нефтепровод внутритрубный отложение очистка

Введение

Уменьшение объемов трубопроводного транспорта нефтепродуктов привело к тому, что некоторые нефтепродуктопроводы (НПП) оказались загруженными на 30 - 40% от проектной производительности.

Практически это заставляет либо уменьшать скорости перекачки, либо работать циклически, с частыми остановками. И то, и другое провоцирует процессы образования водяных и газовых скоплений. Уменьшение объемов перекачки дополнительно увеличивает абсолютную шероховатость стенок труб, ускоряет процессы образования внутритрубных отложений различной природы, увеличивает темпы коррозионного износа внутренней поверхности трубопроводов.

Наряду с уменьшением уровня надежности эксплуатации эти процессы способствуют и увеличению гидравлического сопротивления нефтепродуктопроводов, что в конечном итоге приводит к росту удельных энергозатрат на транспорт нефтепродуктов.

Одним из наиболее эффективных способов уменьшения гидравлического сопротивления трубопроводов является очистка его внутренней полости тем или иным методом. Наиболее распространенным из них является пропуск очистного устройства. Однако в большинстве случаев несущая способность действующих в настоящее время нефтепродуктопроводов ослаблена настолько, что создание дополнительного перепада давления, необходимого для вытеснения жесткого разделительного манжетного устройства, способно разрушить трубопровод. Кроме того, существующие системы нефтепродуктопроводов отличаются наличием большого количества местных сопротивлений и переходов на различные диаметры, что делает невозможной в ряде случаев очистку этих систем без вскрытия линейной части и извлечения очистных устройств.

В связи с этим особое значение приобретают исследования, направленные на создание специализированных систем, способных осуществлять очистку действующих нефтепродуктопроводов.

1. Общая часть. Обзор существующих методов и средств очистки нефтепродуктопроводов

Старение труб системы трубопроводного транспорта нефтепродуктов способствует увеличению их гидравлического сопротивления, что крайне негативно влияет на энергоемкость технологических процессов. Этому способствует и уменьшение объемов перекачки, что приводит к снижению скорости транспорта нефтепродуктов и частым остановкам НПП, а это в свою очередь вызывает ускорение процессов коррозии стенок труб вследствие выпадения воды в застойных зонах. Энергозатраты растут и в результате образования газовых скоплений в повышенных участках трассы НПП.

Конечным итогом воздействия всех этих негативных факторов является рост гидравлического сопротивления НПП и снижение уровня надежности эксплуатации трубопроводов.

Единственным методом снижения энергозатрат на перекачку нефтепродуктов при одновременном увеличении безопасности эксплуатации трубопроводов является их периодическая очистка как технологическими способами, так и применением специальных очистных систем.

Первая глава дипломной работы посвящена литературному обзору существующих методов и средств очистки НПП от внутритрубных отложений и инородных скоплений различной природы.

1.1 Анализ динамики изменения шероховатости и количества внутритрубных отложений при эксплуатации нефтепроводов

Опыт эксплуатации систем нефтепродуктопроводов показывает, что по мере функционирования их пропускная способность резко снижается. Одной из основных причин подобного рода процессов является образование мощных внутритрубных отложений, состоящих из строительного мусора, металлической окалины, образующейся при проведении ремонтных работ, продуктов коррозии и т.д. Оседая на внутренней поверхности трубопроводов, эти отложения способны полностью перекрывать проходное сечение НПП. Этим процессам особенно способствуют частые остановки нефтепродуктопроводов, провоцирующие ускоренное выпадение механических примесей из нефтепродуктов. Различные аспекты эксплуатации нефтепродуктопроводов рассматривались в работах Е.А. Армейского, В.Е. Бычкова, Е.И. Дизенко, Б.Н. Мастобаева, В.Ф. Новоселова, А.Р. Сумбатовой, П.И. Тугунова и других, которые исследовали механизмы образования отложений различной природы.

Образование отложений в трубах представляет собой комплексный процесс, зависящий от физико-химических свойств транспортируемой жидкости, материала трубопровода, характеристики покрытия, а также от гидравлических параметров - средней скорости потока, давления жидкости и диаметра трубы. В работе А.Д. Альтшуля [2] отмечается, что образование отложений и коррозионных повреждений на внутренней поверхности труб приводит к увеличению шероховатости. На основании обобщения многочисленных экспериментальных данных (без учета физико-химических свойств перекачиваемых сред и характеристик металла труб) А.Д. Альтшуль предлагает линейную зависимость роста шероховатости от времени эксплуатации труб [4]:

Кг-Ко+а-г, (1.1)

где Ко - начальное значение высоты выступа шероховатости, мм; а - скорость увеличения выступа шероховатости, зависящая от физико- химических свойств среды, мм/год.

Исследования А.Д. Альтшуля показали, что толщина отложений на стенках трубы в общем случае явно не зависит от ее диаметра. Однако, как отмечает автор, относительная пропускная способность труб меньших диаметров (100-200 мм) снижается значительно быстрее (при прочих равных условиях), чем пропускная способность труб больших диаметров (300-1500 мм). Экспериментальные исследования, проведенные в работе А.Р. Сумбатова Идентификация параметров магистрального нефтепродуктопровода. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, показали, что предложенная зависимость в общем, правильно отражает процесс старения трубопровода, но дисперсия адекватности этой линейной модели варьируется в весьма широком диапазоне, определяемом условиями эксплуатации трубопроводов и физико-химическими свойствами перекачиваемых сред.

Для повышения достоверности оценки изменения состояния внутренней поверхности нефтепродукте проводов (шероховатость стенок), т.е. расчета коэффициента гидравлического сопротивления, а также коэффициента теплоотдачи от трубопровода в окружающую среду, изменение которых вызвано образованием отложений на стенках труб, А.Р. Сумбатова в своей работе предлагает обрабатывать диспетчерские данные методами параметрической идентификации.

