Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Разработка расчетных методов исследования нестационарных процессов в скваэ/синах и рельефных трубопроводах, mpanenopmiqjyiouuDC гшодкидкосптые смеси - 15
1.1. Методы исследования нестационарных течений двухфазных сред. 17
1.2. Разработка метода усреднения многочастотных колебаний ... 21
1.3. Неустойчивости в системе скважина - пласт 25
Глава 2. Экспериментальные исследования локальных и , интегральных характеристик двухфазных потоков в вертикальных трубах 34
2.1.Методическое и аппаратурное оформление лабораторного стенда 34
2.1.1. Описание лабораторной установки " Газожидкостный подъемник" 38
2.1.2. Функциональные характеристики отдельных элементов вычислительного комплекса 40
2.1.3. Результаты исследований пульсаций, связанных с режимами течения газожидкостного потока 43
2.1.3.1. Статистические характеристики пульсаций давления, скорости и длин пробок в горизонтальном газожидкостном потоке 43
2.1.3.2. Результаты экспериментальных исследований локальных характеристик пробкового двухфазного потока в вертикальных трубах 53
2.1.4. Экспериментальные исследования динамических нестационарных процессов в двухфазных потоках
2.1.4.1. Особенности распространения ударных волн в двухфазных потоках 61
2.1.4.2. Экспериментальные исследования "выносящей" способности волн разряжения 64
2.1.4.3. Результаты экспериментальных исследований распространения ударных волн разряжения в вертикальных трубах 77
Глава 3. Неспшщюнарные процессы в системах сбора углеводородов на нефтегазовых месторождениях 91
3.1.Исследования пульсаций давления в системах сбора продукции скважин на морском нефтяном месторождении... 91
3.2 . Взаимодействие трубопровода с сепарационным оборудованием 107
3.3.Анализ пульсационных характеристик на газоконденсатных месторождениях 120
ЗАКлассификация гидродинамических процессов в днотрубных системах сбора нефти и газа 128
Глава 4. Исследование влияния технологических параметров на показатели эксплуатащюнной надезіаюспш систем сбора и виутршромыслового трапспорпшуглеводородов 139
4.1. Некондиционность газа и пропускная способность трубопроводов 140
4.2. Выбор оптимальных схем размещения промысловых объектов при различных технологических параметрах разработки месторождения 149
Глава 5. Разработка технологий повышения надежности и эффективности объектов промыслового сбора и подготовки нефти, газа и конденсата 161
5.1. Комплексная технология эксплуатации систем сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта углеводородов на морских газоконденсатных месторождениях 161
5.2. Разработка технологии очистки промысловых трубопроводов с использованием гелевых поршней 173
5.2.1. Разработка составов гелевых поршней 175
5.2.2. Технологии промышленного использования гелевых поршней для очистки газовых шлейфов, подводных нефтепроводов и технологических трубопроводов МСП 180
5.3. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием волн разряжения 189
Глава 6. Разработка энергосберегающей технологии транспорта углеводородов с использованием методов управления энергетическими ресурсами систем сбора на месторождениях континентального шельфа 196
6.1. Анализ технических решений, направленных на снижение потерь давления в однотрубных системах сбора 196
6.2. Внедрение энергосберегающей технологии сбора нефти и газа 208
6.3. Энергосберегающая концепция обустройства нефтегазовых месторождений континентального шельфа 224
Заключение 227
Литература
- Разработка метода усреднения многочастотных колебаний
- Результаты исследований пульсаций, связанных с режимами течения газожидкостного потока
- Взаимодействие трубопровода с сепарационным оборудованием
- Выбор оптимальных схем размещения промысловых объектов при различных технологических параметрах разработки месторождения
Введение к работе
Актуальность темы диссертации.
Перспективы развития нефтегазового комплекса России связаны с освоением новых месторождений на шельфе Мирового Океана. Специфичные условия нахождения морских нефтегазовых месторождений вызвали необходимость создания новых подходов к выбору методов и схем их разведки, разработки и обустройства.
