CC BY
21
16 ТРУБОПРОВОД 2 (21) февраль 2007 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Россия по праву считается одной из немногих стран, в которых добыча нефти имеет долгую и славную историю. Российские геологи и нефтяники ведут поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений свыше 135 лет. А первый нефтяной фонтан был получен в России в 1864 году из скважины, пробуренной у реки Кудако на Кубани.
Исследование эффективности стабилизаторов давления в условиях промышленной эксплуатации на примере нефтяной отрасли
Россия занимает третье место в мире по запасам нефти, уступая лишь Саудовской Аравии и Ираку. Перспективные и прогнозные запасы нефти в России оцениваются в 62.7 млрд. тонн. Нефтяные месторождения открыты на территориях 36 субъектов Российской Федерации (напомним, что всего их - 89), в 30 из них ведется добыча углеводородного сырья.
В процессе разведки и обустройства месторождений, добычи и транспортировки нефти и газа используются трубопроводные системы, оснащенные центробежными и поршневыми насосами высокого давления и большой производительности. Источником волновых процессов, возникающих в трубопроводных системах, как правило, являются насосные агрегаты и запорная арматура (обратные клапаны, задвижки и т.д.). При этом на переходных, нештатных и аварийных, например, таких, как аварийное отключение электропитания, процессах интенсивность волновых процессов значительно возрастает, что приводит к высоким ударным и вибрационным нагрузкам на элементы системы. Следствием такого рода процессов являются:
- снижение ресурса и КПД насосных агрегатов;
- потеря прочности и работоспособности узлов и агрегатов;
- разрушение отдельных участков трубопроводов;
- утечка перекачиваемой жидкости или газа через стыки и фланцы трубопроводов;
- многократное увеличение скорости коррозии и т.п.
Поэтому значительную роль в обеспечении надежной, безаварийной и долговечной работы трубопроводных систем комплексов добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти и воды играют предупреждение и устранение колебаний давления и расхода рабочей среды, и, в первую очередь, создание высокоэффективных технологий и устройств гашения этих колебаний.
Для проведения разработки технологий и устройств гашения колебаний давления и расхода необходим анализ коструктивно-технологических особенностей трубопроводной системы и амплитудно-частотных характеристик волновых процессов на всех возможных режимах ее работы, включая и аварийные.
В качестве объектов проведения экспериментальных исследований были выбраны трубопроводная система закачки глинистого раствора при бурении скважин с поршневым
насосом УВН-600 А и два магистральных нефтепровода протяженностью 30 и 40 км с центробежными насосами.
При исследовании АЧХ волновых процессов в системе закачки глинистого раствора датчики давления типа ЛХ-608 устанавливались в трубопровод непосредственно за насосами УВН-600 А на расстоянии 5 м. Электрический сигнал от датчика после предусилителя записывался на магнитограф фирмы «Вгие!&К]вег». Измерения проводились на стационарном режиме при средних давлениях за насосом в пределах Р=5.0-9.0 МПа и на переходных режимах при пуске насоса и его остановке. Полученная запись на магнитной ленте затем анализировалась с помощью двух-канального анализатора спектра типа 2034 фирмы «Вгие!&К]вег».
Результаты экспериментальных исследований приведены на рис.1.
4
з 2 1
йо
-1 -2 -3 -4
О 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Анализ полученных экспериментальных данных позволяет отметить следующее:
1) в трубопроводной системе закачки глинистого раствора в скважину при бурении поршневой насос УВН-600 А возбуждает вынужденные колебания давления и расхода с частотой основного тона вынужденных колебаний ~18 Гц и амплитудой до 2.0 МПа при рабочем давлении 5.0 МПа;
2) при выходе насоса на рабочий режим и его остановке частота колебаний практически не меняется, а амплитуда изменяется пропорционально давлению, следовательно, при увеличении рабочего давления
свыше 5.0 МПа амплитуда колебаний также будет пропорционально увеличиваться;
3) трубопроводы системы в процессе ее работы подвергаются знакопеременным динамическим нагрузкам, которые увеличиваются с ростом рабочего давления, что приводит к раскрытию фланцевых соединений, сильным вибрациям и разрывам трубопроводов.
Исследования динамических процессов в магистральных нефтепроводах производились на насосных станциях НГДУ «Нурлатнефть» и ДНС-11 НГДУ «Елховнефть» (Республика Татарстан).