В качестве исходной используется математическая модель продуктопровода, состоящая из дифференциальных уравнений энергии, теплопроводности, неразрывности и движения в виде:

(1.2)

где Р, Т, М давление, температура и массовый расход перекачиваемого нефтепродукта;

с, С_р - плотность, теплоемкость продукта;

Т_ст - температура стенки трубопровода;

а_ст, С_ст, с_ст - температуропроводность, теплоемкость и плотность материала стенки продуктопровода;

а₁ и а₂ - коэффициент теплоотдачи от продукта к внутренней поверхности трубопровода и от продуктопровода в окружающую среду;

ф - время; х - продольная координата;

F, F_сх - площади сечения потока продукта и стенок трубопровода;

D, D_сх - внутренний и наружный диаметры трубопровода.

Граничные условия модели (1.2) определяются на основе обработки диспетчерских данных. Методами идентификации коэффициенты гидравлического сопротивления и теплоотдачи рассчитываются так, чтобы определяемые по (1.2) значения давления, температуры и массового расхода продукта с заданной точностью соответствовали данным диспетчерских служб.

Решение обратной задачи расчета коэффициентов о и а₂ проводится в два этапа. На первом этапе о и а₂ находятся из решения стационарной задачи; на втором - рассчитываются коэффициенты гидравлического сопротивления и теплоотдачи при нестационарной перекачке продукта. В этом случае стационарные параметры о и а₂ являются начальными значениями. Для решения задачи идентификации нефтепродуктопровода применяется метод Ньютона и его модификации. Перед применением метода Ньютона производится интегральное преобразование дифференциальных уравнений.

На первом этапе идентификации решается стационарная задача. При этом в качестве первого приближения используются значения коэффициентов о и а₂, рассчитанные по формулам В.Г. Шухова и Л.С. Лейбензона. Значения параметров на следующих (S+1)-ых итерациях определяются по методу Ньютона:

(1.3)

где P_pac(L), T_pac(L) - расчетные значения давления и температуры продукта в конце трубопровода при значениях восстанавливаемых параметров ?,^s и a^s₂;

Р_зам(L), Т_зам(L) - замеренные значения давления и температуры (данные диспетчерских служб) в конце трубопровода.

Итерационный процесс определения о и а₂ считается завершенным, когда погрешность расчета давления и температуры продукта становится меньше или равной известной первичной погрешности измерения давления и температуры.

Отличие второго этапа идентификации (решение нестационарной задачи) от первого состоит в том, что функции F₁(о,a₂) и F₂(о,a₂) после интегральных преобразований уравнений (1.2) принимают вид:

Разработанный алгоритм использовался при расчетах режимов эксплуатации реальных продуктопроводов. В результате при расчете стационарного процесса течения автор получила количественные оценки технологических параметров перекачки, погрешность расчета которых находилась в пределах 0,3-0,5%. Для нестационарных условий перекачки (0<ф <7200 с) погрешность расчета находилась в пределах 0,6-0,9 %.

В случае, когда диспетчерские данные значительно меняются во времени, автор предлагает определять кусочно-линейные аппроксимации восстанавливаемых параметров. Так, для нестационарного случая были получены значения параметров, погрешность определения которых находилась в пределах 0,8-1,0%. Однако столь высокая точность расчетов вызывает определенные сомнения, так как используемые средства измерения на НПП имеют точность никак не выше 1,5...2%.

Одним из основных методов борьбы с коррозионными и адгезионно слабосвязанными механическими отложениями является промывка трубопроводов в пусковых режимах после предварительной остановки НПП. Реализация этого метода предполагает, что используются повышенные скорости перекачки, создание которых требует увеличения перепада давления. Главной задачей при этом является определение необходимой скорости потока, позволяющей произвести смыв отложений.

В работах В.Е. Бычкова, Ю.Н. Васильева, О.В. Науменко, В.А. Юфина и др. приводимых в трудах ЦНИИТЭнефтехим рассмотрены теоретические предпосылки создания оптимальных условий промывки трубопроводов перекачиваемым продуктом. Авторы отмечают, что в трубопроводе происходит постоянное накопление механических частиц, смытых потоком с внутренней поверхности труб. При остановках перекачки в начальных участках трубопровода скапливается наибольшая часть загрязнений и образуется так называемая "головка". В процессе промывки происходит изменение концентрации загрязнений по длине "головки" - концентрация от максимального значения, наблюдаемого в начале "головки", постепенно убывает и стремится к постоянному значению, соответствующему начальной чистоте закачиваемого в трубопровод продукта.

Опираясь на данные экспериментов, авторы в своей работе предлагают следующую формулу для определения коэффициента интенсивности промывки в:

(1.4)

где U - скорость движения жидкости;

Т - время промывки от концентрации С в момент выхода "головки" из трубопровода до концентрации С₀, соответствующей начальной чистоте продукта.

Е.И. Дизенко, В Ф. Новоселов, П.И. Тугунов в своей работе "Определение критической скорости потока жидкости для выноса механических отложений из трубопровода" отмечают, что при промывке НПП со скоростью, обеспечивающей вынос всех частиц загрязнений, величина Р должна определяться исключительно способом промывки (свободным, с разделителем, пульсирующим и т.д.). При заданном режиме работы НПП время промывки Т зависит от исходной загрязненности трубопровода, определяемой количеством загрязнений, попавших в него при монтаже или в ходе ремонтных работ и осевших при остановках перекачки. В этом случае авторы предлагают время промывки при известной загрязненности нефтепродуктопровода определять по следующей зависимости:

(1.5)

где L - протяженность трассы;

F - площадь проходного сечения трубопровода.

