sbornik_FTT_2015_1__1

421

УДК 622. 691. 4. 052. 012: 681. 518

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЛОПАТОК ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

Э.Р. Валетдинова, Д.А. Годовский, УГНТУ, г. Уфа, Р.Г. Рыскулов ООО "Турбомашсервис" г. Стерлитамак

Диагностирование дефектов рабочих лопаток турбомашин в процессе их работы является сложной инженерной задачей, от эффективности решения которой зависит долговечность и безопасность эксплуатации турбоагрегатов.

В настоящее время стоит острая необходимость в создании таких средств неразрушающего контроля, которые могли бы оперативно в процессе проведения среднего или капитального ремонта газоперекачивающего агрегата объективно и достаточно достоверно оценить реальное состояние материала лопаток газотурбинных двигателей, определять степень и характер деградации материала, области возможного зарождения усталостных дефектов [1].

Для своевременного ремонта турбомашин и предотвращения аварийных ситуаций необходимо контролировать состояние лопаток в процессе эксплуатации, в частности развивать методы диагностики по состоянию.

Технология эксплуатации «по состоянию» предусматривает оптимизацию ремонтно-технического обслуживания оборудования и управления технологическим процессом его работы на основе данных о реальном техническом состоянии и фактических характеристиках оборудования.

Обработка экспериментальных данных по исследованию изменения материала лопаток в процессе эксплуатации позволила разработать комплексный метод диагностики лопаток ГТУ [2], который позволяет учитывать следующие факторы:

1 Прогнозирование состояния предразрушения деталей ГТУ; 2 Разделение общей деградации по видам для выбора метода восстанов-

ления свойств; 3 Совместный вклад видов деградации;

4 Влияние эксплуатационных факторов, усиливающих тот или иной вид деградации;

422

5 Создание системы диагностики, позволяющей в целом рассмотреть деталь, учитывая вышеперечисленные факторы.

Это позволяет определить состояние материала детали и состояния детали в целом, рассматривать возможность восстановление исходных эксплуатационных свойств деталей с целью кардинального увеличения ресурса для обеспечения «профилактики» свойств лопаток на допустимом уровне.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Годовский Д.А. Методика определения деградации материала лопаток

турбомашин на ранней стадии// Нефтегазовое дело. 2009. т. 7. № 2. С. 139-145. 2 Годовский Д.А. Комплексная дефектоскопия лопаток газотурбинных

установок// Нефтегазовое дело. 2008. т. 6. № 1. С. 147-152.

УДК 622.276.43

РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗВЕТВЛЕННОЙ СЕТИ ТРУБОПРОВОДОВ КУСТОВЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

СИСТЕМЫ ПРОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

П.В. Виноградов, ООО «БашНИПИнефть», г. Уфа, Н.В. Морозова, УГНТУ, г. Уфа

Система поддержания пластового давления (ППД) для крупных месторождений представляет собой протяженную, разветвленную сеть трубопроводов, включающую насосные станции, множество гребенок, узлов, задвижек и штуцеров. В процессе эксплуатации данная система постоянно подвергается изменениям. Подключаются новые участки трубопроводов, изменяется конфигурация сети, заменяются старые участки трубопроводов (зачастую на другие диаметры), происходит постепенный перевод добывающих скважин в фонд нагнетания, изменяется приемистость нагнетательных скважин. Все эти процессы приводят к разрегулированию системы, реализации неоптимальных режимов работы объектов ППД и, следовательно, к необходимости их постоянного регулирования.

Данная задача не является тривиальной в виду ее многомерности. Все объекты системы ППД являются гидродинамически взаимосвязанными между

423

собой и изменение одного параметра в каком-либо элементе (например, изменение диаметра штуцера на устье скважины) приводит к изменению режима работы всей системы. При этом, даже после регулирования, режим работы системы ППД (которая является одним из основных потребителей электроэнергии при добыче нефти) может не являться оптимальным с точки зрения энергоэффективности.

В связи с вышеизложенным, возникает необходимость в прогнозировании динамики изменения параметров системы ППД и оценки показателей ее энергоэффективности.

Так как основные объекты системы ППД (участки сети, блоки водораспределительные, скважины) представляют собой единую гидравлически связанную систему, то модель системы ППД должна обеспечивать совместное решение для всех этих объектов. Применение развернутой физикоматематической модели системы ППД не всегда целесообразно, так как такая модель требует ввода большого количества исходных данных, зачастую неизвестных при эксплуатации, кроме того, усложняется процесс адаптации такой модели.

