факс: +7 (495) 600-42-54

e-mail: mail@ruselprom.ru

www.ruselprom.ru

Эффект снижения гидродинамического сопротивления при турбулентном течении за счет использования присадок, обнаруженный в 1948 г. английским химиком Б. Томсом (эффект Томса), имеет большое практическое значение при транспортировке жидкостей по трубопроводам [1]. Особое значение приобретает этот эффект для нефтегазовой отрасли: применение противотурбулентных присадок (ПТП) относится к числу перспективных направлений снижения гидравлического сопротивления нефтепроводов. В Российской Федерации при транспортировке нефте- и нефтепродуктов предусмотрено введение в малых дозах в перекачиваемый поток ПТП на основе полимеров очень большой молекулярной массы (M > 1.106) [2–5], что позволяет уменьшить турбулентное трение и изменить давление в трубопроводе, способствуя тем самым совершенствованию технологии перекачивания углеводородных жидко-стей и снижению энергетических затрат на перекачку единицы объема жидкости.

На эксплуатационные показатели ПТП, из числа которых наиболее часто применяются FLO MXA, Necadd-477, M-FLOWTREAT, PT FLYDE-H и др., могут влиять:

• режим течения потока;

• молекулярные и теплофизические свойства рабочего тела (вязкость);

• температура перекачиваемой среды;

• диаметр трубопровода;

• содержание в потоке асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) и проч.

Стоит также отметить, что присадки эффективны только в турбулентном потоке, т. е. при значениях числа Рейнольдса больше критического [6].

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, была изучена эффективность применения ПТП M-FLOWTREAT марки C на участках напорного нефтепровода. Рецептура суспензионной присадки M-FLOWTREAT разработана в лаборатории «Противотурбулентные присадки» Научно-инжинирингового центра Группы компаний «Миррико» (ТУ 2458-001-63121934-2010) [7]. При 20 °C добавка представляет собой суспензию от белого до светло-коричневого цвета. Температура застывания ПТП – не выше –45...–50 °С, плотность при 20 °C – 820–1200 кг/м3, вязкость по Брукфильду – не более 1000 мПа.с. Особенностью присадки является седиментационная устойчивость при хранении и применении [8].

Стоит отметить, что существует ряд аналогов исследуемой ПТП. Так, в [9] представлены результаты изучения физико-химических и реологических свойств четырех образцов импортных противотурбулентных присадок коллоидной формы (Baker, Necadd, X-Pand и LiquidPower).

В то же время в [9] представлены данные лабораторных испытаний на стенде (в условиях моделирования турбулентного режима течения углеводородных жидкостей), в ходе которых присадка M-FLOWTREAT продемонстрировала достаточно высокую эффективность (относительное снижение турбулентного трения).

ИССЛЕДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРИСАДКИ M-FLOWTREAT

Исследования проводились в целях изучения:

1) возможности увеличения расхода нефти за счет снижения гидравли-ческого сопротивления в нефтепроводе с помощью исследуемой ПТП;

2) эффективности различных концентраций ПТП на нефтепроводе;

3) эксплуатационных свойств присадки;

4) возможности остановки насосов внешней откачки при сохранении транспорта товарной нефти по данному участку;

5) возможности увеличения производительности напорного нефтепровода с остановленными насосами внешней откачки на промежуточной насосной станции.

Экспериментальные исследования проводились в соответствии с разработанным планом в пять этапов, в ходе которых последовательно осуществлялось заполнение участка нефтепровода нефтью: без ПТП (1-й этап), с ПТП M-FLOWTREAT марки С в концентрации 30 г/т (2-й этап), 20 г/т (3-й этап), 10 г/т (4-й этап) и 30 г/т с отключенной насосной станцией транзитом через два путевых нагревателя нефти на нефтеперекачивающую станцию (5-й этап). На 1-м этапе производилась отработка режима определения максимальной откачки нефти, на 2–5-м этапах – от-работка стационарного режима с учетом концентрации ПТП. Результаты всех этапов испытаний представлены в табл. 1.

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРИМЕНТА

Эффективность ПТП (относительное снижение гидравлического сопротивления) при стационарном режиме работы нефтепровода [10] вычислялась по формуле:

,               (1)

где индексы f и 0 соответствуют течению товарной нефти с присадкой и без нее; ∆P – потери давления на трение, кг/см2; Q – объемный расход, м3/ч; – кинематическая вязкость товарной нефти при средней температуре потока, м2/с; m – показатель режима движения жидкости, равный 0,25 для турбулентного режима течения в зоне гладких труб и 0,123 для турбулентного режима в зоне смешанного трения.

