sbornik_FTT_2015_1__1

150

нефтепровод «Заполярье-Пурпе», который свяжет месторождения Ямала и севера Красноярского края с нефтепроводом «Восточная Сибирь-Тихий океан». Около 400 км трубопровод будет проходить над землей, да и сама система ВСТО проходит более 500 км по вечномерзлым грунтам. Как видно, трубопроводы все дальше и дальше уходят на север, за Полярный круг, где отсутствуют дороги, энергоснабжение, инфраструктура и др. Непростым, в этом плане, является и сооружение нефтепровода «Куюмба-Тайшет», трасса которого проходит через труднодоступные, малоосвоенные территории со слаборазвитой инфраструктурой, отсутствием дорог, электроэнергии. Сама территория имеет участки из многолетнемерзлых грунтов и скальных пород.

В ходе реализации проекта «Заполярье - Пурпе» использовалось много инновационных проектов, что-то делалось впервые, т.к. трубопровод прокладывается в большей его части над землей, на специальных опорах, установленных в многолетмерзлых грунтах.

Для предотвращения процессов растепления грунтов в ходе эксплуатации как линейной части магистрального нефтепровода, так и сооружений НПС, были приняты меры стабилизации и поддержания отрицательной температуры грунтов путем установки термостабилизаторов (ТСГ). По принципу работы принято подразделять термостабилизаторы грунтов на конвективные (газовые, жидкостные и газожидкостные) и испарительные (двухфазные).

Современные ТСГ используют в качестве хладагента сжиженный аммиак или диоксид углерода. По конструкции они представляют собой герметичную трубу, частично заполненную, например, аммиаком. В испарительной части ТСГ, которая находится в грунте, происходит теплообмен между жидкой фазой хладагента с грунтом через стенку ТСГ. В верхней части ТСГ, которая находится выше уровня грунта, происходит конденсация паров аммиака и через специальный воздушный конденсатор тепло от грунта уходит в окружающую среду (воздух). Сконденсировашиеся пары аммиака стекают в нижнюю часть ТСГ и процесс повторяется. Т.к. в испарительной части аммиак испаря-

151

ется, его температура понижается до отрицательных значений и таким образом грунт на глубине не растепляется.

При эксплуатации термостабилизатор грунта работает как трубчатая безкомпрессорная холодильная машина, использующая естественные конвекционные свойства сжиженного аммиака при наличии градиента температур между грунтом, находящемся в вечномерзлом состоянии и наружным воздухом.

При сооружении нефтепровода «Куюмба-Тайшет» инженеры столкнулись со сложными климатическими условиями. Одним из факторов оказался температурный режим в регионе строительства трубопровода. В прошлом году абсолютный максимум температуры воздуха достигал плюс 36 градусов, абсолютный минимум - минус 50 градусов Цельсия [1]. В случае, когда температура воздуха начинает превышать температуру грунта на глубине установки ТСГ, он уменьшает коэффициент полезного действия или вообще не работает. С целью выхода из этого положения были разработаны более совершенные ТСГ, но и они имеют определенные недостатки, т.к. для их работы необходим внешний источник энергии. Но надо вспомнить, что в отдаленных северных районах России, тем более за Полярным кругом, линий электропередач нет. А их сооружение - это время и большие затраты. Поэтому мы обращаем внимание на нетрадиционные, возобновляемые источники энергии, такие, как например энергия ветра.

Ветровая энергетика начала развиваться еще до нашей эры, но в связи с дешевизной нефти в 20 веке использование ее было весьма низким. За последние 10-15 лет начался настоящий бум в развитии ветроэнергетики. Установленная мощность ветроэнергетических установок в мире с 17,4 ГВт (2000г) увеличилась до 238,4 ГВт (2011г). По некоторым сценариям развития ветроэнергетики, к 2030 г в мировом балансе за счет нее будет вырабатываться около 20% электроэнергии. Поэтому для Российской Федерации получение электроэнергии за счет ветра является актуальным и перспективным.