Практически все действующие системы сбора углеводородов на морских месторождениях предусматривают использование однотрубной системы, предполагающей совместный транспорт продукции нефтегазовых и газоконденсатных месторождений. Наличие двух и более фаз в потоке приводит к возникновению пульсаций давления большой амплитуды, периодической генерации жидких пробок, образованию газогидратов, отложению парафинов и других процессов, снижаюгцих эффективность работы добычного комплекса в том числе за счет роста энергозатрат на транспорт углеводородов.
В условиях морской нефтегазодобычи, в силу ограниченных размеров производственных площадей на платформах, как правило нельзя использовать конструктивные решения (крупногабаритные депульсаторы, дополнительные насосы, узлы приема-запуска поршней и т.д.) для повышения эффективности работы систем сбора, применяемые на континентальных месторождениях.
В связи с этим принципиально важной и актуальной научно-технической проблемой освоения морских месторождений является разработка и реализация эффективных энергосберегающих технологий сбора продукции скважин на основе аналитических и экспериментальных исследований нестационарных процессов при течении многофазных сред.
j гос. национальная!
J ВИМИОТЕКА /
4 Цель диссертационной работы.
Разработка энергосберегающих систем сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородов на месторождениях континентального шельфа на основе теоретических и экспериментальные исследований закономерностей нестационарного движения газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах.
Основные задачи исследований:
-
Разработка метода исследования нестационарных многочастотных процессов в скважинах и рельефных подводных трубопроводах при движении по ним газожидкостных потоков.
-
Исследование характеристик гидродинамических пульсаций различных масштабов в системах сбора на нефтяных и газоконденсатных месторождениях континентального шельфа.
-
Экспериментальное изучение процесса распространения ударных волн разряжения в вертикальных трубах с газожидкостным потоком и их влияния на интегральные характеристики двухфазного потока.
-
Разработка классификации гидродинамических процессов в системах добычи, сбора и подготовки нефти и газа к транспорту.
-
Исследование влияния технологических параметров на эффективность работы однотрубных систем сбора нефти и газа на месторождениях континентального шельфа в целях оптимизации технологических схем сбора и подготовки продукции скважин на различных стадиях разработки месторождений.
-
Создание эффективных энергосберегающих технологий сбора и транспорта углеводородов в широком диапазоне изменения параметров разработки морских нефтяных и газоконденсатных месторождений.
5 Научная новизна.
В работе изложены результаты экспериментальных и теоретических исследований нестационарных газожидкостных течений в вертикальных и рельефных трубах, которые являются научной основой проектирования и эксплуатации систем сбора нефти и газа, а также разработки эффективных технологий добычи и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья на месторождениях континентального шельфа.
Экспериментально установлены новые зависимости размеров и интенсивности газожидкостных пробок от расходных и геометрических параметров потока в вертикальных трубах, моделирующих восходящий участок подводного трубопровода на морской платформе. Впервые получены экспериментальные данные по изменению истинного содержания жидкости в вертикальных трубах при генерации в них ударных волн разряжения. Установлены зависимости истинного содержания жидкости от амплитуды ударных волн и их количества. Экспериментально исследована структура волн разряжения в вертикальных трубах и установлены наиболее эффективные области использования ударных волн разряжения для удаления жидкости из скважин. Впервые разработана классификация гидродинамических процессов при течении газожидкостных смесей в скважинах, системах сбора и транспорта углеводородного сырья.
С использованием установленных закономерностей нестационарного движения газожидкостных смесей в рельефных трубопроводах разработаны принципы создания энергосберегающих систем сбора на нефтегазовых месторождениях континентального шельфа.
Основные положения, защищаемые в диссертации:
1. Классификация гидродинамических процессов в однотрубных системах сбора углеводородов, основанная на принципе их разделения по амплитудно-частотным характеристикам газожидкостного потока.