Авторами предлагается упрощенная модель промысла, отражающая, основные физические особенности объекта. Расчет режима работы системы ППД выполняется в два этапа. На первом этапе производится анализ текущего состояния системы по фактическим замерам параметров работы. Определяются фактические параметры элементов системы (пропускная способность трубопроводов, коэффициенты приемистости скважин, пластовое давление). На втором этапе выполняется расчет режима работы системы ППД с целью определения значений параметров системы для регулирования. Расчет выполняется на основе решения системы уравнений, записываемых для каждой скважины, водораспределительного блока и участков сети. Замыкается система уравнением материального баланса в узловых точках.

Задав давление на выходе кустовой насосной станции (КНС) и требуемые расходы на устьях скважин можно получить перепады давления, которые необ-

424

ходимо выставить с помощью штуцеров на устьях скважин для регулирования. Выставив только давление на выходе из КНС, можно определить значения закачиваемых в скважину расходов и, при необходимости, их отрегулировать.

УДК 62683

СИСТЕМА РЕКУПЕРАЦИИ ТЕПЛА ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА

И.А. Галимов АО «транснефть-Урал», г. Уфа

В соответствии с требованиями по энергосбережению Федерального закона РФ от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» одной из важнейшей задачей в настоящее время является переход на энергосберегающий путь развития, снижение потребления электроэнергии и повышение энергоэффективности предприятия.

Основные потребители электроэнергии НПС - это двигатели магистральных насосных агрегатов. От того в какой мере поддерживается их надежность работы и высокие эксплуатационные свойства зависят объемы перекачки и функционирования НПС в целом. Они потребляют около 98% всей электроэнергии станции, а, следовательно, именно они несут потенциал для внедрения технологий энергосбережения.

Областью внедрения является система вентиляции электродвигателя. Воздух из электрозала поступая в двигатель охлаждает его, забирая тепло, и выбрасывается обратно в электрозал. Устройство регенерации (рекуперации) отходящего тепла электродвигателя с объемным потоком приточного воздуха и объемным потоком отработанного воздуха, содержащее систему регенерации тепла является решением для повышения энергоэффективности электродвигателя магистрального насоса.

Теплопередача между объемным потоком приточного воздуха и объемным потоком отработанного воздуха, которая содержит теплообменникрекуператор и тепловой насос, соединенные с воздуховодами электродвигателя.

426

12.РД 27.060.00 - КТН - 125 -10 «Методика расчет норм расхода нефти для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения объектов организации системы Транснефть»

13.ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике»

14.РД 29.020.00 - КТН -087 -10 «Положение о системе технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования магистральных нефтепроводов на давление до 10 Мпа»

15.Методика расчета экономической эффективности

УДК 622.245.44

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТКАЧКИ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЖЕКТОРА

Н.Р. Гарифуллин АО «Транснефть - Урал», г. Уфа

Работы по откачке нефти из магистральных трубопроводов (МН) являются одними из важнейших при проведении плановых работ. Очень часто время затраченное на откачку нефти больше чем время проведения самих сварочномонтажных работ и поэтому перед эксплуатирующими организациями встает задача об уменьшении времени затрачиваемого на откачку нефти из МН.

Ежегодно на объектах Компании проводятся сотни плановых работ связанных с откачкой нефти. Затраты на откачку измеряются десятками миллионов рублей и в настоящее время эти затраты считаются неизбежными, так как производительность, количество насосных агрегатов и время откачки ограничено.

Вопрос затрат становится особенно актуальным при большом объеме откачки - свыше 1000 кубических метров, так как в этом случае приходится привлекать насосные агрегаты из других филиалов или других дочерних Акционерных Обществ. А это сразу увеличивает общие затраты на откачку связанные

сперебазировкой техники минимум на 10%.

