CC BY
27
1. Мазуров В.А., Поздняков А.Г., Вологин В.В., Малюков В.П, Сидоров П.Н, Дубровский Л.К., Нечаев Ю.А. А.с. № 991692 «Способ сооружения подземного резервуара в залежах каменной соли».
2. Малюков В.П. Технология строительства ПР без не-растворителя. «Газовая промышленность», 1999, □ 9, с. 38.
3. Смирнов В.П, Поздняков А.Г., Малюков В.П. Новая технология строительства подземного резервуара в каменной соли. «Газовая промышленность», № 11, 2000), с. 62-63.
------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
4. Maljukov V.P. Mass transfer in zone adjacent to the contour of an underground cavern. 8th World Salt Symposium, Amsterdam, 2000, V. 1, Pp. 291-293.
5. Radomski A., Branka S. Patent № 117859. Sposob lu-gowania podziemnych komor zwlascza w stozach soli.
6. Rodowski L., Sarnecki Z., Wyroba A. Patent № 132381. Sposob lugowania zloz soli.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ------------------------------------------------------------------------------------------
Смирнов В.П. - профессор, доктор технических наук, действительный член АЕН, генеральный директор ООО «Подзем-газпром».
Поздняков А.Г. - кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник ООО «Подземгазпром».
Малюков В.П. - научный сотрудник ООО «Подземгазпром».
© М.Г. Круглов, В.П. Малюков, 2002
УЛК 622.363.1
М.Г. Круглов, В.П. Малюков
МИКРОРЕЛЬЕФ ПОВЕРХНОСТИ РАСТВОРЕНИЯ КАМЕННОЙ СОЛИ
Параметры микрогеометрии поверхности растворения каменной соли, образующейся в процессе массоперено-са, определялись для образцов. взятых из вертикальных и горизонтальных подземных резерву-арв (Хаджи-Мумын), модели вертикального резервуара в соляном кубе (Солотвино) — «натурных образцов», а также для образцов растворения вертикальной поверхности керна каменной соли со многих месторождений из экспериментальной установки — «эксперименталь-ных образцов».
1. Анализ компонентов микрогеометрии
Рельеф поверхности каменной соли в подземных резервуарах складывается из компонентов макрогеометрии — асимметрии. «карманов» и других дефектов поверхности, а также неров-
ностей и шероховатости поверхности (параметров микрогеометрии). Компоненты макро- и микрогеометрии играют разную роль в процессе массопереноса при растворении.
В работе использована модель двойного механизма массопереноса при растворении каменной соли в условиях естественной конвекции [1, 2], причем выделены два слоя у поверхности твердого тела: «неподвижный слой» и «подвижный слой».
«Неподвижный слой» у поверхности включает в себя в твердой фазе растворяемую соль и нерастворимые включения, а в жидкой фазе — раствор каменной соли. Массоперенос в этом слое осуществляется механизмами молекулярной диффузии и конвекции.
«Подвижный слой» расположен за «неподвижным», массопе-
ренос в нем осуществляется механизмами молекулярной диффузии и гидродинамической дисперсии. За «подвижным» слоем расположена область, занятая движущимся в резервуаре раствором, механизм массопереноса в ней — конвективный.
В соответствии с этой моделью предлагается «двухслойная» структура микрогеометрии, которая состоит из слоя неровностей и шероховатого слоя.
Под неровностями в работе понимаются относительно крупные компоненты микрогеометрии, с характерными размерами порядка нескольких миллиметров (высотой от 0,32 до 10 мм), а под шероховатостью — компоненты микрогеометрии с характерными размерами порядка нескольких десятых миллиметров и менее (высотой от 0,025 до 320 мкм). Неровности поверхности каменной соли слагаются в основном из выступов соли и рассеянных включений, «кратеров» и «кольцевых кратеров», образующихся в процессе растворения.
