Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ существующих технологий и технических средств для ингибиторной защиты нефтегазопромы-слового оборудования и газопроводов месторождений, содержащих коррозионно-активные компоненты 16
1.1. Краткая характеристика системы «скважина - шлейф - УКПГ - ДКС - со единительный газо- конденсатопровод» Оренбургского ГКМ 16
1.2 Технологии и оборудование для ингибиторной защиты от коррозии скважин и шлейфовых трубопроводов 20
1.3 Анализ технологий и технических средств для ингибиторной защиты се-парационного оборудования и трубопроводов УКПГ и дожимных компрессорных станций 25
1.4 Технологии ингибиторной защиты газопроводов 31
1.4.1. Поршневой способ нанесения ингибиторной пленки 31
1.4.2. Технологии аэрозольного ингибирования газопроводов 33
1.4.3 Теоретические исследования по аэрозольному нанесению ингибиторной пленки на поверхность газопроводов 34
1.4.4 Обзор экспериментальных исследований по аэрозольному нанесению ингибиторной пленки на поверхность газопроводов 36
1.5 Оборудование и системы для впрыска ингибитора в газопроводы 39
1.5.1 Принципы распыливания и классификация форсунок 39
1.5.2 Анализ конструкций форсунок 45
1.5.3 Форсуночные устройства с ручным вводом форсунки в газопровод 49
1.5.4 Форсуночные устройства с механическим приводом перемещения форсунки 52
1.5.5 Установки для подачи ингибитора на форсунку 56
1.5.6 Специальные установки для генерации аэрозоля ингибитора 61
1.6 Технические средства для контроля эффективности ингибиторной защиты оборудования и трубопроводов 64
1.7 Основные задачи работы 69
2 Распыливание жидкостей форсунками. исследование процессов в прифорсуночной зоне 71
2.1 Характеристики факела форсунки 71
2.2 Гидравлика струйной форсунки 78
2.3 Гидравлика центробежной форсунки 79
2.3.1 Расчет центробежной форсунки для идеальной жидкости 80
2.3.2. Особенности расчетов центробежной форсунки для реальной жидкости 83
2.4 Движение капель в факеле центробежной форсунки 89
2.4.1 Описание движения одиночных капель при работе центробежной форсунки 90
2.4.2 Исследование движения капель в прифорсуночной зоне 92
2.4.3 Движение капель с учетом эжектирующего воздействия форсунки на поток 96
2.4.4 Рассеивание капель в факеле центробежной форсунки относительно упорядоченного движения 98
2.5 Методика расчета центробежной форсунки 100
2.6 Исследование работы газожидкостной форсунки 106
2.6.1 Выбор конструктивной схемы газожидкостной форсунки для распиливания ингибитора коррозии 106
2.6.2 Методика расчета газожидкостной форсунки 108
2.6.3 Анализ влияния режима впрыска на дисперсность распыла газожидкостной форсунки 109
2.6.4 Некоторые схемы систем аэрозольного ингибирования газопроводов с газожидкостными форсунками 111
2.7 Экспериментальные исследования распыливания жидкостей 114
2.7.1 Исследование факела струйных форсунок 114
2.7.2. Исследование работы центробежных форсунок с различной геометри ей 117
2.7.3 Исследование факела газожидкостной форсунки 119
2.8 Экспериментальные исследования осаждения распыленной жидкости на стенку трубы при работе центробежных и газожидкостных форсунок 121
2.9 Выводы по главе 2 126
3 Моделирование формирования защитной пленки при впрыске ингибиторного раствора в газопровод 127
3.1 Модели дисперсных турбулентных потоков в трубопроводах 127
3.2 Тепломассообмен в дисперсном потоке 137
3.3 Математическая модель формирования защитной пленки при впрыске ин-гибиторного раствора в газопровод 142
3.4 Исследование основных закономерностей формирования и движения аэрозольных потоков в трубопроводе с помощью ЭВМ 148
3.4.1 Влияние режима впрыска 148
3.4.2 Влияние концентрации ингибитора в растворе 150
3.4.3 Влияние параметров транспортируемого газа 154
3.5 Выводы по главе 3 155
4 Создание и исследование оборудования для аэрозольного ингибирования газопроводов 157
4.1 Основные требования к конструкции оборудования для аэрозольного ин-гибирования газопроводов 157
4.2 Конструкции форсунок для аэрозольного ингибирования газопроводов и шлейфовых трубопроводов 159
4.2.1 Форсунки с постоянным размещением в газопроводе 159
4.2.2 Форсунки тонкого распыла форсуночных устройств 163
