К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 20 )

Например, для интервала наработки, в котором текущие значения далеки от , допустимая степень расхождения может быть увеличена по сравнению с интервалами наработки, в которых текущие приближаются к .

Диагностические определения предпочтительно выполнять по методике, изложенной в [4], а прогноз изменения функции от времени наработки Т осуществлять на основе полинома второй и третьей степени одновременно.

Предпочтительность указанной методики, по сравнению с существующими, которые отмечены выше, показана в работе [4].

Это также иллюстрирует рис. 4, где представлены значения , полученные
на основе , рассчитанных по методике, приведенной в [1] и обработанных
в соответствии с методиками, предложенными в [4] и в настоящей работе.

Сопоставление результатов расчета (см. рис. 4), с данными (см. рис.2 и 3), а также с паспортным значением для нагнетателей RF2BB-30, равным 0,812, показывает, что методика [1] дает завышенные значения и соответственно , на основе которых они рассчитаны.

Рис. 4. Определение остаточного ресурса на основе методики [1]

При этом достоверность прогноза, выполняемого по данным (см. рис. 4), и представленная в виде = 0,575, намного ниже достоверности прогноза, выполняемого на основе (см. рис. 2 и 3), которая составляет 0,854 и 0,863 соответственно. Кроме того, значения на указанных рисунках, в отличие от значений этого параметра (см. рис. 4), не превосходят паспортную величину = 0,812 даже в своем максимуме, что соответствует физической сути рассматриваемого явления.

Это дополнительно указывает на большую приемлемость методики [4] для практического прогнозирования остаточного ресурса нагнетателей по их энергетическим показателям.

Необходимость прогноза остаточного ресурса центробежных нагнетателей по их энергетическим показателям не требует доказательств. Он широко применяется, и не только для машин данного типа, так как позволяет снижать энергопотребление различных производств. Для центробежных нагнетателей, применяемых в газовой промышленности, такой прогноз их остаточного ресурса наиболее эффективен. В данной ситуации для повышения политропического КПДмашин, снизившегося в результате их износа, не обязательно подвергать ремонту нагнетатели в целом. В большинстве случаев достаточно заменить или подвергнуть восстановлению рабочие колеса нагнетателей, так как 70%снижения происходит в результате износа рабочих колес этих машин [3]. Эффект достигается за счет того, что стоимость рабочего колеса нагнетателей, тем более затраты на его восстановление, во много раз ниже стоимости энергии, дополнительно (непроизводительно) потребленной компрессорными машинами в результате использования изношенного рабочего колеса.

Выводы

1. С целью повышения эффективности использования промышленного оборудования целесообразно, помимо прочего, отслеживать его остаточный ресурс по энергетическим показателям. Это дает возможность своевременно выводить оборудование в ремонт не по техническим, а по энергетическим показателям и, тем самым, снижать энергозатраты на осуществление тех видов производств, на которых оно используется. Для компрессорных машин, в частности для нагнетателей природного газа, в качестве подобного энергетического показателя может рассматриваться их политропический КПД

2. На основе исследований, выполненных в рамках настоящей работы, установлено, что политропический КПД нагнетателей природного газа предпочтительней определять по методике, изложенной в [4]. Предпочтительность отмеченной методики состоит в том, что она позволяет определять отмеченный КПД на основе текущей эксплуатационной информации о режимах работы данных машин, без сведений о производительности нагнетателей и без потери, при этом, точности расчета КПД.

Указанная методика, в отличие от ныне существующих, позволяет определять достоверность полученных расчетом значений политропических КПД нагнетателей.

3. Рассмотрение динамики изменения политропических КПД нагнетателей от их наработки позволяет прогнозировать остаточный ресурс нагнетателей по их энергетическим показателям.

Осуществление прогноза на базе программного продукта Microsoft Excel дает возможность выполнять прогноз на вероятностной основе с получением достоверности прогноза.

4. Неоднозначный характер изменения политропического КПД нагнетателей от их наработки приводит к необходимости осуществлять прогнозирование остаточного ресурса данных машин по их энергетическим показателям на основе, как минимум, двух аппроксимирующих зависимостей, и на непродолжительный период времени. При этом, с целью коррекции результатов прогноза, следует постоянно осуществлять мониторинг изменения КПД во времени. Для нагнетателей природного газа, используемых в газовой промышленности, для коррекции результатов предшествующих прогнозов необходимо проводить диагностические определения политропических КПД машин не реже, чем через один месяц их непрерывной работы.

Список литературы

1.Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / . , , .- Л.: Недра, 1985.-288с.

2.Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций / , , .- М.: Недра, 1992.