Потери давления на трение ∆P [10], Па, при течении нефти как с присадкой, так и без нее рассчитывались по формуле:

ΔP = P1 – P2 – g(Z2 – Z1),                      (2)

где P1 – давление на входе в линейную часть нефтепровода, Па; P2 – дав-ление в конце нефтепровода, Па; – плотность товарной нефти, кг/м3; Z1, Z2 – геодезические отметки начала и конца трассы нефтепроводов соответственно, м.

Среднюю температуру потока нефти в трубопроводе, °C, рассчитывали по формуле:

,                                              (3)

где tнач и tкон – температура нефти в начале и в конце трубопровода соответственно, °С.

Увеличение расхода нефти, %, при применении ПТП определялось по формуле:

,                                              (4)

где М – массовый расход, т/ч; f и 0 – индексы, соответствующие течению нефти с присадкой и без нее.

Для оценки режима движения жидкости в нефтепроводе число Рейнольдса [11] определяли по формуле:

,                                              (5)

где D – внутренний диаметр трубопровода, мм; Q – объемный часовой расход нефти, м3/ч; – кинематическая вязкость нефти, м2/с.

В целях определения зоны турбулентного потока были вычислены значения переходных чисел Рейнольд-са [12]:

Reперех1 = 10 = 10 = 24 400,

Reперех2 = 560 = 560 = = 1 220 000.

При расчете учитывали эквивалентную шероховатость трубы ∆э = 0,15 мм == 0,15.10–3 м.

Поскольку на всех этапах наблюдался турбулентный режим течения в зоне смешанного трения, при определении эффективности ПТП по формуле (1) показатель режима движения жидкости m равен 0,123.

Результаты расчетов эффективности ПТП M-FLOWTREAT марки С и степени увеличения расхода нефти на исследуе-мых участках относительно базового режима работы нефтепровода представлены в табл. 2. В табл. 3–6 приведены результаты расчета пропускной способности первого участка напорного нефтепровода на основании проведенных испытаний ПТП M-FLOWTREAT марки С. По этому же алгоритму были выполнены расчеты для второго участка. Напорные характеристики участ-ков нефтепровода при транспортировке нефти без ПТП и с присадкой в концентрации 10, 20 и 30 г/т и представлены на рис. 1 и 2.

ВЫВОДЫ

В ходе испытаний было установлено, что при существующей технологии перекачивания нефти с противотурбулентной присадкой M-FLOWTREAT марки C при концентрациях 10, 20, 30 г/т эффективность применения ПТП составляет соответственно 21,59; 49,86 и 59,08 %.

Подтверждена возможность транспортировки нефти с присадкой M-FLOWTREAT марки C в концентрации 30 г/т по напорному нефтепроводу с отключенными насосами внешней откачки. Транспортировка осуществлялась транзитом через два путевых подогревателя нефти на НПС. Эффективность ПТП в этой концентрации при описанном режиме транспортировки составила 55,24 %.

Таблица 1. Результаты испытаний

Table 1. Test data

Таблица 2. Результаты расчета эффективности противотурбулентной присадки M-FLOWTREAT марки С и степени увеличения расхода нефти на исследуемых участках нефтепроводаTable 2. Assessment data for the effectiveness of C grade anti-turbulent additive M-FLOWTREAT and the level of oil flow rate increase in the oil pipeline sections under study

Таблица 3. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода без применения противотурбулентной присадки

Table 3. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using no anti-turbulent additive

Таблица 4. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 10 г/т

Table 4. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive in concentration of 10 g/t

Таблица 5. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 20 г/т

Table 5. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive in concentration of 20 g/t

Таблица 6. Расчет полных потерь напора при транспортировке нефти по первому участку трубопровода с противотурбулентной присадкой в концентрации 30 г/т

Table 6. Calculation of net head losses in transporting of oil through the first pipeline section using the anti-turbulent additive.in concentration of 30 g/t

Эксплуатация технологического участка нефтепровода, т. е. участка трубопровода с одной или несколькими промежуточными нефтеперекачивающими станциями (НПС), функционирующими в режиме «из насоса в насос», допускает множество различных гидравлических режимов работы в зависимости от сочетания включенных и отключенных насосов. Однако число вариантов режимов значительно возрастает, когда для уменьшения энергетических затрат или увеличения пропускной способности участка применяются малые противотурбулентные добавки. Эти добавки, внесенные в турбулентный поток нефти в ничтожных количествах, измеряемых в млн–1, не изменяют плотность и вязкость нефти, но оказывают существенное влияние на структуру турбулентного потока, уменьшая гидравлическое сопротивление, которое трубопровод оказывает текущей в нем нефти. На сегодняшний день начато серийное производство отечественных противотурбулентных добавок, что переводит перекачку нефти с противотурбулентными добавками в число стандартных технологий трубопроводного транспорта. В ряде публикаций ее относят к так называемым нанотехнологиям, поскольку весомый энергетический эффект достигается путем изменения параметров потока на микроскопическом уровне [1].