Параметры шероховатости, а также методы и средства ее измерения оговорены как международными стандартами (1БО R 468), так и национальными [3]. Общепринятым при измерении параметров шероховатости явля-
Таблица 1
ПАРАМЕТРЫ НЕРОВНОСТЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РАСТВОРЕНИЯ КАМЕННОЙ СОЛИ
Параметр Экспериментальный образец Натурный образец
Максимальная высота неровностей RNmax, мм 4,5-5 3,2-3,6
Геометрическая длина кратера ЬИ, мм:
продольная 13 17,5
поперечная 6 13
Шаг неровностей по вершине БИ, мм:
продольный 20 21
поперечный 19 16
Коэффициент удлинения профиля К]_:
продольный 3,2-3,5 1,25
поперечный 2,8-3,4 1,2
Углы наклона, град.:
а1 15-100 30-40
а2 10-40 20-30
в 10-30 10-30
Коэффициент Ка = а1/а2 1,7-3,2 1,3-1,7
Коэффициент увеличения площади К3 5 (максимально до 9) 1,5
ется профильный метод. Каждый профиль представляет собой след от сечения исследуемой поверхности перпендикулярной к ней плоскостью. В результате исследования профилей в двух взаимно перпендикулярных направлениях можно получить информацию о микрогеометрии поверхности образца. Схема определения стандартизованных параметров шероховатости представлена на рис. 1.
Все параметры определяются в пределах так называемого базового участка 1баз и отсчитываются от средней линии. Средняя линия проводится как линия наименьших квадратов для точек профиля. Максимальная высота шероховатости Rmax определяется как расстояние по вертикали между самой высокой и самой низкой точками профиля. Шаг по средней линии Бт находится как среднее значение расстояний между одноименными точками пересечения профиля со средней линией. Его значение может быть также рассчитано, исходя из числа нулей профиля п, которое определяется как число пересечений со средней линией на базовой длине, по формуле: Бт =
21баз/(п - 1).
Шаг по вершине Б — это среднее значение расстояний по горизонтали между выступами профиля. Среднее арифметическое отклонение профиля Ra определяется как среднее арифметическое значение абсолютных отклонений ординат профиля от средней линии у):
Ra = (1/М)! Ы,
где N — число измеренных значений ординат профиля.
Для неровностей такие стандарты не разработаны. Поэтому предлагается по аналогии с параметрами шероховатости использовать следующие основные параметры неровностей [4] (рис. 2):
• максимальную высоту неровностей RNmax, которая определяется как расстояние по вертикали между самой высокой и самой низкой точками профиля;
• геометрическую длину кратера ЬИ — расстояние по горизонтали между точками противоположных краев «кратера» на профилограмме, измеренное по средней линии; этот параметр является до некоторой степени аналогом параметра Бт для шероховатости;
• шаг шероховатости по вершине БИ — расстояние между двумя соседними выступами профиля.
Кроме линейных для характеристики неровностей профиля предлагается использовать и угловые параметры, которые не имеют аналогов среди стандартизованных па- __________________
раметров шероховатости:
• продольные углы наклона боковых сторон «кратера» на границе «соль-жидкость» аі и а2 — углы наклона соответственно верхней и нижней сторон «кратера» при движении жидкости вниз по поверхности соли;
• поперечные углы наклона боковых сторон «кратера» на границе «соль-жидкость» р, которые измеряются в перпендикулярном продольным углам направлении.
Данные параметры шероховатости и неровностей профиля позволяют получить первоначальную информацию о микрогеометрии поверхности растворения каменной соли.
2. Экспериментальные исследования микрогеометрии
Для различных месторождений каменной соли исследованы параметры микрогеометрии поверхности растворения. Профили неровностей натурных образ-
Рис. 1. Стандартизированные параметры шероховатости
Рис. 2. Параметры и профили неровностей образца каменной соли (натурный образец): а) - в продольном направлении; б) - в поперечном направлении
Рис. 3. Профили неровностей образца каменной соли (экспериментальный образец): а) - в продольном направлении; б)- в поперечном направлении
цов представлены на рис. 2, а экспериментальных — на рис. 3. Пзмеренные параметры неровностей приведены в табл. 1.
На основании предложенных основных параметров неровностей были рассчитаны вспомогательные параметры:
• коэффициент удлинения профиля К = 1п/1баз (где 1п — полная длина профиля, 1баз — длина базового участка);
• коэффициент Ка = а1/а2, который показывает асимметрию «кратера»;
• коэффициент КБ = Бр/Бг, где Бр и Бг — величины соответственно реальной и геометрической поверхности. Этот коэффициент показывает увеличение поверхности растворения каменной соли. Можно считать, что КБ
~ К1_прод К1_попер, где КЬпрод и КЬпопер
— соответственно коэффициенты увеличения длины профиля в продольном и поперечном направлениях.