-
Метод исследования многочастотных гидродинамических пульсаций в системах сбора и транспорта углеводородов, позволяющий изучать колебательные процессы в промысловых условиях с использованием спектрального и корреляционного анализа.
-
Результаты экспериментальных стендовых и промысловых исследований зависимостей истинного содержания жидкости, размеров жидких пробок и интенсивности низкочастотных колебаний от определяющих критериев в вертикальных участках подводных трубопроводов.
-
Результаты экспериментальных исследований динамики распространения нестационарных процессов (ударных волн разряжения) в вертикальных трубах и их влияния на величину истинного содержания жидкости в восходящем газожидкостном потоке.
-
Новые принципы создания энергосберегающих систем сбора на нефтегазовых месторождениях континентального шельфа, основанные на методах управления- режимами течения газожидкостных смесей в подводном трубопроводе.
Практическая ценность н реализация результатов исследований.
Разработанный автором метод исследования локальных характеристик нестационарных течений газонефтяной смеси дает возможность диагностировать режимы эксплуатации систем сбора и подготовки нефти и газа на всех стадиях разработки газонефтяных месторождений.
Полученные в работе характеристики процесса распространения ударных волн разряжения в газожидкостной смеси позволили разработать технологию повышения продуктивности газоконденсатных скважин, которая реализована на Оренбургском и Голицынском ГКМ.
Энергосберегающая- технология подготовки и транспорта газоводоконденсатной смеси по подводному трубопроводу в условиях, благоприятных для образования гидратов была принята к внедрению на морском газоконденсагном месторождении Голицынское.
Технология очистки, однотрубных систем сбора углеводородов с использованием гелевых поршней прошла апробацию на Вуктыльском ГКМ.
Энергосберегающая технология транспорта продукции скважин с использованием методов регулирования структурных форм течения газожидкостного потока в подводных трубопроводах, позволяющая, исходя из текущего состояния процесса разработки месторождения, гибко регулировать условия работы системы сбора, используется на морском нефтяном месторождении «Белый Тигр».
Апробация основных результатов работы.
Основное содержание работы докладывалось на:
Всесоюзной конференции «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности (Грозный, ГНИ, сентябрь, 1986г.);
Международной конференции «Разработка газоконденсатных месторождений» (Краснодар, май, 1990 г.);
Международной деловой встрече «Диагностика 94» (Ялта, апрель,
1994г.);
IV международной конференции «Химия нефти и газа» (Томск, октябрь, 2000 г.);
Международной конференции «Россия - экология, добыча, транспортировка, переработка углеводородного сырья», (Москва, апрель, 2000 г.);
Кроме того, они отражены в 28 печатных работах в т.ч. в двух монографиях.
Структура и объем работы.
Разработка метода усреднения многочастотных колебаний
Анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на газонефтяных месторождениях показывает, что технологические параметры (давление, температура, расходы жидкости и газа) в таких системах подвержены определенной доли нерегулярности и колебаниям.
На стадии проектирования систем сбора и подготовки углеводородов все расчеты осуществляются на основании предположения стабильности (стационарности) термогидравлических процессов, протекающих в них.
Газожидкостные пробки, поступающие из трубопроводов в сепараторы, и сопутствующие колебания давления могут приводить к повреждению запорной арматуры, снижению эффективности сепарации, перегрузке сепараторов по жидкости и другим отрицательным явлениям, снижающим общую надежность процессов добычи, сбора и подготовки нефти и газа.
Как показывает опыт, наиболее интенсивные колебания в системах сбора наблюдаются на поздней стадии разработки месторождений, когда в силу объективных причин, в частности, из-за снижения добывных возможностей скважин, снижается буферное давление в ряде скважин, а следовательно, и во всей системе сбора повышается расходное газосодержание в потоке. Одновременно из-за уменьшения дебитов скважин падают линейные скорости фаз и создаются условия для накопления жидкости в подъемных участках трассы с последующим выбросом больших объемов жидкости в сепараторы системы подготовки.