Исследованию свойств противотурбулентных добавок, прежде всего их гидравлической эффективности, посвящено значительное количество научных и опытно-промышленных исследований. В публикациях, посвященных данному вопросу [2–10], рассматриваются физико-химические свойства добавок, обсуждаются методы их получения, изучается реология концентрированных растворов добавок и их растворов в нефти и нефтепродуктах при различных температурах и т. д. Особое внимание большинство авторов уделяет выявлению так называемой гидравлической эффективности Э(), %, добавок в зависимости от объемной концентрации добавки , мг/мл, в транспортируемой жидкости. Эта величина представляет собой относительное уменьшение коэффициента гидравлического сопротивления Э = (0 – )/0 потока жидкости по отношению к коэффициенту 0 того же потока без добавки. Многие авторы полагают, что Э = Э(), т. е. эффективность добавки зависит только от ее концентрации, и потому = 0[1 – Э()]. Однако на деле уровень эффективнос-ти зависит не только от концентрации добавки, но и от режима турбулентного течения жидкости в трубопроводе, т. е. от числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости внутренней поверхности трубопровода, так что Э = Э(, Re, ) [11–13].

В ходе планирования перекачки нефти с противотурбулентной добавкой необходимо прогнозировать, какой экономический эффект будет достигнут от использования выбранной добавки на всем объекте в целом, а не на отдельном сегменте. Таким объектом в системе магистрального нефтепровода являются технологический участок, включающий несколько гидравлически связанных перегонов между НПС, и, конечно, сама НПС с установленным на ней насосным оборудованием. Обычно противотурбулентная добавка вносится в нефть на каждой НПС, что нивелирует роль так называемой деструкции добавки, т. е. ее разрушения в турбулентном потоке и в насосах. При этом концентрации добавки на разных перегонах могут быть различными, более того, на некоторых перегонах добавка может вообще не вноситься.

В то же время внесение добавки изменяет гидравлический режим работы технологического участка, вследствие чего могут возникнуть неожиданные неприятности. Во-первых, изменение расхода нефти приводит к изменению «рабочих точек» насосов на всех НПС. Не исключено, что в трубопроводе, рассчитанном на определенную производительность, нарушится оптимальный режим работы насосов, уменьшится их коэффициент полезного действия, что повлечет за собой существенный перерасход электрической энергии. Во-вторых, НПС и перегоны между ними имеют различные гидравлические характеристики, поэтому оптимальные концентрации противотурбулентной добавки должны быть разными на разных перегонах. Определить эти концентрации можно, только рассмотрев весь технологический участок как единое целое. В-третьих, изменение расхода нефти изменяет и гидравлические уклоны на перегонах между НПС, так что в нефтепроводах со сложным профилем могут быть превышены лимиты по максимальному давлению нагнетания на участках после НПС или по минимальному давлению всасывания перед НПС, что, в свою очередь, может спровоцировать аварийное отключение станции и прекращение работы технологического участка в целом.

Рассмотрим изображение технологического участка [0, L] нефтепровода, состоящего из двух перегонов, по которому осуществляется перекачка нефти в режиме «из насоса в насос» (рис.). Допустим, что для увеличения пропускной способности участка в поток нефти ввели противотурбулентную добавку только на втором перегоне [x2, L]. Поскольку гидравлическое сопротивление технологического участка снизится, расход нефти Q, м3/ч, увеличится, а дифференциальные напоры (∆H)1 и (∆H)2, м, головной и промежуточной станций, соответственно, уменьшатся. При этом гидравлический уклон (i1)' на первом перегоне увеличится из-за повышения скорости перекачки (линия A'B' гидравлического уклона), а на втором – уменьшится вследствие действия противотурбулентной добавки (линия C'D гидравлического уклона). В результате введения добавки напор на головную НПС (ГНПС) уменьшится (пьезометрический напор опустится из точки A в точку A'), а поскольку линия A'B' гидравлического уклона станет более крутой, уменьшится и подпор промежуточной НПС (ПНПС) (пьезомет-рический напор опустится из точки B в точку B'). Если подпор ПНПС изначально был близок к минимально допустимому, то его уменьшение при введении противотурбулентной добавки приведет либо к прикрытию дроссельной заслонки системы автоматического регулирования (САР), либо и вовсе к аварийному отключению ПНПС. То же и в общем случае: нерасчетное использование противотурбулентной добавки на отдельных перегонах может привести к аварийной ситуации.