Дополнительно были рассчитаны шаговые параметры неровностей — число пересечений профиля со средней линией п, число «пиков» профиля тр, число впадин ту и вычислены коэффициенты Хр = 2тр/п и Х = 2ту/п. Коэффициент Хр служит для определения среднего числа «пиков» на выступе профиля, а коэффициент — среднего числа впадин в углублении профиля. Результаты приведены в табл. 2.
Аналогичные исследования были проведены и для параметров шероховатости образцов каменной соли. Параметры шероховатости измерялись на сравнительно плоских участках поверхности образцов. Результаты измерений приведены в табл. 3.
Такая характеристика, как максимальная высота шероховатости Rmax, соответствует характеристике RNmax для неровностей профиля. По величине
Rmax = ^max + Hmin. По физиче-
скому смыслу характеристика Rmax отражает полную глубину шероховатого слоя, аналогично
тому, как характеристика для неровностей отражает полную глубину слоя неровностей. Оба слоя — и слой шероховатости и слой неровностей — образуют активный слой поверхности растворения каменной соли в процесса массопереноса.
Коэффициенты К и КБ для шероховатости и для неровностей также аналогичны.
Были также определены параметры опорной кривой ^ на уровнях р. Уровни р отсчитываются от линии выступов — линии, параллельной средней линии и проходящей через наивысшую точку профиля. Эти уровни определяются в Таблица 2
до 100% строится опорная кривая.
Параметры опорной кривой были определены не только для шероховатости, но и для неровностей. Построенные опорные кривые приведены на рис. 4. Значения параметра ^р приведены в табл. 4.
3. Параметры опорной кривой как характеристики массо-обмена
Опорная кривая широко используется в машиностроении как характеристика поведения шероховатого слоя материала в процессе массопереноса при
процентах
величины
ШАГОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕРОВНОСТЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РАСТВОРЕНИЯ КАМЕННОЙ СОЛИ
Для каждого уровня определяется величина
tp = !у1баз. По вычисленным значениям ^ для уровней р от 0
Таблица 3
Параметр Экспериментальный образец Натурный образец
Хр = 2mp/n
продольный 1,4 4,0
поперечный 2,2 4,7
= 2mv/n
продольный 1,75 5,7
поперечный 2,0 5,0
ПАРАМЕТРЫ ШЕРОХОВАТОСТИ ПОВЕРХНОСТИ РАСТВОРЕНИЯ КАМЕННОЙ СОЛИ
Параметр Экспериментальный образец Натурный образец
Максимальная высота шероховатости Rmax, мкм 14 248
Наибольшая высота выступов профиля Н^^, мкм 6,5 122
Наибольшая глубина впадин профиля Н^п, мкм 7,5 126
Среднее арифметическое отклонение профиля ^, 0,8 63
мкм
Базовая длина 1, мм 0,8 8
Число нулей профиля на базовой длине п 9,0 12
Шаг неровностей по средней линии Бm = 21/п - 1), мм 0,2 1,45
Параметры опорной кривой ^ на уровне р: р = 10% 3,5 4,3
р = 20% 6,7 7,1
р = 40% 43,2 44,1
р = 60% 83,1 82,0
р = 80% 90,8 89,7
р = 90% 92,3 91,6
Коэффициент К 1,46 1,64
Коэффициент КБ 2,13 2,69
от
Таблица 4
ПАРАМЕТРЫ ОПОРНОЙ КРИВОЙ АЛЯ НЕРОВНОСТЕЙ
Параметр Экспериментальный образец Натурный образец
Параметры опорной кривой Др на уровне р: р = 10% 16 6
р = 20% 18 12
р = 40% 43 45
р = 60% 74 68
р = 80% 84 80
р = 90% 92 96
Таблица 5
КОЭФФИЦИЕНТЫ СООТНОШЕНИЯ МАСС СИСТЕМЫ *КАМЕННАЯ СОЛЬ-ЖИАКОСТЬ»
Параметр Экспериментальный образец Натурный образец
Коэффициент Кт1 6,64 6,72
Коэффициент Кт2 0,22 0,2
КтР 3,66 3,48
КтБ 0,12 0,104
КтР/КтБ 30,2 33,6
^/У2 = ^Ктр/Ктб) 5,5 5,8
трении и износе. Параметры массопереноса при износе, как показывают исследования [3], связаны с формой опорной кривой.