4.2.3 Особенности изготовления распылителей центробежных форсунок 165
4.3 Форсуночные устройства с механическим приводом перемещения форсун
ки 167
4.3.1 Форсуночное устройство с цепной передачей 168
4.3.2 Форсуночное устройство с лебедочным приводом 170
4.3.3 Испытания форсуночного устройства ФУ-3 с лебедочным приводом 173
4.4 Форсуночные устройства с гидравлическим приводом перемещения форсунки 176
4.4.1 Анализ схем форсуночных устройств с гидравлическим приводом перемещения форсунки 176
4.4.2 Описание рабочего процесса форсуночного устройства без штока 183
4.4.3 Описание рабочего процесса форсуночного устройства со штоком 186
4.5 Разработка и испытания форсуночных устройств с гидравлическим приво
дом перемещения форсунки 195
4.5.1 Форсуночное устройство с гидравлическим приводом КАИ-63/200.02 195
4.5.2 Разработка и испытания форсуночного устройства ФУ-100/160 200
4.6 Разработка оборудования для подачи жидкости на форсунку 204
4.6.1 Общая характеристика оборудования для подготовки и дозирования ингибиторных растворов 204
4.6.2 Разработка гасителей пульсаций для насосных блоков и установок 206
4.6.3 Разработка фильтров для ингибиторного раствора 214
4.7 Разработка насосных блоков и передвижной насосной установки для аэрозольного ингибирования газопроводов 219
4.7.1 Описание гидравлических схем насосных блоков 219
4.7.2 Разработка и испытание насосных блоков и передвижной насосной установки 223
4.8 Испытания разработанного оборудования при ингибиторной защите шлейфовых трубопроводов 232
4.9 Испытания системы впрыска для аэрозольного ингибирования газопроводов большого диаметра 235
4.10 Системы впрыска ингибитора с применением байпаса 239
4.10.1 Система впрыска ингибитора в промежуточных точках протяженных газопроводов 239
4.10.2 Система впрыска для аэрозольного ингибирования конечных участков газопроводов с применением байпаса 241
4.11 Выводы по главе 4 242
5 Создание технических средств для оценки эффективности ингибиторной защиты газопроводов. промысло вые исследования аэрозольного ингибирования газопроводов 244
5.1 Устройства для ввода образцов в газопровод типа УВ 245
5.1.1 Описание конструкции и работы устройств типа УВ 245
5.1.2 Определение области применения по глубине ввода и давлению 248
5.1.3 Испытания устройств ввода образцов 249
5.2 Пробоотборный узел ОМП-1 251
5.3 Пробоотборный цилиндр ПЖ-1400 253
5.3.1 Описание конструкции 253
5.3.2 Стендовые испытания пробоотборного цилиндра 255
5.4 Устройство для отбора проб жидкости ОП-700 256
5.4.1 Описание конструкции и работы устройства 256
5.4.2 Стендовые и промысловые испытания устройства ОП-700 259
5.5 Промысловые исследования аэрозольного ингибирования системы газо
проводов подземных хранилищ газа и конденсата 262
5.6. Промышленные исследования эффективности аэрозольного ингибирова
ния газопровода большого диаметра 265
5.7 Выводы по главе 5 275
6 Совершенствование систем впрыска для ингибиторной защиты сепарационого оборудования и факельных линий УКПГ и ДКС 277
6.1 Экспериментальные исследования закономерностей процесса образования жидких пленок на ограждающей поверхности при работе струйных форсунок 277
6.2 Экспериментальные исследования по определению рационального размещения центробежных форсунок для ингибирования горизонтальных аппаратов 281
6.3 Разработка и исследование струйной форсунки с вращающимися элементами 286
6.4 Промышленные исследования эффективности применения различных форсунок для ингибирования сепараторов 288
6.4.1 Исследования по ингибированию вертикальных сепараторов 288
6.4.2 Исследования по ингибированию горизонтальных сепараторов 289
6.5 Ингибирование сепараторов аэрозольным методом 294
6.6 Совершенствование конструкции узла впрыска для ингибиторной защиты факельных линий 297
6.7 Выводы по главе 6 304
Заключение 306
Литература
- Технологии и оборудование для ингибиторной защиты от коррозии скважин и шлейфовых трубопроводов
- Расчет центробежной форсунки для идеальной жидкости
- Математическая модель формирования защитной пленки при впрыске ин-гибиторного раствора в газопровод
- Конструкции форсунок для аэрозольного ингибирования газопроводов и шлейфовых трубопроводов
Технологии и оборудование для ингибиторной защиты от коррозии скважин и шлейфовых трубопроводов