Таким образом, анализ режимов работы технологического участка нефтепровода в случае использования противотурбулентной добавки требует проведения расчета совместной работы технологического участка в целом. Только в рамках такого расчета можно оценить общий объем затрат энергии, расходуемой на перекачку, и обоснованно принять решение об использовании либо неиспользовании противотурбулентной добавки.

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления (Re, , ) в зависимости от режима течения (числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости ) и концентрации противотурбулентной добавки в нефтепроводе можно применить теорию, изложенную в наших предыдущих работах, базирующуюся на феноменологической теории Т. Кармана [13–16]. Согласно этой теории распределение u(r) осредненных скоростей в турбулентном течении жидкости в трубопроводе соответствует дифференциальному уравнению:

                (1)

где (r) – касательное напряжение, Н/м2; r – радиальная координата, м; – плотность жидкости, кг/м3; – константа Кармана, равная ≈ 0,4; (R0) – касательное напряжение на внутренней поверхности трубопровода, Н/м2; R0 – радиус трубопровода (d = 2R0), мм; u* = – динамическая скорость, м/с. Решение этого уравнения с краевыми условиями:

                               (2)

где – коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с; Δ – абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубопровода; k1() – инвариантная константа (k1(0) = 28); f(∆u*/,) – инвариантная функция, отражающая влияние шероховатости и определяемая экспериментально путем сопоставления с графиками И. Никурадзе [14], дает так называемое универсальное уравнение сопротивления:

                (3)

а фактически уравнение для нахождения коэффициента гидравлического сопротивления (Re, , ). Здесь Re = d/; = ∆/d; – средняя по сечению скорость нефти в трубопроводе, м/с; d – внутренний диаметр трубопровода, мм.

В отсутствие добавки ( = 0) и в области гидравлически гладкого трения ( = 0) k1 = 28, f(0) 0, и уравнение (3) переходит в уравнение для определения коэффициента в «гидравлически гладких» трубах [16]:

,                              (4)

решение которого аппроксимируется формулой Блазиуса = 0,3164/Re0,25 [14].

В общем случае в присутствии добавки ( ≠ 0) и при отличной от нуля шероховатости уравнение (3) приобретает вид:

,               (5)

где

а функции k1(), k2() и k3() характеризуют индивидуальные свойства рассматриваемой противотурбулентной добавки и определяются в процессе ее тестирования на экспериментальном стенде. При = 0 k1(0) = 28; k2(0) = 0,11; k3(0) = 14.

Уравнение (5) позволяет вычислить коэффициент гидравлического сопротивления (Re, , ) в турбулентном потоке жидкости с противотурбулентной добавкой по известным значениям концентрации добавки, числа Рейнольдса и относительной эквивалентной шероховатости.

В таблице представлены значения функции k1() для различных концентраций , млн–1, противотурбулентной добавки FLO XL фирмы Baker Petrolite (США), отражающие типичную особенность всех противотурбулентных добавок: с увеличением концентрации добавки оказываемый ей эффект поначалу возрастает, но начиная с некоторого уровня концентрации (в данном случае это 20 млн–1) усиление эффекта прекращается.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА

Предположим, что технологический учас-ток трубопровода работает в стационарном режиме и на всем протяжении полностью заполнен жидкостью. При этом на каждом перегоне используется противотурбулентная добавка в разных концентрациях i(i = 1, 2, 3, …, K). Поскольку участок работает в стационарном режиме, расход перекачки Q, м3/ч, постоянен, в то время как коэффициенты гидравлического сопротивления жидкости i(Re, , i) на отдельных перегонах могут различаться вследствие разных значений концентраций противотурбулентной добавки.