152

Как показывает зарубежный опыт, для работы ветровых установок предпочтительны районы, где среднегодовая скорость ветра на высоте размещения ветроколеса должна достигать 8 м/с. Требуемая скорость ветра наблюдается во многих районах России, а именно в районах Амдермы, Магадана, Хабаровского Края, Анадыря, Мурманской области, Таймыра, на Чукотке и др. [2].

В настоящее время существуют термостабилизаторы и круглогодичного действия. Но они подключаются в теплое время года к холодильным машинам. Их применение имеет место на Харасавейской нефтепроводной системе.

Существуют и термостабилизаторы, работающие на основе эффекта Пельте, которые часто называют активными холодильниками Пельтье или кулерами Пельте. Но и они требуют внешнего источника энергии.

Эффект Пельтье представляет собой термоэлектрическое явление, при котором происходит выделение или поглощение тепла при прохождении электрического тока в месте контакта двух разнородных проводников. Наиболее сильный эффект Пельтье наблюдается в случае использования полупроводников р-типа и n-типа проводимости. В зависимости от направления электрического тока через каждый полупроводник разного типа энергия или будет выделяться или поглощаться. На основе выше перечисленных полупроводников можно создать модули большой мощности.

Круглогодичное искусственное замораживание грунтов с помощью термостабилизаторов Пельте с термоэлектрическими модулями позволяет расширить их область применения не только при эксплуатации линейной части магистральных трубопроводов, но и сооружений насосных станций, дорог, мостов, переходов через водные преграды и т.д. При наличии излишков энергии, выработанной с помощью ветроэлектрогенераторов, она может быть использована на внутренние нужды НПС, вплоть до привода насосных агрегатов, в электрохимзащите и т.д.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Трубопроводный транспорт нефти. №8, 2014 г.

153

2 Мингалеева Р.Д. Оценка технического потенциала ветровой и солнечной энергетики России // Территория «Нефтегаз», №3, 2014 г.

УДК 622.691.2

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГТС ЗАПАДНОГО РЕГИОНА УКРАИНЫ В ПЕРИОД ПАДЕНИЯ НАГРУЗКИ

В.Б. Михалкив, А.В. Тымкив, ИФНТУНГ, г. Ивано-Франковск, Украина

Газотранспортная система (ГТС) Украины - одна из крупнейших в мире газотранспортных систем. Она выполняет две основные функции: обеспечение природным газом внутренних потребителей, а также транзит природного газа через территорию Украины в страны Западной и Центральной Европы. Газотранспортная система Украины имеет протяженность более 36 тыс. км. В неё входят газопроводы диаметром до 1400 мм, междуниточные перемычки, компрессорные станции с разным типом привода, запорная арматура и др.. Протяженность газопроводов диаметром более 1020 мм составляет 14 тыс. км. Пропускная способность газотранспортной системы на входе 288 млрд. м в год, а

на выходе 178,5 млрд. м в год, в том числе в страны Европы 142,5 млрд. м в год. Однако если в 2011 г. транзит газа по территории Украины составил 104,2 млрд. м , что было ниже запланированного, то за 2014 в страны Европы он составил лишь 83,7 млрд. м3 или 58,7 % [1]. Тенденция уменьшения транзита газа по территории Украины продолжается и в 2015. Так что можно сделать вывод, что газотранспортная система Украины работает со значительной недозагрузкой.

Для проведения исследований выберем западную часть газотранспортной системы, целиком соответствует конфигурации общей системы. Общая проектная производительность выбранного участка ГТС составляет 111 млрд. м3 в год [2]. На участке возможно измерение технологических параметров на входе и выходе каждой компрессорной станции (КС), а также параметры на входе и выходе ГТС. Для измерения использовались штатные приборы газотранспортных предприятий. В течение 2013 ... 2014 гг. проводился промышленный эксперимент на указанной части ГТС. Целью эксперимента является установление

154

закономерности зависимости нестационарности режима работы сложной газотранспортной системы от её недозагрузки.