Поэтому изучение механизма возникновения нестационарных процессов (периодических колебаний технологических параметров) а также их эволюции во времени и пространстве, представляет собой важную задачу при эксплуатации систем сбора и подготовки углеводородов на нефтегазовых месторождениях. В частности, на морских трубопроводах наиболее интенсивные пульсации наблюдаются в вертикальных стояках при выходе трубопровода на платформу. В морских условиях перечисленные выше проблемы в более значительной мере влияют на надежность трубопроводных конструкций и, следовательно, всего промысла в целом.
Исследованиям нестационарных процессов в рельефных трубопроводах посвящено относительно большое число публикаций. В работах Гриценко А.И., Гужова А.И., Клапчука О.В., Одишария Г.Э., Хаббарта, Даклера, Ишии и других исследователей разработаны методы и подходы к исследованию пульсационных характеристик двухфазных потоков. Установлена связь частоты и амплитуды пульсаций давления с режимами течений газожидкостных смесей [28, 29, 33, 37, 38, 41, 42, 56, 65,78, 80, 146-149, 153, 154, 155, 164, 167, 168, 164, 170, 174, 179, 182].
Анализ литературных данных, посвященных исследованиям пульсационных характеристик двухфазных потоков, показывает, что подавляющая часть экспериментов выполнялась в установках, работающих при низких рабочих давлениях. Однако в промысловой практике эксплуатация однотрубных высоконапорных трубопроводов предполагает их эксплуатацию при высоких давлениях (до 6 МПа и выше). Именно в этом случае реализуются основные преимущества однотрубных систем перед системами раздельного транспорта. Поэтому представляет научный и практический интерес обобщение лабораторных исследований нестационарных процессов в двухфазных средах на область высоких давлений.
Создание крупномасштабного лабораторного стенда, на котором можно исследовать нестационарные процессы при высоких давлениях, сопряжено со значительными капитальными и эксплуатационными затратами.
В этой связи нами было принято решение разработки обоснованного метода обработки данных, полученных на реальных промысловых трубопроводах, на основании которых можно исследовать характеристики нестационарности в газожидкостных потоках при высоких давлениях. Статистический характер распределения фаз в газожидкостном потоке, неопределенность в создании граничных условий препятствует точному аналитическому описанию всех возможных состояний двухфазного потока в процессе его движения в рельефном трубопроводе.
При построении моделей двухфазных течений наряду с проблемой осреднения мгновенных значений параметров в каждой из фаз возникает задача сглаживания разрывов непрерывности производных на межфазных поверхностях. Для ее решения разработано несколько подходов.
Мгновенные значения переменных можно усреднить по линии, по площади или объему. Например, для течения в трубе переменные можно усреднить по диаметру, поперечному сечению или конечному контрольному объему [42].
Данный метод основан на предположении независимости объемной доли i-фазы от размеров объема вплоть до бесконечно малых размеров последнего. Среднее значение величины/при этом равно:
Метод пространственного усреднения по линии, площади или объему смеси заранее предполагает присутствие обоих компонентов в области усреднения. Такой подход оправдан для смесей, размер включений в которых гораздо меньше масштабов пространственного усреднения.
В практических задачах при рассмотрении течений часто (например, в пробковом потоке) размеры включений соизмеримы с масштабами потока (диаметром трубы). В этом случае концентрации компонентов, представляющие собой разрывные функции времени и координат, внезапно изменяющиеся от нуля до единицы, можно рассматривать как вероятности пребывания фаз в объеме AV, по которому производится осреднение.
Математическое описание при таком способе временного усреднения производится с помощью характеристической фазовой переменной. В этом случае функция/ связанная с і-той фазой представляется как [75]:
Однако, при этом применение оператора однократного усреднения по времени вида (1.3) не всегда обеспечивает непрерывность производной по времени от ft. Это устраняется, если произвести операцию двукратного временного осреднения, т.е. получить средние следующего вида [42]
Двухфазный поток, в зависимости от сочетания физических и расходных характеристик, а также ориентации в пространстве, может иметь различные структурные формы, каждая из которых характеризуется определенными параметрами флуктуации. Поэтому при усреднении разрывных функций изменения гидродинамических параметров двухфазного потока, в интегральных уравнениях сохранения с последующим переходом к дифференциальным основную трудность представляет вопрос о нахождении временных и пространственных масштабов усреднения. В работе [42] предложен частотный метод определения масштабов усреднения.
