Территория Нефтегаз № 3 2019
Читайте в номере:
Геология
Добыча нефти и газа
Авторы:
Литература:
Протасов В.Н., Штырев О.О. О необходимости совершенствования разрабатываемых нефтегазовыми компаниями технических требований к полимерному покрытию внутренней поверхности стальных труб и соединительных деталей, используемых для строительства нефтегазопромысловых трубопроводов // Коррозия «Территории «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 1. С. 84–88.
ГОСТ Р 27.001–2009. Надежность в технике. Система управления надежностью. Основные положения [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-r-27-001-2009 (дата обращения: 13.03.2019).
Протасов В.Н., Кершенбаум В.Я. Совершенствование системы планирования качества создаваемой отечественной технической продукции для НГК – одно из основных условий импортозамещения // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2017. № 1. С. 13.
Положение компании № П1-01.05 Р-0107 (версия 2.00) «Критерии качества промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних предприятий» [Электронный источник]. Режим доступа: www.ngkomplekt.ru/upload/Положение.pdf (дата обращения: 13.03.2019).
Методические указания компании № П1-01.05 М-0132 (версия 1.0) «Выбор метода антикоррозионной защиты промысловых и технологических трубопроводов и требования к трубной продукции». М.: ПАО «НК «Роснефть», 2017. 63 с.
Методические указания компании № П4-06 М-0111 (версия 1.00). Единые технические требования. Трубная продукция для промысловых и технологических трубопроводов, трубная продукция общего назначения. М.: ПАО «НК «Роснефть», 2019. 141 с.
Методические указания компании № П4-06 М-0116 (версия 1.00). Единые технические требования. Соединительные детали трубопроводов. М.: ПАО «НК «Роснефть», 2019. 172 с.
ГОСТ ИСО/МЭК 17025–2009. Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/gost-iso-mek-17025-2009 (дата обращения: 13.03.2019).
Шмаль Г.И., Кершенбаум В.Я., Протасов В.Н., Штырев О.О. Новые подходы к управлению качеством и стандартизации сложных технических систем нефтегазового комплекса // Нефтяное хозяйство. 2018. № 6. С. 145–147.
HTML
Функционирование большинства технических систем нефтегазодобычи обеспечивается за счет не отдельных видов оборудования в качестве автономных единиц, а структурно сложных комплексов различных видов оборудования (элементов) разных производителей.
Техническая система – это предназначенная для выполнения определенных функций совокупность взаимосвязанных по принципу иерархии и упорядоченно взаимодействующих элементов, свойства которой не сводятся к свойствам отдельных элементов.
Примерами разнообразных технических систем для нефтегазодобычи являются промысловые трубопроводы, колонны насосно-компрессорных труб в добывающих и нагнетательных скважинах, устьевое оборудование скважин, скважинные насосные установки, комплекс наземного оборудования для первичной подготовки нефти и др.
Базовым нормативным документом, определяющим критерии качества технических систем нефтегазодобычи при проектировании, производстве, эксплуатации и ремонте систем, а также при закупке входящих в их состав элементов, должны являться, по логике, требования нефтегазовых компаний. Однако в Российской Федерации такие требования на сегодняшний день отсутствуют. В то же время действуют стандартизированные или корпоративные технические требования к отдельным элементам технических систем, разработанные как производителями, так и, в последние годы, потребителями этих элементов, то есть нефтегазовыми компаниями. Нарушение принципа иерархии (наличие требований к отдельным элементам системы в отсутствие требований к системе в целом) привело к тому, что фактическое качество технических систем для нефтегазодобычи не соответствует уровню качества, который требуется нефтегазовым компаниям [1]. Это обусловливает низкую энергоэффективность, надежность, безопасность и технологичность технических систем для нефтегазодобычи, значительные материальные затраты на их ремонт и ряд других последствий, в том числе затрагивающих экологическую и экономическую безопасность РФ.
Свидетельством тому является про-анализированная автором статьи техническая политика нефтегазовых компаний РФ по планированию качества промысловых трубопроводов.
ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Промысловые трубопроводы (далее – трубопроводы) являются достаточно сложными техническими системами.
Для начала рассмотрим ряд основополагающих терминов, которые будут использоваться в данной статье.
Итак, жизненный цикл трубопровода – совокупность процессов от выявления потребностей в этом трубопроводе и планирования уровня его качества до удовлетворения этих потребностей (проектирование и сооружение трубопровода, передача его потребителю, эксплуатация) и его утилизации.
Качество трубопровода – требуемая нефтегазовой компании сущность этого трубопровода, выражаемая его конкретными свойствами, получившими название потребительских (полезных), и уровнем проявления этих свойств, устанавливаемым нормами на их показатели, являющимися критериями качества трубопровода.
К основным потребительским свойствам трубопроводов относятся способность выполнять свое назначение, энергоэффективность, надежность, безопасность и технологичность.
Назначение трубопровода – это функции, которые трубопровод дол-жен выполнять, параметры их выполнения, условия применения и расчетный срок службы. Условиями применения трубопровода оговаривается, где и при каких внешних воздействиях он может использоваться. В отсутствие назначения трубопровода отсутствует и качество этого трубопровода.
Энергоэффективность трубопровода – свойство, определяющее его способность выполнять свое назначение при экономном использовании энергоресурсов.
Надежность трубопровода – свойство, определяющее способность трубопровода сохранять в течение требуемого интервала времени (расчетного срока службы) в установленных пределах значения всех параметров, необходимых для выполнения требуемых функций в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания и ремонта. Надежность трубопровода, являясь сложным свойством, обусловливается в соответствии с [2] комплексом таких простых свойств, как безотказность, долговечность, сохраняемость и ремонтопригодность.
Безопасность трубопровода – свойство, определяющее безопасное использование трубопровода, т. е. исключающее недопустимый риск причинения вреда жизни и здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных или растений.
Технологичность трубопровода – свойство, определяющее приспособленность трубопровода к достижению оптимальных затрат при производстве, транспортировке, монтаже, эксплуатации и ремонте.
В соответствии с перечисленными дефинициями и действующими национальными регламентами нормативный уровень качества трубопровода, устанавливаемый нефтегазовой компанией, определяется удовлетворяющими ее количественными или качественными показателями критериев качества трубопровода, национальными нормативными документами, устанавливающими определенные ограничения для значений этих критериев, в частности уровня безопасности, и допустимыми для нефтегазовой компании затратами на сооружение и использование трубопровода.
Установленные нефтегазовой компанией нормативные значения критериев качества трубопроводов должны определять в соответствии с принципом иерархии требуемые значения критериев качества отдельных элементов трубопроводов, соединений этих элементов, структурных составляющих неделимых элементов (сердцевины и ее поверхностного слоя, роль которого часто выполняет защитное покрытие), материалов неделимых элементов, химический состав и структуру этих материалов [3].
Нормативные значения критериев качества трубопровода должны содержаться в технических требованиях к нему. Технические требования к трубопроводу являются одним из основных нормативных документов при его проектировании, производстве отдельных элементов, строительстве, эксплуатации и ремонте трубопровода из этих элементов.
Технические требования к трубопроводу должны содержать:
• назначение трубопровода, т. е. выполняемые им функции, параметры выполнения этих функций в заданных условиях применения, расчетный срок службы;
• требуемый уровень качества трубопровода, определяемый критериями его качества – значениями норм показателей потребительских свойств в исходном состоянии и при опасных внешних воздействиях на разных стадиях жизненного цикла у потребителя (хранение, транспортировка, монтаж, эксплуатация, техническое обслуживание, ремонт) в течение установленных интервалов времени;
• методики испытаний трубопровода на соответствие его фактических характеристик в заданных условиях применения нормативным значениям критериев качества.
На основании технических требований к трубопроводу должны разрабатываться в соответствии с принципом иерархии технические требования к его отдельным элементам, соединениям этих элементов, структурным составляющим неделимых элементов.
Процесс разработки технических требований в соответствии с принципом иерархии, или так называемое планирование качества, является достаточно сложной многофакторной технико-экономической задачей, требующей высокой квалификации исполнителя и подготовки соответствующих специалистов.
Числовые или качественные значения норм показателей потребительских свойств трубопровода, приведенные в технических требованиях, должны устанавливаться нефтегазовой компанией на основании решения двухкритериальной задачи, включающей обеспечение требуемого уровня качества трубопровода при допустимых для компании затратах на приобретение и использование этого трубопровода. Если допустимые затраты недостаточны для обеспечения нормативного уровня качества трубопровода, решается вопрос о возможности увеличения затрат или снижения нормативного уровня качества трубопровода за счет изменения значений норм, в первую очередь, показателей наименее значимых его потребительских свойств.
В ходе эксплуатации трубопровод подвергается различным видам внешних воздействий, способных существенно изменить его характеристики. По типу оказываемого эффекта внешние воздействия на трубопровод подразделяются на следующие виды: тепловые, силовые, фрикционные, физико-химические, обусловливаемые активностью эксплуатационных сред и их отдельных компонентов.
Для обеспечения нормативного уровня качества трубопровода при минимально возможных затратах на его сооружение и эксплуатацию следует разбить предельно возможный диапазон изменения числовых или качественных характе-ристик каждого вида опасного внешнего воздействия на трубопровод на разных стадиях его жизненного цикла на нормативные диапазоны, отличающиеся интенсивностью воздействия на потребительские свойства трубопровода. В итоге, сгруппировав воздействия по уровню интенсивности, получаем четыре вида: нормальные, повышенные, усиленные и жесткие. Каждый диапазон интенсивности конкретного вида воздействия следует выбирать исходя из условия, что уровень интенсивности воздействия в данном диапазоне характерен для такого количества трубопроводов, при котором экономически целесообразно производство их элементов, обладающих нормативным уровнем качества в данном диапазоне.
АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ РОССИЙСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ КАЧЕСТВА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Предлагаемый автором статьи алгоритм планирования критериев качества трубопроводов, их отдельных элементов, соединений этих элементов, структурных составляющих неделимых элементов позволит нефтегазовым компаниям обеспечить требуемый уровень качества трубопроводов при минимально возможных затратах на их сооружение и эксплуатацию.
Автором статьи был проведен анализ соответствия этому алгоритму действующих и разрабатываемых технических требований к промысловым трубопроводам и их элементам в национальной нефтегазовой компании ПАО «НК «Роснефть».