Для определения загрязненности нефтепродуктопровода при промывке со скоростями выше критической, авторы предлагают использовать зависимость вида:

(1.6)

где у, м³/м - удельное количество отложений на метр длины трубопровода.

Для оценки степени адекватности предлагаемых зависимостей в работе Е.И. Дизенко, В.Ф. Новоселова, П.И. Тугунова. Определение критической скорости потока жидкости для выноса механических отложений из трубопровода был проведен эксперимент: перекачивалось дизельное топливо ДЛ с плотностью р=847 кг/м³ по нефтепродуктопроводу диаметром 150 мм и протяженностью 1400 м. Эксперимент проводился при скорости перекачки заведомо выше критической. В результате обработки экспериментальных данных были получены следующие значения: р=5-10² м²/с, а = 0,95-10⁴ м³/м. По полученным значениям 3 и о авторами была построена теоретическая зависимость изменения концентрации загрязнений в нефтепродукте от времени промывки. При сравнении полученных результатов с экспериментальными данными было отмечено, что их различие находится в пределах 1-3 %.

Как уже было отмечено выше, основным фактором, влияющим на эффективность выноса механических отложений из внутренней полости нефтепродуктопровода, является скорость потока. Для определения критической (минимальной) средней скорости потока жидкости, обеспечивающей вынос механических отложений, В.Ф. Новоселовым и П.И. Тугуновым была предложена следующая зависимость:

(1.7)

где W_n - критическая скорость потока, см/с;

g = 981 см/с - ускорение свободного падения;

н - кинематическая вязкость жидкости, см²/с;

г_тв - удельный вес частиц выносимых отложений, г/см³;

г_о - удельный вес жидкости, г/см³;

D - диаметр трубопровода, см;

? - размер выносимой частицы, см.

Авторы рекомендуют применять предлагаемую формулу при соблюдении условия:

(1.8)

Если ограничение имеет вид А < А < 6А, то определение величины W, представляет определенные трудности, поэтому критическую скорость потока удобнее определять графическим методом. Как отмечается в работе Е.И. Дизенко и др. "Определение критической скорости потока жидкости для выноса механических отложений из трубопровода", предложенную методику можно использовать и при расчете параметров промывки нефтепровода, который переводится на перекачку светлых нефтепродуктов.

Практика перевода нефтепроводов на перекачку нефтепродуктов распространена достаточно широко, но связана со значительными технологическими проблемами. Бензины и дизельные топлива являются значительно более лучшими растворителями по сравнению с сырыми нефтями, постепенно растворяющими пристенные отложения, что приводит к постоянному ухудшению сортности нефтепродуктов. Решению вопроса сохранения качества нефтепродуктов и промывки подобных НЛП посвящены работы Е.А. Армейского, Б.Н. Мастобаева, О.В. Науменко, В.Ф.Новоселова, А.М. Стоина, П.И. Тугунова и др.

Как отмечено в работе Б.Н. Мастобаева, Е.А. Арменского "К вопросу отмывки пристенных парафиносмолистых отложений", в процессе удаления пристенных отложений путем перекачки по трубопроводу растворителей нарушается фазовое равновесие вещества пристенных отложений и происходит переход его в перекачиваемый растворитель. Поэтому при изучении механизма удаления пристенных отложений необходимо учитывать процесс их набухания и срыва со стенок трубопровода и возможного дальнейшего растворения в потоке.

Эффективность прямоточной промывки трубопроводов зависит от скорости движения промывочной жидкости, природы и состава загрязнений и других факторов. Особенно резко снижается эффективность промывки при наличии на внутренних поверхностях труб консервационных покрытий (например, ЦИАТИМ-217). В работе В.Е. Бычкова, В.А. Юфина и др. "Устройство для интенсификации промывки трубопроводов гидравлическим ударом" в качестве одного из методов интенсификации промывки предлагается применять гидроудар - резкий сброс части перекачиваемой жидкости. Механизм интенсификации промывки в этом случае обусловлен местной кавитацией жидкости, а также возрастанием скорости перекачки на участке трубопровода до точки сброса жидкости. Там же предлагается зависимость, позволяющая определять объем и место сброса жидкости для получения необходимой критической скорости промывки.

Многими авторами отмечается значительное влияние состава отложений на эффективность промывки нефтепродуктопровода. В частности, в работе К.В. Рыбакова, В.Е. Турчанинова и Э.И. Удлера приведены результаты специальных исследований по определению уровня, состава, причин и источников загрязнений топлива при перекачке по различным трубопроводам после их пневматической зачистки. Исследования проводились на установке, смонтированной из трубопроводов различной длины диаметром 100 и 150 мм, состоящих из оцинкованных и окрашенных стальных труб. Пневматическая зачистка производилась с применением разделителя РЭМ, который перемешивался сжатым воздухом. Авторы отмечают, что наибольший эффект промывки достигался при перекачке с двумя разделителями (с промежутком между запусками 30-40 с). Дальнейшее увеличение числа разделителей существенного эффекта не дало. Дисперсный и элементный анализ состава загрязнений показал, что основным источником загрязнений светлых нефтепродуктов являются загрязнения, накопленные при хранении труб. Большую же часть загрязнений составляют продукты коррозии металла труб и антикоррозионного покрытия. Сравнительно небольшое количество элементарного кремния говорит о том, что при пневматической зачистке все частицы загрязнений выталкиваются из нефтепродуктопровода разделителем, а остаются только те, которые продолжительное время накапливались во внутренней полости труб, и имеют значительные силы адгезии. Отмечается, что удалить такие частицы загрязнений из трубопровода довольно сложно и не всегда возможно даже при промывке с применением разделителей.