Недостатки данной схемы очевидны: лишние энергозатраты из-за потерь при дросселировании, а главное - низкая надежность вследствие возможного засорения отверстия (которое должно быть порядка 1...2 мм). К тому же отверстие дросселя подвержено эрозионному износу вследствие высокой скорости истечения жидкости, что приводит к нарушению требуемого распределения расхода КИГИК по скважинам. Естественным решением данной проблемы является применение многоплунжерных насосов. Однако в России такого типа насосы на требуемые параметры не выпускаются. Рижский завод химического машиностроения выпускал многоплунжерные насосы с шестью гидроцилиндрами типа 6НДР с горизонтальным расположением вала и типа ДА с вертикальным валом на рабочее давление до 10 МПа. Предпочтительнее оказалась конструкция дозировочного агрегата германской фирмы Бран+Люббе, имеющего 12 гидроцилиндров с вертикалыюй архитектурой, которыми в течение последних лет и были оснащены все установки комплексной подготовки газа ГПУ Оренбурггазпрома [32]. С их внедрением появилась возможность более точного дозирования раствора КИГИК на каждую скважину в соответствии с требованиями обеспечения безгидратного режима эксплуатации.
Защита от сероводородной коррозии шлейфових трубопроводов осуществляется обычно одновременно с ингибированием скважинного оборудования. Шлейфовый трубопровод защищается при этом в результате неконтролируемого выноса ингибитора из скважины. Периодичность таких обработок составляет от 1 до 4 раз в год в зависимости от обводненности, дебита, конструкции скважины (с пакером, без паке-ра) и состояния скважинного оборудования (герметичности пакера и НКТ, исправности ингибиторного клапана).
Скважины и шлейфовые трубопроводы, в которых происходят процессы гидра-тообразования (они составляют около трети всего фонда скважин ОГКМ), защищаются кроме того и в результате непрерывной или периодической закачки в скважину комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии (КИГИК) [33]. При этом ингибиторный раствор, подаваемый на устье скважины, стекает вниз по затрубному пространству, откуда через ингибиторный или циркуляционный клапан попадает в нижнюю часть насосно-компрессорных труб и транспортируется восходящим газовым потоком в виде капель и движущейся пленки до устья скважин и далее - в шлейфовый трубопровод.
Вынос ингибиторного раствора в шлейф происходит лишь при определенных технологических параметрах эксплуатации скважины. При уменьшении дебита скважины создаются такие условия, при которых попадающий в НКТ ингибиторный раствор стекает по стенкам НКТ вниз на забой. При этом часть ингибиторного раствора, имеющая высокую упругость паров, испаряется, и в газообразном состоянии транспортируется вместе с продукцией скважины. Наиболее трудноиспаряемая часть инги-биторного раствора дробится на отдельные капли, их которых более крупные падают вниз или витают, а более мелкие поднимаются по скважине вверх, частично оседая на поверхности НКТ. Капли, достигшие устья скважины, движутся в виде аэрозоля по шлейфовому трубопроводу, постепенно оседая на его поверхности и формируя защитную пленку.
Изменяющееся по мере разработки месторождения условия транспортировки продукции скважин требуют применения дифференцированного подхода к назначению технологии и режима ингибиторной защиты скважин и шлейфовых трубопроводов.
Главным критерием, определяющим необходимый комплекс мероприятий по защите от коррозии и обеспечения безопасной эксплуатации шлейфа, равно как и промыслового газопровода, является структура газожидкостного потока в трубопроводе - пробковая, кольцевая или расслоенная (серповидная). Исследованию коррозии и технологии ингибиторной защиты трубопроводов с двухфазной рабочей средой посвящены работы А.А. Гоника, М.Д. Гетманского, Ю.В. Зайцева, О.В. Клапчука, Г.Г. Корнилова, Л.Е. Кригмана, А.С. Курмаева, Н.В. Оболенцева, СМ. Хазанджиева, А.Г. Шаталова и др. [14, 16, 22, 34...46]. Наиболее благоприятным режимом считается движение газа с малым содержанием конденсата, если при вводе в этот поток ингибитора формируется кольцевой режим течения, а наименее благоприятный режим - расслоенный.