Функцию/ представленную в виде (1.6) можно разложить в ряд Фурье. Полученный ряд/разделяется на две части: \)fs- сумма членов разложения, частоты которых ниже произвольно заданной частоты, 2)/„ - сумма оставшихся членов.
Результаты исследований пульсаций, связанных с режимами течения газожидкостного потока
Анализ длин жидкой части пробки показывает, что их ход аналогичен описывающим изменение интенсивности пульсаций давления: максимального значения длина жидкой части пробки достигает при Д? = 0,7, после чего наблюдается спад кривых.
Отметим, что при обработке данных в координатах IJJ/D — q , зависимость Ij /Dfcp) также в области высоких газосодержаний не описывается одной линией. Это априорно следует из анализа зависимостей p(J3J в пробковом потоке, которые до наступления автомодельности при FrCM расслаиваются по числу Фруда смеси. Поэтому мнение об определяющей роли (р в формировании структуры восходящего пробкового потока в вертикальных трубах, по всей видимости, не является вполне объективным.
Сопоставление полученных данных с аналогичными для горизонтальных и слабонаклонных труб показывает сходный характер зависимостей. Однако максимум кривых, описывающих амплитуды пульсаций и длины газожидкостной пробки, для восходящего вертикального потока смещены, по отношению к горизонтальному, в сторону более высоких газосодержаний. Значение автомодельного числа Фруда для вертикального течения фактически совпадает с аналогичной величиной для горизонтального потока. Однако в зоне преобладающего влияния гравитационных сил (FrCM Fraem) характер формирования газожидкостных пробок, а следовательно, и пульсаций давления различен для горизонтального и вертикального потоков.
Как будет показано в следующей главе, трубопроводы систем сбора на нефтегазовых месторождениях эксплуатируются в зоне преобладающего влияния гравитационных сил.
Для инженерной практики представляет интерес знание зависимости длины газожидкостной пробки в трубопроводе в аналитическом виде.
Обработка полученных данных позволила представить зависимость длины газожидкостной пробки в функции определяющих течение критериев как:
К данному классу колебаний относятся флуктуации, которые распространяются в потоке со скоростью, соизмеримой со скоростью звука в данной среде. К ним относятся: акустические или звуковые возмущения; ударные волны сжатия или гидравлические удары; ударные волны разряжения.
Акустические колебания связаны с динамическими волнами давления, которые возникают в системе при взаимодействии жидкостных пробок с элементами линейного оборудования. Колебания давления могут также генерироваться общей неустойчивостью потока (турбулентностью). Амплитуда этих колебаний, как правило, мала, однако в некоторых случаях, например, при совпадении собственных частот элементов трубопровода и акустических колебаний амплитуда вибраций конструкций может быть значительной, что иногда приводит к повреждению трубопровода [22, 38, 42].
Одним из характерных и наиболее часто встречающихся нестационарных явлений в трубопроводе является ударная волна сжатия. Механизм и скорость распространения ударной волны в однофазной среде изучены довольно полно. Наличие в двухфазной среде фаз с различной сжимаемостью и плотностью, переменная упругость системы обусловливают особенности распространения ударной волны по сравнению с однофазной средой. Экспериментальные и теоретические исследования [64,65,66,76,78] показывают, что в двухфазной среде происходит резкое снижение скорости распространения возмущений и увеличение затухания колебаний давления. Скорость распространения волны при наличии в потоке фаз с различной сжимаемостью и плотностью может быть меньше, чем в каждой из фаз в отдельности.
