Тезисы - Том 1 Нефть и газ 2015
.pdfАВТОНОМНАЯ КОМБИНИРОВАННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ УСТАНОВКА И ВОЗМОЖНОСТЬ ЕЁ ПРИМЕНЕНИЯ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ
(COMBINED AUTONOMIC POWER PLANT AND IT APPLYING
IN OIL AND GAS INDUSTRY OF RUSSIA)
Закиров В.И.
(научный руководитель - к.т.н., профессор Бессель В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Всоответствии с Энергетической стратегией России, предусматривающей переход на инновационное и энергоэффективное развитие, во всех компаниях нефтегазовой отрасли на протяжении ряда лет реализуются новые энергоэффетивные технологии. Ввиду специфики процессов добычи и транспортировки нефти и газа, необходимость непрерывного контроля за рядом параметров и управления технологическим оборудованием возникла с началом работы первых промыслов. Инновационным комплексом технических решений, позволяющим повысить эффективность создания и дальнейшую эксплуатацию систем телемеханики в труднодоступных районах страны, являются системы телемеханики с электроснабжением от возобновляемых источников энергии.
Вданной работе рассмотрено устройство и принцип действия автономной комбинированной энергетической установки. Данная установка является опытным образцом, она предназначена для изучения процессов накопления солнечной энергии и энергии ветра, а также автономного электроснабжения технологического оборудования и систем телемеханики. Приведён анализ работоспособности установки в условиях отсутствия электросетей общего пользования, примеры объектов и параметров, которые можно контролировать и управлять удаленно в автоматическом режиме.
Применение технологии электроснабжения промышленных объектов на основе возобновляемых источников энергии предоставит возможность развития нефтегазовой инфраструктуры предприятий в труднодоступных районах страны, а также позволит снизить экономические затраты на строительство линий электропередач и средств связи телемеханики, сократить площади земельных и лесных участков, отводимые под строительство и минимизировать негативное воздействие на экосистему.
349
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИСТЕМ УПРЕЖДАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ
(PROSPECTS OF SYSTEMS OF ANTICIPATORY CONTROL
RELIABILITY OF OIL AND GAS OBJECTS)
Земенкова М.Ю., Павлов В.П., Сероштанов И.В. Тюменский государственный нефтегазовый университет
В настоящее время в Российской Федерации действует комплекс правительственных программ, направленных на обеспечение надежной и безопасной работы трубопроводных систем. Модернизированные отраслевые регламенты и стандарты обязывают предприятия эксплуатировать объекты под контролем систем мониторинга с весьма четкими сформулированными требованиями и функциями и уровнем ответственности. Однако, как показывает анализ, современная методологическая база для проектирования таких систем в России еще только формируется. Таким образом, актуальны разработки в области мониторинга надежности оборудования и планирования мероприятий по профилактике аварий и инцидентов.
В ТюмГНГУ проводится комплекс исследований по разработке методологического обеспечения систем упреждающего контроля надежности объектов нефтегазового комплекса.
Авторами разработаны алгоритмы, инновационные методики расчета и математические модели показателей надежности в исполнении, совместимом с современной производственной системой технического обслуживания, системой регистрации эксплуатационных диспетчерских данных, диагностирования средствами неразрушающего контроля в дискретном измерении, автоматизированными системами управления технологическими процессами. Математическое обеспечение разработано с учетом технологических особенностей конкретных объектов с применением теории анализа случайных и детерминированных процессов, теории надежности, теории графов и элементами флуктуационного анализа. Разработанные модели показателей надежности предусматривают возможность прогнозирования параметров технических объектов в режиме реального времени или на фиксированный период, функцию структурного и факторного анализа системы с целью плнирования оптимального обслуживания.
Практическая ценность работы заключается в разработке комплекса математических моделей и методов прогнозирования для системы поддержки принятия решений, мониторинга показателей надежности, действующей в режиме реального времени и способствующей переходу от «послеотказовой» системы обслуживания и ремонтов к «предупредительной» по прогнозным показателям надежности.
