1 стр. из 1

Общая протяженность подземных нефте-, газо- и водопроводов в Российской Федерации составляет около 17 млн км, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны для нефтегазодобывающей и перерабатывающей отраслей и вопросы защиты от коррозии, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличия здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций.

Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляли, например, для Минтопэнерго бывшего СССР несколько сотен миллиардов долларов, на восстановительные мероприятия приходилось использовать около 50 тыс. т черных металлов в год. При общей динамике аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:
 -  60% случаев — гидроудары, перепады давления и вибрации;
 -  25% — коррозионные процессы;
 -  15% — природные явления и форс-мажорные обстоятельства.
 
В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п. Техническое же состояние эксплуатируемых по 20–30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому, как свидетельствует госстатистика, в Российской Федерации наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте — на 7–9% в год.

Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным, только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн. т в год, и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.

Вот лишь один пример за 2006 г. В результате крупной аварии на магистральном нефтепроводе «Дружба» в Брянской области, на границе с Белоруссией, нефтью загрязнены рельеф местности, водные объекты и земли гослесфонда. На этом участке, по данным Росприроднадзора, с весны 2006 г. было обнаружено 487 опасных дефектов. Причина аварии — коррозия труб.

Поэтому полное устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также значительно увеличить срок их эксплуатации.В настоящее время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления, гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п. Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники, малоэффективны (особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов), не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует статистика аварийности.

На данный момент в России существуют новые технологии противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации. Так, принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством являются стабилизаторы давления (СД).

В отличие от перечисленных выше средств и устройств, стабилизаторы давления представляют однотипные конструкции, принцип действия которых основан на распределенном по длине трубопровода диссипативном и упругодемпфирующем воздействии на пульсирующий поток перекачиваемой среды. СД предназначены для использования в трубопроводных системах диаметром от 10 до 1200 мм, с рабочим давлением до 25 Мпа и температурой рабочей среды до 250 °С.

Установка СД обеспечивает полное гашение или снижение до безопасного уровня амплитуд гидроударов, колебаний давления и связанных с ними вибраций трубопроводов, при этом полностью устраняются аварийные ситуации с разрывами труб от внутрисистемных возмущений транспортируемой среды, а общая аварийность трубопроводов и оборудования снижается на 85%. Отличительной особенностью СД является то, что данные устройства одинаково эффективно гасят гидроудары, волновые и вибрационные процессы, как в аварийном, так и в штатном режиме работы гидросистемы. Наибольший эффект гашения достигается при диссипации энергии пульсаций на перфорационных отверстиях, равномерно распределенных по длине стабилизатора, а также вследствие демпфирования, обусловленного податливостью упругих элементов стабилизатора, выполняемых в виде газовой подушки, камер и сильфонов со стенками из пружинистых и эластичных материалов. Дополнительные эффекты гашения обеспечиваются при расширении потока в предкамерах и коллекторах стабилизатора.

Отличительная особенность стабилизатора давления заключается в том, что он не изменяет проходное сечение трубопровода и имеет минимальное гидравлическое сопротивление: наибольшее распространение получила конструктивная схема стабилизатора в виде участка трубопровода с равномерно распределенной перфорацией, через которую перекачиваемая среда может перетекать из трубопровода в демпфирующую надстройку над его перфорированной частью. Отличительным конструктивным признаком пневмостабилизатора является разделение его внутренней полости на жидкостную и газовую с помощью упругой мембраны.

Пневмостабилизатор состоит из металлического корпуса, в котором размещается участок трубопровода с равномерно распределенной по длине перфорацией. Для разделения жидкой и газовой сред в пневмостабилизаторе установлен гибкий элемент, который может перемещаться между внутренней поверхностью стенки корпуса и наружной поверхностью стенки перфорированной трубы. Жидкостная полость пневмостабилизатора соединена посредством перфорации с основной гидромагистралью, а газовая — через штуцер — с аккумулятором давления газа.
В зависимости от агрессивности рабочей среды, гибкий разделитель может быть как неметаллическим (различные резины, каучуки, фторопласт), так и металлическим. Уплотнение разделителя производится при обжатии его концов между внутренней полусферой корпуса и конусной поверхностью кольца, установленного на трубопроводе.