Для анализа динамики ударных волн в двухфазном потоке можно воспользоваться идеей Н.Е.Жуковского о "разрыве" сплошности течения и амплитуду ударной волны выразить соотношением [48]:
В этом случае для выполнения расчетов, связанных с определением амплитуды ударной волны в трубопроводе, необходимо знать закономерности изменения истинной плотности смеси рсм и скорости распространения ударных волн асм.
Определение истинной плотности смеси в общем случае может быть выполнено по уравнению р = рх(рх + p2q 2. При этом, величина истинного газосодержания рассчитывается по формулам для соответствующей структуры потока, а скорость смеси по формуле:
Одновременное выражение для скорости распространения волны сжатия в равновесном газожидкостном потоке, получаемое из законов сохранения количества движения и массы, записывается в виде[76]: межфазных процессов переноса тепла, массы и количества движения при различных структурах течения смеси. Для условий течения нестабильного конденсата в трубах при давлении Р 0,6 МПа влиянием жидкой фазы с изменением весового соотношения фаз вследствие изменения давления можно пренебречь. Для этих условий можно также считать, что состояние газовой фазы является изоэнтропическим, а изменение плотности газа связано со скоростью звука а2 соотношением:
Взаимодействие трубопровода с сепарационным оборудованием
Значение Rab( ) при задержке т=0 - есть коэффициент взаимной корреляции и характеризует максимальную связь между двумя процессами.
С помощью этой функции возможно выделение внутренней корреляционной связи между двумя процессами на фоне общей стохастичности процессов, протекающих в системах добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородов.
На рис.3.5 представлена принципиальная схема нефтегазодобывающего комплекса, включающего системы добычи, сбора и подготовки нефти и газа на центральном своде месторождения "Белый Тигр".
Как показывает опыт, в процессе эксплуатации такой системы, в зависимости от соотношения фаз в потоке, на входе в сепараторы первой ступени С-1-1, С-1-2, С-1-3 могут возникать значительные колебания давления, расходов фаз и т.д. Это связано, в первую очередь, с формированием газожидкостных пробок в восходящих участках подводных трубопроводов.
Поступление этих пробок в сепараторы может привести к их перегрузке и, следовательно, к уменьшению эффективности сепарации. Соответственно, это приводит к уменьшению объема выхода газа.
Использование установок предварительного отделения газа(УПОГ) на БК позволяет собирать часть газа из потока и таким образом изменять соотношение фаз в потоке, скорость смеси и, следовательно, такие определяющие критерии, как расходное газосодержание /?? и критерий Фруда FT.
В пробковом потоке Эти критерии определяют интенсивность пульсаций, размеры газожидкостных пробок и объем жидкой части пробки. Необходимо отметить, что в реальных промысловых трубопроводах, транспортирующих многофазные углеводородные смеси, в спектре пульсаций могут присутствовать колебания различных масштабов, имеющие разные источники.
На каждом конкретном месторождении, в зависимости от схемы подключения нефтепромысловых объектов в общую систему сбора, могут доминировать те или иные источники в формировании общего спектра пульсаций.
Поэтому, наряду с пульсациями, связанными с режимами течения, необходимо учитывать возможность наличия пульсаций, связанных с другими источниками.
Методика проведения экспериментов была составлена таким образом, чтобы охватить практически весь диапазон изменения критериев J3 и Fr, в котором проявляется их влияние на характеристики пульсаций. Как было показано в главе 2, автомодельность по числу Фруда для интенсивности пульсаций, длинам газожидкостных пробок и их жидкой части наступает при значениях Fr 10. Поэтому в наших экспериментах варьирование по числу
Фруда осуществлялось в диапазоне 0,4 Fr 19, при этом расходное газосодержание Д? изменялось от 0,85 до 0. Как было отмечено выше, изменение этих двух критериев производилось путем отбора части газа из общего потока ГЖС с помощью УПОГ, установленного на БК.
