sbornik_FTT_2015_1__1

120

Отличительная особенность многих башкирских нефтей заключается в том, что при ее подготовке сернистые соединения разлагаются с образованием сероводорода, приводящие к коррозии оборудования и трубопроводов.

Как показал опыт подготовки нефтей Башкортостана, смесь угленосных и девонских нефтей плохо поддается обезвоживанию и обессоливанию. При смешении девонской и угленосной нефти образуется трудно разрушаемая водонефтяная эмульсия. Присутствие ионов железа в девонской воде и сероводорода в угленосной воде приводит к образованию сульфида железа, который является стабилизатором эмульсии, и присутствие которого значительно осложняет процесс подготовки нефти и усиливает коррозию оборудования. В связи с этим, на промыслах Башкирии с 60х годов осуществлялась раздельная подготовка угленосной и девонской нефти.

С 1970 г. получили широкое распространение путевые подогреватели ПП- 0,63, работающие с использованием собственного газа мелких месторождений. Внедрение единой схемы сепарации нефти, подготовки нефти и сточных вод дало возможность комплексной автоматизации установок, нефтяных парков, с применением узлов учета и качества нефти, упростив тем самым технологию процессов. Различные виды поршневых насосов НГР, НБ, 9МГР сменились на часто применяемые сейчас насосы ЦНС и винтовые, а для сред с большим содержанием газа - мультифазные насосы.

В настоящее время, установки подготовки нефти, предназначенные для подготовки и последующей откачки нефти отличаются качеством подготовленного сырья и применяемый метод подготовки только термохимический под давлением.

Подготовка нефти на промыслах сводится сейчас к обессоливанию и обезвоживанию в отстойниках, с применением пресной воды и реагентов. Для каждой нефти применяются свои виды реагентов-деэмульгаторов наиболее эффективных для добываемой нефти, способные эффективно разрушать данную эмульсию.

121

Системный и комплексный подход к решению проблем позволяет доби-

ваться в подготовке нефтей Башкирии хороших результатов.

УДК 622.692.4.004.6

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЙ НАПРЯЖЕННОДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С ПОМОЩЬЮ АВТОНОМНЫХ ВНУТРИТРУБНЫХ ПРИБОРОВ, ОСНОВАННЫЙ НА МЕТОДЕ МАГНИТНОЙ ПАМЯТИ МЕТАЛЛА

Н.А. Козин, Ф.М. Мугаллимов, УГНТУ, г. Уфа

Напряженно-деформированное состояние (далее НДС) трубопровода можно выявить, применяя метод магнитной памяти металла (далее МПМ) - метод неразрушающего контроля, основанный на анализе распределения собственного магнитного поля рассеяния изделия на поверхности изделий для определения зон концентрации напряжений, дефектов и неоднородности структур металла и сварных соединений. При этом метод МПМ, кроме раннего обнаружения развивающегося дефекта, дополнительно дает информацию о фактическом НДС объекта контроля и выявляет причину образования зоны концентрации напряжения - источника развития повреждений.

Внастоящее время контроль НДС магистральных трубопроводов осуществляется бесконтактным магнитометрическим методом. Контроль данным методом осуществляется с поверхности грунта специально обученным персоналом. Однако контроль НДС трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом является недостаточно информативным по ряду причин. Применение внутритрубных приборов для выявления НДС трубопровода позволило бы получить больше информации о напряженном состоянии металла труб.

Внастоящее время, внутритрубных автономных приборов для выявления НДС трубопровода, основанных на методе МПМ, не существует. Использование внутритрубного прибора, основанного на методе МПМ позволило бы

сточностью измерить уровень напряжения металла в зонах концентрации напряжения на протяжении всего трубопровода. В конструкции предполагаемого внутритрубного прибора предлагается реализовать механизм считывания

122

и записи распределения собственного магнитного поля рассеяния с внутренней поверхности труб. В соответствии с используемой методикой распределение собственного магнитного поля рассеяния характеризует фактическое НДС труб. Феррозондовые преобразователи, установленные по периметру внутритрубного прибора, будут регистрировать места концентрации напряжений металла стенки трубы по мере движения по трубопроводу, преобразовывая показания в электрические сигналы, которые аналого-цифровым преобразователем преобразуются в цифровую форму и регистрируются в запоминающем устройстве прибора.

УДК 62-843.8:669.184.152.6

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЦИКЛА ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ ЗА СЧЕТ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОТЫ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ

С.В. Козловцев, С.В. Китаев, УГНТУ, г. Уфа

Газотурбинный привод является основным в компрессорном парке ОАО «Газпром», его доля достигает 85 % и, по оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», будет только возрастать.

На сегодняшний день газотурбинный парк ОАО «Газпром» состоит более чем из 20 типов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) различных производителей мощностью 6,0-32,0 МВт. Номинальный коэффициент полезного действия (КПД) установленных агрегатов составляет 23-36%. Температура выхлопных газов (смесь воздуха и продуктов сгорания) достигает 500 °С.

Существует много различных способов рационального использования тепловых ресурсов, как для повышения эффективности ГПА, так и для удовлетворения технологических нужд компрессорной станции (КС).

Одним из способов рационального использования теплоты отходящих газов ГТУ является применение регенераторов. Регенерация теплоты позволяет повысить КПД газотурбинной установки на величину до 6-7%, однако их использование ограничивается конструктивными особенностями ГТУ.