Это же подтверждают и результаты очистки, предварившей проведение диагностических работ на участке "Черкассы - Прибой" магистрального нефтепродуктопровода "Уфа - Западное направление", проведенных Центром технической диагностики "Диаскан"[6]. Протяженность диагностируемых участков со ставляла 309 и 271 км. Перед пуском дефектоскопа "Ультраскан" внутренняя полость трубопровода очищалась многократно (от 12 до 20 раз), причем в данном случае наиболее эффективным оказался пропуск "поездов", состоящих из трех скребков. При пропуске каждого "поезда" образовывалось до 4-5 тыс. т. загрязненного нефтепродукта, который затем отстаивался в резервуарах на конечном пункте. На том же нефтепродуктопроводе ранее проводилось тестирование двух участков общей протяженностью 205 км. Во время подготовки трубопровода к диагностированию на отдельных участках было пропущено свыше 40 скребков, причем наилучшие показатели достигались, когда в сутки пропускались по два и более скребка.

Обобщая опыт работ по очистке нефтепродуктопроводов от внутритрубных отложений различной природы, Г.П. Савельев и М.Э Шварц в своей работе "Очистка внутренней полости нефтепродуктопроводов" выделяют ряд обстоятельств, вызывающих наибольшие осложнения:

- необходимость применения очистных устройств, обладающих повышенной проходимостью при переходе через местные сужения (смятые трубы, задвижки с меньшим проходным сечением и т.д.) и через запорную арматуру, диаметр проходного отверстия которой больше, чем у основной трубы;

- необходимость контролировать продвижение очистного устройства и скопившейся перед ним пробки из механических ВТО на всем протяжении трубопровода и потребность оперативно определять место застревания очистного устройства;

- необходимость вскрывать нефтепродуктопровод, заполненный перекачиваемым продуктом, для удаления устойчивой пробки из строительного мусора или застрявшего очистного устройства.

По данным работы Д.А. Черняева, Е.И. Дизенко "Очистка и ремонт магистральных нефтепродуктопроводов", обобщающей опыт очистки магистрального продуктопровода диаметром 350 мм и протяженностью 915 км, по которому в течение 20 лет перекачивался в основном этилированный бензин, при очистке трубопровода с использованием щеточных скребков наблюдались частые их остановки из-за скопления механических отложений в виде сплошной массы-пробки, длиной иногда до 10-15 м. В процессе очистки по продуктопроводу было пропущено 49 щеточных очистных устройств.

Обобщая опыт использования жестких скребков для очистки нефтегазопроводов от механических отложений, можно утверждать, что их применение связано со значительными трудностями вследствие изменения диаметров нефтегазопроводов и частыми остановками перекачки даже в процессе проведения очистки, что приводит к слеживанию и затвердеванию вытесняемых внутритрубных отложений.

Значительно более успешным следует считать опыт очистки НПП от механических отложений гельными системами, разработанными А.Х. Мирзаджанзаде, Г.М. Панаховым, А.М. Шаммазовым и др. Подобные полимерные системы способны проходить через такие сужения труб, через которые не пройдет ни один из жестких каркасных скребков. Кроме того, помимо поршневого вытеснения гели "приклеивают" механические отложения, увеличивая при этом свой объем. Этому посвящены работы "Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов", "Экспериментальное исследование вязкоупругих разделительных пробок с магнитным наполнителем".

Результаты применения гельных систем, использованных для очистки НПП от внутритрубных отложений, обсуждаются в работе В.И. Губанова, И.Т. Ишмухаметова, Р.М. Саттарова и др. "Эффективность применения гелеобразных составов при разделении нефтепродуктов и очистке трубопровода "Грозный-Армавир"". Испытания проводились на участке нефтепродуктопровода "Подкумок 2-Армавир" протяженностью 234 км и диаметром 500 мм. Приготовление, заправка и пуск разделителя осуществлялся с промежуточного пункта перекачки Подкумок 2. После приготовления полного объема (2,5 м³) разделителя пробка выдерживалась в камере пуска под давлением в течение суток для придания ей целостной структуры. Разделительная пробка запускалась в смесевую зону контакта дизельного топлива и автобензина. В момент прихода ее в ЛПДС "Армавир" наблюдался выход большого количества воды и воздуха, а также наличие механических примесей в отобранных пробах. Иногда в местах отбора проб была зафиксирована только вода. Прохождение разделителя определяли по полному прекращению циркуляции нефтепродукта.

В работе P.M. Саттарова, А.И. Гермашева, Г.М. Панахова и др. "Промышленное внедрение вязкоупругого магнитоактивного разделителя для очистки трубопроводов" приведены результаты испытаний магнитоактивного эмульсионного разделителя, разработанного в АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова. Состав содержит керосин, водный раствор полиакриламида (ППА), раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) и поливалентного металла. Удельный вес и реологические параметры вязкоупругого разделителя регулировались добавлением порошка г-окиси железа и постоянной обработкой магнитным полем. Промышленные испытания проводились на нефтепродуктопроводе протяженностью 273 км и диаметром 250 мм при наличии задвижек различного сечения. Скорость потока составляла 0,92... 1,1 м/с, давление в конечном пункте поддерживалось на уровне 0,1 МПа, режим перекачки - турбулентный. В результате в ходе проведения испытаний давление в начальной точке перекачки за 90 часов (время прохождения разделителя) снизилось от 5,6 до 3,2 МПа при неизменном конечном давлении и примерно постоянной скорости потока ~ 1 м/с. Последующий физико-химический анализ нефтепродукта показал отсутствие в нем механических примесей и наличие воды в пределах допустимых норм. Авторы для обеспечения нормальной работы трубопровода рекомендуют использовать разделитель с одновременным воздействием на поток переменными динамическими нагрузками. Исследования показали, что такие нагрузки малой амплитуды на поток позволяют в 2 раза снизить величину среднего давления, при котором наблюдается вынос скоплений, по сравнению со случаем, когда переменные нагрузки отсутствуют.