ООО «БашНИПИнефть», входящее в структуру ПАО «НК «Роснефть», является основным разработчиком корпоративных технических требований к трубной продукции, используемой для строительства, реконструкции и ремонта трубопроводов на месторождениях компании. Эти требования получили название МУК – методические указания компании. Разработан ряд методических указаний, в соответствии с которыми трубная продукция, в том числе с защитными покрытиями, должна проходить периодические испытания в аттестованных лабораториях и получать заключение, являющееся основанием для участия в тендерах на закупку трубной продукции.
Автор статьи провел анализ содержания Положения № П1-01.05 Р-0107 (версия 2.00) «Критерии качества промысловых трубопроводов ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних предприятий» [4], разработанного специалистами ОАО «НК «Роснефть» и введенного в действие в 2013 г.
В данном документе содержатся требования к коррозионной стойкости стальных труб, классам прочности трубных сталей, толщинам стенок и диаметрам труб, конструкции труб, вязко-пластическим свойствам и хладостойкости трубных сталей, остаточной намагниченности труб, покрытиям и изоляции стальных труб, трубам из альтернативных материалов, технологии производства труб повышенной коррозионной стойкости, механическим свойствам этих труб, их геометрическим размерам, системе качества, опытно-промышленным испытаниям труб. Подобное содержание рассматриваемого документа не соответствует его названию. В документе отсутствуют критерии качества промысловых трубопроводов – нормы показателей их основных потребительских свойств: способности выполнять свое функциональное назначение, энергоэффективности, надежности, безопасности и технологичности.
Анализируемый документ является копированием стандартов – технических условий производителей трубной продукции, содержащих критерии качества технологических процессов производства труб и трубных сталей.
Необходима серьезная переработка данного документа с учетом сделанных замечаний и введение в действие откорректированного варианта. Нормативный документ «Критерии качества промысловых трубопроводов ПАО «НК «Роснефть» и его дочерних предприятий» должен стать базовым при проектировании трубопроводов и разработке технических требований к трубной продукции, используемой в этих трубопроводах.
Технические требования к трубной продукции, используемой в промысловых трубопроводах, сформулированы специалистами ООО «БашНИПИнефть» в МУК № П1-01.05 М-0132 (версия 1.0) «Выбор метода антикоррозионной защиты промысловых и технологических трубопроводов и требования к трубной продукции» [5], а также в МУК № П4-06 М-0111 (версия 1.00) «Единые технические требования. Трубная продукция для промысловых и технологических трубопроводов, трубная продукция общего назначения» [6] и в МУК № П4-06 М-0116 (версия 1.00) «Единые технические требования. Соединительные детали трубопроводов» [7], введенных в действие 16.01.2019.
Анализ содержания этих методических указаний показал, что они отличаются от [4] только названием, при том что содержание данных нормативных актов различается незначительно. Оба документа содержат практически одни и те же требования: к коррозионной стойкости и классам прочности трубных сталей, толщинам стенок и диаметрам трубной продукции, конструкции трубной продукции, вязко-пластическим свойствам и хладостойкости трубных сталей, остаточной намагниченности трубных сталей, покрытиям и изоляции трубной продукции, изоляции сварных стыков, тепловой изоля-ции, технологии выплавки и разливки стали, прокату для сварных труб, технологии изготовления трубной продукции, механическим свойствам трубных сталей, микроструктуре и коррозионным свойствам трубных сталей, геометрическим размерам, массе, отклонениям и несовершенствам трубной продукции, неразрушающему контролю, испытаниям гидравлическим давлением, прослеживаемости в процессе производства трубной продукции, правилам приемки и методам испытаний, инспекции в производстве трубной продукции, маркировке, упаковке, транспортированию и хранению трубной продукции, системе менеджмента качества на предприятиях по производству трубной продукции.
Из перечня требований, содержащихся в проанализированных нормативных документах, следует, что содержание этих документов не соответствует их названию. В методических указаниях, определяющих требования к трубной продукции, отсутствуют критерии качества этой продукции, обусловливающие ее способность выполнять свои функции с требуемыми параметрами в заданных условиях применения в течение расчетного срока службы при нормативном уровне энергоэффективности, надежности, безопасности и технологичности, определяемом соответствующими критериями каче-ства трубопроводов, в которых используется трубная продукция.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Во всех проанализированных автором статьи МУК технические требования к трубной продукции подменяются требованиями к качеству процесса ее производства. Авторы МУК копируют стандарты – технические условия производителей трубной продукции. В разработанных ими технических требованиях к полимерным покрытиям трубной продукции отсутствуют многие обязательные критерии качества этих покрытий. Критерии качества покрытий трубной продукции не связаны со сроком ее службы. Методики испытаний покрытий трубной продукции не обеспечивают моделирование реальных воздействий на покрытия при эксплуатации, что обусловливает необъективность результатов испытаний.
Подобная нормативная документация обусловливает значительные материальные затраты компании на ремонт и другие последствия, в том числе касающиеся обеспечения экологической и экономической безопасности РФ. Это в равной степени относится и к другим нефтегазовым компаниям РФ. Закрытость многих компаний затрудняет обсуждение с ними исследуемой проблемы, поэтому автор статьи вынужден обратиться к ним через открытую печать.
От того, насколько правильно установлены критерии качества технических систем для нефтегазодобычи и их нормативные значения, существенно зависит эффективность деятельности нефтегазовых компаний, уровень их затрат на добычу нефти и, как следствие, конкурентоспособность на международном рынке.
Разработка технических требований, определяющих критерии качества трубопроводов и трубной продукции, используемой в этих трубопроводах, должна проводиться только на условиях тендера, в котором смогут принять участие нефтегазовые университеты, обладающие высоким научно-техническим потенциалом в области управления качеством технических систем для нефтегазодобычи, что подтверждается многочисленными монографиями, публикациями профессорско-преподавательского состава, диссертациями, а также результатами методической работы с предприятиями нефтегазовой отрасли, проведенной на кафедрах соответствующего профиля.
Не менее важным для нефтегазовых компаний является вопрос об объективности оценки соответствия фактических характеристик защитных покрытий трубной продукции критериям их качества при периодических испытаниях в аккредитованных лабораториях.
Недопустимо проводить периодические испытания в корпоративных лабораториях нефтегазовых компаний или производителей трубной продукции. Подобные испытания должны выполнять независимые лаборатории. Это в первую очередь должно быть обязательным для нефтегазовых компаний, контрольный пакет акций которых принадлежит государству.
Кроме того, несоответствие используемых методик периодических испытаний покрытий трубной продукции реальным условиям их эксплуатации, отсутствие в стандартизированных и корпоративных технических требованиях к покрытиям трубной продукции ряда важных критериев их качества, отсутствие в лабораториях испытательных стендов, обеспечивающих моделирование комплекса реальных воздействий на покрытие при эксплуатации, делают бессмысленными для нефтегазовых компаний периодические испытания при больших затратах на них производителей трубной продукции с полимерными покрытиями.
Корпоративные лаборатории нефтегазовых компаний должны проводить опытно-промышленные испытания трубной продукции с полимерными покрытиями на промысловых полигонах, что обеспечивает объективность результатов испытаний. В этом преиму-щество этих лабораторий, которое они должны использовать в интересах нефтегазовых компаний.
Юридически недопустимой также является практика направления предприятий по изоляции трубной продукции для прохождения периодических испытаний в конкретные лаборатории. Должно быть установлено и признаваться нефтегазовыми компаниями следующее правило: производитель трубной продукции с защитными покрытиями может проводить периодические испытания своей продукции в любой независимой лаборатории, аккредитованной Органом обязательной или добровольной сертификации на соответствие требованиям ГОСТ ИСО/МЭК 17025–2009 [8] с указанием области аккредитации, в которой одним из объектов должна быть трубная продукция с полимерными покрытиями. Помимо аккредитации независимой испытательной лаборатории соответствующим органом, обязательным должен быть аудит этой лаборатории экспертами нефтегазовой компании по контролю качества приобретаемой трубной продукции.
Автор не претендует на абсолютную истинность своих рассуждений и критических замечаний. Это призыв к дискуссии по важной для нефтегазовой отрасли проблеме с участием в ней специалистов нефтегазовых компаний, производителей различных элементов технических систем для нефтегазодобычи и научно-технической общественности [9]. Общественными площадками для дискуссии могут быть журнал «Территория «НЕФТЕГАЗ» или организуемые журналом совместно с РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина научно-технические конференции.
Защита от коррозии
Авторы:
А.К. Джафаров; ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект» (Москва, Россия).
К.И. Джафаров, e-mail: K_Dzhafarov@vniigaz.gazprom.ru, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Литература:
Альбом аварийных разрушений на объектах газопроводов ООО «Севергазпром» 1982–2002 гг. Ухта, 2002. 338 с.
Алексеев А.А., Большаков А.М., Сыромятникова А.С. Исследование коррозии газопровода в условиях Арктики // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 11. С. 58–61.
Романов В.В. Методы исследования коррозии металлов. М.: Металлургия, 1965. 281 с.
Morison W.D., Cherpillod T., Al-Taie I., Mutairi S. Solving Common Corrosion Problems with Non-Intrusive Fiber Optic Corrosion Monitoring Sensors // Proceedings of the 11th Middle East Corrosion Conference & Exhibition. Bahrain, 2006.
Tennyson R.C., Morison W.D., Miesner T. Pipeline Integrity Assessment Using Fiber Optic Sensors // Proceeding of the Pipeline Division Specialty Conference. 2005. P. 803–817.
ПБ 12-609-03. Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы [Электронный источник]. Режим доступа: http://snipov.net/c_4653_snip_105734.html (дата обращения: 20.03.2019).
РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200030108 (дата обращения: 20.03.2019).
Датчик скорости коррозии: пат. 2085906 РФ; МПК G01N17/04 / С.А. Лубенский, Н.А. Петров; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром ВНИИГАЗ»; № 95102277; заявл. 13.02.1995; опубл. 27.06.1997, Бюл. № 21, Ч. 2. C. 360.
Лубенский С.А. Анализ основных причин разрушения магистральных газопроводов большого диаметра в Северо-Западном регионе России // Проблемы анализа риска. 2011. Т. 8. № 5. С. 66–75.
ГОСТ 12071-84. Грунты. Отбор, упаковка, транспортирование и хранение образцов [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/901700284 (дата обращения: 20.03.2019).
HTML
Одной из основных причин разрушения труб магистральных газопроводов (МГ) уже после 5–7 лет эксплуатации является общая коррозия в местах нарушения сплошности изоляционного покрытия. В таких зонах возможен непосредственный контакт грунтового электролита, содержащего растворенные коррозионно-агрессивные вещества, с металлической поверхностью труб, вследствие чего система электрохимической защиты (ЭХЗ) может выйти из строя.