Пневмостабилизатор работает следующим образом. В установившемся режиме движения жидкость, протекающая по трубопроводу, через перфорацию заполняет полость, охватываемую разделителем. Полость между корпусом и разделителем заполнена газом с тем же давлением, что и в основной магистрали. При появлении в трубопроводе пульсаций, например, в результате работы механизмов запорной арматуры, давление в жидкостной полости пневмостабилизатора не совпадает с давлением в газовой полости, и разделитель под воздействием этого перепада испытывает упругие деформации, при которых объем жидкостной полости изменяется, т.е. обеспечивается податливость стабилизатора для демпфирования колебаний. Вследствие большой податливости разделителя и газовой полости происходит увеличение скорости перетекания среды из трубопровода в жидкостную полость (или наоборот), что приводит к диссипации энергии колебаний давления на сосредоточенных сопротивлениях перфорационных отверстий. Выбором упругих характеристик разделителя, давления в газовой полости и ее объема, размеров перфорационных отверстий и их суммарной площади можно добиться требуемой степени уменьшения амплитуды колебаний.

Рассмотренная выше конструкция легко трансформируется в стабилизатор с упругой камерой. В этом случае, если газовую полость заполнить эластичным материалом, обладающим высокой податливостью, например пористой резиной, пенополиуретаном или каучуком, то такой стабилизатор также целесообразно использовать в гидромагистралях с рабочим давлением не выше 4 МПа. При описании динамических процессов в трубопроводах будем считать, что изменение расхода при закрытии запорной арматуры (клапана) имеет линейный характер.

Стабилизатор давления (СД) устанавливается в непосредственной близости от обратного клапана. Направим координатную ось ОХ вдоль продольной оси расходной магистрали против течения рабочей среды. При анализе динамических процессов будем считать среду однородной. При рассмотрении динамических процессов будем считать, что давление в ней изменяется по линейному закону. Процесс включения и выключения насосного агрегата сопровождается интенсивными гидравлическими ударами, распространяющимися по всему трубопроводу.

Следует определить начальные условия для системы волновых уравнений, описывающей неустановившееся движение жидкости в трубопроводе. Система волновых уравнений решается без учета сил трения методом Даламбера в виде суммы прямой и обратной волн. Если промежуток времени, в течение которого происходит изменение режима работы насоса, незначителен по сравнению с продолжительностью двойного пробега волны давления по трубопроводу, будет наблюдаться прямой гидроудар, максимальное давление при котором (при отсутствии стабилизатора) определяется по формуле Жуковского.

Для гидросистемы, длина которой составляет несколько десятков километров, значение продолжительности двойного пробега волны давления по трубопроводу значительно превосходит продолжительность остановки или выхода насоса на режим. Поэтому при выключении насоса в трубопроводе происходят провал давления, а затем такое же по значению повышение давления над рабочим уровнем (гидроудар).

Как правило, пуск насоса осуществляется при закрытой задвижке запорной арматуры, поэтому волновые процессы в трубопроводе будут определяться динамикой изменения расхода при открытии задвижки. Задаваясь требуемой степенью снижения амплитуды давления гидроудара, можно определить частоту основного тона колебаний со стабилизатором, а затем требуемую величину массовой податливости СД, являющуюся одним из основных проектных параметров СД. По известной податливости определяем необходимый объем газовой полости пневматического СД.

Использование стабилизаторов давления позволяет обеспечить безаварийную эксплуатацию трубопровода и уменьшить скорость коррозионных процессов в трубопроводной системе. По предварительным оценкам экспертов и ученых, ресурс действующего трубопровода может быть еще увеличен на 10–15 лет.

У практиков, эксплуатирующих трубопроводные системы, могут появиться сомнения, что такой эффект достижим. Здесь можно лишь сослаться на практический опыт, результат и эффективность использования новых технологий в системе нефтедобычи, например, когда для поддержания пластового давления (ППД) производится закачка в пласт послесепарационных вод. Для гашения вынужденных колебаний давления в системе закачки ППД объединения «Татнефть» были применены специально разработанные стабилизаторы давления СД-15-70 — для линии нагнетания и СД-2-150 — для линии всасывания (на рабочие давления до 15 МПа и 2 МПа соответственно). Это позволило уменьшить амплитуду пульсаций и вибраций в трубопроводах гидросистемы ППД с поршневыми насосами в 8 раз и обеспечить непрерывную безаварийную работу всей системы.