По характеру протекания газотермодинамичных процессов в газопроводах их можно поделить на стационарные, нестационарные и квазистационарные. Нестационарность режима определяется коэффициентом нестационарности [3]. Установлено, что пороговое значение коэффициента нестационарности составляет 3,5 [3]. При превышении этого значения процесс перекачки газа является нестационарным, а при меньших значениях процесс перекачки газа является квазистационарным или стационарным.

Во время проведения эксперимента установлено, что коэффициент нестационарности существенно зависит от загрузки газопровода. Так при загрузке газопровода от 60% до 100% коэффициент нестационарности выше предельного, что свидетельствует о необходимости расчета режимов газопровода по методикам, которые учитывают нестацонарнисть процессов. При уменьшении загрузки нестационарность газодинамических процессов уменьшается и приближаетсяется к нулю, а сами процессы являются квазистационарными при которых между стационарными режимами кратковременные переходные процессы. В работе разработаны математические зависимости коэффициента нестационарности газопровода от загрузки.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Интернетресурс: http://uk.wikipedia.org/wiki/Газотранспортна система Украши

2Интернет ресурс: http://politica-ua.com/gts-po-raschetu-chem-ukrainskaya-truba- tak-doroga-gazpromu/

3Режим газотранспортних систем / О.Яковлев, О.С.Казак, В.Б.Михалюв, Д.Ф.Тимюв, В.Я.Грудз. - Львiв: Свгг, 1992. - 170 с.

155

УДК 622.692.4

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

В.О. Некрасов, Р.Е. Левитин, Ю.Д. Земенков, ТюмГНГУ, г. Тюмень

Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов является одной из важнейших составляющих транспортной системы Российской Федерации. Интенсивная разведка и разработка новых месторождения в совокупности с постоянно увеличивающейся потребностью в энергоносителях является доминантом динамики развития нефтепроводной системы страны. Так согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года планируется создать комплекс программ по энергетическому освоению регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, Северо-Западного региона России, полуострова Ямал и континентального шельфа. Практически все эти территории входят в перечень районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностям закрепленных на законодательном уровне. Однако, эксплуатация сложных технологических объектов входящих в состав сооружений магистральных нефтепроводов на данных территориях, в том числе резервуаров и резервуарных парков, требует особого контроля и нуждается в подробной проработке.

Существующие в настоящее время расчетные методики определения величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах нуждаются в дополнениях и уточнениях с учетом повышенной седиментации асфальтено- смоло-парафинистых отложений (АСПО) при экстремально низких температурах окружающего воздуха. Неотъемлемой частью данной методики должны быть практические рекомендации для сокращения или предотвращения образования донных отложений в нефтяных резервуарах эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера. Предложенные рекомендации должны быть разработаны на базе современных технических устройств адаптированных к суровым климатическим условиям, а также с учетом технологических параметров резервуаров, свойств хранимых нефтей, продолжительностью хранения и перепадом температур.

156

К настоящему времени разработано множество специализированных устройств, позволяющих поддерживать полезный объем резервуаров на определенном уровне. Наибольшее распространение в производстве получили устройства описанные в [1,2]. Кроме того, на рынке нефтесервисного оборудования существует множество аналогов данных устройств, однако практически все эти машины и системы имеют набор определенных недостатков, вследствие чего, оказываются практически неприменимы для резервуаров крайних северных широт. Авторским коллективом было разработано новое устройство для повышения эксплуатационных свойств вертикальных стальных резервуаров [3], которое позволяет повысить эффективность очистки и снизить энергоемкость размыва донных отложений в вертикальных стальных резервуарах (РВС), эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера. Однако, для точной оценки эффективности данного устройства необходимо провести ряд экспериментальных исследований, направленный на нахождение точек оптимума времени работы устройства от технологических параметров резервуаров, концентрации АСП фракций в нефти, температуры окружающего воздуха и режимов работы резервуаров.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Кононов О.В. Основополагающие факторы, влияющие на образование

осадков в нефтяных емкостях / О.В. Кононов, Б.Н. Мастобаев // Трубопроводный транспорт-2008: материалы IV Международной учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2008. - С.65.