350
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА ПРИ ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ СОРТОВ НЕФТИ
(COMPARATIVE ANALYSIS OF USING ELECTRIC HEATING METHODS IN PIPELINE TRANSPORT OF HIGH-VISCOSITY OIL)
Зуев Д.О.
(научный руководитель - доцент Васильковский В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
С каждым годом в России и других странах растет интерес к разработке месторождений высоковязких, тяжелых, сверхтяжелых (битуминозных) нефтей с целью увеличения ресурсов углеводородного сырья. Серьезной проблемой на сегодняшний день является создание технологий их добычи, транспортирования и переработки. Перекачка тяжелых углеводородов связана с дополнительными затратами энергии. Трубопроводный транспорт такого сырья характеризуется высокими гидравлическими потерями, а также риском застывания перекачиваемого продукта при остановке трубопровода. Применение различных способов нагрева высоковязкой жидкости позволяет существенно снизить ее вязкость и, тем самым, уменьшить гидравлические потери.
Одним из основных методов, улучшающих реологические свойства высоковязкой нефти, является применение систем промышленного электрообогрева трубопроводов. Использование таких систем успешно решает следующие задачи: разогрев высоковязкой жидкости до температуры, необходимой для начала перекачки по трубопроводу; полная или частичная компенсация тепловых потерь на отдельных участках трассы нефтепровода; поддержание минимально допустимой температуры жидкости при остановке перекачки; разогрев труб до заданной температуры при возобновлении перекачки после остановки (холодный пуск объекта).
В представленной работе рассмотрены три основных метода электрообогрева трубопроводов: на основе резистивных нагревательных кабелей различных типов; с использованием индуктивно-резистивных систем обогрева (скин-систем); на основе индукционных нагревателей. Проведен сравнительный анализ метода электрообогрева на основе скинэффекта и метода на основе индукционных нагревателей, как наиболее перспективных методов. Выявлены основные преимущества и недостатки этих методов, определена необходимая мощность электронагревательных устройств. На основе проведенных расчетов предложены рекомендации по применению метода, использующего индукционные нагреватели в качестве источника тепла, обеспечивающего эффективное улучшение реологических свойств высоковязких жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.
351
ОБ ОДНОМ СПОСОБЕ АНАЛИЗА РАБОТЫ ТРУБОПРОВОДОВ В СЛОЖНОЙ СЕТИ СБОРА ПРОДУКЦИИ МОРСКИХ СКВАЖИН
(ABOUT ONE METHOD OF ANALYSIS OF THE WORK PIPELINES
IN DIFFICULT COLLECTION SYSTEM OF OFFSHORE WELL’S
PRODUCTION)
Исмайылова Ф.Б.
(научный руководитель - профессор Рамазанова Э.Э.) Научно-исследовательский институт «Геотехнологические проблемы нефти, газа и химия», г.Баку
В работе на основе электрической аналогии и с учетом взаимного влияния морских стационарных платформ (МСП) и коллекторов решена задача по определению фактического расхода и направлении газожидкостных потоков в действующих подводных трубопроводах. С этой целью для каждого трубопровода была составлена электрическая модель схемы совместного сбора нефти и газа и на основе правил идентификации принимались следующие условные обозначения:
-разность давления – идентифицируется напряжению тока U;
-квадрат расхода нефтегазовой смеси по трубопроводу – силе тока I; -гидравлическое сопротивление потоку – электрическому
сопротивлению R;
-потери давления за счет силы гравитации – разности электрических потенциалов U0.
Для моделированной схемы составлялась уравнения баланса электрических токов в узловых точках и потери напряжения на выбранных электрических контурах с применением законов Кирхгофа для электрических сетей. В результате получилась система уравнений с неизвестными токами, количество, которых равно количеству нефтепроводов в системе.
С учетом принятой идентификации, согласно электрической модели на основе исходных данных по добыче и ее распределения по трубопроводам сбора нефтегазовых смесей была оценена сходимость производительностей (в %) на каждой платформе.
Задача решалась с применением теории матриц и была апробирована на фактических промысловых данных морского месторождения «Гюнешли» Азербайджана. Была показана возможность оценки фактических направлений потоков между МСП а также сходимость производительностей на каждой платформе, принимаемой для инженерной практики.