После замера мгновенных значений давления на стояке ЦТП-2 и расхода газа на выходе из сепаратора производилась обработка полученных значений путем их центрирования и расчета нормированных автокорреляционных функций и коэффициентов взаимной корреляции.
Коэффициенты автокорреляций измеряемых параметров приведены на рис.3.6-3.10. Необходимо отметить, что по автокорреляционным функциям можно оценить масштаб, т.е. размер максимальных возмущений, существующих в системе. Для этого необходимо определить время задержки, при котором автокорреляционная функция достигает первый раз своего нуля. Считая, что возмущение распространяется со средней скоростью потока, получаем, что средний масштаб возмущений равен:
При этом необходимо учитывать, что такой подход можно применять только в стационарных режимах работы системы. В переходных режимах при значительном изменении расхода, давления или температуры скорость распространения возмущений в среде равна скорости звука в этой среде.
Анализируя автокорреляционные функции пульсаций давления с использованием формулы (3.6) получаем, что при /3=0,82 и Fr=12,5 средний размер возмущений составляет 200 м. Возмущения такого размера можно ассоциировать с размерами газожидкостных пробок, формирующихся в стояке (L=70 м) и прилегающей к нему горизонтальной части трубопровода. Размеры возмущений при других режимах работы трубопровода превышают 2 км и поэтому наиболее вероятными причинами их появления являются процессы, протекающие в районе БК. В этом случае большая инерционность
Выбор оптимальных схем размещения промысловых объектов при различных технологических параметрах разработки месторождения
ПАА выделены следующие критерии, определяющие очистные и вытесняющие характеристики - содержание КМЦ или ПАА (в массовых процентах), величина рН водного раствора, масса воды, масса сшивающего реагента, относительная длина (отношение длины гелевой пробки к диаметру трубопровода). В качестве регуляторов гелеобразования (величина рН) использовались наиболее распространенные кислоты и щелочи (НС1, H2SO4, NaOH и т.д.), а сшивающими агентами могут быть приняты водный раствор формальдегида, соли бихроматов калия, натрия, аммония, медного купороса, хлористого кальция [20, 45].
Динамические свойства различных составов гелей были исследованы на экспериментальном стенде.
На рис.5.5 представлены полученные кривые течения растворов КМЦ, в которых не использовались сшивающие агенты. Анализ этих данных показывает, что растворы КМЦ проявляют ньютоновские свойства только до концентрации 1 %. При более высоких концентрациях КМЦ растворы имеют ярко выраженные неньютоновские свойства. Жидкости, проявляющие подобную аномалию вязкости, относятся к классу псевдопластических.
На рис.5.6 представлены кривые зависимости динамической вязкости сшитых 2-х%-ных полимерных гелей на основе КМЦ.
Анализ результатов экспериментов показывает, что дополнительное сшивание макромолекул КМЦ увеличивает вязкость геля на несколько порядков.
Кроме того, обнаружено, что повышение температуры созревания гелей на основе КМЦ до 50С и использование такого сшивающего агента, как хромовая смесь, позволяет ускорить процесс изготовления гелевого поршня на порядок.
Зависимость динамической вязкости растворов КМЦ от концентрации и скорости деформации опытных образцов
Зависимость динамической вязкости растворов КМЦ от концентрации и скорости деформации опытных образцов и( ) 10 20 30 40Скорость деформации, 1/С ——гель КМЦ через 10 мин после обработки хромовой смесью -ш Гель КМЦ через 2 часа лослевведения формалина и нагрева от 20 до 50 град.С вводный раствор КМЦ Рис.5.6
В результате проведенных исследований было установлено, что вязкоупругий состав на основе водорастворимого полимера КМЦ имеет следующий оптимальный (с точки зрения качества очистки) состав:
Предложенный состав может варьировать за счет изменения количества воды в зависимости от типа используемого сшивающего реагента, в качестве которого рекомендуется использовать 40-%-ный раствор формальдегида и хромовую смесь.