2.Сковородников Ю.А. Борьба с накоплением парафинистых осадков в нефтяных резервуарах / Ю.А. Сковородников, СГ. Едигаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и нефтехимического сырья. - 1967. - №4. - С. 71.

3.Некрасов В.О. Математическое моделирование двупараметрического вихревого потока нефти в вертикальных стальных резервуарах при работе системы предотвращения образования нефтяных донных отложений / Некрасов В.О., Левитин Р.Е., Майер А.В. // Известия высших учебных заведений. Нефть

игаз. 2014. № 5. С. 63-65.

158

СПОСОБ ОЧИСТКИ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Э.Э. Нурисламов, Е.М. Муфтахов УГНТУ, г. Уфа

Одной из важных проблем эксплуатации резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов является их очистка от донных отложений. В процессе эксплуатации в резервуарах накапливаются донные осадки. Отложения уменьшают полезный объём резервуара, ухудшают свойства нефти, кроме того, препятствуют перемешиванию слоёв в резервуаре, что может привести к локализации концентрированных агрессивных растворов солей и последующему развитию коррозионных процессов в районе днища [1]. Физически, отложения представляют собой плотную не текучую массу, располагающуюся по днищу резервуара крайне неравномерно с уровнем осадка, колеблющимся от 0,3 до 3 метров [2]. Со временем осадок уплотняется и в отдельных зонах трудно поддается размыву. Для надежной эксплуатации резервуаров их необходимо периодически очищать от накопившегося осадка.

Способ очистки резервуара от донных отложений включает подачу нагретой нефти в придонную часть резервуара через гидромониторы, направленные под определенным углом в сторону днища резервуара. Гидромониторы установлены в кольцевом трубопроводе малого диаметра, закрепленного вдоль первого пояса внутри резервуара на кронштейнах. Струя нефти направлена на осадок нефтешлама для его разрушения и разбавления. Образованную при этом смесь выводят из нижней части резервуара через отводящий патрубок, нагревают в теплообменнике до температуры плавления парафинов, далее нагретая нефть поступает в ультразвуковую установку, где подвергается ультразвуковой обработке. В ультразвуковой установке происходит физикохимический процесс - образование в нефти пульсирующих пузырьков (каверн, полостей), заполненных паром, газом или их смесью. В ультразвуковой волне во время полупериодов разрежения возникают кавитационные пузырьки, которые резко захлопываются после перехода в область повышенного давления, порождая сильные гидродинамические возмущения в жидкости, интенсивное излучение акустических волн. При этом в жидкости происходит разрушение

159

поверхностей твёрдых тел, граничащих с кавитирующей жидкостью. Ультразвуковая обработка смеси нефти с осадком нефтешлама приводит к диспергации парафинов в нефти и снижению вязкости нефти, что также снижает температуру кристаллизации получаемого продукта [3]. Смесь растворившегося осадка нефтешлама с нефтью подвергают многократной циркуляции через «резервуар - теплообменник - ультразвуковое устройство - резервуар». После чего часть обработанной нефти откачивается в резервуар для последующего размыва донных отложений, а часть направляется в другую резервуарную емкость или магистральный нефтепровод для дальнейшего использования. На рисунке 1 представлена схема установки, иллюстрирующая предлагаемый способ очистки резервуара от донных отложений.

Кроме того, способ очистки резервуара от донных отложений подразумевает за собой как стационарную, так и передвижную установку, в состав которой входят насос, теплообменник, ультразвуковое устройство, емкость небольшого объема, имеющая собственный теплообменник. Подключение установки к любому резервуару может быть осуществлено через патрубки, устанавливаемые в системе приемораздачи. Предлагаемый способ повышает эффективность очистки резервуара за счет полной автоматизации процесса очистки, а также возможности производить очистку группы резервуаров.