Предлагается использовать опорную кривую для характеристики массопереноса в процессе растворения в системе «каменная соль-жидкость». Опорная кривая выражает распределение массы активного поверхностного слоя по глубине этого слоя в профильном сечении образца.
Поскольку активный слой
слагается из шероховатого слоя и слоя неровностей (см. рис. 2), необходимо рассматривать опорные кривые отдельно для
каждого слоя. Для всех рассмотренных образцов характерным видом опорной кривой является прямая с наложенной синусоидой. Для экспериментальных образцов амплитуда этой синусоиды значительно меньше, чем у натурных, что указывает на большую случайность характеристик микрогеометрии (то есть высот, шагов. углов наклона отдельных участков поверхностей).
Используя опорную кривую, можно приближенно оценить соотношение масс растворителя тр1и каменной соли т51 выше средней линии Кт1:
Кт1 = тр1/ т51 = Бр1Рр/Бз1Рз
где Бр1 — площадь, ограниченная опорной кривой для растворите-
ля выше средней линии, рр — объемная плотность растворителя; Бб1 — площадь, ограниченная опорной кривой для каменной соли выше средней линии; р5 — объемная плотность каменной соли.
Аналогично соотношение масс растворителя mp2 и каменной соли mS2 ниже средней линии ^
^2 = mp2/ ms2 = Бр2рр /ББ2Ps, где Бр2 — площадь, ограниченная опорной кривой для растворителя ниже средней линии; рр — объемная плотность растворителя; Бб2 — площадь, ограниченная опорной кривой для каменной соли ниже средней линии; рs — объемная плотность каменной соли.
Скорость растворения как для выступов профиля, так и для впадин определяется не только соотношение масс растворителя и каменной соли, но и величиной площади границы раздела сред для выступов и впадин, которая, очевидно, пропорциональна длине профиля соответственно для выступов и впадин.
Кроме коэффициентов ^2 и ^2, целесообразно использовать коэффициент ^р, показывающий соотношение масс растворителя выше и ниже средней линии, а также коэффициент Kms, показывающий соотношение масс каменной соли выше и ниже средней линии:
^р = ^1/ ^2 = Бр1/Бр2;
^Б = ^1/ ^2 = ББ1/ББ2.
Очевидно, что ^р/^Б = =^1/^2. Коэффициент ^1 характеризует массу растворителя в слое массоотдачи, приходящуюся на единицу массы твердого тела выше средней линии. Коэффициент ^2 характеризует массу растворителя в слое массоотдачи, приходящуюся на единицу массы твердого тела ниже средней линии. Слой массоотда-чи, в котором масса растворителя выше и ниже средней линии равны, будем называть симметричным по растворителю. Для такого случая ^р = 1. Поэтому
Рис. 4. Профили неровностей образца каменной соли (экспериментальный образец): а) - в продольном направлении; б) - в поперечном направлении
коэффициент К^, в общем случае будет коэффициентом асимметрии слоя массоотдачи по растворителю.
Аналогично слой массоотдачи, в котором масса твердого тела выше и ниже средней линии будут равны, назовем симметричным по твердому телу. Для этого случая К^ = 1. Поэтому коэффициент К^ в общем случае будет коэффициентом асимметрии слоя массоотдачи по твердому телу. Этот коэффициент для каменной соли с большим числом нерастворимых и легкорастворимых включений близок к 1 или больше 1. Для поверхностей с небольшим количеством нерастворимых и легкорастворимых включений и плавным профилем, близким к синусоидальному, как правило, коэффициент К^ < 0,5. Очевидно, что для большинства поверхностей образцов каменной соли величина К^ лежит в пределах 0,5-0,8.