3.Казаченко компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.: Нефть и газ, 1999.-463 с.

4.Перевощиков диагностика технического состояния центробежных нагнетателей природного газа. // Известия вузов. Нефть и газ. 2011. № 3 .С.97-104.

Сведения об авторе

, д. т.н., профессор, кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:
(34

Perevoschikov S. I., Doctor of Technical Sciences, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)

_________________________________________________________________________________________

УДК 538.9:548.51:537.635

РОСТ И ДИССОЦИАЦИЯ ГАЗОГИДРАТА В ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ

GROWTH AND DISSOCIATION OF GAS HYDRATE

IN THE WATER-OIL EMULSION

,

A. V. Shirshova, M. Yu. Dan’ko

Тюменский государственный университет, г. Тюмень

Ключевые слова: газогидрат пропана, водонефтяная эмульсия, диссоциация гидратов

Key words: gas hydrate of propane, water-oil emulsion, hydrates dissociation

В последнее время значительно возрос интерес к исследованию свойств газогидратов, что обусловлено рядом причин [1, 2]. Природные газовые гидраты, являются перспективным источником углеводородного сырья. Ряд уникальных свойств газовых гидратов позволяет рассматривать их также в качестве среды для временного хранения и транспорта газа в форме гидратов.

Как известно [3], газовые гидраты — кристаллические соединения, образующиеся посредством включения молекул газа в полости льдоподобных каркасов, построенных молекулами воды. Таким образом, в любой многофазной и многокомпонентной системе, содержащей газ и воду (лед), при определенных условиях, может образовываться газогидрат. Большинство имеющихся теоретических и экспериментальных исследований таких сложных систем направлены на разработку методик получения и изучения гидратосодержащих образцов различных твердых дисперсных пород, что связано в первую очередь с открытием геологами присутствия в поровом пространстве мерзлых пород рассеянных газогидратов
[4, 5]. Однако в отечественной научной литературе почти отсутствуют работы, посвященные газогидратам, полученным в сложных жидких системах при положительных температурах, например, в водонефтяных эмульсиях. Несколько работ американских ученых последних лет по этой тематике (Center for Hydrate Research CO USA) носят или концептуальный характер [6] или направлены на исследование процессов агломерации газогидратных дисперсных частиц в эмульсии, что важно для предотвращения газогидратных пробок в потоке сырой нефти [7].

С другой стороны, примерно 80% всей нефти в РФ добывается в обводненном состоянии [8]. При извлечении смеси нефти с пластовой водой образуется эмульсия, которую следует рассматривать как механическую смесь двух нерастворимых жидкостей (нефти и воды), одна из которых распределяется в объеме другой в виде капель различных размеров. Наличие воды в нефти в присутствии нефтяного газа может привести в условиях низких температур и высоких давлений к гидратообразованию в водонефтяной эмульсии, что может нарушить технологию добычи, переработки и транспорта нефти. Вместе с тем, использование газогидратных технологий прямо на промыслах с использованием водонефтяной эмульсии — одно из перспективных технологических решений проблемы утилизации нефтяного газа. Хранение и транспортировка газа в твердом гидратном состоянии позволит вовлечь в эксплуатацию небольшие нефтяные месторождения, удаленные от газопроводов и станций по переработке попутного газа, и принесет значительную экономическую выгоду. Главная проблема, из-за которой технология перевода газа в газогидратное состояние на данный момент является нерентабельной, – низкая скорость образования газогидрата.

Цель настоящей работы — разработка газогидратных технологий утилизации нефтяного газа с использованием водонефтяной эмульсии.

Методика проведения эксперимента.

Поскольку в нефтяном газе массовое содержание пропана выше, чем в природном, при этом газогидратообразование этого компонента газа происходит при давлениях почти на порядок меньших, чем у метана, нами исследованы газогидраты, полученные из пропана.

Для приготовления эмульсии использовалась проба нефти Мамуринского нефтегазового месторождения, основные физико-химические свойства которой представлены в табл.1 и дистиллированная вода.

Для смешивания воды и нефти использовался миксер с частотой вращения лопасти 13000 оборотов в минуту. Полное время взбивания эмульсии составляло не менее 30 минут. Для исследований были приготовлены следующие водонефтяные эмульсии с объемным содержанием воды: 75, 50, 25%.

Получившаяся эмульсия имела однородную, более вязкую консистенцию и более светлый цвет. Для предотвращения разделения эмульсии при изменении термобарических условий, приготовленная эмульсия выдерживалась несколько часов при температуре –4°С, затем помещалась в реактор, предварительно охлажденный до температуры –5°С.