Определение структуры газожидкостного потока в трубопроводе является довольно сложной самостоятельной задачей, так как она зависит в общем случае от расхода и давления газа, расхода жидкости, угла наклона трубопровода, физических свойств компонентов транспортируемой смеси.
Течение газожидкостного потока на восходящем участке трубопровода характеризуется наличием пробковой, кольцевой или серповидной структуры [30].
Для восходящего потока условие перехода от пробкового течения к кольцевому и от серповидного к кольцевому можно определить по следующим эмпирическим зависимостям [22]: В работе [46] анализируются возможности определения структур течения двухфазного потока по методике Тейтела-Даклера для промысловых трубопроводов, предусматривающей построение специальных карт режимов течения. Как отмечается в этой работе, даже незначительное отклонение трубопровода от горизонтального положения вызывает резкое изменение структуры газожидкостного потока в нем.
Большинство шлейфовых трубопроводов имеют и восходящие, и нисходящие, и горизонтальные участки, кольцевой режим течения на всем его протяжении реализуется лишь при высокой скорости газа. Определение структуры потока по упомянутым формулам и методикам довольно трудоемко, поэтому в настоящее время упрощенно принимается [28], что в шлейфовых трубопроводах со скоростью газа более 3 м/с устанавливается кольцевая структура движения смеси, хотя это весьма некорректно.
Заметим, что в настоящее время дебиты более трети фонда скважин Оренбургского НГКМ не обеспечивают таких условий эксплуатации, и с каждым годом число таких скважин растет, поэтому встает проблема повышения надежности защиты от коррозии шлейфовых трубопроводов именно малодебитных скважин.
Один из путей решения проблемы обеспечения надежной защиты шлейфов -периодический пропуск ингибиторной пробки, заключенной между двух гель-поршней [33]. Такая технология внедрялась в Оренбургском ГПУ в 1997-1998 гг. Положительным моментом при этом является одновременная очистка шлейфа от жидкости, скапливающейся в пониженных местах. Основными недостатками технологии являются: сложность обеспечения требуемой скорости прохождения гель-поршней (0,3...0,6 м/с), загрязнение окружающей среды, высокие трудозатраты. Минимальная длина каждого гель-поршня для трубы диаметром 169 мм составляет 75 метров. Проблематично эту технологию применять для ингибирования шлейфов, к которым подключены несколько скважин, особенно в сочетании малодебитных и высокодебит-ных. Все это затрудняет широкое применение данной технологии и не снимает полностью поставленную проблему, в связи с чем в последние годы от ее применения отказались.
Расчет центробежной форсунки для идеальной жидкости
Экспериментальные исследования движения капель топливного факела в высокоскоростном потоке воздуха (применительно к условиям воздушно-реактивных двигателей) показали [85], что полной сепарации капель в факеле не происходит, и по мере удаления от сопла форсунки капли заметно рассеиваются относительно своих траекторий упорядоченного движения. Рассеивание капель по сечению потока происходит за счет турбулентности самого потока, турбулентности, наводимой каплями, а также вследствие того, что дробление вытекающей из сопла пелены происходит не одномоментно, при этом также возможны случайные отклонения.
Решение данной задачи с учетом всех явлений весьма сложно, поэтому сделаем лишь оценку влияния турбулентности потока на рассеивание капель относительно упорядоченного движения.
Основными характеристиками турбулентного потока являются следующие. Динамическая скорость U, представляющая собой усредненное значение продольной и поперечной составляющих скорости пульсаций. Она обычно определяется по формуле [71] U =W JIjS (2.64) где Лт - коэффициент сопротивления трению, принимаемый равным коэффициенту гидравлического сопротивления.
Масштаб турбулентности Lmyp6, или масштаб турбулентных вихрей, характеризующий средний размер турбулентных вихрей, обладающих одинаковой скоростью и ведущих себя некоторое время как одно целое. Масштаб наиболее энергоемких вихрей обычно принимается по Таундсену [133] Lmy =0,05-Dmp (2.65)
Частота пульсаций со, характеризующая число изменений в единицу времени амплитудных значений пульсационной скорости вихря. Поскольку в потоке присутствуют вихри множества масштабов, существует целый спектр частот пульсаций, определяемых как
При рассмотрении факела форсунки с учетом рассеивания капель наложим на траектории упорядоченного движения поперечное перемещение капель с постоянной скоростью, равной Полученная таким образом ширина диапазона поперечной координаты капли некоторого размера будет завышенной, но вместе с тем это позволит оценить общую картину рассеивания капель от упорядоченного движения. На рис. 2.14 представлены результаты расчетов для следующих условий: внутренний диаметр газопровода D=150 мм, давление газа/ г=0,5 МПа, скорость газа W=b м/с, скорость вылета капли V0=1O5 м/с, что соответствует перепаду давления на форсунке АР=5 МПа.
