sbornik_FTT_2015_1__1
.pdf60
ного стального / Э. Ш. Гайсин, Ю. А. Фролов // Нефтегазовое дело. - 2012. - Т.3. - C. 83-86.
2.Гайсин, Э. Ш. Ранжирование элементов резервуара вертикального стального стоимостным методом / Э. Ш. Гайсин, Ю. А. Фролов // Нефтегазовое дело. - 2013. - Т.11 №3. - C. 70-75.
3.Гайсин, Э. Ш. Сравнительный анализ результатов оценки узлов, деталей и резервуара вертикального стального в целом стоимостным и экспертным методами / Э. Ш. Гайсин, Ю. А. Фролов // Нефтегазовое дело. - 2013.
-Т.№3. - C. 132-141.
УДК 622.692.23.004.55
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ УСТРОЙСТВ ДЛЯ БОРЬБЫ С ДОННЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ В НЕФТЯНЫХ ЕМКОСТЯХ
Г.Ф. Гайсина, Т.В. Дмитриева, УГНТУ, г. Уфа, О.В. Кононов, ОАО «АК «Транснефть», г. Москва
Для перемешивания нефти или нефтепродуктов, а также размыва и предотвращения образования осадков при хранении нефти или нефтепродуктов в резервуарах широко используются электромеханические мешалки, которые, как показала практика, имеют множество недостатков. Предлагается использовать струйные гидравлические смесители, предназначенные для размыва и предотвращения накопления донных отложений в резервуарах при проведении операций по заполнению их нефтью или нефтепродуктами, а также перемешивания нефти или нефтепродуктов за счет эжектора.
Для оценки экономической целесообразности был произведен расчет технико-экономических показателей электромеханической мешалки «диоген700» и струйного гидравлического смесителя для резервуара объемом 20000м3.
Оценку технико-экономической эффективности провели путем подсчета и сопоставления капитальных затрат на оборудование, эксплуатационных расходов и определения срока окупаемости нового оборудования.
62
Экономия от замены электромеханической мешалки типа «Диоген - 700» на струйный гидравлический смеситель СГС составит в первый год эксплуатации примерно 2503 тыс. руб., при сроке окупаемости 1,1 года. По проведенным расчетам видно, что использование струйного гидравлического смесителя типа СГС экономически выгоднее, чем электромеханические мешалки типа «Диоген».
УДК 665.7.038
АНАЛИЗ ПОДБОРА РАСТВОРИТЕЛЕЙ И ИНГИБИТОРОВ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ И ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ НЕФТИ ТААС-ЮРЯХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 |
2 |
3 |
М.С. Гариев , А.И. Волошин , Т.В. Дмитриева |
, |
|
1,3 -УГНТУ, 2- РН-УфаНИПИнефть, г. Уфа |
|
|
Современное состояние и развитие нефтяной промышленности во многих странах мира, в том числе СНГ характерно прогрессирующим ростом объемов добычи застывающих, тяжелых и высоковязких нефтей. Повышенный интерес в мире к таким нефтям вызван истощением запасов легких маловязких нефтей и открытием и вводом в разработку месторождений с геологическими запасами высокопарафинистых нефтей, исчисляемыми десятками млрд. тонн. В этой связи нефтедобывающие отрасли многих стран в ближайшее время и, в особенности, в перспективе будут в значительной мере ориентированы на промышленную разработку залежей таких аномальных нефтей.
Трубопроводный транспорт высоковязких нефтей осложнен рядом проблем, не свойственных для транспорта легкой и маловязкой нефти. Одной из таких проблем является образование на внутренней поверхности труб асфаль- то-смолистых и парафиновых отложений (АСПО).
Одним из самых перспективных и развивающихся направлений в области борьбы с АСПО является применение химических реагентов-ингибиторов парафиноотложений. Среди всего множества реагентов выделяют три основные группы: растворители, диспергаторы и модификаторы АСПО. Правильный подбор реагента для каждого конкретного вида нефти является важной задачей для всех нефтедобывающих и транспортирующих компаний.
65
УДК 622.692.4.053
ИССЛЕДОВАНИЕ НОВЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АСПО В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ
Н.Р. Гильмутдинов 1, Б.Н. Мастобаев 2, 1- АО «Транснефть - Урал»,2 - УГНТУ, г. Уфа
Впроцессе эксплуатации нефтепроводов на внутренней поверхности труб образовываются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Процесс транспорта осложняется комплексом проблем, связанных с образованием АСПО.