Проведенный обзор литературы свидетельствует о том, что наличие во внутренней полости нефтепродуктопровода скоплений строительного и ремонтного мусора, продуктов коррозии и др. отложений значительно ухудшает гидравлические характеристики трубопроводов, приводит к загрязнению перекачиваемых светлых нефтепродуктов механическими примесями выше допустимых норм, увеличивает энергетические затраты на их перекачку и очистку, затрудняет проведение диагностических работ во внутренней полости нефтепродуктопроводов.

Применяемые в настоящее время механические очистные устройства не обеспечивают необходимой степени очистки, особенно в трубопроводах сложного профиля, где наблюдаются местные сужения или увеличения проходного сечения (смятие труб, задвижки с несоответствующим проходным сечением и т.д.). Наиболее перспективным для очистки НПП от внутритрубных отложений следует считать направление, связанное с развитием гелевых очистных систем, отличающихся лучшими технологическими характеристиками по сравнению с механическими системами.

1.2 Влияние скопления жидкости и газа на эксплуатационные характеристики трубопроводов

Наряду с внутритрубными отложениями механической природы увеличению затрат на перекачку способствуют и скопления воды и газов, образующиеся в застойных зонах рельефа трассы НПП. Трубопроводный транспорт многокомпонентных потоков сопровождается разделением фаз транспортируемой жидкости и образованием жидкостных и газовых скоплений соответственно в пониженных и повышенных участках трассы трубопроводов. Это приводит к снижению пропускной способности продуктопроводов и ускорению коррозии в местах скопления жидкости.

Удаление скоплений при пуске нефтепродуктопроводов (НПП), а так же в процессе их эксплуатации представляет значительные трудности и может производиться различными способами. Наиболее простым и эффективным является вынос скоплений потоком перекачиваемого продукта. Однако при пуске трубопроводов в эксплуатацию после гидравлических испытаний скопления жидкости и газов долгое время не могут быть удалены подобным образом. Они уменьшают проходное сечение трубопровода, а значит - увеличивают коэффициент гидравлического сопротивления и тем самым снижают пропускную способность НПП. Кроме того, по ряду причин газожидкостные скопления в эксплуатирующихся трубопроводах могут возникать и вне режимов гидравлических испытаний и пуска.

В частности, в нефтях, транспортирующихся по трубопроводам, почти всегда содержатся растворенные попутные газы, а в нефтепродуктах - воздух. По этой причине на возвышенных участках трубопроводов могут образовываться скопления воздуха или газа, выделившегося из жидкости при понижении давления. Кроме того, экспериментально было установлено, что снижение производительности нефтепродуктопровода также способствует созданию благоприятных гидравлических условий для образования газовых скоплений в повышенных участках трассы продуктопровода.

Другим фактором, оказывающим отрицательное влияние на пропускную способность трубопроводов, является перекачка обводненных нефтепродуктов. Наличие воды приводит к увеличению расходов по транспортировке перекачиваемого продукта и образованию скоплений жидкости в пониженных участках трассы трубопровода.

По вопросам влияния скоплений жидкости или газа на эксплуатационные характеристики магистральных нефтепродуктопроводов в разное время выполнены многочисленные работы. Этой проблемой занимались И.А. Чарный, Ф.И. Багаутдинов, И.Р. Байков, В.А. Васильев, И.В. Воронин, А.К. Галлямов, В.Е. Губин, А.И. Гужов, Ч.С. Гусейнов, A.C. Дидковская, В.К. Касперович, 3.Л. Конторович, Е.Г. Коробков, A.A. Коршак, М.С. Левин, A.M. Несговоров, A.M. Нечваль, Г.Г. Поляков, В.Г. Титов, В.И. Черникин, A.M. Шаммазов, E.H. Ярыгин и др. Большинство из названных работ посвящено опыту ввода в эксплуатацию некоторых НПП.

В работе В.К. Касперовича и В.И. Черникина в результате проведенных экспериментальных исследований условий удаления жидкости из НПП получена зависимость для определения критической скорости перекачки нефтепродукта, при которой происходит вынос скоплений жидкости. Однако использование этой формулы затрудняется из-за сложности определения диаметра капель скопления.

Экспериментальные исследования влияния скоплений конденсата на гидравлическое сопротивление газопроводов выполнены Ч.С. Гусейновым, в результате обработки которых получена весьма сложная зависимость между коэффициентом гидравлического сопротивления и критерием Рейнольдса - Re.

Одной из первых фундаментальных теоретических работ, посвященных влиянию скоплений газа и жидкости на гидравлические характеристики нефтепродуктопроводов, является исследование И.А. Чарного "Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости или газа на пропускную способность трубопроводов", который показал, что на величину потери давления при движении газожидкостных смесей по продуктопроводам большое влияние оказывает профиль трассы. Это объясняется накоплением жидкости в пониженных, а также образованием газовых "шапок" в повышенных участках трассы. Для гидравлического расчета таких трубопроводов автор предложил использовать метод, применяемый в теории неравномерного движения жидкости в открытых руслах. Им получены дифференциальные уравнения для определения размеров живого сечения трубопроводов, соотношения для определения потери давления перекачиваемого продукта, а также определены условия для выноса скоплений газа и жидкости соответственно из повышенных и пониженных участков трассы трубопровода.

В работе И.А. Чарного автором предложена формула для определения критической скорости перекачки нефтепродукта, при которой происходит вынос газожидкостных скоплений:

, (1.9)

где б - угол наклона оси трубопровода к горизонту;

Дс=с_с - с;

с_с - плотность скопления;

с - плотность перекачиваемого продукта;

л - коэффициент гидравлического сопротивления нефтепродуктопровода; D - внутренний диаметр трубопровода.

