Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности эксплуатации подводных морских нефтепроводов в арктических условиях
1. Компонентный состав нефтей, перекачиваемых по трубопроводам. 14
2. Подводное технологическое оборудование, необходимое для подготовки и транспортировки нефти от месторождения до берега .
2.1 .Расположение скважин на месторождении. 20
2.2.Подводный комплекс по подготовке продукции. 22
3. Внешние и внутренние процессы, влияющие на течение нефти в трубопроводе .
3.1.Внешние воздействия, оказывающие влияние на течение нефти. 25
3.2.Внутренние воздействия, оказывающие влияние на течение нефти. 34
4. Проблема закупоривания сечения трубы примесями при эксплуатации морских нефтепроводов .
5. Существующие методы очистки внутренней полости нефтепроводов.
6. Конструкция вращающегося снаряда для очистки внутренней полости трубопровода. 49
7. Диагностика внутритрубного пространства нефтепроводов. 43
Глава 2. Теоретическое обоснование движения внутритрубного дефектоскопа в потоке нефти
1. Решение уравнений неустановившегося движения нефти в трубопроводе.
1.1 .Основные допущения, используемые при решении задачи. 49
1.2. Формулы приведения расчета параметров жидкости при нестационарных процессах в нефтепроводе .
1.3.Начальные и граничные условия. 55
2. Определение параметров движения внутритрубного диагностического снаряда в нефтепроводе.
2.1 .Уравнение движения внутритрубного дефектоскопа. 60
2.2.Пересечение характеристик перекачиваемой жидкости и
внутритрубного снаряда.
2.3.Вывод формул приведения для расчета параметров жидкости на границе «снаряд-жидкость» и расчет параметров движения ВД в общем виде.
3. Алгоритм расчета параметров движения ВД в нефтепроводе. 67
Глава 3. Анализ движения внутритрубного дефектоскопа в потоке перекачиваемой среды
1. Влияние различных параметров рассматриваемого участка трубопровода и диагностического снаряда на скорость его 81
движения в потоке капельной жидкости.
1.1. Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при 83 рассмотрении различных конфигураций профиля нефтепровода . 88
1.2. Сравнение времени движения внутритрубного снаряда и рассматриваемого объема нефти по участкам с различными 85 профилями трассы.
1.3. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в нефтепроводе при различных коэффициентах перетока.
1.4. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в нефтепроводе при различных коэффициентах трения и весе ВД.
1.5.Исследование проскальзывания колеса одометра, катящегося по внутренней образующей нефтепровода.
2. Влияние различных параметров рассматриваемого участка трубопровода и диагностического снаряда на скорость его движения в потоке упругой жидкости
2.1.Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при рассмотрении различных конфигураций профиля газопровода. 98
2.2. Сравнение времени движения внутритрубного снаряда и рассматриваемого объема газа по участкам с различными 94 профилями трассы.
2.3. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в газопроводе при различных коэффициентах перетока.
2.4. Анализ времени движения внутритрубного снаряда в газопроводе при различных коэффициентах трения и весе ВД.
3. Программный комплекс, позволяющий рассчитывать параметры движения диагностического снаряда по рельефному трубопроводу.
Глава 4. Разработка новых подходов к очистке подводных нефтепроводов
1. Процесс формирования парафина и его накопления перед движущимся очистным скребком.
2. Определение условий остановки очистного устройства в подводном нефтепроводе.
3. Экспериментальные исследования свойств парафиновых отложений.
3.1.Определение мгновенного сдвигового усилия. 117
3.2.Определение длительного сдвигового усилия. 123
4. Конструктивные решения по извлечению парафиновой пробки из нефтепровода.
Заключение 135
Литература
- Подводное технологическое оборудование, необходимое для подготовки и транспортировки нефти от месторождения до берега
- Проблема закупоривания сечения трубы примесями при эксплуатации морских нефтепроводов
- Формулы приведения расчета параметров жидкости при нестационарных процессах в нефтепроводе
- Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при 83 рассмотрении различных конфигураций профиля нефтепровода
Введение к работе
Актуальность темы диссертационной работы
Развитие морского трубопроводного транспорта нефти и газа приобрело в последнее время особое значение в связи с тем, что многие разведанные, но всё ещё не разработанные месторождения располагаются в акваториях морей, в том числе арктических. Это накладывает различные ограничения па технологию проектирования, строительства и эксплуатации как морских нефтегазовых сооружений в целом, так и морских трубопроводов (МТ), по которым нефть, газ, газоконденсат транспортируются до береговых терминалов.