При проведении исследований в НГДУ «Нурлатнефть» датчик давления устанавливался в магистральном нефтепроводе в непосредственной близости от насосной станции. Регистрировалось изменение в нефтепроводе при включении и выключении одного из центробежных насосов.
I-Ряд1|
1.2 1.4 1.6 1.8 2
Рис. 1
Полученные экспериментальные данные свидетельствуют о том, что любое изменение режима перекачки в магистральном нефтепроводе вызывает гидравлические удары, которые распространяются по всему нефтепроводу, постепенно затухая вследствие эффектов трения по длине магистрали. Амплитуда гидроударов может достигать значительной величины (до 1.5 МПа). Такие динамические нагрузки при многократном повторении приводят к разрывам нефтепровода. В значительной мере это зависит от характеристик и режимов работы запорной арматуры (задвижки, обратные клапаны),
ДИАГРАММА ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ЗА НАСОСОМ
1 /1 11I 1 1
М^ии 1 1п \1Ч Щ|4|
| г
1 11 1
Г 1 1ГТ
Т. _]___ т
_/1__| 1_ _ /
1
ЭКСПОЗИЦИЯ 2 (21) февраль 2007 г. ТРУБОПРОВОД 17
установленной в напорных трубопроводах центробежных насосов. Так, например, если выключение насосов производится при открытой задвижке, то в нефтепроводе наблюдается вначале резкий провал давления, а затем, после закрытия обратного клапана, приходит отраженная волна и возникает гидравлический удар, равный по величине провалу давления.
По данным ВНИИСПТнефть на выкидных трубопроводах системы ППД количество разрывов составляет до 1,5-2,0 на 1 км трубопровода в год. Высокая минерализация послесепарационной воды с наличием растворенного сероводорода в сочетании с ударными нагрузками и пульсациями давления способствуют усилению коррозии трубопроводов системы ППД, срок службы которых в некоторых НГДУ не превышает 2-3 лет.
Исследования волновых и вибрационных процессов в системах ППД показывают, что при использовании центробежных насосов, каждая штатная остановка насосного агрегата приводит к гидравлическому удару во входном трубопроводе величиной до Р= 3,0 МПа, при рабочем давлении Р= 1,5 МПа.
Если же в системе используются нагнетательные установки поршневого типа, то амплитуда пульсаций давления может достигать 3-4 МПа, при среднем давлении 15 МПа, а виброскорости трубопроводов значительно (до 3-4 раз) превышают допустимый уровень.
Для борьбы с волновыми процессами в нефте- и продуктопроводах в настоящее время наибольшее распространение получил способ сбрасывания избыточного количества перекачиваемой жидкости в безнапорную емкость. Реализация данного способа осуществляется с помощью клапана сброса, открытие которого происходит в момент формирования ударной волны давления. Продолжительность сброса регулируется с помощью специальной системы управления. Устройства гашения волны повышенного давления, принцип работы которых основан на сбросе части жидкости, состоят из датчика возмущений, клапана сброса и блока управления работой клапана. Датчик возмущений предназначен для подачи команды на открытие клапана сброса в момент возникновения в трубопроводе гидравлического удара.
Широкое распространение получили конструкции клапанов сброса с эластичными запирающими элементами типа шлангового клапана «Флекс-Фло». Клапаны с таким элементом обладают меньшей инерционностью по сравнению с клапаном поршневого типа. Однако у них есть слабое место - недолговечность эластичной мембраны. В процессе эксплуатации происходит старение материала, при низких температурах мембрана теряет свою эластичность, в результате чего клапан выходит из строя.
К недостаткам клапана сброса следует отнести значительные затраты на создание дополнительных емкостей, надежных в работе дорогостоящих клапанных устройств, современных средств автоматического управления и согласующей аппаратуры. Об их малой эффективности свидетельствует большое количество аварий в трубопроводных системах транспорта нефти и нефтепродуктов. Аварии, связанные со сбросом нефти и нефтепродуктов, составляют до 60% техногенных чрезвычайных ситуаций с экологическими последствиями.