В работе приводится качественное исследование формы границы раздела между текущей жидкостью и скоплениями конденсата по построению поля изоклин соответствующего дифференциального уравнения; предложена зависимость для определения объема скоплений жидкости в пониженных участках трассы нефтепродуктопровода.

Однако экспериментами А.К. Галлямова было установлено, что это соотношение дает завышенное значение критических скоростей. Одной из причин такого отклонения результата расчета от фактических скоростей выноса скоплений явилось то, что полученные выводы были сделаны без учета циркуляции газа или жидкости внутри скопления. Поэтому в работах различных авторов делаются попытки внести поправку в формулу А. И. Чарного для ее уточнения. Учет названных факторов был реализован в работе Б.В. Гейера "Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтегазопроводов на основе использования реологических характеристик перекачиваемых веществ", где проведенными экспериментальными исследованиями было обосновано, что наличие газового скопления создает дополнительное гидравлическое сопротивление в нефтепродуктопроводе и приводит к уменьшению его производительности. На основании обработки данных лабораторного эксперимента, представленного в работе А.К. Галлямова "Исследование по повышению эффективности эксплуатации нефтегазопроводов" и проведенного на кафедре трубопроводного транспорта Уфимского нефтяного института, получена полуэмпирическая зависимость для определения скорости потока перекачиваемого продукта, обеспечивающей вынос скоплений из пониженных участков трубопровода:

(1.10)

где н₀ - отношение коэффициентов кинематической вязкости нефтепродукта и жидкого скопления. Остальные обозначения соответствуют обозначениям (1.9).

Кроме того, в названной работе получено соотношение для определения объема скопления конденсата в газопроводе и весового расхода газа, при котором происходит полный вынос скопления конденсата из пониженных участков нефтепродуктопровода:

(1.11)

где щ - площадь поперечного сечения нефтепродуктопровода;

с_н, Р_н - плотность и давление скопления газа в нижней точке трубопровода.

Однако в практике трубопроводного транспорта нефтепродуктов нередки такие ситуации, когда пропускной способности трубопровода бывает недостаточно для обеспечения выноса скоплений перекачиваемым продуктом. В подобном случае единственным способом вытеснения скоплений из трассы трубопровода является пропуск очистного устройства. В работе А.К. Галлямова "Исследование по повышению эффективности эксплуатации нефтегазопроводов" представлены результаты проведения лабораторных испытаний по выносу скоплений жидкости и газа соответственно из пониженных и повышенных участков трассы трубопровода вязкоупругим разделительным поршнем длиной около 50 диаметров трубопровода. Аналогичные эксперименты в промышленных условиях описываются в работе М.Х Ведзижева.

Для проверки полученных теоретических зависимостей для определения скорости выноса скоплений жидкости и газа на кафедре нефтегазовой и подземной механики МИНХиГП были проведены лабораторные эксперименты на стеклянной модели "рельефного" трубопровода, в которых рассматривался механизм образования скоплений жидкости или газа отдельно в восходящих и нисходящих участках лабораторной модели трубопровода.

Эксперименты показали, что при движении жидкости и газа на нисходящих участках при скорости, недостаточной для выноса скоплений перекачиваемым продуктом, образуются "шапки" газа. По мере подхода газа они увеличиваются в размерах по длине и прорываются через концевое сечение. После прорыва газа имеет место раздельное движение газа и жидкости, причем газ движется очень медленно. При этом величина потерь давления, определенная и по формуле А.И. Чарного, и по экспериментальным данным, практически совпадает.

На восходящем же участке трубопровода газ движется гораздо быстрее, чем жидкость. Медленно движущаяся жидкость накапливается, занимая от 15% до 80% поперечного сечения трубопровода. С увеличением количества жидкости, задерживающейся в пониженном участке трубопровода, возрастает и потеря давления. Поэтому движение газожидкостной смеси, происходящее чаще всего в пробковом режиме, можно уподобить движению газа при наличии скоплений в трубопроводе.

По результатам проведенных в работе А.К. Галлямова "О потерях давления при движении газожидкостных смесей в "рельефном трубопроводе"" исследований автором сделаны выводы о том, что на ниспадающих участках трубопроводов, перекачивающих газожидкостные смеси, при скоростях, недостаточных для выноса скоплений, происходит раздельное движение жидкости и газа, тогда как на восходящих участках при аналогичных условиях перекачки продукта наблюдается аккумуляция жидкости, которая вызывает интенсивные колебания давления. При отсутствии "захлебывания" трубопровода потерю давления и размеры живого сечения трубопровода можно с достаточной степенью точности определять по формулам А. И. Чарного. Проведенные эксперименты обосновывают необходимость при гидравлических расчетах трубопроводов, перекачивающих газожидкостные смеси, определять потерю давления отдельно на нисходящих и восходящих участках трассы.

В работе А.К. Галлямова, И.Р. Байкова, P.M. Аминева "Оценка эффективной скорости выноса водяных и газовых скоплений из трубопроводов" предлагается ввести поправку к формуле А.И. Чарного в виде коэффициента К_ж:

(1.12)

где К_ж=[2,435 ? (sinб)^0,271 - 1] ? [0,065 ? 1nv₀ - 0,278] +0,564 - 0,133 - 1nv₀.

Дальнейшее исследование полученной формулы (1.10) реализовано в ОАО "Сибтранснефтепродукт". В работе Ф.И. Багаутдинова "Очистка магистральных нефтепродуктопроводов от скоплений воды" автором подчеркивается, что проблема образования газовых и жидкостных скоплений особенно актуальна для трубопроводов Сибири, где пересеченная местность преобладает в ландшафте региона. Кроме того, в последние годы специфика развития экономики России такова, что значительное время в течение эксплуатации нефтепродуктопроводы вынужденно работают с неполной загрузкой на уровне 25 - 30% от номинальной производительности. Этот факт также создает благоприятные условия для образования газожидкостных скоплений в пониженных и повышенных участках трассы.