Как и при эксплуатации сухопутных трубопроводов вопросы очистки и внутритрубной диагностики морских нефтепроводов (МН), проложенных в условиях Арктических морей, представляются крайне важными для обеспечения их надежной работы.
Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании технологии проведения операций очистки и диагностики внутренней полости морского нефтепроводов, без чего их эксплуатация невозможна.
Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи в соответствии с которыми необходимо:
-
Исследовать особенности эксплуатации морских нефтепроводов в условиях арктических морей.
-
Разработать модель движения внутритрубного дефектоскопа в потоке перекачиваемой жидкости.
-
Исследовать особенности движения внутритрубного устройства при различных исходных параметрах системы «трубопровод-дефектоскоп».
-
Разработать методику расчёта критической длины парафиновой пробки и способа её извлечения из подводного нефтепровода.
Научная новизна
-
Предложена математическая модель движения твёрдого тела в потоке капельной жидкости в трубопроводе, учитывающая рельеф местности.
-
Разработана и защищена патентом на полезную модель №63718 «Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода» новая конструкция очистного устройства.
-
Разработана теория и методика расчёта максимально допустимой длины парафиновой пробки, при которой очистной скребок будет продолжать поступательное движение в трубе.
-
Приведён новый способ извлечения парафиновых отложений из внутренней полости подводного нефтепровода.
На основе новых научных положений разработан программный комплекс «SODC», позволяющий определять местоположение внутритрубного дефектоскопа (ВД) в трубопроводе, а также производить моделирование движения диагностического устройства без его помещения в трубу на произвольном участке трубопровода. Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ №2011610335 (Программа расчёта параметров движения внутритрубного дефектоскопа по рельефному трубопроводу).
Практическая ценность
На основе разработанной математической модели создан программный комплекс, предназначенный для компьютерного моделирования движения внутритрубного снаряда в потоке углеводородов в трубопроводе, что позволяет повысить точность определения местоположения дефектов и ВД, а также обеспечить безопасность проведения технологической операции внутритрубной диагностики путём выявления участков возможного застревания внутритрубного устройства.
Разработана методика определения критических размеров парафиновой пробки, при которых очистное устройство прекратит поступательное движение в трубопроводе. Предложены новая конструкция очистного устройства и новый способ удаления парафиновых отложений из внутренней полости МН, позволяющие повысить эффективность эксплуатации подводных МН, проложенных в условиях Арктических морей, за счёт увеличения пропускной способности.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертации докладывались на:
-
XI Международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007.
-
Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса высших учебных заведений 2008» - Санкт-Петербург, 2008.
-
Международном форуме молодых учёных «Проблемы недропользования» - Санкт-Петербург, 2008.
-
П-й Московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - Москва, 2008.
-
Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» - Тюмень, 2009.
-
Восьмой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» - Москва, 2009.
-
64-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ» - Москва, 2010.
Публикации
По результатам выполненных исследований опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК.
Структура, объём и содержание работы
Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и выводов, списка литературы и приложения. Работа изложена на 149 страницах машинописного текста, список литературы включает 104 наименования.
Подводное технологическое оборудование, необходимое для подготовки и транспортировки нефти от месторождения до берега
В соответствии с текущими представлениями, нефти — это сложные смеси, отличающиеся качеством и компонентным составом. Основную массу нефтей составляют углеводороды трех классов, различающихся по физико-химическим свойствам: парафиновые, нафтеновые и ароматические [16, 26, 69]. Наряду с углеводородами данных классов в нефтяной смеси практически всегда содержится большое количество асфальтенов и смол. Количественные соотношения между углеводородами данных классов для различных нефтей будут значительно варьироваться, и в зависимости от этого нефть может называться парафиновой, парафино-нафтеновой, нафтеновой, нафтено-ароматической, ароматической и др. [16].
Парафиновые компоненты в зависимости от строения углеродной цепочки делятся на нормальные парафины и изопарафины. Нормальные парафины относятся к неполярным веществам и слабо растворяют смолы, содержащиеся в нефти. С ростом молекулярной массы растворяющая способность нормальных парафинов в отношении смол увеличивается. Изопарафины, по сравнению с нормальными, имеют более низкую температуру кипения и, как следствие, более высокую упругость паров. При этом их растворяющая способность близка к нормальным парафинам [26].
