Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ состояния проблемы образования отложений в трубах при добыче нефти 12
1.1 Причины образования отложений неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования, их классификация 12
1.2 Механизм образования отложений солей 18
1.3 Коррозия нефтепромыслового оборудования 27
1.4 Особенности процессов образования и удаления отложений солей с повышенной радиоактивностью 30
1.5 Способы предупреждения образования отложений 37
1.5.1 Магнитная активация жидкости 37
1.5.2 Применение защитных покрытий 38
1.5.3 Способ сохранения эффективного диаметра трубопровода 39
1.5.4 Применение ингибиторов отложений 40
1.6 Анализ современных методов и способов удаления сформировавшихся отложений солей 46
1.6.1 Химические методы 46
1.6.2 Методы акустического воздействия 48
1.6.3 Механические методы 49
1.6.4 Метод гидродинамической очистки высоконапорными струями 53
1.6.5 Метод очистки кавитационными струями 54
1.7 Выбор технологии очистки НКТ от высокопрочных радиоактивных отложений солей 58
1.8 Выводы 64
Глава 2 Исследования струйного высоконапорного истечения, разработка экспериментальных стендов для экспериментальных исследований 66
2.1 Теоретические основы кавитационного истечения высоконапорных гидравлических струй 66
2.2 Выявление влияния конструкций генераторов кавитации на параметры струйного истечения и развитие кавитации 80
2.3 Выбор методики проведения экспериментальных исследований 87
2.4 Анализ существующих методик кавитационных исследований и установок, их реализующих 89
2.5 Экспериментальный стенд для определения параметров высоконапорных гидравлических струй при кавитационных режимах истечения 93
2.6 Исследования по определению прочностных характеристик отложений солей (на примере баритов Ставрополья) 102
2.7 Экспериментальный стенд для исследования кавитационных явлений и эрозионной способности генераторов кавитации в условиях стеснения 110
2.8 Выводы 116
Глава 3 Экспериментальные и промысловые исследования процесса гидрокавитационной очистки труб от отложений 117
3.1 Разработка технологических схем гидродинамической кавитационной очистки труб от осадков 117
3.1.1 Технология гидродинамической кавитационной очистки труб в стационарных условиях (на территории трубных баз) 118
3.1.2 Технология гидродинамической кавитационной очистки труб на промыслах 123
3.1.3 Технология гидродинамической кавитационной очистки труб непосредственно в скважине 125
3.2 Разработка конструкций гидравлических генераторов кавитации, способствующих мощному эрозионному воздействию 136
3.3 Экспериментальные исследования влияния на производительность гидродинамической кавитационной очистки труб различных технических и технологических параметров 147
3.4 Разработка конструкции ротационного устройства для реализации технологии гидродинамической кавитационнои очистки труб 153
3.5 Результаты натурных исследований гидродинамической кавитационнои технологии очистки и промысловых испытаний разработанных генераторов кавитации и распределителей 158
3.6 Экспериментальные исследования стойкости различных металлов и сплавов к кавитационному эрозионному воздействию 164
3.7 Выводы 171
Глава 4 Экономическая часть 173
4.1 Расчет экономической эффективности использования результатов проведенных исследований 173
4.2 Использование полученных результатов в смежных областях 180
4.2.1 Использование кавитации при очистке труб теплообменных аппаратов в топливно-энергетическом комплексе 180
4.2.2 Использование кавитации при очистке охладителей масла газомотокомпрессоров МК-8 ПХГ от отложений солей 185
4.2.3 Использование высоконапорных гидравлических струй для очистки наружной поверхности НКТ, внутрипромысловых трубопроводов и элементов нефтепромыслового оборудования от отложений солей 187
4.3 Выводы 190
Общие выводы и заключение 196
Список использованных источников 199
Приложения 215
- Механизм образования отложений солей
- Выявление влияния конструкций генераторов кавитации на параметры струйного истечения и развитие кавитации
- Технология гидродинамической кавитационной очистки труб непосредственно в скважине
- Использование кавитации при очистке труб теплообменных аппаратов в топливно-энергетическом комплексе
Введение к работе
Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на
развитие всех отраслей народного хозяйства России, на повышение материального уровня жителей страны. В условиях нынешней экономики предприятия бурения, добычи и переработки нефти и газа, а также предприятия, специализирующиеся на реализации продуктов их переработки, являются бюджетообразующими не только для ряда городов и регионов, но и страны в целом, обеспечивая 25% валового внутреннего продукта Российской Федерации.
На современном этапе производственно-хозяйственная деятельность предприятий добычи нефти осуществляется в сложных экономических условиях. Важное значение имеют разработка и применение в процессах добычи нефти более совершенного и энергосберегающего нефтепромыслового оборудования, а также обеспечение оптимальных условий его эксплуатации.
Отсутствие эффективных способов предупреждения и устранения осложнений приводит к удорожанию добычи нефти и нарушению экологического равновесия в окружающей среде.
Решение экологических проблем требует внедрения технологий и оборудования, обеспечивающих рациональное природопользование и минимальное загрязнение природной среды и недр.