В рамках решения поставленных задач рассматриваются магистральные нефтепродуктопроводы "Омск-Сокур" на участке "Чулым-Сокур", "Омск- Петропавловск" - восходящий участок па переходе через р. Иртыш. "Сокур - Кемерово" (Плотниково). Критическая скорость перекачки нефтепродукта, соответствующая началу выноса скоплений, определяется таким же образом, как и в работе А.К. Галлямова. Автором уравнение (1.10) было решено относительно критического расхода нефтепродукта Q_кр, выше которого происходит вынос образовавшихся в трубопроводе скоплений:

(1.13)

обозначения в которой совпадают с упомянутыми выше.

В результате проведенных теоретических исследований автором сделаны выводы о том, что в восходящих участках нефтепродуктопроводов при близких значениях вязкости скопления и перекачиваемого продукта требуется меньшая скорость перекачки, соответствующая выносу скоплений. Сравнительный анализ результатов вычислений Q_кр с пропускной способностью некоторых нефтепродуктопроводов ОАО "Сибтранснефтепродукт" позволил установить, что, в частности, в подводном переходе через р. Обь КПП "Омск-Сокур" условий для образования газожидкостных скоплений нет. Для удаления же скоплений воды в подводном переходе через р. Иртыш (НПП "Омск-Петропавловск", перекачивающий дизельное топливо) необходимо запускать НС "Исилькуль". Наиболее сложная ситуация возникает при эксплуатации магистрального нефтепродуктопровода "Сокур-Плотниково" в режиме "Сокур-Кемерово", где пропускной способности трубопровода и мощности НС недостаточно для обеспечения критических расходов нефтепродукта. В данной ситуации удаление образовавшихся скоплений жидкости должно производиться пропуском по трассе очистных устройств.

Вопросы идентификации условий выноса скоплений жидкости и газа из пониженных и повышенных участков трубопроводов рассматриваются и в работах ГАНГ им. И.М. Губкина. Авторами предлагается для уточнения формулы И.А. Чарного учитывать поверхностное взаимодействие потоков перекачиваемого продукта и скопления жидкости. В рамках изучения поставленной проблемы были проведены теоретические и экспериментальные исследования на реальных нефтепродуктах - дизельном топливе и бензине, в результате которых было получено соотношение для определения минимальной скорости выноса жидкостных скоплений перекачиваемым нефтепродуктом:

(1.14)

где С_f0 и C_f - коэффициенты поверхностного трения на границе раздела фаз "нефтепродукт - скопление" и стенках трубопровода соответственно.

Для определения C_f0, прежде характеризующегося весьма значительной неопределенностью, были проведены эксперименты на реальных нефтепродуктах, перекачиваемых ЛПДС "Володарская" АО "Мостранснефтепродукт". В результате обработки статистического материала было получено соотношение:

(1.15)

позволяющее определять коэффициент поверхностного натяжения C_f0 на границе раздела перекачиваемого нефтепродукта и образовавшегося жидкостного скопления. К сожалению, авторами не приводятся результаты сравнения расчетных и фактических значений скоростей выноса скоплений, что оставляет открытым вопрос об окончательном выборе соотношения, наиболее адекватно определяющего критическую скорость перекачки нефтепродукта.

Вопрос вытеснения газовых скоплений из нефтепродуктопроводов изучался и в ряде исследовательских работ, проведенных в Уфимском нефтяном институте [51, 61]. Лабораторные эксперименты позволили установить, что при достаточной скорости перекачки газовое скопление удаляется транспортируемой жидкостью в виде сплошной газовой пробки. Обработка статистического материала привела к эмпирическому соотношению для определения скорости перемещения газовой пробки в нисходящем участке трубопровода, наклоненного к горизонту под углом а, следующего вида:

(1.16)

где W_г - скорость перемещения газовой пробки;

W_Ж - средняя скорость перекачки нефтепродукта.

С целью проверки полученных эмпирических зависимостей был поставлен промышленный эксперимент по определению истинных скоростей перемещения газовых пробок в потоке перекачиваемого нефтепродукта. Исследования были проведены на отводе к Иглинскому нефтеродуктопроводу от магистрального нефтепродуктопровода "Уфа - Омск" и "Уфа - Петропавловск". Сравнительный анализ измеренных фактически скоростей с расчетными значениями скорости движения газовых пробок установил, что фактические скорости во всех случаях перекачки нефтепродуктов (бензина А-76, дизельного топлива ДЛ-02-40) были выше расчетных значений в среднем на 6,4%, что соизмеримо с погрешностью эксперимента.

Анализ данных промышленных и лабораторных экспериментов позволил установить, что практически всем контролируемым при эксплуатации трубопроводов параметрам присуща значительная дисперсия. Это свойство исходных данных при отдельных сочетаниях условий эксперимента приводит к определению поправочного коэффициента Кж с погрешностью до 70%. В работе И.Р. Байкова, Т.Г. Ждановой, Э.А. Гареева "Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа" авторами предлагается ряд математических методов обработки данных эксперимента, способствующих наиболее полному использованию априорной информации и существенному уточнению результатов расчета скоростей выноса скоплений. В частности, на примере данных промышленной эксплуатации одного из нефтепродуктопроводов было установлено, что если традиционные методы определяют К_ж с погрешностью около 50%, то метод асимптотических координат, предлагаемый как альтернатива классическим методам математической статистики, позволяет снизить ошибку вычисления названного коэффициента до 10%.