352
ПРОЧНОСТНОЙ РАСЧЕТ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ В ТРУБКАХ ПЕРЕМЕННОГО СЕЧЕНИЯ
(STRENGTH CALCULATION AND STRESS DISTRIBUTION CHARACTER DEFINITION IN PIPES OF VARIABLE CROSS SECTION)
Каримова Г.И.
(научный руководитель - доцент Байкова Л.Р.) Уфимский государственный нефтяной технический университет
Повышение надежности и безопасности трубопроводного транспорта является одной из наиболее актуальных задач в нефтегазовой промышленности. Особую трудность представляет обеспечение надежности (прочности) технологических трубопроводов и элементов технологического оборудования, так как они, помимо стандартных нагрузок, таких как вес элемента с продуктом, вес изоляции, внутреннее давление, перепад температур, испытывают и дополнительные – циклические нагрузки, результатом воздействия которых являются вибрация и повышенный износ (быстрое наступление усталости) трубопроводов.
В работе выполнена оценка целесообразности применения трубок с заданными гидродинамическими параметрами, с точки зрения механики, путем определения характера распределения напряжений и деформаций в трубках переменного по длине сечения: в линейно-расширяющейся трубке
итрубке постоянного давления и выполнения проверки прочности указанных трубок, как технологических.
Применение полученных результатов может быть актуальным при подборе технологического оборудования: переходов, эжекторов, запорной арматуры, подводящих устройств и т.д., и оценке их напряженнодеформированного состояния. Определив характер изменения напряжений в трубках переменного сечения, можно оптимизировать конструкционные
имеханические характеристики элементов технологического оборудования.
353
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ КАНАЛОВ ПЕРЕМЕННОГО СЕЧЕНИЯ
(DEFINITION OF FLUID DYNAMIC PARAMETERS FOR VARIABLE
CROSS-SECTION CHANNELS)
Каримова Г.И.
(научный руководитель - доцент Байкова Л.Р.) Уфимский государственный нефтяной технический университет
При конструктивных расчетах различного вида насосов, элементов трубопроводной арматуры, технического оборудования возникает задача определения гидродинамических параметров в различных сечениях каналов заданной формы. Это может быть связано с необходимостью выявления сечений с минимальным или максимальным давлением или скоростью из условия сохранения прочности или обеспечения бескавитационных условий работы.
Обратной задачей является определение формы поверхности канала по заданному распределению одного из гидродинамических параметров. В общем случае, поставленные задачи могут быть решены только приближенно с помощью численных или графоаналитических методов. В гидромеханике эти задачи решаются с применением уравнения Лапласа.
В работе сделана попытка решения с помощью основных уравнений прикладной гидравлики – уравнения Дарси-Вейсбаха и уравнения Бернулли и получены уравнения зависимости: давления в трубе переменного сечения от ее длины, диаметра трубы переменного сечения от его длины при постоянном давлении (труба постоянного давления), гидродинамических напоров в трубопроводах переменного сечения от их длины
Применение полученных выражений может быть актуальным при расчетах технологического оборудования: эжекторов, запорной арматуры, подводящих устройств и т.д. Определив закон изменения гидродинамических параметров по длине потока жидкости, можно оптимизировать конструкционные и механические характеристики элементов технологического оборудования
354
СРАВНЕНИЕ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ И ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ СХЕМ ВКЛЮЧЕНИЯ НАСОСОВ НПС ПРИ РАБОТЕ В УСЛОВИЯХ РАЗЛИЧНЫХ ПЕРЕПАДОВ ВЫСОТ
(COMPARISON ANALYSIS OF SERIES AND PARALLEL PUMPING SYSTEMS WHILE WORKING WITH VARIOUS ELEVATION DIFFERENCE)
Кирьянов А.А.