Внутрипромысловые трубопроводы для сбора водонефтегазовой смеси от скважин до установок предварительного сброса воды (УПС), а затем до установок подготовки нефти (УПН) имеют достаточно большую протяженность, которая в одном НГДУ может достигать 2–3 тыс. км, а количество порывов на них до 400–800 в год.

При этом неизбежно происходят потери нефти, среднестатистический уровень которых оценивается в 0,15–0,2 т/сут. на один порыв. Кроме того, в окружающую среду попадают высокоагрессивные смеси, нанося ей значительный ущерб.

Как правило, в каждом НГДУ, несмотря на широкое применение средств противокоррозионной защиты (ингибирование, внутреннее покрытие трубопроводов), ежегодно ремонтируется и заменяется до 10% всех внутрипромысловых трубопроводов, а удельная аварийность остается практически неизменной (0,15–0,2 порыва на 1 км в год).

Все это свидетельствует о том, что основной причиной аварий являются пульсации давления, гидроудары и вибрации трубопроводов, возникающие при работе нагнетательных установок центробежного и поршневого типа.

Широкое использование стабилизаторов давления на внутрипромысловых трубопроводах позволяет существенно уменьшить динамические нагрузки на них, значительно снизить аварийность и потери нефти, увеличить срок службы труб.

Защита скважинных насосов. При добыче нефти, в зависимости от производительности скважин, используются погружные электрические центробежные насосы (ЭЦН) и поршневые штанговые гидронасосы. Погружные насосы являются сильными возбудителями колебаний давления. Так, при включении и выключении ЭЦН возникают гидроудары значительной величины, а при прорыве газа из пласта они могут в 2–3 раза превышать рабочее давление. Интенсивные динамические нагрузки, вызванные гидроударами и вибрацией из-за дисбаланса ротора и консольного крепления агрегата, приводят к разрушению насосно-компрессорных труб (НКТ) и «полету» насоса. В одном НГДУ происходит в среднем от 20 до 30 «полетов» насосов в год. В результате предприятия несут значительные экономические потери, наносится ущерб окружающей среде вследствие утечек водонефтегазовой смеси из разбираемых НКТ, а большинство скважин со сложным профилем становятся непригодными для дальнейшего использования.

Разработанные образцы стабилизаторов давления для погружных ЭЦН позволяют до 5 раз уменьшить динамические нагрузки на НКТ, а, следовательно, и количество их разрывов с «полетом» насоса.

При бурении скважин технология разбуривания требует непрерывной закачки в скважину бурового раствора, в состав которого входят различные реагенты — каустическая сода, нефть, барит и др. Буровая установка оснащается мощными насосами высокого давления, как правило, поршневыми, являющимися генераторами интенсивных волновых и вибрационных процессов. Анализ экспериментальных исследований амплитудно-частотных характеристик волновых процессов в системе закачки бурового раствора с насосами УВН-600А, проводившихся в Бухарском управлении буровых работ (Узбекистан), показывает, что при рабочем давлении около 5,0 МПа в системе наблюдаются пульсации давления на частоте 18 Гц (насосная частота) с амплитудой до 2,0 МПа. С ростом рабочего давления пропорционально возрастает амплитуда вынужденных колебаний. В результате этого трубопроводы подвергаются сильным знакопеременным нагрузкам, что приводит к вибрации, раскрытию фланцевых соединений трубопроводов, отрыву гибкого шланга в узлах крепления, разрушению породы и обсадных труб, выходу из строя турбобуров и нарушению резьбовых соединений насосно-компрессорных труб в результате изгибных колебаний.

Последствиями таких аварий являются травмы обслуживающего персонала, выход из строя турбобура, загрязнение окружающей среды, поверхностных и подземных вод компонентами бурового раствора.

После тяжелых аварий некоторые скважины оказываются непригодными для дальнейших работ.

Испытания опытных образцов стабилизаторов давления для насосов подачи бурового раствора показали, что пульсации давления и вибрации трубопроводов могут быть уменьшены в 3–5 раз с соответствующим уменьшением негативных последствий воздействия динамических нагрузок на элементы системы.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!