Особое внимание следует уделить твердым парафинам, которые являются смесью индивидуальных углеводородов нормального строения с небольшой примесью изопарафинов, с температурой плавления 22 -85С, и которые оказывают существенное влияние на вязкость и физико-механические свойства нефтей.
Нафтеновые углеводородные компоненты являются промежуточным классом между парафиновыми и ароматическими углеводородами. У нафтенов плотность выше, а упругость паров ниже, чем у парафинов, при этом их растворяющая способность значительно лучше, чем аналогичное свойство парафинов.
Для ароматических углеводородов характерны относительно большая плотность и высокая температура кипения. По растворяющей способности они стоят значительно выше парафиновых и нафтеновых углеводородов.
Смолы являются высокополярными и поверхностно-активными веществами. Их консистентность сильно изменяется с ростом молекулярной массы - от тягучей липкой массы до твердого вещества. В смолах содержится основное количество сернистых, азотных и кислородных соединений.
Наиболее высокомолекулярными соединениями являются асфальтены. При этом по строению они остаются довольно близкими к нефтяным смолам. Асфальтены представляют собой аморфные вещества, обладающие свойством набухания в растворителях с дальнейшим переходом в раствор. А их растворимость повышается с ростом концентрации ароматических углеводородов и падает с ростом легких углеводородов [26]. В обычных условиях нефть представляет собой коллоидный раствор, в котором асфальтены являются тонкодисперсной фазой, а жидкие углеводороды и смолы - дисперсной средой.
Одной из особенностей частиц дисперсной фазы является наличие электрического заряда или же сольватной оболочки (совокупности молекул растворителя, окружающих частицу). Они препятствуют сближению коллоидных частиц на такие расстояния, при которых преобладающее влияние получают межмолекулярные силы сцепления, препятствуя тем самым коагуляции этих частиц.
Подобные системы, в которых в качестве дисперсной фазы выступают не связанные между собой нейтрально заряженные частицы, называемые мицеллами, или частицы, несущие некоторый электрический заряд, называются сеободнодисперсными или золями. В таких структурах частицы дисперсной фазы перемещаются в дисперсной среде под влиянием броуновского движения или сил тяжести независимо друг от друга.
Дальнейшее понижение агрегативной устойчивости (в частности, в результате понижения температуры) коллоидной системы приводит к образованию сплошной кристаллической решетки из парафиновых углеводородов. При этом электрический заряд или сольватная оболочка ослабляются, прежде всего, на ребрах, углах и вершинах частиц неправильной формы. В результате действия межмолекулярных сил притяжения частицы сближаются между собой этими деблокированными участками так, что образуется пространственный сеточный каркас, заполненный жидкой фазой. Такая связнодисперсная структура носит название геля [69].
В начале процесса гелеобразования частицы, образующие пространственную сетку, еще не имеют непосредственного контакта (между ними находятся прослойки жидкой дисперсной среды), в связи с чем структура обладает сравнительно малой прочностью, являясь при этом эластичной и пластичной. По мере вытеснения жидкости из прослоек частицы начинают непосредственно контактировать друг с другом, что приводит к возрастанию прочности структуры и все большему затвердеванию жидкости.
Вышеописанный механизм формирования связнодисперсной структуры возможен при достаточно большой концентрации твердых парафинов. Если содержание парафиновых компонентов невелико, образующиеся в процессе кристаллизации и слипания частиц агрегаты составляют наряду с частицами асфальтенов дисперсную фазу.
Таким образом, в том случае, когда температура застывания высокопарафинистой нефти равна или выше среднемесячных минимальных температур окружающей трубопровод среды, то такая нефть будет являться высоковязкой (застывающей) в рассматриваемых условиях перекачки [16].
Заполнение вновь построенного трубопровода подогретой высоковязкой нефтью является одной из самых ответственных операций при эксплуатации трубопроводов, перекачивающих застывающие нефти.