Как видно из графиков, мелкие капли активно вовлечены в поперечное движение, и в результате их рассеивания относительно упорядоченного движения они могут оказаться как внутри факела, так и на его периферии. Наиболее крупные капли, например диаметром 50 мкм, слабо вовлечены в поперечные пульсации. Отсюда следует вывод о том, что оценка внешней границы факела, произведенная на основании формулы (2.60) для капли максимального диаметра, справедлива и в случае развитой турбулентности потока, при этом во внутренней части факела в прифорсуночной зоне находятся капли только малых размеров (до о=15...20 мкм). Это вполне согласуется с результатами экспериментальных исследований [85].
В большинстве случаев проектирования форсунок в различных отраслях промышленности необходимо обеспечить требуемый расход жидкости (топлива, химреагента и т.п.) при заданном перепаде давления. В соответствии с этим и построены методики расчетов: заданы расход и перепад давления [74, 78] или корневой угол факела, расход и перепад давления [98], а находят диаметр сопла и другие геометрические размеры. Для форсунок тонкого распыла, предназначенных для аэрозольного ингиби-рования газопроводов, задача расчета представляется иной: по известным геометрическим размерам, выбранным исходя из соображений возможности изготовления распылителя форсунки и обеспечения ее надежной работы при впрыске реальных инги-биторных растворов, установить зависимость расхода от перепада давления (и наоборот) и определить дисперсные характеристики, а при рассмотрении работы форсунки в стесненных условиях - еще и габариты факела. При этом все геометрические размеры следует подбирать исходя из диаметра входных каналов, который является наименьшим размером, диктующим требования к системе фильтрации жидкости и поэтому главным образом влияющим на надежность системы впрыска ингибитора. При этом требуемая производительность форсунки обеспечивается выбором количества распылителей в форсунке и небольшой корректировкой перепада давления на фор 101 супке. Причем устанавливать жесткие требования к расходу ингибиторного раствора через форсунку нет необходимости, так как общий объем впрыскиваемой жидкости, необходимый для создания на поверхности газопровода пленки некоторой толщины, обеспечивается не только расходом, но и продолжительностью работы форсунки, которую легко корректировать.
Таким образом, основными задачами расчета форсунок для многих процессов в нефтегазодобыче являются следующие [124]: построение расходной характеристики одного распылителя и форсунки в целом, определение дисперсных характеристик факела, определение параметров формы факела распыла, а при необходимости - и траекторий движения отдельных капель.
Построение расходной характеристики форсунки Предположим, что выбраны параметры распылителя: диаметр входных каналов dex, число входных каналов п (рекомендуется п = 2), диаметр сопла dc (рекомендуется dc L.A ydgx) и плечо закручивания R (для форсунок тонкого распыла мы рекомендуем Л=(3...4) г/ЛХ), а также заданы динамическая вязкость пж, плотность рж и коэффициент поверхностного натяжения а жидкости. Считаются также заданными диапазоны рабочего перепада давления на форсунке ЛР и ее расхода (производительности). Искомыми параметрами являются: коэффициент расхода ц распылителя и расходная характеристика форсунки при разном количестве распылителей.
Параметры распылителя выбираются исходя из диаметра входных каналов Алгоритм расчета заключается в следующем. Если качество распыливания не соответствует требуемому, то изменяют геометрические размеры (диаметр входных каналов dex, и диаметр сопла dc) и процедуру расчета повторяют до получения удовлетворительного результата. После окончательного выбора размеров распылителя заносятся в память матрицу значений пар: перепад давления на форсунке и соответствующий ему коэффициент расхода.