Одной из современных проблем при добыче нефти является процесс отложения твердых осадков неорганических веществ на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти. В составе осадков преобладают соли: сульфаты кальция CaS0.4*2H20 и CaS04 -гипс и ангидрит; карбонаты кальция СаСОз - кальцит; сульфаты бария BaS04 - барит; сульфаты стронция SrS04 — целестин; хлориды натрия NaCI - галит (поваренная соль) и др[64]. Зачастую пространство между кристаллами солей заполнено частицами породы пласта,
твердыми и жидкими углеводородными компонентами нефти, а также минерализованной водой. Накопление солей существенно осложняет добычу нефти, приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а в итоге — к значительному недобору и потерям нефти, увеличению ее себестоимости. К примеру, в США убытки от солеотложений в скважинах и нефтепромысловом оборудовании, по оценке О. Веттера, превышают 1 млрд. долл. ежегодно 158, 159].
Отложения карбонатных солей, кальцита отмечено на месторождениях Западной Сибири, Азербайджана, Краснодарского и Ставропольского краев; гипса и ангидрита — на месторождениях Урало-Поволжья и Казахстана; галита - па месторождениях Белоруссии и Украины; барита и целестина — на месторождениях Казахстана, Северного Кавказа, Западной Сибири и других регионов Российской Федерации и стран СНГ [9, 10, 12, 16, 23, 37]. Интенсивному гипсообразованию подвержены нефтяные месторождения Канады и США в штатах Нью-Мексико, Техас, Мичиган.
Отложение неорганических солей в нефтедобывающем оборудовании (в насосно-компрессорных трубах, эксплуатационных колоннах) происходит при всех способах эксплуатации скважин — фонтанном, насосном, газлифтном, но больше всего при насосном. Так, из общего числа скважин с отложением солей на долю оборудованных штанговыми скважинными насосами (ШСН) приходится более 45%, а погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН) около 35%. Связано это с тем, что механизированным способом добывается наиболее обводненная продукция [38,55,64].
Образование солевых осадков значительно осложняет эксплуатацию скважин, оборудованных ПЭЦН. На месторождениях Западной Сибири такие скважины составляют порядка 60%, а на месторождениях Урало-Поволжья -более 50% от общего числа скважин с отложениями солей по району [64].
В эксплуатационных колоннах скважин, оборудованных ШСН, ниже приема НКТ образуются солевые пробки, высота которых, например, на месторождениях Урало-Поволжья достигала 500 м и более. Внутренний диаметр НКТ из-за солевых отложений уменьшается до 10-12 мм. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах и подземном оборудовании, солевые осадки полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву штанг насосов, порче насосно-компрессорных труб, другим тяжелым осложнениям, что надолго нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин и увеличивает себестоимость добываемой продукции.
Отложение солей в насосно-компрессорных трубах — одна из главных причин выхода из строя газлифтных скважин. По этой причине происходит 50-60% отказов в работе газлифтных установок, падает дебит, например, на Самотлороском месторождении дебит снижался с 860 до 50 т/сут. На внутренней поверхности НКТ газлифтных скважин Самотлорского месторождения толщина солевых отложений достигает 30 мм на глубине более 2000 м [64, 122].
Учитывая изложенное, явление солеобразования в нефтепромысловом оборудовании представляет собой одну из наиболее острых проблем нефтедобычи, нуждающуюся в срочном исследовании.
В связи с важностью решения задач борьбы с солеотложениями, их рассмотрению посвящено значительное количество работ исследователей: Д.М. Агаларова, Ю.В. Антипина, К.Б. Аширова, В.М. Балакина, ІО.П. Гаттенбергера, Н.И. Даниловой, Б.Н. Дрикера, В.Е. Кащавцсва, Г.В. Кострюкова, С.Ф. Люшина, Сыртланова Л.Ш., Фасхутдинова Р.А., Шайдуллина Ф.Д. Яркеевой Н.Р, Низамова К.Р., Мурзагильдина З.Г., Л.Х. Ибрагимова, Худякова Б.П.,И.Л. Мархасина, Ю.В. Маслянцева, А.И. Михельмана, В.А. Панова, А.И. Поливановой, М.Х. Хуснуллина, Л.А. Чериобая, О.Дж. Веттера, Ф.Гарсия, П. Графа, Ж. Нанколас, П. Раймонда, М.М. Редди, Дж. Д. Уатсона, Дж.К. Кервера, К.Ф. Смита, Р.С. Фулфорда,
У.Б. Хьюзи и др [40, 56, 72, 73, 128, 140, 145, 148, 151, 158]. Большая часть исследований направлена на изучение причин и условий солеобразования, разработку методов прогнозирования и предупреждения осадкообразования. Меньше внимания уделяется разработке и совершенствованию методов удаления сформировавшихся отложений, в том числе с учетом вопросов охраны окружающей среды.
Вопросы естественной и искусственной радиоактивности осадков солей при добыче нефти в своих работах рассматривали А. Бурый, Л. Ибрагимов, Л. Клокова, С. Потапов, П. Бахарев, Н. Кирюхина, IO. Шахиджанов и др [5, 18,96,97].
Теоретические основы, особенности и эффективность различных технологий очистки внутренних поверхностей труб от отложений рассмотрены в работах Эванса Л., Раффа А., Видерхорна С и др [1, 3, 7, 21, 36,57,75,126,134].