При этом многолетние наблюдения за состоянием подземной линейной части МГ показали, что предупредить разрушение труб большого диаметра, вызванного развившейся в ходе эксплуатации коррозией, технически трудно, а подчас просто невозможно. Подтверждением тому являются статистические данные, представленные в табл. 1, информация о разрушениях подземной линейной части МГ, эксплуатирующихся ООО «Газпром трансгаз Ухта» в северных областях Европейской России [1], описание случая разрушения газопровода на территории Республики Саха (Якутия) [2] и т. д.
Отсутствие информации о действительном техническом состоянии труб не позволяет объективно прогнозировать остаточный ресурс подземной линейной части трубопроводов и своевременно провести мероприятия по их ремонту. Одним из путей повышения эксплуатационной надежности подземных газопроводов может стать непрерывный контроль скорости общей коррозии.
ДАТЧИК СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
В статье представлены результаты испытаний датчика, специально разработанного для измерения скорости коррозии труб и оборудования из углеродистых и низколегированных сталей в грунтах.
На сегодняшний день в российском нефтегазовом комплексе применяется ряд датчиков для измерения скорости коррозии. Так, в [3] описан датчик, выполненный в виде гальванической пары или пакета изолированных пар, каждая из которых содержит стальной анод, катод и регистратор тока между ними. О скорости коррозии судят по величине тока гальванического элемента. Анод датчика выполнен из железа, катод – из меди. Главным недостатком этого датчика является низкая достоверность получаемой с его помощью информации, поскольку ток гальванического элемента не соответствует току реальной гальванической пары, образующейся на поверхности стальных труб при их взаимодействии с агрессивной средой.
Использующиеся в настоящее время волоконно-оптические датчики контроля скорости коррозии дают возможность контролировать изменение толщины стенки трубы в ходе эксплуатации, но не позволяют оценивать коррозионную агрессивность грунтов непосредственно в полевых условиях (табл. 2) [4, 5].
Авторы статьи в полевых условиях при измерении остаточной толщины стенки газопровода применяли толщиномер UTM-100, однако этот прибор также не предназначен для оценки коррозионной агрессивности грунтов.
В работе [7] подробно описана методика измерения коррозионной агрессивности грунтов по отношению к стали, учитывающая такие показатели, как:
• удельное электрическое сопротивление грунта, определяемое в полевых условиях;
• удельное электрическое сопротивление грунта, определяемое в лабораторных условиях;
• средняя плотность катодного тока (jK), необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 мВ.
Необходимо подчеркнуть, что полученные в ходе исследования результаты дают лишь ориентировочную оценку скорости коррозии стали в грунте.
Датчик, предлагаемый для проведения измерений в грунтах [8], выполнен в виде гальванической пары или пакета изолированных гальванических пар (рис. 1), каждая из которых содержит:
• катод 1, выполненный из вещества, соответствующего по химической природе веществу, образующемуся в коррозионном процессе в нейтральных и слабощелочных средах, т. е. из магнетита (Fe3O4);
• анод 2 из углеродистой или низколегированной трубной стали;
• регистратор тока 7 между ними.
Измеряемая величина характеризует реальную скорость коррозии углеродистой и низколегированной стали в среде 8.
Стоит отметить, что датчик не требует специального хранения и соблюдения дополнительных мер безопасности при работе на объекте, не имеет ограничений по длительности срока эксплуатации.
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Результаты лабораторных сравнительных испытаний датчика подробно рассмотрены в работе [8].
Исследования, проведенные ранее, показали, что образование трещин, их рост и, как следствие, разрушение металла труб в системе «грунт – вода» происходит при бестоковых потенциалах (потенциалах коррозии), значения которых лежат в области активного электрохимического растворения [1, 9]. Поэтому практический интерес для авторов данной статьи представляла оценка скорости общей коррозии в средах, вызывающих образование на поверхности труб коррозионных трещин, и модельной среде, в которой разрушения углеродистой стали по причине коррозионного растрескивания не происходит (3 % NaCl).
Для решения этой задачи были проведены дополнительные лабораторные испытания с использованием образцов грунта, отобранных авторами в Центральном и Северо-Западном регионах России непосредственно в местах прохождения МГ. Места отбора образцов обусловлены тем, что в указанных районах происходили аварии, связанные с коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН) металла труб. Отбор проб осуществлялся в соответствии с требованиями [9] на трассах газопроводов методом шурфования непосредственно у поверхности труб, а также на расстоянии 10 м от оси газопроводов на глубине 1,0–2,0 м.
Стоит отметить, что при оценке коррозионной агрессивности грунтов необходимо учитывать, что даже для грунтов, отобранных из одного места, скорость коррозии не остается постоянной во времени, т. к. зависит от сезона, когда отбирались пробы. Кроме того, влажность не является устойчивым признаком коррозионной агрессивности грунтов, поскольку зависит от таких факторов, как:
• уровень грунтовых вод;
• метеоусловия;
• механический состав грунтов и т. п.
Так, пластичные породы способны впитывать воду и быстро (в течение максимум 30 мин) размокать, превращаясь в пластичную массу, увеличиваться в объеме, приобретать липкость, а при высыхании уменьшаться в объеме: исследования показали, что при высыхании такие породы испытывают воздушную усадку и приобретают способность поглощать различные химические элементы. Таким образом, очевидно, что результаты измерений в пробах, отобранных в дождливый период, будут отличаться от результатов, полученных при исследовании образцов проб, отобранных в засушливый период.
Поэтому перед началом проведения электрохимических измерений грунты для приготовления суспензий высушивали при комнатной температуре, измельчали в ступке и, поместив в специальные сосуды, заливали дистиллированной водой. На 1000 г грунта приходилось 1000 г воды. Измерения проводили через 72 ч после приготовления проб. Объем электрохимической ячейки для проведения измерений был равен 8 дм3.
На рис. 2 представлены результаты измерений, выполненных при комнатной температуре. Величина водородного показателя сред (рН) составляла 6,2–6,7.
Значение шкалы тока переводились в единицы скорости коррозии:
• 1.10–4 А/см2 = 1,0 г/м2.ч;
• 1.10–4 А/см2 = 1,2.10–2 мм/год.
ИЗМЕРЕНИЯ В ПОЛЕВЫХ УСЛОВИЯХ
Интервал измерения скорости коррозии определялся топографией местности, характером растительности и типом грунтов. Если указанные условия близки, можно проводить измерения через 100–1000 м. В районах, где наблюдались разрушения газопроводов по причине общей коррозии труб, измерения рекомендуется проводить на расстоянии 1 и 5 м от оси трубопровода. Места дополнительных измерений определяются в зависимости от топографии района прохождения трассы.
На рис. 3 представлены результаты измерения скорости коррозии труб газопровода, расположенного на территории одной из центральных областей РФ. Газопровод в месте проведения испытаний был защищен с помощью битумно-резиновой изоляции нормального типа толщиной 4–5 мм. Трубы диаметром 820 х 9,0 мм изготовлены Челябинским трубопрокатным заводом по ЧМТУ-335-60. Сталь феррито-перлитного класса марки 19Г. Поставщик металла – Череповецкий завод. Химический состав стали представлен в табл. 3.
Район, в котором проводились измерения, представлял собой равнину с абсолютными высотами 140–180 м, пересеченную речными долинами, часто заболоченными.
Грунт – суглинок полутвердый, тугопластичный.
Величина водородного показателя (рН) – 6,4. Температура воздуха 18 °C.
Подъем уровня вод на 1–2 м в данном районе в апреле связан с таянием снегов. Снежный покров устанавливается во второй половине ноября, высота снежного покрова к концу сезона достигает 50 см.
Перед проведением измерений поверхность стального электрода зачищали наждачной бумагой с зерном 125–100 мкм.
Длительность измерения величины коррозионного тока составляла 8 ч.
По результатам проведенного исследования можно сделать вывод, что скорость общей коррозии стали в исследованном грунте невелика, что подтверждается результатами осмотра поверхности газопроводных труб, находившихся в эксплуатации более 30 лет. Необходимо отметить, что на данном участке ремонтные работы по замене труб и защитного покрытия не проводились.
Датчик коррозии (рис. 4) находился на глубине 1,5 м и расстоянии 2,5 м от оси газопровода.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Использование датчика, предлагаемого для проведения измерения скорости коррозии в грунте, позволило установить, что в грунтах, в которых происходит процесс образования коррозионных трещин на поверхности труб, скорость общей коррозии незначительна и не превышает 0,02–0,03 мм/год, что согласуется с результатами осмотра поверхности газопровода в местах повреждения защитного изоляционного покрытия.
В то же время датчик может быть использован для измерения скорости коррозии подземного оборудования из углеродистых и низколегированных сталей и позволяет оценивать коррозионную агрессивность грунтов, что может представлять практический интерес при проведении изыскательских и проектных работ.