Перед началом закачки нефти трубопровод заполнен холодной водой после опрессовки. Если эту воду вытеснять горячей нефтью, последняя будет быстро остывать, вследствие чего будет резко повышаться ее вязкость, и нефть может застыть, перекрыв сечение трубопровода, поэтому трубопровод, как правило, предварительно подогревают. Наиболее целесообразно прогревать систему «трубопровод-грунт» водой, так как это требует в 3-4 раза меньше времени, чем при прогреве системы нефтью и нефтепродуктами, вследствие большей теплоемкости воды. При этом прогрев осуществляется до такой температуры, при которой напора, развиваемого насосами, будет достаточно, чтобы высоковязкая нефть дошла до следующей нефтеперекачивающей станции (НПС) [16].
При эксплуатации трубопровода, перекачивающего высоковязкие нефти, неминуемы его остановки, которые могут быть вызваны аварией на одном из участков, необходимостью выполнения ремонтных работ и другими причинами. В частности, это может быть связано с характером эксплуатации «горячего» нефтепровода. Трубопроводы проектируются для работы в течение не менее 30 лет. Так как в первые и последние годы разработки месторождений объемы нефти, как правило, меньше, чем в основной период развития промыслов, то в это время нефтепроводы работают с пониженной пропускной способностью. При «горячей» перекачке пропускная способность не может быть меньше некоторого минимального значения. Отсюда вытекает необходимость циклической эксплуатации таких трубопроводов.
При остановках перекачки высоковязкая нефть, оставленная в трубопроводе, постепенно остывает за счет теплообмена с окружающей средой, вязкость ее повышается, а потери напора при возобновлении перекачки резко возрастают, имея свой максимум в самом начале перекачки. По мере замещения остывшей нефти разогретым продуктом потери на трение резко уменьшаются, далее темп падения величины потерь на трение снижается, при этом продолжение снижения потерь связано с прогревом системы «трубопровод-грунт» подогретой нефтью. По мере прогрева грунта величина потерь приближается к потерям напора при стационарном режиме перекачки.
Продолжительность остановки трубопровода, перекачивающего высоковязкие нефти, должна быть такой, чтобы максимальные потери напора при пуске не превышали напора, развиваемого насосными агрегатами, а давление в начале трубопровода было меньше предельно допустимого, которое может выдержать труба.
Проблема закупоривания сечения трубы примесями при эксплуатации морских нефтепроводов
В данной главе развивается теория движения ВД в потоке слабо сжимаемой жидкости (в частности, нефти) в трубопроводе. Поскольку это движение неразрывно связано с движением несущего потока, то невозможно рассчитать траекторию снаряда без того, чтобы не рассчитать движение несущего потока. Иными словами, движение снаряда и течение жидкости представляют собой единую математическую задачу. В главе на основе уравнений нестационарного течения нефти в трубопроводе и движения внутритрубного устройства в потоке нефти рассматривается метод их решения - известный метод характеристик, и дается соответствующая постановка задачи, а также приводятся дополнения к уравнениям, необходимые для решения задачи о совместном движении несущего потока и снаряда в трубопроводе. Приводится также численный метод решения этой задачи. Данный метод решения задачи был разработан совместно с д.т.н., профессором Лурье Михаилом Владимировичем. Причем следует отметить, что автором было учтено то обстоятельство, что в работах М.В. Лурье [6, 52, 53 и др.] исследовалось движение контейнеров в газовой среде, а в работах [97, 103] - движение снарядов в воде на горизонтальных трубах.
Решение уравнений неустановившегося движения нефти в трубопроводе. 1.1.Основные допущения, используемые при решении задачи.
При рассмотрении задач, связанных с трубопроводным транспортом нефти при нестационарных режимах перекачки принято осуществлять определенную схематизацию процессов движения транспортируемых сред: течение считается одномерным, т.е. все- параметры зависят только от одной пространственной координаты х, отсчитываемой вдоль оси трубопровода, и от времени t; нефть считается сплошной средой, непрерывным образом заполняющей все сечение трубопровода; профиль трубопровода определяется зависимостью z(x) высоты оси трубопровода над уровнем моря от линейной координаты х; нефть считается слабо сжимаемой жидкостью, т.е. изменение плотности нефти Ар по всей длине рассматриваемого участка нефтепровода считается незначительной Ар s рпот; течение нефти считается изотермическим процессом, т.е. Т = const; изменение площади сечения МН AS также является незначительным, и во всех расчетах площадь сечения заменяется ее невозмущенным состоянием; величина скоростного напора ак -и2 /(2-g) считается пренебрежительно малой величиной по сравнению с пьезометрическим напором p/(p-g), т.е. ак-и2 l(2-g) z:pl(p-g); принимается гипотеза квазистационарности, согласно которой касательное напряжение TW на стенке трубы при нестационарном движении является такой же функцией средней скорости, свойств жидкости и стенок трубы, как и при стационарном движении. В этом случае касательное напряжение записывается в виде: rw= 8 -Р и (2) 1.2.Формулы приведения расчета параметров - жидкости при нестационарных процессах в нефтепроводе.