Таблица 1

Основные физико-химические свойства нефти

Плотность при 20°C, кг/м3	Кинематическая вязкость, 10-6 м2/с	Температура, °С
T=20°C	T=50°C	застывания	кипения
826	4,54	2,17	Ниже –16	+50

Исследование кинетики роста и диссоциации газогидратов проводилось на стенде «Газогидраты» по методике [9]. Перед подачей газа реактор с эмульсией, охлажденный до –50С, нагревался до наступления положительной температуры в диапазоне от 1,5 до 30С. Далее температура в реакторе стабилизировалась, а оттаявший реагент насыщался газом при давлении равновесия и данной температуре в течение нескольких часов.

Далее давление увеличивали на величину . Начало процесса гидратообразования определялось по падению давления в реакторе и визуально (по появлению более рыхлой структуры эмульсии с вкраплениями частиц гидрата белого цвета). Стабильность протекания процесса гидратообразования обеспечивалась поддержанием в реакторе определенных термобарических условий. В частности, в наших экспериментах по исследованию кинетики роста температура устанавливалась постоянной, а давление периодически подкачивалось до постоянного максимального значения.

Для изучения диссоциации газогидрата давление в реакторе, содержащем выращенный газогидрат, уменьшали стравливанием газа ниже давления равновесия при данной температуре. Начало процесса диссоциации фиксировалось по увеличению давления, которое измерялось как функция времени. Кроме того, процесс разложения газогидрата фиксировался на видеокамеру и оптический микроскоп при атмосферном давлении и комнатной температуре. В качестве варьируемого параметра в экспериментах по росту газогидрата выбрана степень пересыщения, а в экспериментах по диссоциации степень недосыщения:

,

где — давление равновесия, которое определялось по давлению, установившемуся в системе газ — газогидрат по истечению продолжительного промежутка времени (не менее 10 часов) при постоянной температуре.

К выходным величинам эксперимента относятся:

— индукционный период образования газогидрата — промежуток времени от начала пересыщения газом эмульсии при до начала массового образования газогидрата (определялось визуально и по началу уменьшения давления в реакторе);
– скорость изменения давления в реакторе за время :

;

— кинетический коэффициент, определяемый по формуле

.

Результаты эксперимента и их обсуждение.

Для сравнения результатов, полученных в водонефтяных эмульсиях провели эксперименты при тех же термобарических условиях в воде.

Рост газогидрата. Индукционный период начала газогидратообразования в дистиллированной воде составлял 2–3 суток и менее 1–2-х часов для эмульсии. Исходные экспериментальные кривые при росте газогидрата таковы (рис.1). В воде давление равновесия со временем не изменяется, тогда как для эмульсии оно увеличивается, что связано со значительно большей, чем в воде растворимостью газа в нефти (см. рис. 1 ).

а)

б)

Рис. 1. Зависимость давления в реакторе от времени: а — для дистиллированной воды,

б — для водонефтяной эмульсии с объемным содержанием воды — 25%,

при температуре 2,4 0С

Представлены кривые скорости роста , полученные при обработке исходных кривых (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость скорости роста газогидрата от величины пересыщения

Р – Р р для воды и эмульсии

В табл. 2 представлены результаты расчета кинетического коэффициента роста
(в области больших пересыщений) и характерной скорости диффузии для воды и эмульсий, с различным содержанием воды, полученные при обработке кривых (см. рис. 2) по методике [9].

Таблица 2

Значения кинетических коэффициентов роста газогидрата, для воды и эмульсии

с различным содержанием воды

, %	100	75	50	25	0
1 /ч	26,9	15,6	12,6	7,7	2,5
	26,9	15,0	11,4	5,8	0,0

Для учета вклада в кинетический коэффициент величины падения давления при растворимости газа в нефти нами проведены специальные измерения зависимости давления газа в реакторе над нефтью от времени при тех же термобарических условиях.

В экспериментально полученном кинетическом коэффициенте вклад растворимости был учтен как аддитивная поправка:

где – кинетические коэффициенты, полученные в экспериментах с водонефтяной эмульсией и нефтью, соответственно, — кинетический коэффициент только при гидратообразовании, — объемное содержание воды в эмульсии (в долях единицы)

Диссоциация гидратов. На рис. 3 показана одна из исходных экспериментальных кривых диссоциации газогидрата.

Рис. 3. Зависимость давления в реакторе от времени при диссоциации газогидрата, полученного в воде

При обработке такого рода кривых получены графики, представленные на рис. 4.

Наклон кривой скорости диссоциации для эмульсии выше ( см. рис. 4), чем для воды, следовательно, выше кинетический коэффициент диссоциации (β для эмульсии 60,0 1/ч, для воды — 14,5 1 /ч).