Математическая модель формирования защитной пленки при впрыске ин-гибиторного раствора в газопровод
При ввертывании форсунки в один из элементов фонтанной елки, например в бездействующий угловой штуцер, нет необходимости во врезке бобышки и проведения сварочных работ, поэтому при возникновении упомянутой ранее проблемы с резьбовым соединением, она может быть решена снятием всего углового штуцера и временной замены его другим, опрессованным в заводских условиях с установленной в нем форсункой. При этом в случае необходимости, монтаж или демонтаж форсунки на остановленной скважине производится с гораздо меньшими потерями и экологическим ущербом, чем при остановке технологической линии УКПГ и, тем более, газопровода. К тому же остановки скважин производятся регулярно для солянокислотной обработки или гидроразрыва пласта, для периодического ингибирования внутрискважинного оборудования и т.п., во время которых можно произвести монтаж-демонтаж форсунки. Более подробно о реализации данной конструкции ввертываемой форсунки ФХ-8С изложено в п. 4.8.
Форсунки тонкого распыла для форсуночных устройств Так как постоянное нахождение форсунки в газопроводе в большинстве случаев нецелесообразно, особенно при реализации технологии, предусматривающей периодическое нанесение ингибиторной пленки, основным типом форсунок для аэрозольного ингибирования газопроводов следует считать штуцерные форсунки с несколькими распылителями, которые входят в состав форсуночных устройств, выполняющих функцию шлюза, то есть обеспечивающих оперативный ввод и вывод форсунки из трубопровода, находящегося под давлением.
Конструкции штуцерных форсунок тонкого распыла для аэрозольного ингибирования газопроводов типа ФХ-11, разработанные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под руководством автора, показаны на рис. 4.4 и описаны в работах [52, 92, 180, 181]. Форсунки типа ФХ-11 содержат корпус, в котором размещены от трех до шести распылителей, поджатых винтами к прокладкам. В верхнюю часть корпуса ввернут резьбовой штуцер со встроенным обратным клапаном, а в нижнюю - пробка. Под обратным клапаном в осевом канале корпуса размещен сетчатый предохранительный фильтр.
Сопла распылителей расположены под углом 90 или 120 друг к другу в нескольких плоскостях, перпендикулярных оси корпуса форсунки. Максимальная производительность форсунки составляет 120 дм3/час при перепаде давления 5... 12 МПа. Для ступенчатого регулирования производительности форсунки часть распылителей может заменяться заглушками.
Применение схемы расположения распылителей в разные стороны, при которой угол между направлениями сопел соседних распылителей составляет 120, как в форсунке ФХ-11 с тремя распылителями, или 90, как у форсунки ФХ-11Б с шестью распылителями, позволяет уменьшить расстояние между плоскостями расположения распылителей и, соответственно, длину ее корпуса. Следовательно, можно уменьшить требуемую высоту шлюзовой камеры, в полости которой форсунка должна размещаться после вывода ее из газопровода.
При соединении резьбы штуцера форсунки, который одновременно является обратным клапаном, с полой штангой (штоком) форсуночного устройства распылители будут ориентированы в пространстве случайным образом, поэтому форсунки ФХ-11 и ФХ-11Б следует вводить в газопровод лишь на время впрыска.
У форсунки ФХ-11В все распылители направлены в одну сторону, чтобы можно было производить впрыск по потоку газа и оставлять бездействующую форсунку на какое-то время в газопроводе. Для обеспечения соответствующей ориентации корпуса форсунки, необходимой в этом случае, соединение ее с полой штангой производится с помощью штуцера и накидной гайки.
Особенности изготовления распылителей центробежных форсунок Как уже отмечалось ранее, для тонкого распыливания жидкости, необходимого для реализации аэрозольного способа ингибиторной защиты протяженных трубопроводов, следует поддерживать высокий перепад давления на центробежной форсунке (6... 12 МПа). При этом скорость движения жидкости во входных каналах и особенно в сопловом отверстии весьма высока, может составлять величину порядка 115... 160 м/с. Возникающий вследствие этого гидроабразивный износ может оказаться столь интенсивным, что приведет к изменению расходной характеристики форсунки, ухудшению качества распыла и нарушению согласованной работы основных элементов системы впрыска - насоса и форсуночного устройства. Поэтому распылитель должен обладать высокой износостойкостью, что может быть достигнуто применением высокопрочных марок стали и соответствующей технологией упрочнения, как это делается, например, при изготовлении форсунок авиационных двигателей.
С другой стороны, распылитель контактирует частью своей поверхности с серо-водородсодержащей средой, что делает невозможным применение высокопрочных сталей для изготовления распылителей вследствие опасности их коррозионного растрескивания под напряжением [48]. К тому же в высокопрочных сталях весьма проблематично выполнять отверстия малого диаметра (0,3...0,4 мм), которые необходимы для создания тонкодисперсного распыла.