Таблица 1. Скорость коррозии металла труб в ряде регионов РФ (по материалам расследования аварий)
Table 1. Pipe metal corrosion rate in a number of RF areas (basing on accidents investigation records)
Область (республика) Area (republic) |
Длительность эксплуатации, лет Operation period, years |
Параметры трубы, мм Pipe parameters, mm |
Толщина стенки трубы на момент аварии, мм Pipe wall thickness at the time of a failure, mm |
Тип грунта Soil type |
Саратовская The Saratov Region |
5 |
820,0 х 8,5 |
1,5…1,0 |
Тяжелые и плотные суглинки твердой консистенции Heavy and consolidated dry plastic clay |
Дагестан Dagestan |
6 |
720,0 х 8,0 |
5,0…4,0 |
Нет информации No information |
Ленинградская The Leningrad Region |
7 |
720,0 х 7,0 |
4,4 |
Оcyшeнный тopф (кpacнoгo, в верхних пластах – чepнoгo цветa) Dried peat (red, in upper formations – black colour) |
Саратовская The Saratov Region |
8 |
1220,0 х 12,5 |
2,0…1,0 |
Суглинки засоленные Brine plastic clay |
9 |
820,0 х 8,5 |
2,0…1,0 |
Тяжелые и плотные суглинки твердой консистенции Heavy and consolidated dry plastic clay |
|
Самарская The Samara Region |
10 |
820,0 х 9,0 |
2,0…1,0 |
Глина, суглинок Clay, plastic clay |
11 |
820,0 х 9,0 |
2,0…1,0 |
||
Свердловская The Sverdlovsk Region |
32 |
530,0 х 8,0 |
1,0 |
Глинистый, каменистый Clay soil, stony |
36 |
720,0 х 8,0 |
6,0…1,5 |
Глина, суглинки с включением щебня и песка Clay, plastic clay with sand and detritus inclusions |
|
Нижегородская The Nizhni Novgorod Region |
41 |
820,0 х 9,0 |
2,0…1,0 |
Глина песчанистая плотная с поверхностным залеганием торфа на глубину до 1,5 м Sandy clay, dry with surface peat occurrence at the depth of max.1.5 m |
Ставропольский край The Stavropol Territory |
42 |
720,0 х 9,0 |
9,0…2,0 |
Просадочный суглинок, сухой Subsident plastic clay, dry |
Таблица 2. Область применения и недостатки ряда датчиков, предлагаемых к использованию на действующих газопроводах
Table 2. Applications and drawbacks of some sensors offered for active gas lines
Наименование прибора Device description |
Область применения Application |
Недостатки Drawbacks |
Индикатор скорости коррозии ДК-1Ц (ТУ 4834-001-45872246-2011) Corrosion rate sensor DK-1Ts (Technical Specifications 4834-001-45872246-2011) |
Дистанционное измерение скорости коррозии в дефектах изоляционных покрытий подземных трубопроводов, проложенных в грунтах, для определения эффективности электрохимзащиты и определения направления и величин блуждающих токов Remote corrosion rate measurement in fault coatings of buried pipelines laid in soils to assess electrochemical protection efficiency and identify directions and values of stray currents |
Не позволяет оценивать коррозионную агрессивность грунтов непосредственно в полевых условиях Fails to assess corrosion activity of soils immediately in field conditions |
Датчик скорости коррозии ДСК-1 (ТУ 4311-017-22136119-2005) Corrosion rate sensor DSK-1 (Technical Specifications 4311-017-22136119-2005) |
Для определения коррозионной активности среды Designed to assess environment corrosion activity |
Датчик является изделием однократного применения и после использования не подлежит восстановлению и ремонту. При установке следует руководствоваться [6]. Датчик в картонной таре допускается транспортировать только в крытом транспорте или в контейнерах. Срок сохранности не превышает 3 лет The sensor is a product of a single application which can not be subject to renewal and repair after its use. One should use [6] in the process of installation. The Sensor carton packed is allowed for transportation exclusively in roofed vehicles or containers. Storage length do not exceed 3 years |
Таблица 3. Химический состав металла труб (сталь 19Г, % масс.)
Table 3. Chemical composition of pipe metal (steel 19G, % weight)
ГОСТ 5058-57 [11] State Standard (GOST) 5058-57 [11] |
||||||||||
C |
Si |
Mn |
P |
S |
Cr |
Ni |
Al |
Cu |
V |
Ti |
0,16–0,22 |
0,17–0,37 |
0,8–1,5 |
0,035 |
0,04 |
0,30 |
0,30 |
– |
0,30 |
– |
– |
Авторы:
Э.Р. Бабаев, e-mail: Elbey.Babayev@socar.az; Институт химии присадок им. академика А.М. Кулиева Национальной академии наук Азербайджана (Баку, Азербайджанская Республика).
Ф.В. Шамилов, Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности (Баку, Азербайджанская Республика).
Литература:
Palza H. Antimicrobial Polymers with Metal Nanoparticles // International Journal of Molecular Sciences. 2015. No. 16. P. 2099–2116.
Егорова Е.М., Ревина А.А., Ростовщикова Т.Н., Киселева О.И. Бактерицидные и каталитические свойства стабильных металлических наночастиц в обратных мицеллах // Вестник Московского университета. Серия 2. Химия. 2001. Т. 42. № 5. С. 332–338.
Bagchi B., Kar S., Dey S.K., et al. In Situ Synthesis and Antibacterial Activity of Copper Nanoparticle loaded Natural Montmorillonite Clay based on Contact Inhibition and Ion Release // Colloids and Surfaces B: Biointerfaces. 2013. Vol. 108. P. 358–365.
Солдатенко Е.М., Доронин С.Ю., Чернова Р.К. и др. Получение медьсодержащих биоцидных нетканых материалов на основе поливинилового спирта // Химия биологически активных веществ: Межвуз. сборник научных трудов Всерос. школы-конференции мол. ученых, асп. и студ. с международ. участием. Саратов: Изд-во «КУБиК», 2012. С. 365–366.
Гарасько Е.В., Шиляев Р.Р., Алексеева О.В. и др. Антибактериальные свойства полимерных композитов с наноразмерными частицами меди // Вестник Ивановской медицинской академии. 2009. Т. 14. № 2. С. 21–25.
Шамилов В.М., Бабаев Э.Р., Алиева Н.Ф., Шамилов Ф.В. Наноструктурный биоцидный композит для нефтяной промышленности // Хазарнефтгазятаг: сб. трудов научно-практической конференции. 2016. С. 119–124.
Андреева Д.Д., Фахрутдинов Р.З. Коррозионно-опасная микрофлора нефтяных месторождений // Вестник технологического университета. 2013. Т. 16. № 10. С. 237–242.
Дмитриевская А.А. Биоцидные свойства суспензий наночастиц металлов и их оксидов // Bulletin of Medical Internet Conferences. 2017. Т. 7. № 6. С. 876–878.
ASTM D4412-15. Standard Test Methods for Sulfate-Reducing Bacteria in Water and Water-Formed Deposits. West Conshohocken, ASTM International, 2015.
Гамидова Н.С., Азимов Н.А., Ахмедова А.В. Защита нефтепромыслового оборудования от микробиологической коррозии реагентами серии «Нефтегаз» // Научные труды SOCAR. 2013. № 2. С. 71–75.
Андреева Ю.В., Улахович С.В., Пантелеева А.Р., Егоров С.Ю. Влияние реагентов-биоцидов фирмы ОАО «Напор» на жизнедеятельность коррозионно-опасных сульфатвосстанавливающих бактерий // Ученые записки Казанского государственного университета. Серия: Естественные науки. 2007. Т. 149. № 1. С. 72–78.
ГОСТ 9.082-77. Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Масла и смазки. Методы лабораторных испытаний на стойкость к воздействию бактерий (с Изменением 1) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200015038 (дата обращения: 18.03.2019).
ГОСТ 9.023-74. Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Топлива нефтяные. Метод лабораторных испытаний биостойкости топлив, защищенных противомикробными присадками. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200015021 (дата обращения: 18.03.2019).
HTML
Нанокомпозиты на основе металлических наночастиц, обладающие биоцидными свойствами, находят все более широкое применение в разных отраслях промышленности [1–6]. Одной из наиболее перспективных областей применения нанокомпозитов в качест-ве биоцидов является нефтегазовый комплекс, что обусловлено необходимостью борьбы с бактериальной коррозией нефтепромыслового оборудования, интенсивно протекающей в условиях заводнения нефтяных пластов поверхностными водами и при микробиологической зараженности промысловых вод. Из числа микроорганизмов, обитающих в пластовых водах, наибольшую коррозионную опасность представляют сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) [7]. В последнее время проводятся исследования, направленные на изучение возможности применения нанокомпозитов для подавления роста СВБ [8].
Целью работы, результаты которой представлены в данной статье, являлось изучение бактерицидных свойств композита, разработанного на основе наночастиц алюминия размерностью 40–60 нм, 1-бутокси-2-оксазолидинметоксипропана и раствора сульфанола.
СИНТЕЗ ИССЛЕДУЕМОЙ КОМПОЗИЦИИ
Для проведения экспериментов были использованы наночастицы алюминия размерностью 40–60 нм, произведенные на установке по получению нанопорошков металлов в соответствии с ТУ 1791-003-36280340-2008.
В начале эксперимента был осуществлен синтез 1-бутокси-2-оксазолидинметоксипропана (рис. 1). Для этого в трехгорловую колбу, оснащенную мешалкой, водоотделителем (насадкой Дина – Старка), обратным холодильником, термометром, капельной воронкой, поместили 13,2 г (0,1 моль) бутилового эфира 1,2-пропандиола, 6 г (0,2 моль) параформальдегида, 0,05 г гидроксида калия, 100 мл бензола, нагрели при перемешивании до 50 °С и затем по каплям добавили 6,1 г (0,1 моля) моноэтаноламина. Реакцию проводили при температуре 80–85 °С в течение 6–8 ч до полного отделения рассчитанного количества воды. По завершении реакции реакционную массу отфильтровали, выпарили бензол и осуществили перегонку оставшейся органической части в вакууме. Свойства полученного вещества:
• температура кипения Tкип – 98–100 °C/1 мм. рт. ст.;
• коэффициент преломления nD20 – 1,4618;
• относительная плотность d420 – 0,9834;
• выход – 11,3 г (52 %);
• C11H23ON MRD (теор.) – 60,19;
• C11H23ON MRD (найд.) – 60,64;
• инфракрасный спектр (v, см–1): 1101 (C–O–C), 2931, 1374 (CH3CH3), 1036 (CN).
Далее для изготовления биоцидной композиции в лабораторных условиях в двухгорловую колбу, снабженную механической мешалкой, обратным холодильником и термометром, поместили 100 мл воды, добавили 0,1 г порошкообразного полиакриламидного полимера и смешали в мешалке в течение 2 ч при нагревании до 40 °С. После образования однородной среды добавили 0,01 г наночастиц Al и продолжили перемешивание в течение 30 мин. Затем к смеси добавили 0,5 мл 1-бутокси-2-оксазолидинметоксипропана и оставили в мешалке еще на 15 мин. Полученный раствор разбавили пресной водой до 200 мл.
Для определения оптимального соотношения компонентов биоцидной композиции были проведены многочисленные опыты, по результатам которых был предложен следующий состав, % масс.:
• сульфанол – 0,05;
• наночастицы Al размерностью 40–60 нм – 0,01;
• 1-бутокси-2-оксазолидинметоксипропан – 0,25–1,50;
• остальное – вода.
В ходе дальнейших исследований вод-ный раствор композиции в нужной концентрации готовили на стандартном оборудовании с использованием пресной воды при интенсивном перемешивании без нагревания компонентов.
ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ БИОЦИДА
В целях изучения биоцидных свойств полученной композиции из пластовых вод (закачиваемой, верхней и нижней) и сырой нефти месторождения Биби-Эйбат Апшеронского полуострова (Азербайджанская Республика) по методике [9] были выделены СВБ. Учет количества микроорганизмов в образцах производился путем подсчета количества колоний, вырастающих на питательной среде после ее засева (рис. 2).