Выбор того или иного типа сшивающего реагента был обусловлен тем, какие технологические средства запасовки геля имеются на конкретном трубопроводе, и каким временем до начала технологической операции по очистке мы располагаем.
Если времени достаточно (сутки и более), то более предпочтительна сшивка формалином, так как в этом случае достигается объемное сшивание, в отличие от поверхностной сшивки хромовой смесью, что отрицательно сказывается на прочности гелевой пробки. В зависимости от времени сшивания и типа применяемого окислителя время существования геля можно варьировать от нескольких часов до нескольких десятков суток (при этом наблюдается существенное влияние физико-химического состава перекачиваемой среды на долговечность гелевой пробки).
Проведенные исследования гелей, использующих в качестве сшивающего агента хромовую смесь, показали, что такой состав также является высокоэффективным средством очистки внутренней поверхности трубопроводов. К несомненным достоинствам разработанного разделителя относится быстрота его изготовления. Однако при использовании хромовой смеси достигается сшивка геля только по поверхности. После обработки поверхности полученной гелевой пробки (ГП) хромовой смесью она сразу готова к употреблению. Форма разделителя после обработки сшивающим реагентом не изменяется во времени.
Времена релаксации формы ГП в первоначальное состояние после приложения любых усилий (кроме разрывающих их структуры) составляют величины порядка 2...3 секунд. Однако в некоторых ситуациях не представляется возможным запасовать изготовленный поршень в трубопровод (нет возможности приостанавливать технологические процессы транспорта нефти и газа).
В этом случае в качестве сшивающего агента следует использовать формалин. Замедленная скорость сшивания, кроме увеличения прочностных свойств, позволяет заливать или закачивать полученную массу в любое место трубопровода. Полученный раствор полимеризуется непосредственно в трубопроводе в течение 8-24 часов (в зависимости от температуры окружающей среды).
Технологии промышленного использования гелевых поршней для очистки газовых шлейфов, подводных нефтепроводов и технологических трубопроводов МСП
В данном разделе рассматриваются вопросы, связанные с созданием промышленных технологий изготовления и использования гелевых разделителей, способных не только уменьшать объемы смесеобразования и вытеснять скопления твердых и жидких скоплений, но и очищать внутреннюю поверхность трубопровода от парафинистых отложений. При разработке основ подобных технологий мы исходили из принципа минимального привлечения дополнительного оборудования на существующих внутрипромысловых трубопроводах. Не менее важным является и обеспечение наиболее благоприятных для процесса очистки трубопроводов технологических условий эксплуатации газонефтепроводов, обеспечивающих наилучшее качество очистки.
Приведенные выше результаты исследований по выбору оптимальных составов гелевых поршней получены в статических условиях. Для реализации таких технологий очистки трубопроводов необходимо определить наиболее оптимальные режимы эксплуатации трубопроводов, при которых обеспечивается: 1. наилучшее качество очистки внутренней полости трубы; 2. целостность гелевого поршня по всей длине очищаемой трассы. Последнее требование наиболее сложно выполнимо при реализации технологии в газопроводах. В этом случае на заднем фронте гелевой пробки существует значительная разница в плотностях соприкасающихся сред (ГАЗ-ГЕЛЬ). Поэтому при значительных динамических нагрузках (больших скоростях газового потока) происходит прорыв газа по верхней части трубопровода с последующим разрушением гелевого поршня.
Изучение особенностей поведения гелевых поршней в динамических условиях осуществлялось на опытно-промышленном стенде, который позволял моделировать процессы вытеснения как жидкостных, так и газообразных сред. Для изучения особенностей применения гелевых поршней в телескопических трубопроводах на участках стенда монтировались фрагменты трубопроводов различной конфигурации и диаметров. Изменения проходного сечения при этом достигало 70%.
Оценка полноты вытеснения твердых, жидких и воздушных скоплений производилась визуально путем фотометрирования соответствующих участков стенда перед и после завершения очистки трубопровода. Основные результаты экспериментов по определению коэффициента вытеснения представлены на рис.5.7, 5.8.