В последние годы наблюдается повышенный интерес к исследованию гидродинамической кавитации, ее параметров, кавитациоипых режимов течения жидкости, эффектов, сопровождающих различные виды кавитации, процессов эрозии различного оборудования, возможности применения кавитации и т.п. Этим вопросам посвящено немало монографий: В.Н. Виноградов "Абразивное изнашивание", Е.П. Георгиевская "Кавитационная эрозия гребных винтов", Р. Кнепп и др. "Кавитация", СП. Козырев "Гидрообразивный износ металлов при кавитации", Ю.Л. Левковский "Структура кавитациоипых течений", А. Д. Перник "Проблемы кавитации", К. Прис "Эрозия", Л.И. Погодаев и др. "Гидрообразивный и кавитационный износ судового оборудования", В.В. Рождественный "Кавитация", В.П. Родионов "Моделирование кавитационно-эрозионных процессов, возбуждаемых гидродинамическими струйными излучателями", Дж.С. Спринжер "Эрозия при воздействии капель жидкости", И. М. Федоткин и др. "Кавитация, кавитационная техника и технология, их использование в
промышленности" и другие. Большой вклад в раскрытие важнейших закономерностей кавитации и кавитационной эрозии внесли: А. Н. Буше, И.Н. Богачев, Д.Н. Большуткин, И.Н. Воскресенский, В.В. Гавранек, Ю.А. Гривпин, П.Ейзенберг, Е.П. Запорожец, Р.И. Минц, А.И. Некоз, Т.Окада, М.С. Плессет, А.П. Пимошенко, В.Н. Половинкин, В.П. Рао, В.П. Родионов, Н.Г. Тимербулатов, А. Тирувенгадам, В.В. Фомин, Л.П. Холпанов, Ф.Ж. Хэммит, IO.H. Цветков, Ф. Эдлер.
Большинство монографий посвящено проблеме борьбы с кавитацией и ее эрозионным воздействием. Значительно меньше внимания уделяется решению обратной задачи - использованию кавитации, как полезного явления, для разрушения различных отложений в труднодоступных местах. Известен ряд работ, в которых рассматривается влияние кавитации на разрушение горных пород при гидромониторном бурении [134].
В настоящее время существует ряд способов предупреждения образования отложений солей и прочих осадков, однако, отсутствуют способы, обеспечивающие полное предупреждение образования отложений солей на нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти. Поэтому, даже при должной организации работ по предупреждению образования отложений солей, периодически возникает необходимость в их удалении. Имеющиеся в настоящее время методы очистки имеют, наряду с достоинствами, и ограничения, в частности, избирательность по химическому составу солей, и недостатки.
Из-за отсутствия в настоящее время технологий эффективной и качественной очистки насосно-компрессорных труб от отложений солей с различным составом, в том числе характеризующихся повышенной радиоактивностью, и оборудования, реализующего данные технологии, насосно-компрессорные трубы, покрытые солевыми отложениями и требующие очистки перед дальнейшим использованием либо утилизацией (в
случае повышенной радиоактивности), в больших количествах накапливаются на предприятиях нефтедобычи.
Вследствие изложенного, представляется вполне актуальным провести патентно-лицензионные, информационные и научно-исследовательские работы с целью разработки эффективной, основанной на использовании стандартного нефтепромыслового оборудования технологии качественной и высокопроизводительной очистки насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационных колонн и элементов нефтепромыслового оборудования от отложений как в скважине, так и извлеченных на поверхность.
Цель работы. Разработка технологии гидродинамической кавитационной очистки нефтегазопромыслового оборудования (обсадных колонн скважин, насосно-компрессорных труб) от отложений солей и комплексных отложений (песчано-солевых, с продуктами коррозии и органическими соединениями нефти).
Для достижения поставленной цели в ходе выполнения исследований необходимо было решить следующие задачи:
исследовать причины, механизм, кинетику образования отложений солей ) на поверхности нефтепромыслового добывающего оборудования;
провести анализ существующих методов предупреждения образования отложений солей в нефтегазопромысловом оборудовании;
провести анализ существующих технологий удаления сформировавшихся на внутренней поверхности труб отложений солей;
исследовать параметры динамического и кавитациопного воздействия высоконапорных гидравлических струй;
исследовать эрозионную способность гидравлических струй при кавитационных режимах истечения на примере отложений радиоактивных солей бария;
определить параметры прочности на одноосное сжатие отложений солей, сформировавшихся на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб;
провести экспериментальное определение оптимальных параметров кавитационно-эрозионного воздействия струйных потоков;
разработать серию гидродинамических генераторов кавитации, концентрирующих энергетические возможности струи и способствующих мощному эрозионному воздействию, прочие устройства, реализующие гидродинамическую кавитационную технологию очистки нефтепромысловых труб от отложений;
разработать технологию гидродинамической кавитациошюй очистки насосно-компрессорных труб и эксплуатационных колонн скважин от отложений солей и комплексных отложений, а также песчано-солсвых пробок;
разработать рекомендации по проведению очистных и дезактивационных мероприятий с учетом вопросов техники безопасности, экологической безопасности.
Изложение полученных материалов исследований представлено в соответствующих главах диссертации.
Механизм образования отложений солей
Под механизмом образования солеотложений следует понимать комплекс процессов, приводящих к накоплению твердой фазы на поверхности оборудования для добычи нефти. При этом наибольший интерес представляет исследование способов закрепления солевых частиц на поверхности оборудования.