Результаты микробиологических исследований, проведенных сразу после отбора образцов, а также данные исследования эффективности биоцидной композиции сведены в таблицу. Стоит отметить, что, согласно представленным данным, количество СВБ в закачиваемой в пласт воде превышает их количество в пластовых водах, отобранных из скважин. Этот факт можно объяснить тем, что в резервуаре более благоприятные условия для роста анаэробных СВБ: попадающие в резервуар бактерии прикрепляются к металлическим поверхностям, формируя колонии, или так называемые адгезированные формы СВБ, обладающие большей скоростью роста, чем планктонные бактерии [10, 11].
Выращивание накопительных культур, полученных из пластовых вод 7-го горизонта и воды, закачиваемой в пласт, проводилось с использованием среды Постгейта в термостате при температуре 30±2 °C. Уже на 4-й день наблюдалось газообразование, а через 3 сут появился черный осадок, указывающий на присутствие в посеве СВБ. Количество СВБ в пластовых водах определяли методом предельных разведений по таблице Мак-Креди, составленной на основании обработки многочисленных результатов методом вариационной статистики.
Эффективность растворов композиций против биодеградации изучалась на смазочном масле М-8 и эмульсионной смазочно-охлаждающей жидкости (СОЖ). В ходе исследования концентрация биоцидной композиции составляла: для масла М-8 – 0,25–1,5 %, для СОЖ – 0,25–0,5 %. Противомикробная эффективность исследуемого соединения в сочетании с другими компонентами изучалась методом зональной диффузии по [12–13]. В качестве испытательной среды применялся мясопептонный агар (МПА), воздействие оказывалось на чис-тые культуры широко распространенных микроорганизмов, в числе которых:
• грамотрицательные мезофильные сульфатредуцирующие бактерии Desulfobacterium и Desulfonema, грамположительные аэробные палочковидные актиномицеты Mycobaсterium lacticolum и грамотрицательные аэробные палочковидные бактерии Pseudomonas aeruginosa;
• высшие плесневые аэробные грибы Aspergillus niger, несовершенные грибы (дейтеромицеты) Penicillium chryseogenum, так называемый керосиновый гриб Cladosporium resinae и дрожжевые грибы Candida tropicalis.
Для определения зоны биоцидной активности на поверхности МПА стерильным шпателем были сделаны лунки диаметром 10 мм и глубиной 4–5 мм, в которые в качестве среды помещен сусло-агар (СА). При приготовлении суспензии для посева микроорганизмов культуры бактерий смешивались в равных соотношениях. После добавления биоцидной композиции к пробам масла и СОЖ их держали во влажной среде при температуре 28±2 °C. Для бактерий время выдержки составляло 2–3 сут, для грибов – 5–7 сут.
Уровень противомикробной активности исследуемой композиции определялся по величине диаметра в сантиметрах зоны угнетения микроорганизмов. Результаты исследования показали, что на фоне применения композиции диаметр зоны уничтожения микроорганизмов для бактерий (МПА) составил 3,0 см, для плесневых грибов (СА) – 1,0 см.
ВЫВОДЫ
Доказана высокая биоцидная активность разработанного нанокомпозита в отношении СВБ, причем отмечено, что композиция подавляла рост микроорганизмов быстро и эффек-тивно.
Результаты экспериментов продемонстрировали синергетический эффект взаимодействия наночастиц Al и 1-бутокси-2-оксазолидинметоксипропана в качестве биоцида.
Разработанная композиция может быть использована в качестве биоцидной добавки к реагентам, повышающим коэффициент извлечения нефти.
Немаловажным преимуществом является низкая себестоимость разработанного нанокомпозита.
Количество микроорганизмов в пробах пластовых вод и сырой нефти до и после применения биоцида
Colony count in deposit water and crude oil samples before and after biocide application
Образцы Samples |
Количество бактерий Bacterial count |
Количество грибов Number of fungi |
Количество сульфатвосстанавливающих бактерий Sulphate-reducing bacterial count |
|||
До воздействия биоцида Before the biocide effect |
После воздействия биоцида After the biocide effect |
До воздействия биоцида Before the biocide effect |
После воздействия биоцида After the biocide effect |
До воздействия биоцида Before the biocide effect |
После воздействия биоцида After the biocide effect |
|
Вода, закачиваемая в пласт Water pumped into the formation |
31.102 |
16.101 |
3 колонии 3 colonies |
– |
15.104 |
5.102 |
Верхняя пластовая вода (6-й горизонт N 3617) Upper deposit water (6th horizon N 3617) |
23.104 |
23.102 |
2 колонии 2 colonies |
– |
14.102 |
154 |
Нижняя пластовая вода (7-й горизонт N 924) Lower deposit water (7th horizon N 924) |
44.106 |
30.103 |
2 колонии 2 colonies |
– |
21.102 |
24.101 |
Нефть месторождения Биби-Эйбат (N 924) Oil from the Bibi-Heybat field (N 924) |
5 колоний 5 colonies |
– |
– |
– |
6.101 |
44 |
Насосы. Компрессоры
Авторы:
А.А. Аксенов, e-mail: lexachs@mail.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого» (Санкт-Петербург, Россия).
Ю.В. Кожухов, e-mail: kozhukhov_yv@mail.ru; Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого» (Санкт-Петербург, Россия).
А.М. Симонов, e-mail: simonov-33@mail.ru, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого» (Санкт-Петербург, Россия).
Литература:
Юн В.К. Центробежный компрессор смешанного хладагента для предприятий сжижения природного газа // Химическая техника. 2017. № 9 [Электронный источник]. Режим доступа: http://chemtech.ru/centrobezhnyj-kompressor-smeshannogo-hladagenta-dlja-predprijatij-szhizhenija-pri... (дата обращения: 12.03.2019).
Юн В.К. Использование передовых технологий для повышения экономической эффективности центробежного компрессора // Газовая промышленность. 2014. № 9 (711). С. 68–71.
Галеркин Ю.Б., Кожухов Ю.В. Теория турбомашин. Основы теории турбокомпрессоров: Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2013. 244 с.
Саламе С.И. Расчет потерь в центробежных компрессорных ступенях с осерадиальными полуоткрытыми рабочими колесами на основе математического моделирования: автореф. дис. … канд. техн. наук. Л.: Изд-во Ленинградского политехнического института, 1982.
Wilcox D.C. Turbulence Modeling for CFD. 3rd edition. La Canada, DCW Industries, Inc., 2006. 522 p.
Гарбарук А.В., Стрелец М.Х., Травин А.К., Шур М.Л. Современные подходы к моделированию турбулентности: Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2016. 234 с.
Elfert M., Weber A., Wittrock D., et al. Experimental and Numerical Verification of an Optimization of a Fast Rotating High Performance Radial Compressor Impeller // Journal of Turbomachinery. 2017. Vol. 139. Iss. 10. DOI: 10.1115/1.4036357
ASME V V 20-2009. Standard for Verification and Validation in Computational Fluid Dynamics and Heat Transfer. ASME, 2009. 100 p.
Aksenov A.A., Danilishin A.M., Kozhukhov Y.V., Simonov A.M. Numerical Simulation of Gas-Dynamic Characteristics of the Semi-Open 3D Impellers of the Two-Element Centrifugal Compressors Stages. In: AIP Conference Proceedings. 2007 [Электронный источник]. Режим доступа: https://aip.scitation.org/doi/abs/10.1063/1.5051886 (дата обращения: 12.03.2019).
Симонов А.М. Исследование эффективности и оптимальное проектирование высоконапорных центробежных компрессорных ступеней // Труды научной школы компрессоростроения СПбГПУ / Под ред. проф. Ю.Б. Галеркина. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2010. С. 164–188.
Галеркин Ю.Б., Рекстин Ф.С. Методы исследования центробежных компрессорных машин. М.: Машиностроение, 1969. 304 с.
HTML
Центробежные компрессорные ступени с осерадиальными рабочими колесами (ОРК) в основном используются в составе комбинированных турбоустановок систем турбонаддува двигателей внут-реннего сгорания и турбодетандерных агрегатов в схемах низкотемпературной сепарации углеводородных газов. Однако в последние годы развивается использование осерадиальных рабочих колес в качестве первых ступеней центробежных компрессоров для сжатия природного и попутного нефтяного газов на дожимных и линейных компрессорных станциях, а также для предприятий ожижения природного газа [1, 2].
Достоинствами проточных частей центробежных компрессоров с ОРК по сравнению с радиальными рабочими колесами являются высокие значения условного коэффициента расхода Фр и коэффициента теоретического напора т при сохранении высокой эффективности компрессора [3].
Рост потерь с повышением значений теоретического напора ступеней с ОРК, обусловленный ростом скорости потока, осложняет процесс проектирования и анализа качества работы проточной части. Оптимальный выбор варианта проточной части осуществляется на основе расчета коэффициентов потерь и полезного действия (КПД) элементов и ступени в целом на основе известных характеристик выпущенных машин, баз экспериментальных данных модельных ступеней или с привлечением соответствующих математических моделей. Расчет КПД ступеней с ОРК может быть выполнен с помощью описанных в [4] математических моделей потерь путем обобщения опытных данных с использованием статистических методов. Применение подобных моделей вполне целесообразно, однако требует накопления экспериментальных данных в широком диапазоне изменения параметров ступени с ОРК.
Одним из направлений развития математических моделей, позволяющих оценить эффективность проточной части и элементов, является совершенствование методов, основанных на расчете вязких трехмерных турбулентных течений, с применением для решения уравнения Навье – Стокса так называемого метода вычислительной гидрогазодинамики (computational fluid dynamics – CFD) [5]. К числу основных подходов к решению уравнений Навье – Стокса по степени требований к вычислительным ресурсам относятся прямое численное моделирование (direct numerical simulation – DNS), моделирование крупных вихрей (large eddy simulation – LES), моделирование отсоединенных вихрей (detached eddy simulation – DES) и осреднение уравнений Навье – Стокса по Рейнольдсу (Reynolds averaged Navier–Stokes – RANS). Методы вычислительной гидрогазодинамики реализованы в программных пакетах ANSYS CFX, NUMECA FINE/Turbo и др.
Ранее выполнение полноценных расчетов для решения промышленных задач было затруднено отсутствием мощностей, требующихся для проведения CFD-вычислений. Однако внедрение суперкомпьютерной техники для решения задач математического моделирования и обработки информации позволяет исследователю или проектировщику решать подобные задачи, к тому же в приемлемые сроки.
Численное моделирование газодинамических характеристик при проектировании новых центробежных компрессоров позволяет заранее оценить газодинамическое совершенство проточной части и уровень потерь в элементах. При этом объем экспериментальных исследований и доводки сокращается вплоть до отсутствия необходимости в них.