Соотношение коэффициентов ^р/^ будет определять (при прочих равных условиях) соотношение коэффициентов скорости растворения соли выше (у1) и ниже (у2) средней линии, причем можно считать, что:
У1/У2 * V(Kmp/Kms).
В шероховатом слое происходит массоотдача твердого тела в растворитель, следовательно, слой шероховатости, или, иначе, слой массоотдачи твердого тела в растворитель, имеет толщину до 250300 мкм. Поскольку общая толщина активного слоя — от 3,5 до 5,5 мм, то толщина слоя неровностей, или, иначе, слоя интенсивного массообмена, составляет до 3,2-
5,2 мм.
Рассчитанные коэффициенты для образцов пород каменной соли приведены в табл. 5.
4. Обсуждение результатов
Результаты экспериментов показали:
• высотные и шаговые параметры шероховатости для натурных образцов в 15-20 раз больше аналогичных параметров для экспериментальных образцов;
• параметры опорной кривой экспериментальных и натурных образцов близки;
• характеристики массопере-носа, рассчитанные по опорной кривой, также близки, что позволяет сделать вывод о подобии процессов массоотдачи в экспериментальной установке и в натурных условиях;
• высотные и шаговые параметры неровностей экспериментальных и натурных образцов различаются в меньшей степени, чем параметры шероховатости;
• в то же время параметры опорной кривой различаются в большей степени, чем для шероховатости, что позволяет сделать вывод о том, что массообмен в эксперименте и натурных условиях протекает по-разному.
• более пологий профиль и симметричная форма «кратеров» неровностей для натурных образцов по сравнению с экспериментальными может свидетельствовать о гидродинамическом различии процессов;
• слой шероховатости представляет собой сочетание микрощелей (микротрещин), возможно, при их расклинивающем действии при раздвигающем давлении.
5. Выводы и заключение
По результатам работы можно сделать следующие выводы [5]:
1. Разработана методика определения параметров микрогеоме-тирии поверхности растворения каменной соли.
2. Определено, что опорная кривая является важной характеристикой процесса массообмена.
3. Установлено, что за счет параметров микрогеометрии реальная поверхность увеличивается в 1,5-5 раз по сравнению с геометрической для натурных образцов.
4. Выявлено, что слой массоотдачи при растворении в системе «каменная соль-жидкость» определяется компонентом микрогеометрии — шероховатостью, и его толщина составляет от 0,01 до 0,3 мм.
5. Определено, что слой интенсивного массообмена при растворении в системе «каменная соль-жидкость» определяется другими компонентами микрогеометрии — неровностями, и его толщина составляет от 3,2 до
5,2 мм.
6. Предложены коэффициенты, учитывающие влияние формы неровностей и шероховатости на процесс массопереноса.
7. Установлено, что совместный анализ параметров шероховатости, параметров неровностей и коэффициентов, учитывающих влияние формы неровностей и шероховатости на процесс мас-сопередачи, позволяет диагностировать характеристики процесса растворения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Малюков В.П. Экспериментальные исследования параметров массоотдачи при растворении каменной соли из интервала заложения ПХГ. Международная конференция по подземному хранению газа. - М., 1995, Секция С, ч.1, с.142-145.
2. Малюков В.П, Шибанов А.В. О растворении каменной соли, содержащей нерастворимые включения, при создании подземных камер-хранилищ. - М., Труды ВОДГЕО, 1982.
3. Круглов М.Г. Точность измерения шероховатости поверхности. Материалы семинара «Точность измерения ли-
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ---------------------------------
нейных и угловых размеров в машиностроении». - М., МДНТП, 1982.
4. Круглов М.Г, Малюков В.П. Определение поверхности растворения каменной соли при создании подземных хранилищ углеводородов». «Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья». № 3, 1982.
5. KruglovM.G, Maljukov V.P. The microgeometry of the dissolution surface of salt rock and mass exchange in underground reservoirs. Solution Mining Research Institute. Meeting papers, Spring 1997. Cracow, Poland. May 11-14, pp.359 -370.
Круглов М.Г. — кандидат технических наук, доцент МГТУ «Станкин». Малюков В.П. - научный сотрудник ООО «Подземгазпром».