Вданной работе для решения важнейших задач, а именно сокращение времени на откачку нефти из магистральных нефтепроводов, снижение затрат на перебазировку техники, увеличение надежности и безопасности проведения

427

работ, предлагается применение струйного насоса совмещенного с тройником используемый при параллельной откачке с помощью насосных агрегатов ПНУБИБЛИОГРАФИЧЕСКАЯ ССЫЛКА

1 Соколов Е.Я. Зингер Н.М. Струйные аппараты. - 3-е изд., перераб. - Москва: Энергоатомиздат, 1989. - 352 с, ил

УДК 622.276

ОЦЕНКА ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ПОЛИМЕРНОГО ТРУБОПРОВОДА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ СТАЦИОНАРНОГО НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО ТЕЧЕНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Р.Д. Джафаров , НКМЗ, г.Нефтекамск

Одна из проблем транспортировки попутного нефтяного газа - это изменяющийся компонентный состав даже в пределах одного месторождения. Важно знать пропускную способность по газу для конкретных условий эксплуатации. С этой целью была построена модель стационарного неизотермического течения. Модели неизотермического течения газа широко применяются для определения режимов эксплуатации как магистральных трубопроводов, так и добывающих газовых скважин. Однако, рассматриваемая здесь задача, имеет свои особенности. Диапазон изменений давления и температуры вдоль оси трубопровода весьма широк и не линеен. Поэтому, в расчетах приходится определять параметры отводимого газа для каждой сечение трубопровода, в зависимости от давления и температуры потока. Принять параметры газа равными некоторому усредненному значению здесь нельзя.

Еще одна особенность в постановке задачи - толщина стенки сопоставима с диаметром канала трубопровода, поэтому приходится решать сопряженную тепловую задачу для определения температуры внутренней поверхности трубки.

Течение газа описывается хорошо апробированной системой уравнений стационарного неизотермического течения. Плотность газа связана с температурой и давлением газа уравнением состояния реального газа. Коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки к потоку определяется выражениями:

428
, Nu= 0.023Pra43Re0	'8, Re = D	, pr =	^
D		^	X

где Xоg - коэффициент теплопроводности газа, Nu, Pr, Re - числа Нуссельта, Прандтля и Рейнольдса.

Температура внутренней стенки трубопровода находится из сопряженной тепловой задачи. В итоге температура внутренней стенки определится выражением:

	( Т -	Ts ) a w l n		rR
Tw	=	s	,	+ T '
	xp			R
		+ a w l n		—
	Г 0			r o

Наибольшую трудность представляет вычисление термодинамических параметров отводимого газа. Динамическая вязкость, критические давление, температура и плотность вычислялись по регламентированному методу. Физические свойства реального газа (как смеси газов) определяются через функции свободной энергии Гельмгольца и ее производных, неидеальная составляющая которой, в свою очередь, определяется из уравнения состояния AGA 8 для относительной плотности.

Уравнение решается относительно плотности с помощью стандартного итерационного метода Ньютона, в качестве начального приближения выбиралось значение относительной плотности в идеально-газовом состоянии. Для определения коэффициента гидравлического сопротивления используется уравнение Кольбрука.

Предложенная модель позволяет оценить, применяя метод стрельбы, пропускную способность трубопровода.

429

УДК 622.276

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СТОЙКОСТИ ПОЛИМЕРНОГО АРМИРОВАННОГО ТРУБОПРОВОДА ПРИ ПОВРЕЖДЕНИИ

Р.Д. Джафаров, НКМЗ, г.Нефтекамск, А.В.Пензин , «Башнефть», г. Уфа

В лабораторных условиях создавались повреждения полимерных армированных трубопроводов ТГ -5/15 и оценивалось их влияние на стойкость. Испытания проводились на воздухе, при температуре +20оС, избыточное давление создавалось нагнетанием тосола на стенде Инжиниринговой компании «ИН- КОМП-нефть».

Повреждение внешнего полимерного слоя. В результате испытаний полимерного армированного трубопровода ТГ - 5/15 отмечено, что при повреждении внешнего полимерного слоя в области соединительного элемента давление разгерметизации снижалось до 18 МПа. Повреждение внешнего полимерного слоя наиболее вероятно за пределами области заделки (на расстоянии более 15 мм от заделки). Такой вид повреждения не оказывает влияние на давление разгерметизации.

Повреждение одного слоя проволочной оплетки. В результате экспериментов отмечено, что повреждение одного слоя проволочной оплетки не оказывает значительного влияния на разгерметизацию.

Повреждение одного слоя полимера и двух проволочных оплеток. При повреждении внешнего полимерного слоя и двух проволочных оплеток за пределами области заделок (наиболее неблагоприятный вид повреждения) внутреннее давление разгерметизации снижается до 13 МПа, порыв наблюдается в области повреждения.

Испытание образца деформированного в средней части, на внутреннее давление. На образец трубопровода закреплялась струбцина, обеспечивающая требуемую степень сжатия.

В результате испытаний было отмечено, что радиальная деформация армированного полимерного трубопровода на 50% и нагрузка внутренним давлени-