Задача, рассматриваемая автором и связанная с процессом колебаний нефти, приводит к уравнениям гиперболического типа. Характерной особенностью процессов, описываемых этими уравнениями, является конечная скорость их распространения [47].
В рассматриваемом случае эти уравнения являются квазилинейными, т.е. разрывы решения в данной задаче заложены в граничных условиях. Различают два вида разрывов: слабые и сильные. Слабые разрывы распространяются по характеристикам, а сильные (ударные волны) вне характеристик. В точках разрыва производные неопределенны, так что задачу необходимо доопределить, заменив дифференциальные уравнения в точках разрыва конечными соотношениями.
Численные методы решения квазилинейных уравнений делятся на: методы с выделением разрывов и методы сквозного счета. В методах с выделением разрывов во всей области решение ищется обычным способом, а в окрестностях линий разрывов счет проводится нестандартным способом. В методах сквозного счета разрыв растягивается на несколько сечений.
Рассматриваемый метод характеристик основан на методе с выделением разрывов, т.е. распространение возмущений в этом методе осуществляется по характеристикам, что, несомненно, является его достоинством.
Кроме того, следует отметить, что данная схема решения является неконсервативной. При описании физических процессов исходные уравнения записываются в дифференциальной форме относительно массы, энергии, количества движения. Эти уравнения выражают закон сохранения этих параметров. При этом если просуммировать такое уравнение по всем ячейкам, получится уравнение для всей области, таким образом, из законов сохранения в каждой ячейке следует закон сохранения во всей области. Данное свойство говорит о консервативности системы, если же этого не происходит и возникает дисбаланс (как в рассматриваемом случае), то уравнения называются неконсервативными [83].
Существует две разновидности метода характеристик: метод волн (метод ячеек) и метод узлов характеристической сетки. Метод волн более нагляден физически, в особенности при наличии в задаче границ с постоянным давлением. Однако метод волн приводит к вычислительным трудностям на границе, являющейся линией симметрии, и не может быть обобщен на осесимметричные течения (в частности, течения в трубах), поскольку основывается не на строгой математической теории характеристик. Поэтому ему следует предпочесть метод узлов характеристической сетки [71].
Формулы приведения расчета параметров жидкости при нестационарных процессах в нефтепроводе
При движении ВД привязка снимаемых данных осуществляется с помощью различных технических устройств [17, 44]. В частности, на движущемся снаряде закрепляется несколько одометров, каждый из которых представляет собой колесико, прижимаемое к внутренней поверхности трубопровода с помощью пружин с силой Fx. При качении по внутренней образующей одометр измеряет пройденный ВД путь. Однако в процессе эксплуатации возникают ситуации, когда колесо одометра проскальзывает, катясь по внутренней образующей трубы. Это происходит в том случае, когда скорость движения снаряда превышает некоторую критическую величину, что, в свою очередь происходит в связи с превышением продольной результирующей силой F2, действующей на одометр, определенного значения. Автором была рассмотрена задача возникновения проскальзывания колеса одометра при движении по очищенному трубопроводу с постоянными коэффициентами трения качения и трения скольжения (рис.21) (допускалось отсутствие изменения величин коэффициентов при изменении скорости движения снаряда).
В результате расчета данной задачи условие проскальзывания свелось к следующему выражению: { -mod-g), (96) где rf-коэффициент трения скольжения; -коэффициент трения качения; rod -радиус колеса одометра; mod -масса колеса одометра.
В задаче было принято, что fod=0,\5, Sod =0,0005м; rod= 0,05 м; mod= 0,3кг; F 50H. В этом случае равнодействующая сила, действующая на снаряд, а значит и на колесо одометра, должна быть: F2 20 Н.
Был проведен ряд численных экспериментов, в которых было выявлено, что на определенных участках трассы сила F2 превышает свое критическое значение. В частности, это происходит при смене угла наклона профиля трассы к горизонту.