Согласно лабораторных исследований изучения структуры осадков [64], доказано, что образование солеотложений является следствием кристаллизации солей из перенасыщенных по разным причинам попутно добываемых нефтяных вод. Действительно, все осадки в нефтепромысловом оборудовании, независимо от состава основного компонента (кальцит, гипс, барит, целестин), имеют четко выраженную кристаллическую структуру (см. рисунок 1.5). Солеотложение происходит в сложных гидротермодинамических условиях с присутствием нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность соленакопления, характер и свойства осадков. Если объемное содержание в осадке карбонатов кальция и магния составляет 48-56%, то основной примесью является гипс, а отложения классифицируют как карбонатные. Вид на карбонатные отложения представлен на рисунке 1.6. Наличие гипса в отложениях солей всегда делает их трудноудалимыми. Согласно методике Скилмена-Мак-Дональда-Слиффа, адаптированной Яркеевой Н.Р. [136] к условиям формирования состава попутно добываемых вод конкретных месторождений северо-запада Башкортостана, выпадение гипса в скважинах происходит тогда, когда фактическая концентрация сульфата кальция Сф в попутно добываемых водах больше равновесной Ср.
С / Соотношение этих двух величин ф/г характеризует перенасыщенность добываемых вод гипсом q. При J 1,6 происходят очень активная кристаллизация гипса и быстрое формирование отложений на поверхности
В современной теории кристаллизации из водно-солевых растворов доказано, что фазовые превращения в них начинаются в определенных местах (участках) и от них распространяются. Возникновение таких участков названо зародышеобразованием. Зародыши, вырастающие до кристаллов макроскопических размеров, принято называть центрами кристаллизации, или устойчивыми зародышами. На рисунке 1.7 представлены виды на сформировавшиеся кристаллы солей, извлеченные из добывающих скважин ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» - СТАВРОПОЛЬНЕФТЕГАЗ».
Как правило, зародыши кристаллов возникают преимущественно на границах раздела фаз. Механизм зарождения кристаллов в результате загрязнения водно-солевой системы называют гетерогенным. Известно также гомогенное зародышеобразование, обусловленное спонтанным возникновением зародышей новой фазы непосредственно в объеме материнской фазы за счет тепловых флуктуации и сил межмолекулярного взаимодействия. Гетерогенным и гомогенным может быть и вторичное зародышеобразование, отличающееся от первичного тем, что появление зародышей инициируется кристалликами вещества, образовавшимися при первичном зарождении твердой фазы.
Значительное влияние на рост кристаллов оказывает степень перенасыщения и загрязненности раствора, природа кристаллизующегося вещества, состояние растущей поверхности, интенсивность и характер перемешивания раствора. Все это затрудняет исследование роста кристаллов, и имеющиеся экспериментальные данные даже для одних и тех же систем весьма противоречивы [55, 64].
При радиально-лучистом строении ориентировка кристаллов происходит от стенок оборудования к центру. Зональное строение солеотложений определяется их количественным и качественным составом, конкретными термобарическими и гидродинамическими условиями.
На микроструктуру солеотложений оказывают влияние постоянно идущие процессы перекристаллизации и растворения.
Зачастую после снятия солеотложений на внутренних поверхностях оборудования обнаруживаются пристенные адсорбционные слои органических веществ, прочно скрепленных с осадками и с металлом оборудования. На этих органических веществах находят хорошо оформленные кристаллы солей, прилегающие к адсорбционным слоям своими наиболее развитыми гранями. Такая форма кристаллов и их положение могут свидетельствовать о том, что они образовались в объеме раствора и затем при движении жидкости прилипли к органическому слою, покрывающему оборудование.
Значительная часть образцов солеотложений содержит как кристаллически связанные, так и адсорбированные органические соединения, которые гидрофобизируют поверхности солевых частиц и придают осадку оттенок от желтовато-коричневого до коричнево-черного. Виды на НКТ со сформировавшимися комплексными отложениями баритов с парафинами и баритов с асфальтенами и смолами представлены на рисунке 1.8. Исследование [56, 64] органических веществ из солеотложений показало, что они состоят из ароматических непредельных углеводородов, сернистых соединений, асфальтенов, парафинов и смол, а водорастворимых соединений в их составе содержится не более 0,5%.
Все обнаруженные в составе солеотложений нефтяные компоненты обладают избыточной свободной поверхностной энергией, носят название аполярных и гетерополярных собирателей минеральных частиц (в том числе карбонатов и сульфатов кальция, сульфатов бария и других минералов, образующих основную часть осадков в нефтепромысловом оборудовании). Они закрепляются на поверхности солевых частиц за счет физической адсорбции, гидрофобизируют эти поверхности, что обеспечивает прилипание пузырьков газа, обнаруженных в составе многих осадков.
Капельки углеводородных веществ на кристаллах становятся центрами селективной флокуляции минеральных частиц, поверхность которых покрыта аполярными собирателями. Л.Х. Ибрагимовым [54, 55, 56] была проведена серия опытов по исследованию процессов соленакопления в динамических условиях в зависимости от количества добавляемых органических веществ, выделенных из состава солеотложений. Результаты опытов показали, что с увеличением количества добавляемой органики в раствор скорость осадконакопления возрастает. Электронно-микроскопические исследования показали, что основной причиной осадконакопления при низкой шероховатости поверхности труб служит адсорбция органических соединений на поверхностях труб и солевых частиц, что способствует флокуляции последних.