Стоит отметить, что, несмотря на планомерное развитие численных методов и очевидный прогресс в области совершенствования вычислительных ресурсов, возможность решения промышленных задач путем интегрирования нестационарных трехмерных уравнений Навье – Стокса, т. е. методом прямого численного моделирования (DNS), по прогнозам, появится не ранее 2080 г., к тому же в последнее время выражаются сомнения в достижимости этого результата из-за замедления закона Мура. Это означает, что минимум до 2040 г. расчеты будут производиться преимущественно на основе метода RANS, хотя ожидается, что к 2040 г. к решению задачи будет подключен метод LES [6].
В настоящее время особую значимость приобретает тестирование и верификация результатов численного моделирования путем сопоставления с данными, полученными в ходе натурных экспериментов или в результате решения уравнений Навье – Стокса методом DNS [7, 8]. Метод DNS позволяет проводить корректное моделирование для простых классов турбулентных течений, поэтому при тестировании и калибровке моделей турбулентности в отсутствие эксперимента результаты моделирования сопоставляют с решением DNS.
Стоит отметить, что существующие RANS-модели турбулентности не универсальны для различных типов оборудования, диапазонов его применения и режимов работы. Поэтому для соответствующего класса турбулентных течений требуется проводить тестирование и калибровку моделей турбулентности. Проектировщику необходимо знать, при каких геометрических, газодинамических параметрах ступени центробежного компрессора наблюдается наименьшая погрешность моделирования, а при каких – наибольшая. Это даст возможность своевременно учесть отклонения при выходе за допустимые в расчетах пределы.
Исследование, результаты которого представлены в данной статье, является продолжением работы [9] и являет собой окончательную обработку результатов моделирования для всех объектов исследования из серии двухзвенных высоконапорных ступеней с ОРК, коэффициент расхода которых находится в пределах 0,064 < Фр < 0,1.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ
Целью работы является проведение численного моделирования трехмерного вязкого турбулентного потока в проточной части двухзвенных ступеней с ОРК центробежного компрессора методами вычислительной газодинамики и сопоставление полученных результатов с данными экспериментальных исследований для определения количественных и качественных показателей погрешности.
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
Для верификации используются данные исследований, проведенных на открытом экспериментальном стенде (рис. 1) [10].
Объектами исследования являются трехмерные модели проточной части двухзвенных ступеней центробежных компрессоров с ОРК, разработанные с учетом данных экспериментальных модельных ступеней.
Конструкция двухзвенной ступени центробежного компрессора с ОРК состоит из осерадиального рабочего колеса с пространственными лопатками и безлопаточного диффузора с параллельными стенками. На входе располагается осевой патрубок с неподвижным обтекателем. Исследуемые ступени относятся к концевому типу. Рабочие колеса полуоткрытого типа выполнены с междисковым зазором у основного диска. Между корпусом и вращающимся ротором имеется концевое лабиринтное уплотнение, связанное с атмосферой и работающее как разгрузочный пор-шень – думмис. Особенностью данного ОРК является использование профилированных по радиусу лопаток, состоящих из радиальной части и вращающегося направляющего аппарата (ВНА). Контрольные сечения для расчета параметров соответствуют экспериментальным (рис. 1).
В табл. 1 сведены основные параметры объектов исследования. Исследуемые ступени охватывают значения расчетного условного коэффициента расхода в диапазоне 0,064 < Фр < 0,1. Коэффициент теоретического напора т в рамках исследования равен 0,74 и 0,90. Сменные ВНА для унификации исследования различаются профилями выходных частей и имеют общую профилированную входную часть. Рабочие колеса относятся к полуоткрытому типу с зазором между корпусом и торцами пространственных лопаток. Изменение диффузорности рабочего колеса осуществлялось подрезкой меридионального контура с уменьшением высоты лопаток на выходе за счет осевого сдвига линии покрышки стенда. Положение стыка ВНА с радиальной частью рабочего колеса оставалось неизменным, как и диаметр втулки и периферии ВНА. Неизменность конструкции осевой части рабочих колес принята для удобства проведения анализа влияния газодинамических параметров на погрешность вычислений.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Выполнены следующие исследования:
1) для рабочих колес серии РК-6 (РК-61, РК-62, РК-63) и РК-5 (РК-51, РК-52, РК-53) – исследование влияния коэффициента теоретического напора т на относительную погрешность численного моделирования , %, за счет изменения угла выхода лопаток л2, °;
2) для рабочих колес серии РК-6 (РК-61, РК-62, РК-63), РК-4 (РК-41, РК-42, РК-43) и РК-2 (РК-21, РК-22, РК-21) – исследование влияния условного коэффициента расхода Фр на относительную погрешность численного моделирования ;
3) для рабочих колес серии РК-6 (РК-61, РК-62, РК-63), РК-5 (РК-51, РК-52, РК-53), РК-4 (РК-41, РК-42, РК-43) и РК-2 (РК-21, РК-22, РК-21) – исследование влияния диффузорности потока w1/w2 за счет изменения высоты лопатки на выходе b2, м, на погрешность численного моделирования, причем w1 и w2 – относительные скорости потока на входе и на выходе из ОРК соответственно, м/с.
Оценка погрешностей экспериментальных исследований согласно протоколу испытаний производилась по величинам абсолютных значений погрешностей в соответствии с классом точности применяемых на стенде измерительных регистрирующих приборов. Результаты расчета погрешностей определены для основных результатов эксперимента для режима, близкого к расчетному. Относительная погрешность эксперимента составляет:
• для политропного КПД по полным параметрам *п ~ 0,8 %;
• для коэффициента политропного напора п ~ 0,5 %;
• для коэффициента условного расхода Фр ~ 1,1 %.
При расчете не учитывались погрешности геометрических размеров, справочных величин и погрешности от осреднения параметров, поэтому окончательно для анализа погрешность для каждого параметра была принята на уровне ±1 %. Отношение давлений по полным параметрам и коэффициента внутреннего напора i определялось согласно [11] с помощью ртутных U-образных маномет-ров (ΔP* = ±1 мм. рт. ст.) и термометров (ΔT* = ±0,05 К), измерение данных величин можно считать наиболее точным.
На рис. 2 изображена расчетная модель двухзвенной ступени с установленным рабочим колесом РК-61, для остальных серий модель выглядит аналогично. В моделях использован осерадиальный зазор по периферии высотой 0,8 мм, перпендикулярный торцам лопаток, соответствующий минимальному гарантированному зазору, выставленному при экспериментальных исследованиях. По умолчанию программа заполняет массив контрольных объемов рассчитанным значением скорости, что приводит к отсутствию сформированного пограничного слоя при задании граничных условий в сечении 0–0 и требует ручного ввода профиля полного давления в зависимости от радиуса. Поэтому граничное условие входа выбрано в месте соединения осевого патрубка с успокоительной камерой для формирования профиля скорости с пограничным слоем в сечении 0–0, что соответствует физичности модели. Кроме того, в протоколе испытаний отсутствовали данные в сечении 0–0, поэтому принятая модель патрубка удобна для задания полного давления, равного атмосферному, – 101 300 Па, и полной температуры, равной 288 К. Моделирование осуществлялось с помощью расчетного комплекса ANSYS CFX 18.0.
Для создания модели выбран подход RANS SST, учитывающий перенос сдвиговых напряжений (shear stress transport – SST). Калибровка модели турбулентности не осуществлялась, использовались настройки по умолчанию. Модель среды – совершенный газ, подчиняющийся уравнению Менделеева – Клапейрона. Расчеты проводились при условном числе Маха Mu2 = 0,78, где индекс u2 означает окружную скорость, м/с, в сечении 2–2. На выходе задавался массовый расход. Расчетная сетка включала порядка 6 млн элементов с параметром стенки y+ < 2 по всей проточной части, кроме междискового зазора и лабиринтных уплотнений. Расчет продолжался до сходимости решения по небалансам и среднеквадратичным невязкам, число итераций расчета достигло 300.
В ходе экспериментального исследования не изучалась граница помпажа, поскольку была поставлена цель оценить эффективность работы ступеней на рабочих режимах. В рамках исследования режимы, относящиеся к диапазону от ~15 % влево до ~20–30 % вправо по расходу от расчетного режима, были изучены с точки зрения наиболее экономичной работы. Для анализа было использовано понятие зоны экономичной работы. Было принято, что данная зона простирается от левой границы экспериментальной характеристики до значения производительности, при котором фиксируется падение КПД на 5 %. Коэффициент зоны экономичной работы рассчитывался по формуле:
, (1)
где Фmax – максимальный коэффициент условного расхода; – максимальный политропный КПД по полным параметрам в сечении 4–4.
Формула (1) показывает, как меняется крутизна правой ветви характеристики и ее близость к расчетной произво-дительности. Для РК-61, РК-51, РК-41 и РК-21 Kзэр равен 0,32; 0,32; 0,25 и 0,19 соответственно.
Для удобства обработки информации все экспериментальные и численно моделируемые точки газодинамических характеристик аппроксимированы полиномом третьей степени y = а0 + а1x + a2x2 + a3x3 методом наименьших квадратов. Погрешность аппроксимации оценивалась с учетом среднеарифметической относительной погрешности и отклонения от экспериментальной характеристики для принятого диапазона экономичной работы, ограниченной левой экспериментальной точкой и точкой, рассчитанной по фор-муле (1):
, (2)
где P – параметр, индекс i используется для обозначения внутренних парамет-ров.
Дополнительно контролируется величина относительной погрешности и отклонения на расчетном режиме:
. (3)
На рис. 3–6 представлены значения отклонения расчетных характеристик газодинамических параметров от экспериментальных для экономического диапазона и расчетного режима всех экспериментальных серий РК-ХХ из табл. 1 при Mu2 = 0,78. Значение параметра, равное 1, означает совпадение с экспериментальной характеристикой. При значениях, меньших или больших 1, можно оценить относительную погрешность расчета.
В табл. 2 сведены численные значения относительной погрешности для зоны экономичной работы и расчетно-го режима. При увеличении расчетного коэффициента теоретического напора т рабочего колеса с 0,72 (РК-6) до 0,90 (РК-5) за счет изменения угла выхода лопаток л2 с 59,5 до 90,0° среднеарифметическая относительная погрешность расчета коэффициента внутреннего напора i возрастает на ~0,9 %, *п – на ~5,2 %, коэффициента политропного напора по полным параметрам *п – на ~5,1 %. Поскольку среднеарифметическая относительная погрешность расчета коэффициента теоретического напора (т) для ОРК серий РК-6 и РК-5 различается незначительно, составляя 0,83 и 0,3 % соответственно, можно считать, что закрутка потока определяется примерно одинаково. В модели для рабочих колес серии РК-5, относящихся по конструкции к типу «радиальная звезда», наблюдаются большие углы отставания потока и сравнительно большие потери напора. Поскольку внутренний напор зависит от теоретического напора и потерь дискового трения, завышение в данном случае объясняется скорее увеличением полного напора и уровня потерь в рабочем колесе.