Наибольшую проблему при изготовлении форсунок тонкого распыла представляет выполнение отверстий входных каналов. Во-первых, они имеют наименьший диаметр; во-вторых, глубина этих отверстий составляет порядка 3...4 диаметров, в то время как глубина сверления сопла - не больше диаметра; в-третьих - входные каналы не расположены в плоскости, проходящей через ось камеры закручивания, поэтому возникают проблемы при выходе сверла из такого тангенциального отверстия.
В этой связи нам представляется целесообразным применять в центробежных форсунках, предназначенных для аэрозольного ингибирования газопроводов, распылители из коррозионно-стойких твердых сплавов, изготовленные методом порошковой металлургии. Эффективность и перспективность применения вольфрам-кобальтовых твердых сплавов типа ВК для распылителей центробежных форсунок, работающих в условиях гидроабразивного износа при распыливании топочного мазута, показана в работе [84].
Конструкции форсунок для аэрозольного ингибирования газопроводов и шлейфовых трубопроводов
В случае применения форсунки для реализации технологии одновременного ингибирования и гидратообразования, и коррозии, работа системы осуществляется следующим образом. Комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии КИГИК из технологической насосной УКПГ, подается в метанолопровод, идущий на скважину. При закрытом вентиле 22 (см рис. 4.31) и открытом вентиле 20 ингибитор проходит блок фильтров 14, после чего разделяется на два потока.
Один поступает через дроссель 15, вентиль 21 и обратный клапан 23 в затрубное пространство скважины, откуда через циркуляционный клапан 4 поступает внутрь нижней части НКТ.
Другая часть ингибиторного потока поступает через вентиль 11 на форсунку 8, которая распыливает ингибитор внутри углового штуцера 6, откуда газовым потоком капли ингибитора транспортируются по всей длине шлейфа.
Схема позволяет направлять ингибитор на форсунку, закрыв вентиль 10 , или ингибировать только шлейф и не направлять ингибитор в скважину, закрыв вентиль 21 и открыв вентиль 10. В особых случаях (засорение шайбы дросселя 15, форсунки 8 или при необходимости подачи гораздо большего количества метанола или ингибитора в затрубное пространство) вентили 20 и 21 закрывают, а вентиль 22 открывают. При этом блок фильтров 14, дроссель 15 и форсунка 8 не функционируют.
Основным оборудованием, необходимым для реализации данной технологии, является форсунка для ингибирования шлейфов ФХ-8С, описанная ранее (см. п. 4.2.1) и блок фильтров для ингибиторного раствора БФ-2, описанный в п. 4.6.3.
Промысловые испытания данной технологии, проведенные ВНИИгазом с участием автора на Оренбургском ГКМ, показали работоспособность оборудования и системы в целом (см. акт в приложении). Внешний вид оборудования показан рис. 4.32. Вследствие создания оптимальных условий ингибиторной защиты НКТ и шлейфов при разделении ингибиторного раствора, подаваемого к скважине, на два потока - в скважину и в шлейф - пропорционально площадям защищаемых поверхностей, было достигнуто повышение производительности скважины по газу на 16% [204].
Защиту от сероводородной коррозии шлейфовых трубопроводов скважин, в которые нет необходимости подавать ингибитор гидратообразования, следует производить нанесением пленкообразующего ингибитора коррозии периодически, например -1 раз в квартал. Для этого целесообразно применять ту же форсунку ФХ-8С, но раствор ингибитора подавать на нее с помощью передвижной насосной установки, не требующей подключения к электросети [178], например типа АПУ-160, рассмотренной нами ранее.
Как уже указывалось ранее, газопроводы неочищенного газа Оренбургского ГКМ разбиты на две группы участков: от УКПГ до ДКС и от ДКС до газоперерабатывающего завода, отличающиеся рабочим давлением, температурой газа и другими параметрами. Различие заключается и в том, что на УКПГ имеются стационарные технологические насосные, размещенные в капитальных промышленных зданиях, через которые проходят газопроводы технологических ниток, объединяемые вблизи этих зданий в общий начальный участок газопровода большого диаметра. На ДКС обычно практикуется принцип использования технологического оборудования в блочно-комплектном исполнении.