В процессе эксплуатации добывающих скважин при снижении температуры и давления, сопровождающемся разгазированием нефти, резко уменьшается растворимость в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, что ведет к интенсивному их осаждению на поверхности нефтепромыслового оборудования - асфальтосмолопарафиноотложениям (АСПО). і
Существенную роль в формировании АСПО играет глубина, на которой они образуются [68, 78]. Максимальное количество отложений в НКТ накапливается у устья скважины, с увеличением глубины отбора количество осадков уменьшается. Например, анализ месторождений НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Елховнефть», КГДУ «Актюбанефть» показывает, что на глубине 1000 м в составе АСПО больше асфальтеносмолистых веществ (АСВ), чем парафинов. Асфальтены не могут образовывать достаточно прочного слоя на поверхности металла вследствие подвижности и коллоидного состояния, поэтому в составе АСВ преобладают смолы, которые являются «клеящим» агентом. С уменьшением глубины отложений наблюдаются снижение содержания АСВ и АСПО, увеличение количества парафинов[78]. Существует мнение, что по мере обводнения продукции интенсивность АСПО снижается и при высокой обводненности достигает минимума. Часто такая концепция закладывается в технологические схемы и проекты разработки месторождений при определении предполагаемых эксплуатационных затрат. Однако, исследования [50] на Вачимском месторождении НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» показали, что во многих добывающих скважинах, осложненных отложениями тяжелых компонентов нефти, межочистные периоды не находятся в прямой зависимости от обводненности продукции.
Специальные опыты с кристаллизацией сульфата кальция из перенасыщенного водного раствора показали, что добавки органических веществ, выделенных из осадков, изменяют инкубационный период кристаллизации. Наиболее существенное влияние на кристаллизацию солей из перенасыщенных растворов оказывают асфальтены и смолы. Такое действие этих коллоидных соединений объясняется их способностью адсорбировать на своей поверхности ионы солей и превращаться в центры кристаллизации.
Согласно исследованиям Л.Х. Ибрагимова, прочность осадка солеотложений после удаления из их состава органических соединений уменьшается в среднем на 20-40%. На участках труб, где солевые осадки образовались на адсорбционных пристенных слоях, прочность адгезии солеотложений к стенкам труб достигала 2,5-3,8 МПа, а при отсутствии адсорбционного слоя уменьшалась до 0,5-2,2 МПа. Нефтяные компоненты способствуют не только образованию, но и скреплению кристаллов солей друг с другом и со стенками оборудования.
В таблице 1.2 представлены данные о прочности отложений различных солей (по материалам исследований Л.Х. Ибрагимова).
Выявление влияния конструкций генераторов кавитации на параметры струйного истечения и развитие кавитации
Конструктивные особенности сопел и струйных генераторов гидродинамической кавитации, качество их изготовления оказывают решающее влияние на процесс динамического и кавитационного воздействия струи, ее растекания, эффективность удаления отложений.
Некоторые исследователи, в частности Г. Биркгоф и Э.Сарантелло, проводя испытания сопел, пришли к выводу, что лучшими являются сопла, состоящие из двух участков. Первый участок - конусный сходящийся или коноидальный длиной (2-3) 1д. В работе Л. А. Вулиса и В. П. Кашкарова [35] отдается предпочтение соплам, конусная входная часть которых имеет угол 13-14, а длина - цилиндрического участка составляет (3-5) da. А.С. Гликманом и А.А. Русецким [44] сопла выбирались по максимальному коэффициенту расхода, а в исследовании Г.С. Назарова [80] - по минимальному углу расширения струи. В трудах А. Д. Перника [92] и Г. Н. Сизова показано, что при отношении давления на срезе сопла к гидростатическому давлению, равному 0,35, коэффициент расхода \х приближается к единице. Влияние конструкции сопла на величину гидростатического давления указывают в своих работах исследователи И. М. Федоткин и А. А. Эль-Сайи [126,134].
Вопрос о влиянии конструкции сопел и генераторов кавитации на степень развития кавитации рассматривался в работе [102]. Были исследованы сопла с входным конусным участком, угол раскрытия которого равнялся 14. Рабочие параметры выбирались в следующих пределах: давление на срезе сопла Р0 от 0,5 до 12,5 МПа, противодавление в камере Рк от 0,1 до 2 МПа. Испытывались конические сопла с внутренним диаметром от 0,1 до 3,0 мм и длиной цилиндрического участка от 0 до 10 мм. Схемы конструкций испытываемых сопел представлены на рисунке 2.11. Длина цилиндрической части сопла ограничивалась из-за того, что при большой длине на характеристики истечения накладывались гидравлические потери. Для исследования влияния пороговых элементов на степень развития кавитации использовались сопла с набором пороговых наставок.
Испытания конических сопел по влиянию цилиндрической части на расходные характеристики, позволили сделать следующие выводы:
1. для конического сопла без цилиндрической части коэффициент расхода сохраняет постоянное значение // = 0,975 во всем исследованном диапазоне кавитации;
2. наличие цилиндрического участка на выходе конической части сопла приводит к снижению коэффициента расхода ju до 0,75;
3. оптимальная длина цилиндрической части сопла, при которой коэффициент расхода имеет максимальное значение, колеблется в пределах от одного до трех диаметров цилиндрической части.
На рисунке 2.12 представлены результаты экспериментов, там же помещены графики зависимости коэффициента расхода от относительной длины цилиндрического участка 7„ = у. .