(научный руководитель - доцент Зоря Е.И.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
Для поддержания устойчивой перекачки нефти по магистральному нефтепроводу с учетом различных ситуаций на НПС устанавливается обычно три рабочих и один резервный насос. При этом на практике применяются две схемы включения насосов – последовательная и параллельная. При последовательном включении насосов подача принимается равной проектному расходу по трубопроводу, а напор – 1/3 необходимого напора НПС. При параллельном включении насосов они должны иметь полный напор НПС, а подачу – 1/3 проектного расхода трубопровода.
Вслучае, когда отличие уровней установки рассматриваемой НПС и следующей незначительно («равнинное» расположение), наиболее эффективной является последовательная схема включения насосов. Если следующая НПС расположена на более высокой отметке, то линейная часть нефтепровода имеет некоторую статическую составляющую.
Входе сравнения построены характеристики для последовательного
ипараллельного включения насосов при работе на трубопровод с различной величиной статической составляющей от расчетного напора НПС. При последовательной схеме, в случае значительной статической составляющей, возможность работы при расходах меньших проектного ограничена, а при возникновении аварийных ситуаций с отключением одного или двух насосов прокачка нефти невозможна по причине превышения сопротивления сети величины напора насоса.
При параллельной схеме имеется возможность отключением одного или двух насосов обеспечивать перекачку уменьшенных расходов. Аварийное отключение насосов не останавливает полностью работу трубопровода, а рабочая точка обеспечивается дросселированием части напора.
Таким образом, в условиях с большим перепадом высот на участке трубопровода, где сопротивление сети превышает напор работающих последовательно насосов, более целесообразной является параллельная схема их включения.
355
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ДРОССЕЛИРОВАНИЯ И ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ УЧАСТКЕ НЕФТЕПРОВОДА
COMPARATIVE EFFECTIVENESS OF THROTTLING AND FREQUENCY-CONTROLLED ACTUATORS FOR TECHNOLOGICAL SECTIONS OF THE PIPELINE
Кирюшкина В.Ю.
(научный руководитель - д.т.н., профессор Шибнев А.В.) РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина
Вопрос оптимизации режимов транспортировки нефти является одним из важнейших для улучшения экономических и энергетических показателей компаний, осуществляющих процесс транспортировки нефти, т.к. насосные агрегаты потребляют до 95% от общих затрат электроэнергии.
Предполагается, что применение оборудования частотнорегулируемого привода (ЧРП) является более эффективным и экономичным способом регулирования режимов при транспортировке нефти по трубопроводу, хотя и более дорогостоящим по сравнению с традиционным.
Эффективность ЧРП зависит от условий эксплуатации трубопровода и, в первую очередь, от характеристик технологического участка в целом, характеристик насосных агрегатов и графика плановых режимов работы.
В рамках исследования смоделирован гипотетический участок нефтепровода в вариантах применения ЧРП и регулирования с помощью дросселирования. Плановые (стационарные) режимы работы технологического участка определялись по критерию минимума затрат электроэнергии при заданной производительности в диапазоне от минимальной до максимальной возможной. Для каждого стационарного режима работы трубопровода рассчитывался удельный (приведенный к единице времени) расход электроэнергии. Расчеты нестационарных процессов при переходе с одного стационарного режима на другой произведены при помощи программного комплекса «Гидросистема». Полученные результаты позволили оценить суммарные затраты электроэнергии.
Установлено, что применение ЧРП по сравнению с дросселированием становится предпочтительнее, чем чаще происходит изменение режима работы технологического участка нефтепровода. Однако, в некоторых случаях преимущество сводится на нет из-за более высоких приведенных затрат на технологическое оборудование ЧРП.
356
ПОТЕНЦИАЛ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СВЕРХЗВУКОВОЙ СЕПАРАЦИИ ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ И ЭКОНОМИЧЕСКОМ АСПЕКТАХ
(POTENTIAL USAGE OF SUPERSONIC SEPARATION FOR GAS CLEANING IN TECHNOLOGICAL AND ECONOMIC ASPECTS)
Киселев В. Ю., Мажидов С.И.