Влияние различных параметров рассматриваемого участка трубопровода и диагностического снаряда на скорость его движения в потоке упругой жидкости.
Помимо рассмотрения задачи о движении ВД в потоке капельной жидкости была рассмотрена аналогичная задача для случая движения ВД при течении упругой жидкости (газа) по участку трубопровода. Изменения в алгоритме для этого случая опущены в данной работе, однако было принято решение о приведении анализа изменения характеристик движения ВД в потоке упругой жидкости при варьировании некоторых исходных параметров системы.
Участок газопровода, по которому запущен ВД, характеризуется определенным профилем, длиной, диаметром, толщиной стенки, абсолютной шероховатостью. В начале трубопровода установлен газотурбинный аппарат, а в конце трубопровода располагается подземное хранилище газа, в которое газ попадает по технологическим трубопроводам. Причем давления газа в начале и конце участка трубопровода, как правило, известны. Основные расчетные характеристики газа, такие как плотность, вязкость, средняя температура, число Рейнольдса и другие определяются, исходя из следующих исходных данных: температура газа в начальном и конечном сечениях трубопровода, температура окружающей среды, коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, изобарная и изохорная теплоемкость газа, молярная концентрация составных компонентов природного газа. Внутритрубный дефектоскоп имеет определенную массу, коэффициент трения манжет и коэффициент перетока нефти через снаряд, величины которых измеряются экспериментально.
Необходимо определить распределение скоростей и давлений газа по длине трубопровода, а также скорость и координату внутритрубного снаряда в каждый момент времени.
В каждом из рассмотренных примеров были заданы следующие параметры трубопровода, газа и ВД: длина трубопровода L = 5000 м; диаметр трубы D = 0,72 м; толщина стенки трубы = 0,01л/; абсолютная шероховатость внутренней стенки трубы А = 25-Ю-5 м; давление нагнетания рь = 5200000 Па; давление всасывания ре = 4800000 Па; температура нагнетания Ть =310 К; температура всасывания Те=301К; температура грунта Т - 21Ъ К; коэффициент теплопередачи ag=2 Вт I(м2 К); изобарная теплоемкость Ср = 2500 Дж I (кг K j; изохорная теплоемкость Сх, =1908 Дою /(кг- К); молярная концентрация метана соИс =0,99141; молярная концентрация углекислого газа в)С02 = О,00063; молярная концентрация азота сот = 0,00796; масса снаряда т = 800 кг; начальная скорость снаряда Уь=0м/с; начальная координата снаряда lb =100 м; коэффициент перетока нефти через снаряд к = 2-10-4, (м3 -с)/Па; коэффициент трения снаряда // = 0,1. Следует отметить, что мгновенная остановка снаряда, как и в предыдущих экспериментах, осуществлялась за 100 м до окончания участка трубопровода. Таким образом, путь, пройденный внутритрубным снарядом по каждому из рассмотренных участков, составил 4800 м.
Для пяти различных профилей были построены графики (рис.22) зависимостей относительной скорости снаряда sx=V I и от координаты х.
Общие закономерности, описанные в случае движения ВД в потоке нефти применимы и в случае течения природного газа. Характерной особенностью движения ВД в газовой среде является наличие пульсаций скоростей газа и снаряда, хотя среднее значение скорости снаряда остается постоянным до момента изменения угла профиля трассы, а также давлений газа. Следует отметить, что вблизи местного сопротивления в виде пологого вертикального изгиба трассы, скорость снаряда резко изменяется на небольшую величину. Причем в случае, когда последующий участок является восходящим, снаряд кратковременно увеличивает скорость, а затем происходит ее резкое падение до нового значения. А в случае последующего нисходящего участка, скорость снаряда кратковременно снижается, после чего начинает существенно расти.
Сравнение зависимостей относительных скоростей снаряда при 83 рассмотрении различных конфигураций профиля нефтепровода
Перед началом движения внутритрубного скребка к месту установленного тройника подходит судно (например, многоцелевое судно для подводно-технических и водолазных работ, с которого спускается патрубок и стыкуется с тройником цанговым соединением. Данный механизм используется, когда необходимо осуществить соединение труб без использования водолазов. Соединяемые трубы представляют собой конструкцию, включающую захватывающие элементы на конце одной трубы и входные элементы на конце другой. При соединении труб цанги сначала сжимаются, а после соединения расправляются, защелкивая обе трубы [12]. Соединение является очень прочным, а за счет особой конфигурации соединяемых труб — герметичным.