Завышение характеристики внутреннего напора отмечается во всех расчетах. Это может быть связано с несовершенством применяемых моделей расчета, требующих проведения калибровки и тестирования. Завышение коэффициента политропного напора по полным параметрам *п говорит о наличии потерь, неучтенных при численном моделировании.
Влияние условного коэффициента расхода Фр на среднеарифметическую относительную погрешность расчета по трем ступеням в каждой из серий РК-6, РК-4 и РК-2 для зоны экономичной работы составляет соответственно:
• для i – 2,6; 2,9 и 2,4 %;
• для т – 0,8; 1,7 и 1,2 %;
• для *п – 1,2; 0,7 и 1,6 %;
• для *п – 2,6; 3,5 и 4,0 %.
Для расчетного режима работы значения средней по модулю относительной погрешности сопоставимы со значения-ми зоны экономичной работы.
Результаты исследования влияния на погрешность численного моделирования расчетной диффузорности потока w1/w2(р) в рабочих колесах серий РК-6, РК-5, РК-4 и РК-2 на расчетном режиме неоднозначны. Так, для серий РК-6, РК-5 и РК-4 характерно наличие максимума относительной погрешности, соответствующего w1/w2(р) = 1,2, в то время как для РК-2 максимум наблюдается при w1/w2(р) = 1,3. Изменение среднеарифметической относительной погрешности относительно максимума при увеличении и уменьшении w1/w2(р) для серий РК-6, РК-5, РК-4 и РК-2 составляет в среднем соответственно:
• для i – 0,4; 0,6; 0,7 и 1,4 %;
• для т – 1,4; 2,9; 0,7 и 1,4 %;
• для *п – 1,3; –0,2; 0,7 и 0,2 %;
• для *п – 1,3; 0,8; 0,3 и 0,5 %.
В зоне экономичной работы характер изменения сохраняется.
В рамках тестирования расчетной модели РК-61 было проведено моде-лирование с использованием моделей турбулентности SST и k–, результаты которого сопоставлены с экспериментальными газодинамическими характеристиками (рис. 7–8). Установлено, что использование модели турбулентности k– значительно повышает качество моделирования характеристики теоретического напора, поскольку нормализуется вид характеристики в областях низкого расхода.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведено сравнение полученных в ходе эксперимента газодинамических характеристик 12 двухзвенных ступеней с осерадиальными рабочими колесами центробежного компрессора с результатами численного моделирования трехмерного вязкого потока.
Осерадиальные рабочие колеса, изученные в рамках исследования, различаются расчетными значениями коэффициента теоретического напора, условного коэффициента расхода и расчетной диффузорности потока.
Моделирование выполнялось с использованием модели турбулентности SST с настройками по умолчанию. По результатам моделирования рассчитаны газодинамические характеристики коэффициентов внутреннего и теоретического напоров, а также политропного КПД и напора по полным параметрам.
Произведена оценка уровня среднеарифметической относительной погрешности моделирования в зоне экономичной работы и относительной погрешности на расчетном режиме. Установлен примерно одинаковый уровень погрешности в обоих случаях. Удовлетворительный уровень погрешности для Фр = 0,064 сохраняется до 30 % по расходу вправо, для Фр = 0,08 сохраняется до 25 %, при повышении до Фр = 0,10 сохраняется до ~20 % в зависимости от крутизны правой ветви характеристики. Отмечено, что при увеличении расходности ступени средняя погрешность растет.
Изменение расчетной диффузорности потока w1/w2(р) на расчетном режиме носит неоднозначный характер для различных значений расчетного условного коэффициента расхода Фр. В то же время уровень изменения значений относительной погрешности по сравнению с максимальной остается в пределах 1,5 % за исключением серии РК-5, в которой наблюдается заметно большая погрешность.
В целом без учета серии РК-5 в зоне экономичной работы для высоконапорных двухзвенных ступеней с т = 0,72 в диапазоне расходности 0,064 < Фр < 0,1 максимальная относительная среднеарифметическая погрешность составляет для i – 3,6 %, для т – 3,0 %, для *п – 2,5 %, для *п – 4,8 %. С учетом полученных результатов можно сделать вывод о возможности учета погрешности CFD-моделирования при проектировании перспективных ступеней.
Для всех расчетов характерно завышение коэффициентов внутреннего и политропного напоров относительно экспериментальных значений, что говорит о неучтенных потерях при моделировании. В дальнейшем рекомендуется провести тщательное тестирование и калибровку расчетной модели для оптимальной качественной и количественной оценки. В целях предварительного обоснования тестирования расчетной модели проведено дополнительное моделирование с моделью турбулентности k–, в результате которого достигнуто качественное и количественное улучшение характеристики теоретического напора, качественное улучшение остальных газодинамических характеристик, отмечается эквидистантный характер кривых.
Исследование проведено с использованием вычислительных ресурсов суперкомпьютерного центра Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого.
Таблица 1. Объекты исследования
Table 1. Research targets
Серия рабочих колес Range of rotors |
Индекс Index |
Диаметр рабочего колеса D2, м Rotor diameter D2, m |
Число лопаток z, шт. Number of blades z, pcs. |
Отношение высоты лопатки к диаметру рабочего колеса b2/D2 Blade height to rotor diameter ratio b2/D2 |
Расчетная диффузорность потока w1/w2(р) Design flow diffusivity w1/w2(р) |
Расчетный коэффициент условного расхода Фр Design factor of imaginative flow Фр |
Коэффициент теоретического напора т Theoretical head coefficient т |
Угол выхода лопатки л2, ° Blade departure angle л2, ° |
РК-6 RK-6 |
РК-61 RK-61 |
0,442 |
24 |
0,049 |
1,3 |
0,064 |
0,74 |
59,5 |
РК-62 RK-62 |
0,045 |
1,2 |
||||||
РК-63 RK-63 |
0,040 |
1,1 |
||||||
РК-5 RK-5 |
РК-51 RK-51 |
0,442 |
24 |
0,041 |
1,3 |
0,064 |
0,9 |
90,0 |
РК-52 RK-52 |
0,038 |
1,2 |
||||||
РК-53 RK-53 |
0,034 |
1,1 |
||||||
РК-4 RK-4 |
РК-41 RK-41 |
0,410 |
24 |
0,055 |
1,3 |
0,08 |
0,74 |
63,0 |
РК-42 RK-42 |
0,050 |
1,2 |
||||||
РК-43 RK-43 |
0,046 |
1,1 |
||||||
РК-2 RK-2 |
РК-21 RK-21 |
0,380 |
24 |
0,061 |
1,3 |
0,1 |
0,74 |
65,0 |
Таблица 2. Значения относительной погрешности расчета для зоны экономичной работы и расчетного режима
Table 2. Ratio error values in calculations for the zone of cost-effective operation and design conditions
Индекс Index |
Значение среднеарифметической относительной погрешности , % The value of normal ratio error , % |
|||||||
для коэффициента внутреннего напора i for internal head coefficient i |
для коэффициента теоретического напора т for theoretical head coefficient т |
для политропного коэффициента полезного действия по полным параметрам *п for polytropic coefficient of efficiency by complete parameters *п |
для коэффициента политропного напора по полным параметрам *п for polytropic head coefficient by complete parameters *п |
|||||
Зона экономичной работы Cost-effective operation zone |
Расчетный режим Design conditions |
Зона экономичной работы Cost-effective operation zone |
Расчетный режим Design conditions |
Зона экономичной работы Cost-effective operation zone |
Расчетный режим Design conditions |
Зона экономичной работы Cost-effective operation zone |
Расчетный режим Design conditions |
|
РК-61 RK-61 |
2,3 |
2,3 |
1,2 |
0,9 |
–2,5 |
0,3 |
1,0 |
1,9 |
РК-62 RK-62 |
2,9 |
2,5 |
1,3 |
2,3 |
1,1 |
1,4 |
4,2 |
3,8 |
РК-63 RK-63 |
2,6 |
1,9 |
0,0 |
0,9 |
0,0 |
0,0 |
2,6 |
3,1 |
РК-51 RK-51 |
3,3 |
3,3 |
–0,4 |
0,2 |
4,0 |
4,1 |
7,1 |
6,9 |
РК-52 RK-52 |
3,8 |
4,5 |
0,8 |
2,7 |
5,2 |
3,6 |
8,1 |
7,9 |
РК-53 RK-53 |
3,3 |
4,5 |
0,5 |
–0,5 |
4,9 |
3,5 |
7,8 |
7,4 |
РК-41 RK-41 |
2,4 |
2,6 |
–1,7 |
–1,3 |
0,4 |
1,1 |
2,7 |
4,0 |
РК-42 RK-42 |
3,6 |
3,4 |
–0,5 |
0,0 |
1,0 |
1,8 |
4,4 |
5,0 |
РК-43 RK-43 |
2,8 |
2,8 |
–3,0 |
–2,4 |
0,8 |
1,2 |
3,4 |
3,4 |
РК-21 RK-21 |
3,3 |
2,6 |
0,0 |
0,2 |
1,4 |
0,7 |
4,8 |
1,5 |
РК-22 RK-22 |
2,2 |
2,0 |
–1,2 |
–2,6 |
1,6 |
1,1 |
3,6 |
2,5 |
РК-23 RK-23 |
1,6 |
0,4 |
–2,3 |
–3,0 |
1,9 |
1,1 |
3,6 |
3,1 |
Авторы:
С.А. Карелина, Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Карелина С.А. Энергетика добычи нефти в осложненных условиях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 10. С. 102–104.
ГОСТ Р 56624–2015. Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200126001 (дата обращения: 27.02.2019).
Общероссийский классификатор основных фондов ОК 013-2014 (СНС 2008) [Электронный источник]. Режим доступа: www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_184368/ (дата обращения: 27.02.2019).
Ивановский В.Н. К вопросу о параметрических рядах установок электроприводных центробежных насосов // «Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 56–62.
Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М.: Недра, 1981. 295 с.
HTML
Анализ энергопотребления в нефтяной промышленности показывает, что на подъем пластового флюида на поверхность Земли расходуется до 60–65 % от всей энергии, необходимой для добычи, подготовки и внутрипромыслового транспорта продукции нефтяных скважин [1].