(научный руководитель - доцент, к.т.н. Муминов А.С.) Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в г. Ташкенте
Одной из проблем транспортировки газа является очистка и осушка газа. Очистка газа от сероводорода происходит на заводах, что крайне неудобно, так как необходимотранспортировать газ на перерабатывающий завод, далее с завода до потребителя. В данное время, традиционная осушка газа производится либо низкотемпературной сепарацией, либо с использованием турбодетандеров, оба процесса неидеальны.
В XXIвеке мы предлагаем подойти к осушке и очистке газа по новому с использованием 3Sсепарации.
3Sсепарация (SuperSonicSeparator) -
использованиенизкотемпературного сверхзвукового сепаратора, конструкция которого основана на использовании достижений современной аэродинамики, связанных с аэрокосмическойтехникой техникой.
Технологические выгоды:1) Отделять конденсат и серу; 2) Исключить использованиепротивогидратных средств; 3) Сохранить высокое давление; 4) Удешевить процесс осушки и очистки газа; 5) В купе с сероочисткой проводить весь цикл подготовки газа на месторождении;
Экономические выгоды: 1)Уменьшение капитальных затрат на мультифазные сепараторы; 2)Уменьшение затрат на ингибиторы против гидратов; 3)Значительно поздняя необходимость в строительстве ДКС; 4)Уменьшение капитальных расходов на строительство труб для транспортировки; 5)Уменьшение капитальных затрат на строительство ГПЗ; 6)Сокращение потребности в большом персонале; Потенциал применения технологии позволяет кардинально снизить
расходы как на существующих, так и на обустраивающихся месторождениях.
357
УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ УЧАСТКА «ЛОПАТИНО – КЛИН – НИКОЛЬСКОЕ» МН «КУЙБЫШЕВ – УНЕЧА – МОЗЫРЬ-1» ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ ПАРТИЙ ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ
(THE INCREASING OF CAPACITY OF SECTION «LOPATINO – KLIN
– NIKOLSKOE» OF THE TRUNK PIPELINE «KUIBYSHEV – UNECHA
– MOZYR-1» FOR HIGH SULPHUR OIL TRANSPORTATION)
Кузнецова Д.П., Андрюхин Н.С.
(научный руководитель - доцент Васильковский В.В.) РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина
С 2009 года на западном экспортном направлении наблюдается тенденция снижения доли малосернистой нефти. Так, по данным АО «АК «Транснефть», в 2014 г. объём транспортируемой высокосернистой нефти увеличился до 81,1 млн. т, что составляет 17% от общего объёма перекачки. В 2015 году доля высокосернистой нефти в общем грузопотоке может вырасти ещё на 3-3,5 млн. тонн. В связи с неготовностью НПЗ «ТАНЕКО» для переработки высокосернистой нефти, необходима ее отдельная транспортировка и отгрузка. На заседании комиссии ТЭК РФ поставлена задача проработки варианта перекачки высокосернистой нефти с содержанием серы 2,3% по МН «Дружба» в объеме 23 млн. тонн/год. Таким образом, задача нахождения оптимального варианта перекачки, увеличившихся объёмов нефти с высоким содержанием серы по МН «Дружба» в настоящее время является весьма актуальной.
Впредставленной работе предлагается вариант перекачки заданного объема высокосернистой нефти без сброса в РП ЛПДС «Клин», тем самым, отказавшись от больших затрат на реконструкцию станции, необходимую по причинам малого объема РП, отсутствия возможности раздельного приема нефти из трех нефтепроводов, наличия одной подпорной станции на два нефтепровода. Предлагается вести перекачку с ЛПДС «Лопатино» через НПС «Никольское», ЛПДС «Унеча» и далее по МН «БТС-2» до «Спецморнефтепорт Усть-Луга».
Впредставленной работе был проведён технологический расчет, показавший снижение производительности МН «Дружба-1» на 10 млн. тонн/год. Для ее восполнения предлагается произвести подключение НПС «Красноселки» МН «Дружба-2» к МН «Дружба-1», которое, согласно проведённому технологическому расчету, полностью устраняет потерю пропускной способности участка «Клин-Никольское-1», а оставшееся времени позволяет перекачивать сернистые нефти с компаундированием в РП «Клин» по прежней схеме.
358