Промышленные испытания системы впрыска для аэрозольного ингибирования газопровода большого диаметра от УКПГ до ДКС с помощью форсуночного устройства с гидравлическим приводом перемещения форсунки, установленного на выходном коллекторе УКПГ (после пункта замера газа) были проведены на УКПГ-7 Оренбургского ГПУ [201]. От РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в испытаниях принимал участие и В.В. Муленко.
Для впрыска раствора ингибитора использовалось форсуночное устройство с форсункой ФХ-11. Подача на форсунку 50%-го раствора ингибитора ИКТ в метаноле производилась насосом «Millroal» (позволяющий регулировать подачу при работающем электродвигателе) из технологической насосной УКПГ. Для предотвращения засорения форсунки механическими примесями и смолистыми веществами в напорную линию насоса был включен блок фильтров БФ-2А (конструкция, переработанная впоследствии в блок фильтров БФ-2, описанный в п. 4.6.3).
МПа, то есть при перепаде давления на форсунке 1,3... 1,8 МПа. Впрыск раствора ингибитора производился в течение 19 часов. Средняя толщина ингибиторной пленки на образцах-свидетелях, определенная гравиметрическим способом, составила 2,3 мкм.
Проведенные исследования показали возможность нанесения ингибиторной пленки на внутреннюю поверхность короткого газопровода Ду 700 мм разработанным оборудованием. По результатам испытаний установлено, что для сокращения времени ингибирования и более рационального использования мощности насоса следует увеличить количество распылителей в форсунке до шести или восьми штук, а для уменьшения пульсаций в напорном трубопроводе насоса, обеспечения возможности увеличения его производительности и создания перепада давления на форсунке порядка 6...8 МПа следует установить в напорной линии гаситель пульсаций.
На основе анализа результатов проведенных испытаний была разработана общая схема системы впрыска ингибиторного раствора на выходе газа с УКПГ представлена на рис. 4.33. В общем случае система впрыска включает: дозировочный насос, оборудованный предохранительным клапаном и линией перепуска, гаситель пульсаций, фильтр грубой и тонкой очистки ингибиторного раствора, форсуночное устройство, установленное на выходном коллекторе, трубопроводы и приборы КИП и А.
Ингибиторный раствор на прием насоса может поступать либо из специальной расходной емкости, выделенной для аэрозольного ингибирования газопроводов, либо из той же емкости, что используется в системе подачи ингибитора на форсунки, установленные в сепараторах для их периодического ингибирования.
В ряде случаев рассмотренные выше конструкции форсуночных устройств невозможно или нецелесообразно использовать. Например, при необходимости впрыскивать ингибитор коррозии в подземный (заглубленный) газопровод. То есть в первую очередь речь идет о дополнительных точках впрыска, расположенных по трассе газопровода большой протяженности, например, транспортирующий газ Карачаганакского НГКМ на Оренбургский ГПЗ протяженностью 142 км. Если оборудовать точку впрыска специальным колодцем, то работа в них будет опасна для персонала ввиду возможного скопления сероводородсодержащего газа, поэтому действующими правилами Ростехнадзора это запрещено.
Рассмотрим два частных случая возможного обустройства промежуточной точки впрыска промыслового газопровода большого диаметра с применением байпаса: для ингибирования участка линейной части с помощью промежуточной точки впрыска и для защиты конечного участка газопровода.
Дополнительные точки впрыска для ингибирования газопроводов можно оборудовать системой впрыска, в которой форсунка размещается не в самом газопроводе, а в небольшой форсуночной камере, соединенной с газопроводом двумя отводами (см. рис. 4.34). Переток аэрозоля из форсуночной камеры в газопровод при этом происходит за счет энергии вылетающих из форсунки капель и образования «спутного» потока газа [126].
Для реализации такой схемы ввода распыленного ингибитора коррозии в газопровод следует применять многосопловые форсунки с параллельным расположением осей всех сопловых отверстий. Причем форсунки могут быть как струйные, так и центробежные (последние предпочтительнее). Конструкция центробежной форсунки ФХ-20, разработанной для данной системы впрыска, показана на рис. 4.35.
Форсунка имеет 8 распылителей центробежного типа, установленных в одной обойме и зафиксированных с помощью специальной шайбы и одной накидной гайки. Расстояние между соседними сопловыми отверстиями составляет около 20 мм, что позволит факелам соседних распылителей проникать друг в друга, причем соударения капель при этом практически не будет [85, 86].