Задвижка (7), установленная на конце участка технологического трубопровода (8), и задвижка (6), установленная на конце тройника, закрыты.
Далее запускается ОУ. При прохождении скребком датчика (1 ), установленного на расчетном расстоянии от тройника, производится открытие задвижек (6) и (7). За счет существенного перепада давления (давление в резервуаре равняется атмосферному) смесь, двигаясь по технологическому трубопроводу, попадает в резервуар (9), установленный на судне. Закрытие задвижек производится при прохождении скребком датчика (1").
Местоположение датчиков (Г) и (1") должно быть определено с учетом возможной скорости движения внутритрубного снаряда на данном участке трубопровода. Скорость снаряда может быть определена на этапе проектирования, исходя из значений годовых расходов и оптимальных режимов перекачки при осуществлении операций очистки и диагностики.
Датчик (Г) должен быть установлен на расстоянии, превышающем на несколько десятков метров длину возможной пробки, собранной очистным скребком на предыдущем участке трубопровода (т.е. превышающем критическую длину пробки), тогда как датчик (1") должен быть установлен за тройником на расстоянии, достаточном, чтобы к моменту подхода ОУ к нему вся парафиновая пробка оказалась в резервуаре.
К моменту полного перекрытия задвижек, которые должны быть расположены максимально близко к концам патрубка и тройника с целью минимизации нефтяного розлива при разъединении цангового механизма, осуществляется расцепление патрубка и тройника и поднятие технологического трубопровода на палубу судна.
После этого внутритрубный снаряд продолжает движение до следующего тройника, толкая перед собой оставшиеся и новые загрязнения, скопившиеся на последующем участке МТ.
В зимний сезон Арктические моря практически всегда покрыты толстым слоем льда, что исключает возможность использования судов для откачки парафиновой пробки из полости МТ. В этом случае разумно применять подводные резервуары для временного хранения парафиновых и других отходов, составляющих общую массу грязевой пробки. Технологический трубопровод (11) с установленной на нем задвижкой (10) цанговым механизмом соединен с одной стороны с тройником (5) и уложен на морское дно, а с другой стороны — с выходным патрубком (12) подводного резервуара (13), установленного и закрепленного разъемным соединением на бетонном основании.
При осуществлении операции очистки все этапы соответствуют этапам первого сценария за исключением того, что углеводородная смесь с парафиновыми отложениями поступает в подводный резервуар, а не на судно.
Объем резервуара рассчитывается в соответствии с продолжительностью ледового периода в данной климатической зоне, периодичностью запуска внутритрубных скребков, а также физико-химическими характеристиками перекачиваемой нефти.
С наступлением летнего периода к подводному резервуару подплывает судно, с которого опускаются манипуляторы, позволяющие разъединить технологический трубопровод (11) и патрубок (12) и отсоединить резервуар от бетонного основания, и манипуляторы, захватывающие резервуар с имеющимися отложениями. При необходимости данные манипуляторы могут отсоединить технологический трубопровод от тройника. Данная необходимость может быть вызвана переходом со второго сценария проведения операции очистки внутренней полости арктического трубопровода на первый. Далее резервуар поднимается на борт судна, а на его место устанавливается новый резервуар, который фиксируется на бетонном основании и присоединяется к технологическому трубопроводу (11).
Следует отметить, что откачка парафина из резервуара на судно представляется маловероятной в связи с высокой температурой застывания парафиновых отложений. К моменту подхода судна смесь жидких углеводородов, парафиновых соединений и механического мусора будет представлять собой слишком твердую консистенцию для ее перекачки в резервуар, установленный на палубе судна.
Помимо этого, подводный резервуар должен быть снабжен обратным клапаном (15), плавающей перегородкой (14) и быть заполненным водой. Вода необходима для выравнивания давления по обе стороны от резервуара, который может быть установлен на значительной глубине. Плавающая стенка представляет собой разграничительную перегородку, способствующую тому, чтобы смесь загрязняющих веществ и углеводородов не перемешивалась с водой, заполняющей свободный объем резервуара и выходящей из резервуара через обратный клапан, установленный в нижней части подводного резервуара.