Кривая 1 характеризует изменение коэффициента расхода при параметре кавитации =0,3, а кривая 2 - при = 0,02. По данным рисунка 2.13 можно увидеть, что с увеличением длины цилиндрического участка в зоне развитой кавитации при = 0,02 коэффициент расхода (на участке от 10 =0,5-3) при /, = 1,75 имеет минимум, а при 10 =3,2 имеет максимум. В некавитационной зоне для = 0,3 коэффициент расхода имеет падающую характеристику с незначительным отклонением изменения параметра от основной величины.
Исследования позволили автору [102] выбрать конструкцию сопла, концентрирующего энергию истечения струи и увеличивающего степень развития кавитационной зоны по сравнению с гидродинамическими соплами, а также интенсивность эрозионного разрушения материалов. Проведен комплекс испытаний различных комбинаций конструктивных элементов сопла, состоящих из конусной входной части, прямого участка, выходного конфузора цилиндрического участка и дополнительных пороговых наставок
Проявление кавитационных эффектов начинается в генераторе кавитации подобной конструкции в месте перехода цилиндрической части в расширитель. Конструкция расширителя в совокупности с конусным участком определяет собой пороговый элемент, позволяющий увеличивать степень ее воздействия в несколько раз по сравнению с соплом.
Как показывают представленные на рисунке 2.14 сопоставительные графики, величина полного давления у конусного сопла выше, чем у гидрокавитационного генератора (кавитатора), но в то же время зона развитой кавитации у генератора кавитации намного больше, чем у конусного сопла.
Результаты экспериментальных исследований [102, 107] по выявлению влияния конструкции сопла на изменение относительного динамического осевого давления, представлены на рисунке 2.15, там же помещены графики зависимости относительного динамического осевого давления от параметра кавитации для двух значений Х = 10и Х = 15.
Анализ представленных на рисунке 2.15 графиков изменения динамического давления по оси струйного потока для конического сопла и кавитатора позволяет увидеть, что кривые изменения динамического давления при истечении затопленных струй из кавитатора и сопла имеют сходный характер. Величина осевого динамического давления Я при истечении струи из генератора кавитации для параметров х 0,08 намного меньше, чем у сопла. Это можно объяснить тем, что струйный поток в области развитой кавитации турбулизируется интенсивнее, расширяется, на что расходуется часть ее энергии, и тем самым уменьшается динамическое давление по оси струи. При х 0,1 происходит перераспределение энергии с увеличением ее в центре струйного потока, что приводит к превышению осевого динамического давления у кавитатора по сравнению с давлением у сопла. Исследования позволили авторам определить диапазон оптимальных соотношений конструктивных параметров струйного генератора кавитации, при которых увеличивается степень развития кавитации и интенсивность эрозионного разрушения материалов. Оптимальные соотношения диаметров кавитатора и углов конусности находятся в диапазоне: (1,75-Ї-1,9) /0; d2=(2,\+3,2)clo;al=\2 + l4o;a2=\0o+90. (2.8)
Анализ теоретических и экспериментальных исследований показал, что, изменяя параметры кавитации, можно влиять на интенсивность кавитационно-эрозионного разрушения различных материалов. Это обеспечило успешное использование данных результатов исследований при разработке технологий очистки внутренних поверхностей нефтепромысловых труб от отложений солей, в том числе и комплексных, характеризующихся различной стойкостью к одноосному сжатию и адгезией к поверхности труб.
Также использование теоретических и экспериментальных основ струйного гидродинамического кавитационного истечения, разработанных и полученных различными исследователями, позволило разработать конструкции генераторов кавитации и устройств, предназначенных для реализации гидродинамической кавитационной технологии очистки труб, а экспериментальные и натурные исследования — определить их оптимальные конструктивные параметры. Описанию разработанных технологий очистки НКТ от отложений непосредственно в скважине, эксплуатационных колонн скважин от отложений и песчаных пробок, а также НКТ, извлеченных на дневную поверхность, посвящена следующая глава. Там же представлены результаты разработки конструкций генераторов кавитации и определения их оптимальных параметров; данные экспериментальных и натурных исследований разработанных генераторов кавитации, а также ряда устройств, реализующих кавитационную технологию очистки труб от отложений солей.
Технология гидродинамической кавитационной очистки труб непосредственно в скважине
Зачастую при эксплуатации добывающей скважины образование отложений солей происходит не по всей длине НКТ, а в определенных зонах. К примеру, при эксплуатации скважин Ставрополья наибольшая интенсивность выпадения солей проявляется на глубине 1000 м, что соответствует началу процесса выделения газовой фазы. При эксплуатации ПЭЦН на скважинах Казахстана наблюдается интенсивное образование солевых пробок на глубине 300-ь500 м [64].
В нагнетательных скважинах, предназначенных для заводнения пластов, также отмечено солеобразование и образование отложений, представленных продуктами коррозии (сульфидом железа) и отмершими микроорганизмами - сульфатвосстанавливающими бактериями. Например, на месторождениях Мангышлака, Азербайджана, заводняемых морской водой, масса отмерших бактериальных тел засоряет водораспределительную систему, создавая тем самым непроницаемый барьер и снижая пропускную способность нагнетательных скважин.