Скорректируем метод расчета режимов перекачки, используемый для перекачки без противотурбулентных добавок, применительно к случаям их использования [13]. Уравнение баланса напоров для каждого перегона будет иметь вид:

                (6)

где zi – высотные отметки НПС, м; z – вы-сотная отметка конца участка, м; hi – подпор i-й НПС, т. е. напор в линии ее всасывания, м; h – напор в конце участка, м; ∆Hi – дифференциальный напор i-й станции, м; li – протяженность i-го перегона, м; i(Re, , i) – коэффициент гидравлического сопротивления, вычисляемый по формуле (5) для значения концентрации противотурбулентной добавки i на i-м перегоне. В итоге имеем систему уравнений с K неизвестными – расходом Q и подпорами hi промежуточных НПС.

Складывая уравнения системы (6), получаем:

                (7)

Формула (7) – это нелинейное уравнение относительно единственной неизвестной – расхода перекачки Q. Проще всего решить это уравнение с помощью метода последовательных приближений, описанного в конце предыдущего подраздела данной статьи. Решение уравнения (7) позволяет вычислить мощность Nэ, кВт, расходуемую на перекачку:

,

где i(Q) – коэффициент полезного действия (КПД) i-й НПС.

После того как расход перекачки Q найден, вычисляются подпоры hm всех промежуточных НПС. Складывая почленно первые (m – 1) уравнения системы (6), получаем формулу для расчета величины подпоров:

                (8)

Поскольку расход перекачки Q и подпор h1 первой НПС известны, полученные формулы позволяют вычислить (K – 1) неизвестных подпоров hm промежуточных НПС.

Из уравнения (7) следует, в частности, что изменение протяженностей li отдельных перегонов между НПС не влия-ет на значение расхода перекачки Q. Однако последний вывод справедлив лишь в случае, если в трубопроводе нет самотечных участков, а также если выполнены условия, обеспечивающие возможность перекачки. Наиболее важные из этих условий заключаются в том, что подпоры hпs всех промежуточных НПС должны удовлетворять неравенствам hm ≥ pу/g + hкав.m(Q), т. е. обеспечивать бескавитационную работу насосов НПС, а также что напоры во всех сечениях трубопровода не должны превышать его несущую способность.

Для работы технологического участка необходимо выполнение так называемых условий согласования. Во-первых, требуется соблюдать ограничения на минимальные значения подпоров всех промежуточных НПС, или условия по минимальному напору на всасывании:

hm ≥ + hкав.m(Q), m = 2,3,…,K,           (9)

где величины подпоров hm находятся согласно (8), а hкав.m(Q) определяется паспортными (Q – H) характеристиками насосов НПС. Во-вторых, необходимо, соблюдать ограничения на максимальные давления на выходе всех НПС (условия по максимальному давлению нагнетания):

Hст.m = hm + ∆Hm ≤ = Hmax m,          (10)

где Hст.m – напор на выходе НПС (в линии нагнетания), м; Hmax m – несущая способность трубопровода в начале m-го перегона. В-третьих, необходимо, чтобы при найденном расходе Q линия гидравлического уклона на протяжении всего технологического участка проходила ниже кривой Hmax(x) ее несущей способности, но не ниже (а в случае отсутствия самотечных участков – выше) профиля z(x) трубопровода. Иными словами, необходимо соблюдение неравенства:

z(x) < H(x) ≤ Hmax(x).                            (11)

Условия (9–11) являются достаточными для того, чтобы найденное по формулам (7–8) решение системы (6) давало приемлемый режим перекачки.

ПРИМЕР РАСЧЕТА

В качестве примера рассмотрим технологический участок нефтепровода (l1 = 110 км, l2 = 100 км, d = 700 м, z1 = 100 м, z2 = 40 м, z = 50 м), представленный на рисунке. В начале каждого перегона находится НПС с двумя последовательно соединенными насосами НМ 2500-230, рассчитанными на перекачку 1800 м3/ч и имеющими следующие характеристики: H = 251 – 0,812.10–5Q2 и кавитационный запас 30 м. Подпор h1 первой (головной) НПС равен 60 м, напор h в конце технологического участка составляет 30 м. Пренебрегая шероховатостью внутренней поверхности трубопровода, найдем расход перекачки нефти Q (вязкость = 30.10–6 м2/с) и подпор h2 промежуточной НПС.

Составим два уравнения баланса напоров для каждого перегона рассмат-риваемого технологического участка, приняв во внимание, что (Q – H) – характеристики НПС с двумя последовательно соединенными насосами на каждой станции. Поскольку ∆H1(Q) = ∆H1(Q) = = 2H1 = 502 – 1,624.10–5Q2 = 502 – 31,172, уравнения балансов приобретают вид:

Сложив почленно эти уравнения, получим уравнение баланса напоров всего технологического участка:

1084 – 62,342 = (80091 + 72812)2,

или:

2(80091 + 72811 + 62,34) = 1084. (12)

Случай 1

Противотурбулентная добавка для перекачки не используется. При этом уравнение (12) баланса напоров имеет вид:

2(15 290 + 62,34) = 1084.