Наиболее остро стоит проблема борьбы с АСПО - то есть в выборе рациональных и оптимальных методов и средств очистки внутренней поверхности нефтепроводов с точки зрения повышения эффективности качества очистки, снижения стоимости на проведение указанных работ и определения периодичности проведения очистных работ. Накопление АСПО приводит к снижению пропускной способности нефтепроводов и увеличению давления в процессе эксплуатации. Кроме того, отложения на внутренней поверхности труб существенно влияют на достоверность результатов ультразвуковой диагностики труб.
Внастоящее время вопрос борьбы с АСПО ведется в двух направлениях: предотвращение отложений и удаление уже сформировавшихся отложений. При этом на протяжении многочисленных лет исследований этих направлений, проблема парафинизации так и не была решена в полной мере.
Предлагаемая разработка направлена на изыскание новых путей рационального использования АСПО в процессе транспорта нефти по магистральным нефтепроводам. Одним из таких направлений является создание равномерного, контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности труб, обеспечивающего защиту труб от коррозии, служащего как теплоизоляционный материал, а так же, как покрытие снижающее шероховатость трубы.
Для этого необходимо провести комплексные исследования как теоретического, так и экспериментально-промышленного направления для оценки использования слоя АСПО.
66
УДК 622.692
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НАСОСА ПРИ ВЫПУСКЕ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
ИЗ НЕФТЕПРОВОДА
Д. Ф. Гильфанова, М.М. Гареев УГНТУ, г. Уфа
При плановых ремонтных работах с разгерметизацией трубопровода
участок нефтепровода между закрытыми задвижками освобождается от нефти. После завершения ремонтных работ из этого замкнутого участка вытесняется газовоздушная смесь (ГВС) через вантузы путем вытеснения закачиваемой
нефтью. При этом избыточное давление на вантузе согласно РД не должно быть более значения 0,01 МПа [1].
Рассмотрим заполнение нефтепровода с одновременным выпуском ГВС
после плановых и аварийных.
В работе [1] принято, что пропускная способность вантуза должна быть
равна производительности насоса.
Уравнение состояния газа в дифференциальной форме имеет вид:
dV 1 +1 dP = 1 dG + 1 dT , |
(1) |
dt V P dt G dt T dt
w
где P - абсолютное давление в газовом пространстве нефтепровода; V - объем газового пространства; G - масса паровоздушной смеси в газовом пространстве нефтепровода; T - абсолютная температура паровоздушной смеси в нефтепроводе.
В момент начала заполнения нефтепровода состояние газа обозначим следующими символами: P0, V0, G0, T0, t0.
Текущее значение объема газового пространства с учетом испарения нефти будет:
V = V0 - qH • (t - О + qucn • P . t, |
(2) |
Рн |
|
где qH - производительность насоса в момент полного открытия задвижки; qисп - расход испарившейся нефти; tx- момент включения насоса; t- общее время процесса; рн - плотность нефти; рп - плотность паров нефти.
|
|
|
67 |
^ |
= q |
• Р - q |
(3) |
п. |
^ исп |
Ч.н' |
V у |
dt |
|
Рн |
|
Масса ГВС в газовом пространстве нефтепровода будет изменяться как
из-за испарения нефти, так и из-
G = V • рвсс + qucn • рп • t - рвс • а • JKF- (t -12), за вытеснения ГВС в атмосферу:
(4)
где рвс- плотность ГВС; t2 - момент открытия вантуза; а VAP=Овант; Овант - пропускная способность вантуза; AP = P - Pa; Pa - атмосферное давление; P - абсолютное давление в газовом пространстве нефтепровода; а - коэффициент, зависящий от конструктивных размеров и гидравлического сопротивления вантуза.