В работе А.К. Галлямова и др. "Оценка скорости выноса скоплений жидкости из пониженных участков трубопроводных систем", посвященной вопросам применения методов математического моделирования к решению проблем трубопроводного транспорта нефтепродуктов, использовалось соотношение (1.10) для уточнения значения критической скорости выноса скоплений из трубопровода. В результате несложных преобразований формула А.И. Чарного была приведена к виду:

w=а?(sinб)^b. (1.17)

На стадии обработки статистического исходного материала авторами работы делается вывод о том, что внесение ошибок в измерения и зависимой переменной, и аргумента рассматриваемой линейной модели значительно усложняет задачу статистического исследования гидродинамических характеристик продуктопровода. Для повышения достоверности определения параметров а и b авторами обосновывается реализация схемы конфлюэнтного анализа обработки диспетчерских данных, предложенной В.В. Кафаровым для оценки состояния магистральных газопроводов.

Предложенный метод позволяет производить оценку параметров монотонных эмпирических зависимостей по экспериментальным данным, измеренным с высоким уровнем шума. При этом дисперсия адекватности уменьшается в 4...5 раз по сравнению с оценкой параметров, полученной стандартным методом наименьших квадратов.

В результате анализа материалов, опубликованных по вопросам механизма образования газожидкостных скоплений и их влияния на гидравлические характеристики нефтепродуктопроводов, можно сделать вывод о том, что задача идентификации скоплений жидкости или газа в полости трубопровода и его объема по-прежнему является весьма актуальной. Рельеф трубопровода и его геометрические характеристики не всегда позволяют реализовать вытеснение скопления перекачиваемым продуктом, поэтому реально существует потребность в разработке технически и экономически эффективных очистных средств.

1.3 Методы очистки нефтепродуктопроводов от внутритрубных отложений и скоплений воды и газов

Проведенный обзор работ, посвященных исследованию основных факторов, осложняющих эксплуатацию нефтепродуктопроводов, показал, что в подавляющем большинстве случаев удалить скопления жидкости и газов и уменьшить гидравлическое сопротивление НПП можно лишь на основе применения специальных средств очистки.

Очистка внутренней полости магистральных трубопроводов является регулярной операцией. Это объясняется тем, что еще в процессе строительства любого трубопровода возникает необходимость очистки готовых участков от строительного мусора, а после гидравлических испытаний на прочность -полного удаления опрессовочной воды [107].

При эксплуатации НПП на внутренней поверхности труб образуются смолистые отложения, а также металлоотслоения и окалина, являющиеся результатом непрерывной коррозии металла. По этой причине в перекачиваемых по трубопроводу нефтепродуктах имеются механические примеси, ухудшающие их качество. Таким образом, с момента сооружения и до конца эксплуатации существует необходимость в очистке их внутренней полости. Эту операцию производят одним из следующих способов: промывкой с пропуском очистных поршней или поршней-разделителей, продувкой с пропуском очистных поршней, а при необходимости и поршней-разделителей, продувкой без пропуска очистных поршней. Необходимость, возможность, а также качественные критерии каждого из этих способов определены нормативными требованиями СНиП Ш-42-80. С целью повышения качества очистки полости трубопроводов, монтируемых без применения внутренних центраторов, нормативами предусматривается предварительная очистка полости способом протягивания [48].

На магистральных трубопроводах наибольшее распространение получил способ механической очистки внутренней полости с помощью скребков, разделителей, поршней и т.д.

Для реализации этого способа очистки разработано и применяется различное специальное оборудование: камеры пуска и приема очистных устройств, различные конструкции очистных устройств, методы и средства их обнаружения в трубопроводах, устройства для удаления выносимых из трубопровода загрязнений.

Конструкции, применяемые для очистки магистральных газонефтепроводов, по принципу действия (по принципу удаления загрязнений) и области применения можно разделить на две группы [107].

К первой группе относятся устройства, которые в процессе движения вытесняют загрязнения из трубопровода с помощью уплотнительных элементов, перекрывая сечение трубопровода, обеспечивая вынос загрязнений и остатков нефтепродуктов из полости и перепад давлений, необходимый для движения устройства. К первой группе можно отнести разделители РШ, РМ-ПС, ОПР-М с полиэтиленовыми манжетами, ДЗК, ГРВС и другие. В основном они используются для разделения жидкостей, перекачиваемых по трубопроводу, и для очистки его внутренней поверхности.

Процесс очистки контролируют по показаниям манометра на узле подключения, а также по интенсивности выхода и степени загрязненности вытесняемой среды. Перемещение поршней-разделителей типа ОПР-М, ОПР-М-Э, РМ-ПС можно контролировать прибором "Волна", монтируемым на металлическом корпусе этих поршней.

Особенностью устройств второй группы является то, что они предназначены для разрушения, снятия и выноса отложений с внутренней поверхности стенки трубопровода. Для этого кроме уплотнительных элементов они снабжены специальными очистными элементами: скребками в виде ножа, ножа-щита, щетками.

Благодаря их наличию, эти устройства в процессе движения практически полностью удаляют из трубопровода все виды загрязнений. Из этой группы наибольшее распространение в практике очистки трубопроводов получили щеточные скребки ЩС, ЩСР, ЩСГ.

Уже в первые годы существования трубопроводного транспорта было известно, что пропуск "ерша", снабженного кожаными дисками, через трубопровод удаляет внутритрубные отложения (ВТО), повышая пропускную способность трубопровода без увеличения затрат энергии. В дальнейшем это устройство было оборудовано ножами для увеличения его эффективности, что позволило уменьшить необходимое количество пропусков скребка, а следовательно, и стоимость очистки трубопровода.

Трубопроводные скребки применяют как в ходе строительства, так и при эксплуатации НПП [22]. В соответствии с заданным графиком их можно пропускать по трубопроводу либо в одноразовом режиме, либо регулярно. Назначение трубопроводных скребков состоит в следующем: эффективное заполнение, опорожнение и очистка трубопровода, борьба с внутренней коррозией трубопровода, разделение перекачиваемых по трубопроводу продуктов, сбор информации о состоянии трубопровода.