Применение регенераторов целесообразно на установках с невысокой степенью повышения давления компрессора, такие характеристики имеют

123

ГТУ стационарного типа. Стационарные ГТУ оснащались пластинчатыми регенераторами. Недостатком регенераторов пластинчатого типа является потеря герметичности, в результате регенератор теряет свои показатели, падает степень регенерации, что приводит к ухудшению характеристик ГТУ.

Эксплуатационный коэффициент регенерации пластинчатых регенераторов составляет 0,7. В настоящее время разработаны регенераторы для ГТУ трубчатого типа с большим коэффициентом регенерации равным 0,8.

При замене пластинчатого регенератора на трубчатый, эксплуатационный КПД ГТУ увеличится и его можно рассчитать по формуле:

где r*0 - эксплуатационный КПД ГТУ с пластинчатым регенератором; МТ - коэффициент регенерации трубчатого регенератора; Мл - коэффициент регенерации пластинчатого регенератора.

В работе произведена оценка потенциала экономии топливного газа для КС оснащенной ГПА с газотурбинным приводом стационарного типа при замене регенераторов пластинчатого типа на трубчатые, предложен универсальный способ контроля эффективности работы ГТУ по параметрам работы агрегата, позволяющий оценивать энергетическую эффективность агрегата с регенерацией теплоты отходящих газов в условиях длительной эксплуатации.

УДК 622.691.2

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБА ОСВОБОЖДЕНИЯ ОТ ГАЗА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ПРИ ЕГО ВЫВОДЕ В РЕМОНТ

А.В.Козьминых, Е.А. Любин, Горный университет, г. Санкт-Петербург

Современная газовая промышленность является одной из важнейших отраслей, обеспечивающих потребность общества в энергетических ресурсах. С увеличением их использования особенно актуальным становится вопрос об энергосбережении.

В настоящее время газотранспортные организации освобождают участок газопровода, выводимого в ремонт, от газа путем частичной выработки его че-

124

рез ГРС, невыработанный газ стравливается в атмосферу. Результатом проведения этих мероприятий становится потеря значительных объемов газа и, соответственно, упущение экономической выгоды в размере их стоимости.

Разработка и применение технологии, позволяющей исключить потери природного газа на стадии подготовки газопровода к проведению ремонтных работ и является задачей, решение которой стало целью данной работы.

Ранее были описаны [1] основные существующие, но не применяемые непосредственно на предприятиях, технологии и оборудование, в результате чего была составлена классификация. Способы были разделены на две принципиальные группы: без удаления и с удалением газа из газотранспортной системы.

Кроме описанных способов существуют зарубежные установки, позволяющие вести перекачку газа в действующий участок газопровода с высокой производительностью и необходимым давлением. К таким установкам относят мобильный газовый компрессор, использование которого предлагается чешской компаниейNet4Gas[2] и мобильный газовый компрессор немецкого производителя Fangmann Group [3].

Альтернативой вышеописанным продуктам является отечественная разработка, описанная в работе [4] - передвижная компрессорная установка, смонтированная на шасси проходимого грузового автомобиля российского производства. Варианты подключения установки представлены на рисунке 1. В работе отмечается, что данный метод перекачивания газа не используется на территории России.

126

http ://www.net4gas.cz/en/ media/brozury/N4G_FLYER_Mobile_compressor_EN.pd f(дата обращения: 04.04.2015).

3. Mobile natural gas compressor [Электронный ресурс] // Fangmann group [Офиц. сайт]. URL: http://www.fangmanngroup.com/index.php?id=212&L=1 (дата обращения: 04.04.2015)

4. Сластин С.А.Передвижная установка перекачивания газа из отключаемых для капитального ремонта участков магистральных трубопроводов / С. А. Сластин // Газовая промышленность. - 2008. - № 9. - С. 66-68. - ISSN 00165581.

гидравлический коэффициент трения в квадратичной области сопротивления

Граница квадратичной области сопротивления определяется:

128

тем уточняем kп и V/V) и по (1) определяем повышение давления при ударе

Ар.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Константшов Ю.М., Пжа О.О. Особливост розрахункiв непрямого гiдравлiчного удару. Проблеми водопостачання, водовщведення та гiдравлiки. - К: КНУБА, 2014.-№ 23- С.162-168.

УДК 622.692.4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИАМЕТРОВ СЛОЖНОГО ТРУБОПРОВОДА

СРАЗЛИЧНЫМИ РАСХОДАМИ ПО УЧАСТКАМ

А.А.Коршак, ООО «НПЦ «Знание», г. Уфа

При проектировании сложных трубопроводов с различными расходами по участкам (на нефтебазах, например) задачу по оптимизации параметров их работы приходится решать, последовательно выбирая различные диаметры труб. Это неудобно и достаточно трудоемко.

Упростить решение задачи можно, если учесть, что для рассматриваемых случаев, как правило, существуют так называемые рекомендуемые скорости перекачки. Так, согласно [1,2], при кинематической вязкости нефтепродукта меньшей, чем 11,5 мм /с, рекомендуемая средняя скорость потока на линии всасывания составляет 1,5 м/с, а на линии нагнетания - 2,5 м/с, при кинематической вязкости 11,5 - 27,7 мм2/с эти величины составляют 1,3 и 2 м/с соответственно и т.д.

Рассмотрим i-й участок сложного трубопровода длиной I ; , по которому

с расходом Qi перекачивается нефтепродукт с кинематической вязкостью v.

Так как диаметр трубопровода заранее неизвестен, выразим его через

Соответственно число Рейнольдса для него составит