Поскольку более 75 % всей нефти в России добывается с помощью установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) (с ноября 2015 г. более распространен термин «установки электроприводных лопастных насосов» (УЭЛН)), вопрос повышения энергоэффективности этого оборудования является актуальным.
Практически все нефтяные компании при закупке УЭЛН руководствуются едиными техническими требованиями (ЕТТ), в которых прописаны минимальные уровни энергоэффективности оборудования, соответствующие указанным в ГОСТ Р 56624–2015 [2], – е2 и е3 (рис. 1). При этом энергоэффективность нефтедобывающего оборудования определяется коэффициентом полезного действия (КПД) в оптимальном или номинальном режимах. Данный подход объясняется требованием снижения энергопотребления и повышения эффективности добычи нефти. При этом конкурсные комиссии (тендерные комитеты) практически всегда ограничивают уровень цены на закупаемое оборудование.
В то же время совершенно ясно, что для повышения энергоэффективности оборудования фирмам-производителям необходимо затрачивать значительные суммы и время на конструкторские и технологические работы по созданию и освоению серийного производства новых видов УЭЛН, в частности ступеней ЭЛН. Поэтому, естественно, цены на инновационные виды ЭЛН, с более высокими технико-экономическими показателями, существенно выше, чем на применяемые ранее насосы.
При этом позиции нефтяников и машиностроителей в отношении уровня цен на инновационные виды УЭЛН различаются.
Нефтяники основываются на принципе совокупной стоимости владения, в которую входят и капитальные, и оперативные затраты за время эффективной эксплуатации насосной установки. При условии малых сроков амортизации (3–5 лет) повышенные цены на энергоэффективное оборудование не могли окупиться за счет экономии электроэнергии в период эксплуатации. Это приводило к тому, что нефтяники очень неохотно закупали энергоэффективное оборудование.
В связи с вводом в действие нового Общероссийского классификатора основных фондов ОК 013-2014 (СНС 2008) [3] и с существенным увеличением нормативного времени эффективной эксплуатации насосной установки [4] машиностроители получили дополнительные «козыри», позволяющие обосновать положительный экономический эффект за счет увеличения КПД даже при повышении стоимости оборудования.
Каковы же основные направления работ по повышению энероэффективности ступеней ЭЛН?
АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАБОТ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ СТУПЕНЕЙ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ
В последнее время насосостроители все чаще обращаются к идее использования «быстроходных» насосных ступеней (с коэффициентом быстроходности ns более 200) даже для средне- и малодебитных насосов (рис. 2).
«Быстроходные» ступени имеют намного более сложную конструкцию лопастных аппаратов рабочих колес и направляющих аппаратов (лопасти и лопатки имеют двойную кривизну), что обеспечивает возможность повышения их КПД в оптимальном режиме. При такой конструкции увеличивается осевой габарит ступени. Еще одним недостатком таких ступеней является то, что, поскольку коэффициент быстроходности зависит от подачи и на-пора [5]:
ns = 3,65nном.Q0,5/H0,75, (1)
где nном – номинальная частота вращения вала насоса, об/мин; Q – подача насоса, м3/с; H – напор насоса, м, то для одного значения подачи ступени с более высокой быстроходностью будут иметь более низкий напор в оптимальном режиме.
Расчетные значения напоров для разных коэффициентов быстроходности для ступеней с подачей 80 м3/сут представлены на рис. 3.
Для обеспечения требуемых величин напоров нефтяных насосов разработчики быстроходных ступеней с повышенными КПД должны либо повышать частоту вращения вала, либо увеличивать длину насосной установки.
При этом производители и эксплуатанты УЭЛН сталкиваются со следующими дополнительными проблемами:
–производители:
• повышенные затраты на изготовление ступеней с лопастными элементами двойной кривизны;
• увеличение осевого габарита ступени с лопастными элементами двойной кривизны по сравнению с конструкцией ступени с цилиндрическими лопастями;
• уменьшение количества ступеней в стандартных по длине корпусах секций или модулей ЭЛН;
• необходимость применения более дорогих и надежных подшипниковых узлов и увеличение их количества в сборочных единицах (насосных секциях или модулях) при использовании повышенной частоты вращения вала;
– эксплуатанты:
• увеличение капитальных затрат на приобретение инновационных УЭЛН;
• увеличенная отбраковка деталей и узлов УЭЛН за счет увеличения частоты вращения ротора насоса. Стоит отметить, что ссылки разработчиков высокооборотных лопастных насосов на то, что наработка их оборудования до отказа не ниже, чем стандартных насосов, не снимает вопрос о доле отбраковки изношенных деталей. А износ, как известно, зависит от скорости скольжения (вращения) примерно в третьей степени;
• увеличение длины насосной установки для обеспечения требуемого напора (при работе на стандартных частотах вращения необходимо увеличивать количество ступеней с повышенным КПД, имеющих пониженные значения напора по сравнению со стандартными ступенями ЭЛН);
• необходимость использовать уточненные данные в процессе подбора оборудования и его режимов работы для обеспечения функционирования в оптимальном режиме.
Производители ЭЛН идут на допол-нительные расходы, необходимые для создания энергоэффективных насосов, рассчитывая на то, что нефтяники будут активно покупать это оборудование и снижать совокупные затраты на владение установками ЭЛН за счет существенного сокращения потребления электроэнергии. При этом часто обоснование эффективности использования новых видов УЭЛН связывали, как было указано, с новым Общероссийским классификатором.
Классификатор надежд не оправдал. В соответствии с этим документом норма амортизации «установок электроцентробежных насосов» составляет 2–3 года [3], что совершенно недостаточно для того, чтобы повышенная цена энергоэффективного оборудования была компенсирована снижением затрат на электроэнергию. Это время, в основном, соответствует фактическому сроку эксплуатации ЭЛН, редко превышающему 3–4 года. И за это время во многих случаях совокупная стоимость владения энергоэффективными насосными установками оказывается существенно выше, чем стоимость владения насосными установками с уровнем эффективности всего е2 и даже е1. Зачастую это происходит из-за того, что энергоэффективные ступени имеют неудачную форму энергетической характеристики. На рис. 4 представлены характеристики нескольких ступеней ЭЛН с одинаковыми номинальными подачами. Как видно из этих характеристик, насос 1 имеет самый высокий КПД и поэтому получит преимущество при проведении тендера перед двумя другими насосами, обозначенными на рис. 3 как насос 2 и насос 3. По значению КПД насос 1 можно отнести к уровню е3 по [2], однако использовать насос в оптимальном режиме получается далеко не всегда. Например, в режиме с подачей Q1 энергоэффективность насоса 1 будет ниже, чем энергоэффективность насоса 2 и насоса 3, несмотря на то, что указанные насосы относятся к уровням е2 и е3 соответственно.
Анализ работы большого количества скважин российских нефтяных компаний, оборудованных УЭЛН, показал, что практически лишь около 17 % насосных установок работают в режиме, отличающемся от оптимального на ±10 %. Еще примерно 40 % установок эксплуа-тируется в рабочей части характерис-тики. Остальные работают с подачами, значения которых выходят за границы рабочего диапазона характеристик.
Понятно, что при этом около 80 % высокоэффективных насосных установок в целом не имеют никаких преимуществ перед установками с более низкими максимальными КПД.
Необходимо внести ясность и в тезис, который часто используется разработчиками УЭЛН: «Мы всегда можем обеспечить работу насоса в оптимальном режиме за счет изменения частоты вращения ротора». Чтобы понять, можно ли таким образом решить задачу по переводу режима работы насоса в оптимальный, рассмотрим рис. 5, на котором представлены характеристика ЭЛН и рабочая точка, получаемая при пересечении характеристики насоса и индикаторной кривой притока жидкос-ти в скважину при рекомендованном забойном давлении.
Как видно из рис. 5, для приведения характеристики насоса в оптимальный режим с подачей Qопт1 необходимо увеличить частоту вращения, однако при этом будут повышаться и напор, и потребляемая мощность. Это может привести к тому, что, несмотря на повышение КПД, удельные затраты мощности на добычу единицы продукции возрас-тут. При этом необходимо учитывать и то, что не каждая скважина может обеспечить необходимый приток жидкости, соответствующий подаче насоса в новом оптимальном режиме (рабочая точка 1).
Еще одним вариантом невозможности регулирования дебита скважины путем изменения частоты вращения является случай, когда для попадания в оптимальный режим Qопт (рабочая точка 1) необходимо снизить подачу насоса (рис. 6). Снижение частоты вращения уменьшит напор и подачу, что приведет к смещению в область пониженных расходов и значения подачи в оптимальном режиме. То есть для «попадания» в оптимальный режим Qопт1 нужно снова снизить частоту вращения вала насоса. Причем насосная установка, скорее всего, не сможет обеспечить потребный напор, необходимый для подъема плас-тового флюида на поверхность.
Следовательно, тезис о возможности подстроить характеристику насоса к характеристике скважины и обеспечить работу насосной установки в оптимальном режиме за счет изменения частоты вращения требует расчетного подтверждения. Практика показывает, что фактически обеспечить работу насосной установки в режиме с высокими КПД за счет использования частотного регулирования не всегда возможно.
ВЫВОДЫ
1. Создание высокоэффективного оборудования является актуальной задачей, решение которой может существенно снизить энергетические затраты на добычу нефти.
2. Повышение КПД электроприводных лопастных насосов не должно сопровождаться снижением напорности ступени.
3. Энергетическая характеристика ступени и насоса в целом не должна иметь явно выраженный максимум в оптимальном режиме. Эта характеристика должна иметь широкую полку высоких КПД на бльшей части рабочего диапазона подач.
4. Энергоэффективность насосов необходимо определять не только в оптимальном режиме (максимальный КПД), но и в режимах, соответствующих границам рабочей части характеристики. Для насосов, энергоэффективность которых на границах рабочей части характеристики ниже е1, необходимо при проведении конкурсных про-цедур по закупке вводить поправочный коэффициент, понижающий класс их энергоэффективности.
5. Для повышения энергоэффективности добычи нефти необходимо ужесточить требования к энергоэффективному дизайну – подбору УЭЛН, для чего обеспечить 100%-ный подбор оборудования с помощью современных программных продуктов.
Освоение шельфа
Авторы:
Е. Хрулева, ПАО «Газпром нефть» (Санкт-Петербург, Россия).
А. Пономарев, ООО «Газпром нефть шельф» (Санкт-Петербург, Россия).
Д. Мартюшев, АО «Новомет-Пермь» (Пермь, Россия).
М. Сидоров, АО «Новомет-Пермь» (Пермь, Россия).
← Назад к списку
- научные статьи.