Решаем уравнение методом последовательных приближений.

Первое приближение: полагаем, что (1) = 0,02, исходя из этого находим: (1) 1,716 м/с; Re(1) = 1,716.0,7/(30.10–6) 40 040.

Далее вычисляем:

(2) = 0,3164/ 0,0224 > (1).

Из (2) 0,0224 > (1) следует второе приближение: полагаем, что (2) = 0,0224, из чего рассчитываем (2) 1,636 м/с; Re(2) 38 173.

Находим, что

(3) = 0,3164/ 0,0226. Поскольку (2) (3), итерационный процесс завершен, и можно принять 0,0226; = 1,63 м/с; Q 2258 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор h2 ≈ 58 м промежуточной НПС.

Таким образом, рассматриваемый режим перекачки нефти без противотурбулентной добавки допустим, расход в нем составляет 2258 м3/ч.

Случай 2

Противотурбулентная добавка FLO XL в концентрации = 15 млн–1 используется на обоих перегонах. Здесь, как и в предыдущем случае, 1 = 2 = , и уравнение баланса напоров для всего технологического участка имеет вид 2(15 290 + 62,34) = 1084, только коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается на основе уравнения (5), в котором следует положить k1(15) = 340 и f 0, т. е. на основе уравнения:

.                              (13)

Первое приближение: полагаем, что 1(1) = 2(1) = 0,02, находим (1) 1,716 м/с; Re(1) = 1,716.0,7/(30.10–6) 40 040. Из уравнения (13) вычисляем 1(2) = 0,012.

Поскольку (2) 0,012 < (1) = 0,02, делаем второе приближение: полагаем, что (2) = 0,012, отсюда находим (2) 2,10 м/с; Re(2) 49 000. Из уравнения (13) находим (3) = 0,0117 ≈ (2), и итерационный процесс завершен. Можно принять, что 0,012; = 2,1 м/с; Q 2910 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор h2 ≈ 61 м промежуточной НПС.

Следовательно, рассматриваемый режим перекачки с противотурбулентной добавкой допустим, причем расход перекачки увеличивается почти на 30 % по сравнению с предыдущим случаем.

Случай 3

Противотурбулентная добавка FLO XL в концентрации = 15 млн–1 используется только на втором перегоне. Уравнение баланса напоров для всего технологического участка имеет вид (12): 2(80091 + 72812 + 62,34) = 1084, где 2 рассчитывается согласно уравнению (13).

Первое приближение: полагаем, что 1(1) = 2(1) = 0,02, находим (1) 1,716 м/с; Re(1) = 1,716.0,7/(30.10–6) 40 040. Далее вычисляем 1(2) = 0,3164/    0,0224, и из уравнения (13) 2(2) = 0,012.

Второе приближение: полагаем, что 1(2) = 0,0224 и 2(2) = 0,012. Находим (2) 1,815 м/с; Re(2) 42 350. Вычисляем 1(3) = 0,3164/ 0,0221 ≈ 1(2), 2(3) = 0,0118 2(2), и итерационный процесс завершен. Можно принять 1 0,0224; 2 = 0,012; = 1,815 м/с; Q 2515 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор h2:

h2 = (100 + 60 + 502 – 31,17.1,8152) –

– 40 – 0,0224.1,8152 –51 < 0.

Отсюда следует, что подпор промежуточной НПС будет отрицательным, что невозможно. Таким образом, этот режим работы технологического участка невозможен.

ВЫВОД

Использование противотурбулентных добавок на технологическом участке трубопровода, т. е. на участке трубопровода с промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса в насос», может не только не дать сколько-нибудь существенного эффекта, но и привести к аварийному отключению промежуточных НПС.

Сделать обоснованное заключение об эффективности использования противотурбулентной добавки в трубопроводе с промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса в насос», можно только на основе гидравлического расчета технологических участков, рассматриваемых как единое целое, поскольку введение противотурбулентных добавок на отдельных перегонах трубопровода может привести к перерасходу электроэнергии, затрачиваемой на перекачку, или вообще к неосуществимости выбранного режима перекачки.

Coefficient k1() values