Временные и трудовые затраты на спуско-подъемные работы с НКТ являются значительными и сопоставимыми с затратами непосредственно на проведение процесса очистки от отложений. В связи с этим, возникает необходимость в разработке технологии гидродинамической кавитационной очистки НКТ непосредственно в скважине - как отдельных участков, так и всей колонны труб - с целью снижения стоимостных и временных показателей ремонта. Это достигается за счет исключения трудовых и временных затрат на СПО, перевозку и складирование НКТ; имеет особенно важное значение при проведении капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера и морских месторождений.
Реализация технологии кавитационной очистки насосно-компрессорных труб непосредственно в скважине значительно облегчается и удешевляется в том случае, если для ее проведения использовать колтюбинговые установки, предназначенные для проведения различных операций по капитальному ремонту скважин, в том числе промывки и обработки ствола скважины (установки «Hydra Rig», «Stewart&Stevenson», «ФИД» и др).
Особенностью колтюбинговых установок является применение безмуфтовой «гибкой» трубы, намотанной на барабан, установленный на автомобиле повышенной грузоподъемности. Наиболее перспективно использование малогабаритных установок малой грузоподъемности с трубами диаметром 19,05- 44,45 мм (емкостью барабана 9900-И 900 м.), отличающиеся меньшими затратами времени на развертывание на скважине за счет постоянно закрепленного превентора на инжекторе, постоянно заправленной гибкой трубы в инжекторе, применения установщика оборудования портального типа (колтюбинговое оборудование группы компаний «ФИД»). Схема агрегата (производства фирмы "Dreco") для работы с колонной гибких труб представлена на рисунке 3.7; схема агрегата (производства фирмы "Dreco") для подготовки и закачки технологической жидкости - на рисунке 3.8.
Непосредственно технология проведения очистки зависит от строения скважины, способа и условий ее эксплуатации. Возможно применение в качестве рабочей жидкости воды, нефти, фракций нефти, аэрированных жидкостей, специальных жидкостей с добавками реагентов, в том числе ПАВ, для интенсификации процесса выноса удаленных отложений из скважины.
На рисунке 3.9 представлена принципиальная схема гидродинамической кавитационной технологии внутрискважинной очистки НКТ и эксплуатационных колонн скважин от отложений и пробок с помощью колонн гибких труб. На позиции I рисунка 3.10 показан гидравлический распределитель с реактивно расположенными гидродинамическими генераторами кавитации Для предотвращения оседания удаленных отложений солей на забое скважины либо образования пробки предложено применять самоуплотняющиеся манжеты, устанавливаемые ниже генераторов кавитации. При этом, благодаря меньшему проходному кольцевому сечению труб, создаются большие скорости восходящего потока по межтрубному пространству (между колонной гибких труб и НКТ), что обеспечивает вынос удаленных и осыпавшихся отложений.
На позиции II рисунка 3.10 показан гидравлический распределитель с активно установленными гидродинамическими генераторами кавитации. При реализации такой схемы очистки подъем отработавшей жидкости с удаленными отложениями осуществляется по затрубному пространству.
На позиции III рисунка 3.10 представлена технология очистки НКТ с помощью ротационных устройств, использование которых позволяет производить более равномерную и качественную очистку от отложений.
При необходимости, после проведения процесса очистки насосно-компрессорных труб непосредственно в скважине, возможно проведение очистки забоя скважины от сформировавшихся отложений, представленных как частицами породы, так и осыпавшимися элементами отложений солей.
Для ускорения процесса, повышения качества внутрискважинной очистки НКТ от отложений, предотвращения спирального «канавкообразования» при очистке предлагается использовать ротационные устройства как с активно, так и с реактивно расположенными генераторами кавитации (позиция III рисунка 3.10 - активно расположенными соплами).
В данном случае, скорость спуска генераторов кавитации в скважину, v, м/мин, определяется по формуле:
v = n-S-Nt-krk2-k3-ki9 (3.2)
где п - частота вращения ротационного устройства, об/мин;
S - ширина зоны очистки одним генератором кавитации, м;
Ne - количество генераторов кавитации, установленных на гидравлическом распределителе ротационного устройства.
kj - эмпирический коэффициент, учитывающий уменьшение ширины зоны очистки при увеличении противодавления;
кг - коэффициент, учитывающий неравномерность толщины и прочности отложений с изменением глубины;
к3 - коэффициент, учитывающий уменьшение глубины зоны очистки с увеличением частоты вращения ротационного устройства;
к4 - коэффициент, учитывающий степень очистки, определяется по формуле:
к-1 "п
где п„ - количество повторных проходов.
Важное значение для успешного и безаварийного проведения процесса очистки НКТ от отложений солей непосредственно в скважине имеет выбор диаметра колонны гибких труб (КГТ).
Диаметр КГТ в определенной степени связан с длиной колонны. Эта зависимость обусловлена рядом факторов, которыми, например, являются расход технической жидкости и прочностные показатели материала, из которого изготавливают трубы. По результатам исследования таких взаимосвязей устанавливают, какой длине колонны гибких труб должен соответствовать определенный диаметр.
Решение данной задачи строится на основе того, что для выполнения технологической операции очистки НКТ скважины комплекс наземного оборудования должен обеспечивать необходимую подачу технологической жидкости. При ее прокачивании по колонне гибких труб гидродинамические потери Артр составляют, как правило, более половины общей величины давления на выходе насосной установки. Остальные компоненты, например, перепад давления на гидравлическом распределителе и струйных гидравлических генераторах кавитации, устанавливаются согласно характеристик этих устройств.