В результате снижения максимального уровня колебаний давления в 2-3 раза можно значительно увеличить коррозионно-усталостную долговечность трубопроводов и оборудования, до 85% снизить количество аварий с разрывами трубопроводов. В связи
с этим необходимо особое внимание уделять разработке систем защиты трубопроводов от волн повышенного и пониженного давления.
Одним из современных средств гашения волновых процессов в трубопроводных системах являются стабилизаторы давления. Принцип их работы основан на распределенном по длине трубопровода диссипативном и упругодемпфирующем воздействии на пульсирующий поток перекачиваемой среды. Наибольший эффект гашения достигается при диссипации энергии пульсаций на перфорационных отверстиях, равномерно распределенных по длине стабилизатора, а также вследствие демпфирования, обусловленного податливостью упругих элементов стабилизатора. Для изменения распределенной упругости потока возможно
- легки в монтаже (монтируются путем врезки в трубопровод)
- не требуют обслуживания в процессе эксплуатации
- характеризуются отсутствием потерь рабочей среды.
Для гашения колебаний давления предлагается несколько вариантов схемных решений стабилизаторов давления.
На рис. 2. схематически изображен стабилизатор высокого давления, выполненный в виде перфорированного участка трубопровода 1, установленного коакси-ально внутри корпуса 2 и крышки 3. Между корпусом 2 и перфорированной трубой 1 установлены опорные кольца 4, на которых закреплены упругие элементы 5 в виде эллиптических труб.
Рис. 2
использование свойств двухфазных сред, если это допускается условиями эксплуатации трубопроводной системы. Дополнительные эффекты гашения обеспечиваются при расширении потока в предкамерах и коллекторах стабилизатора, создании однонаправленного движения, т.е. в результате влияния на геометрию потока.
Отличительная особенность стабилизаторов давления заключается в том, что они не нарушают форму трубопровода и имеют минимальное гидравлическое сопротивление: наибольшее распространение получила конструктивная схема стабилизатора в виде участка трубопровода с равномерно распределенной перфорацией, через которую перекачиваемая среда может перетекать из трубопровода в демпфирующую надстройку над перфорированной его частью.
Таким образом, в общем случае стабилизатор давления как специальное включение в трубопроводную систему должен препятствовать распространению возмущений среды вследствие упругодемпфирующего воздействия на поток, приводящего к перераспределению энергии в спектре колебаний, и (или) механического воздействия, вызывающего необратимые потери этой энергии.
По сравнению с техническими средствами подобного назначения стабилизаторы давления (СД):
- обладают мгновенным быстродействием (менее 0,005 сек.)
- обеспечивают временной фазовый сдвиг и гашение волновых и вибрационных процессов в 5-10 раз (максимальное гашение гидроудара другими технологиями - в 2-3 раза)
- энергонезависимы
- не содержат регулирующих механизмов управления
При работе жидкость, протекая по трубопроводу 1, частично проходит через перфорацию и воздействует на упругие элементы 5.
Гашение колебаний давления жидкости происходит за счет диссипации энергии при прохождении глинистого раствора через перфорацию и за счет податливости упругих элементов 5 эллиптического сечения.
Опыт использования стабилизаторов давления подобного типа в системах ППД с насосами поршневого типа в объединении «Татнефть» (НГДУ «Азнакаевскнефть») показывает: амплитуда пульсаций давления и виброскорость трубопроводов при установке СД уменьшается в 5-7 раз, что обеспечивает их безаварийную эксплуатацию в течение 5 лет. Аналогичный результат может быть получен и при использовании нагнетательных установок центробежного типа.
Таким образом, стабилизатор давления как специальное включение в трубопроводную систему позволяет препятствовать распространению возмущений среды по трубопроводам, уменьшить динамические нагрузки на них и, как следствие количество аварий с порывами трубопроводов до 85%, значительно (в 4 и более раз) увеличить коррозионно-усталостную долговечность трубопроводов и оборудования, что позволяет снизить экономические затраты и экологические риски при добыче, сборе и подготовке нефти и воды.
НИЗАМОВА Г.Х. - ведущий инженер, к.т.н. ПРИМЕНКО В.Н. - гл. инженер, к.т.н.
КУЛИКОВ В.Г. - председатель совета директоров КАЧЕР К.С. - ВриО гендиректора, к.в.н., ЭГИЕВ М.А. - ст. инженер, к.т.н.,
ООО «Эковэйв Технологии» г. Москва