т, |
= |
^qисп |
•г^пр |
-г ргвс aVAPv |
. |
|
V |
(5)/ |
dt |
|
|
|
|
|
|
|
|
П р и м е м |
д о п ущ е н и е , ч т о Овант =Q m a x вант и |
п о л у Ч и м : |
|
|||||
G = V0 |
• ргвс |
+ |
Яисп |
• р п • t - Q m a x в а н т |
' Р г в с ' ( t - |
t 2 X |
( 6 |
) |
dG(t) |
=q исп |
• р п |
- Q max вант • р гвс |
|
|
(7) |
||
dt |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Полагаем, что изменение температуры в газовом пространстве невелико, |
||||||||
|
|
|
r |
|
|
dT |
|
|
и поэтому пренебрегаем приращением |
— . |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
dt |
|
|
После подстановки в уравнение (1) значений по формулам (2), (3), (6) и
(7) получим дифференциальное уравнение первого порядка.
dP = |
|
|
|
' Ргвс )dt |
|
(qH • |
р |
- |
qH )dt |
(g) |
(Яисп |
• Р п |
- Q m a x вант |
|
Рн |
|
|
|
|||
P |
V0 • Ргвс + (1исп |
' Рп |
' t - Qmax |
вант ' Ргвс ' ( t - t 2 ) |
V - q |
• (t - t |
) + |
q |
•р • |
t |
|
|
|
|
|
0 |
н |
1 |
|
исп |
Рн |
После интегрирования уравнения, при граничных условиях t2, P0 и t, P, получим формулу зависимости времени и изменения давления в газовом пространстве нефтепровода
68
Г) |
тт- |
, |
|
. |
гл |
( . |
. \ |
V0 - |
qH ' ( t 2 - t 1 ) + qucп ' Р п |
' t2 |
P |
= V0 • Ргвс |
+ |
qucп |
• Рп • t |
- Q m a x вант ' Ргвс |
' ( t - |
t 2 ) |
|
Рн |
, (9) |
|
|
|
|
|
+ qwc • р п •t 2 |
|
|
|
- qH • (t - t i ) + qucn • р |
|
P o |
|
|
V |
o • ргвс |
|
|
Vo |
• t |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рн |
|
По последней формуле был выполнен расчет. |
|
|||||||||
Вывод: в результате расчета получили, что производительность насоса
должна быть меньше пропускной способности вантуза, т.е. qн < Qmaxвант., в противном случае будут нарушаться требования РД по ограничению избыточного давления на вантузе.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1РД-75.180.00-КТН-156-14 Методика расчета времени заполнения и вы-
вода на режим магистральных трубопроводов после окончания ремонтных работ.
2Гареев М.М., Гареев Р.М. Возможность образования предельнодопустимого вакуума в газовом пространстве переключаемых резервуаров с учетом явления перетока жидкости /М.М. Гареев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2010.-№1.- с.22-26
3 Хусаинов Р.М., Гильфанова, Д.Ф., Гареев, М.М.Оценка необходимой пропускной способности вантуза при выпуске газовоздушной среды из нефтепровода // Материалы 65-ой научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых.-2014.
УДК 622.691.24
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОНЫ ДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИН ПХГ
П. Р. Гимер, ИФНТУНГ, г. Ивано-Франковск, Украина
Практически все подземные хранилища газа (ПХГ) в Украине созданы в истощенных пластах газовых месторождений либо в водоносных пластах [1]. Понятно, что в таких условиях скважина есть, и будет оставаться главным источником информации о работе пластовой части газохранилища. В связи с этим разработана методика определения объема и радиуса дренирования экс- плуатационно-нагнетательных скважин ПХГ на основании данных об их кон-
69
струкции и по результатам газодинамических исследований скважин на установившихся режимах работы.
Исходными данными для расчета являются:
• данные по конструкции скважин: 1) номер скважины и горизонта; 2) интервал перфорации, количество отверстий на 1 м и вскрытая эффективная толщина пласта h; 3) интервал продуктивного горизонта; 4) внутренний диаметр и глубина спуска НКТ; 5) пористость производительных прослоек горизонта m (за данными геофизических исследований скважин после бурения);
•анализ состава газа, относительная плотность газа либо плотность при нормальных или стандартных условиях;
•результаты газодинамических исследований скважин: 1) затрубное и буферное давление установившегося технологического режима работы скважины; 2) температура газа; 3) дебит газа; 4) кривая восстановления статического давления после остановки скважины, время стабилизации режима после
еепуска (рбуф = рзатр = рстат) и продолжительность исследований во времени. Обработка исходных данных производится в следующей последователь-
ности.
Вначале, по барометрической формуле [2], определяется забойное давление в скважине. Строится зависимость квадрата забойного давления от дебита скважины р2заб = f (Q) (рис. 1), на основании которой определяется тангенс угла наклона этой линии к оси Q: a = tg ф.
Рисунок 1 — График зависимости р2заб = f (Q)