Использование кавитации при очистке труб теплообменных аппаратов в топливно-энергетическом комплексе
В последнее время эксплуатация теплообменных аппаратов и котлоагрегатов в жилищно-коммунальном хозяйстве и в промышленности все чаще происходит без специальной подготовки воды. Это приводит к образованию на внутренней поверхности аппаратов и агрегатов (барабанах, цилиндрических трубах) накипи, ухудшающей теплопередачу и в целом снижающей КПД установок. Вследствие этого увеличиваются затраты на эксплуатацию аппаратов.
При обращении воды в рабочем цикле котельной установки могут происходить три основных процесса, нарушающих нормальную работу тепломеханического оборудования: накипеобразование, шламообразование и коррозия металла.
Питательная вода, несмотря на ее предварительную обработку, всегда содержит немалое количество растворенных солей. Центрами кристаллизации солей служат шероховатости на внутренней поверхности нагрева котла, а также взвешенные и коллоидные частицы, находящиеся в воде.
Процесс кристаллизации солей из воды происходит в двух направлениях: выделение твердой фазы непосредственно на поверхностях нагрева и выделение твердой фазы в виде взвешенных в воде мельчайших кристалликов, укрупняющихся затем и образующих шлам. Шлам может прилипать и прикипать к поверхности нагрева, образуя вторичную накипь.
Теплопроводность любой накипи более чем в 40 раз ниже теплопроводности металла. Поэтому даже тонкий слой отложений солей приводит к резкому снижению теплопроводности и повышению температуры металлических поверхностей нагрева, которая достигает опасных величин и снижает механическую прочность металла. Следствием этого являются повреждения металла: появление выпучин, свищей, а нередко и разрывов труб.
Накипь, отложившаяся около сварных стыков экранных труб, зачастую становится причиной язвенной коррозии с образованием сквозных свищей. Слой накипи величиной 0,3 - 0,4 мм для котлов серии ДКВР опасен, а при толщине отложений более 2 мм его эксплуатация практически невозможна Хорошо известны последствия образования отложений:
уменьшается срок службы системы;
увеличивается расход топлива (при толщине отложений в 1 мм — на 12,5%);
увеличивается расход сетевой воды;
возрастает число внеплановых ремонтов;
увеличиваются затраты на электроэнергию для транспортировки воды.
Стоимость замены трубок теплообменников и котлов незначительно меньше стоимости нового оборудования, поэтому необходимо снижать затраты на ремонт можно путем очистки внутренних поверхностей от накипи и отложений.
Использование существующих методов очистки труднодоступных поверхностей (трубок теплообменников, котлов и др.) осложняется тем, что отложения зачастую полностью заполняют собой сечение трубок и циркуляция воды или химреагентов невозможна.
Кавитационный метод применяется при очистке поверхностей различных конфигураций (плоских, цилиндрических и т.п.) от накипи с любыми прочностными характеристиками и толщиной отложений, даже в случае полного «зарастания» накипью внутренних поверхностей.
Исследования, проведенные для определения оптимальных параметров гидродинамической кавитационной очистки внутренних поверхностей труб, позволили разработать гидравлические генераторы кавитации, предназначенные для очистки труб малого диаметра (менее 14 мм), применяющихся в конструкциях проточных кожухотрубных теплообменников, а также для очистки труб диаметром 2-3 дюйма, применяющихся в конструкциях трубчатых водогрейных и паровых котлов. При проведении экспериментальных и натурных исследований определены оптимальные параметры истечения жидкости из них. Использование разработанных генераторов обеспечивает наилучшие условия для образования кавитационной каверны, концентрирует энергетические возможности струи, что приводит к возникновению суперкавитации, при которой происходит почти полное преобразование энергии насосов в механическую энергию разрушения отложений, достигается максимальная эрозия осадков неорганических солей и продуктов коррозии.
В процессе очистки теплообменных аппаратов генератор кавитации вводят с одной стороны трубки, а вторую сторону герметизируют для создания затопленных условий. Давление в трубках при этом не превышает нескольких атмосфер. При очистке прямолинейных трубок подачу воды к генератору, а также его перемещение осуществляют с помощью трубок меньшего диаметра; очистка криволинейных труб требует использования гибкого шланга высокого давления. Подача генераторов кавитации оператором происходит по мере очистки.
Разработаны и апробированы приспособления для автоматизации процессов кавитационной очистки от отложений в типовых теплообменных аппаратах. На рисунке 4.1 представлено устройство, предназначенное для создания затопленных условий в конвективных трубах водогрейных и паровых трубчатых котлов, на рисунке 4.2 - вид на ротационное устройство для автоматической гидродинамической очистки барабанов котлов диаметром 0,6 -1м; производительностью очистки (по длине барабана) — 0,1 - 0,5 м/мин, а также проведение экспериментальных исследований работы этого устройства и его применение при очистке поверхности барабана парового котла.
На рисунке 4.3 представлена принципиальная схема проведения гидродинамической кавитационнои очистки труб кожухотрубных проточных бойлеров от отложений солей: 1 - генератор кавитации, 2 - подающая трубка, З - очищаемая трубка, 4 — накипные отложения, 5 - кавитационная зона. На рисунке 4.4 показан процесс очистки проточного кожухотрубного бойлера.
Экспериментальные исследования и опытно-промышленные испытания разработанных устройств производились на объектах МУП «Тепловые сети», г. Армавир, в 2002-2003 гг.
