авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |

«I Содержание КАДРЫ РЕШАЮТ ВСЁ Газовая промышленность (Москва), 17.06.2013 1 ...»

-- [ Страница 2 ] --

9. Гумеров А.Г., Медведев А. П., Худякова Л. П. и др. Концепция развития системы технического диагностирования промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - N 1. - С. 78-83.

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ МОЛЕКУЛЯРНОГО СОСТОЯНИЯ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ Дата публикации: 17.06. Автор: Н. К. Двояшкин Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 18, 19, 20, 21, Выпуск: св УДК 541. (Альметьевский государственный нефтяной институт) Проблема увеличения коэффициента нефтегазоизвлечення остается актуальной для газо- и нефтедобывающей промышленности страны [1]. Успешному ее решению способствует знание поведения углеводородов (УВ) на молекулярном уровне [21 в частности наличие сведений о состоянии молекул их компонентов в газо- и нефтенасыщенных коллекторах, представляющих собой не что иное, как естественные пористые среды. Такую информацию можно получить на основе изучения трансляционного молекулярного движения (самодиффузии) 13,47, например, в таких системах, как нефть (газ) - модельная пористая среда. В данной работе была предпринята попытка изучить особенности самодиффузии жидких природных УВ (нефти и ее компонентов), введенных в модельную макропористую среду.

ЭКСПЕРИМЕНТ В ходе эксперимента исследовалась разная по составу нефть Мордово-Кармальского месторождения (Татарстан): добытая (Н);

остаточная (тяжелая) (ОН) -и компоненты нефти - мальтены и масла.

Модельная макропористая среда представлена фракционированным кварцевым песком с линейным размером частиц d: 0,08-0,10 и 0,10-0,16 мм. Перед приготовлением образцов фракции песка промывали в дистиллированной воде и просушивали при 100°С в течение примерно 10 ч. Образцы готовились следующим образом. Необходимое количество диффузанта (в соответствии с задаваемой концентрацией системы «жидкость - песок») предварительно растворялось в химически чистом толуоле. Полученный раствор тщательно перемешивался с требуемым количеством песка, после чего растворитель выпаривался до постоянного веса. Приготовленный образец помещался в стеклянную пробирку с внешним диаметром около 7 мм (соответствующим размеру катушки датчика ЯМР диффузометра), после чего пробирка запаивалась. Погрешность в концентрации образца не превышала 1,5%.

Для всех систем «жидкость - песок» были приготовлены образцы с различными соотношениями компонентов, причем объемная доля диффузанта [фи](1) составляла 0,08-1,0. Образцы готовились в лаборатории химии нефти ИОФХ КНЦ РАН (г. Казань) д-ром хим. наук, ст. науч. сотр. Т.Н.

Юсуповой.

Характеристики трансляционной подвижности - форму диффузионных затуханий (ДЗ) амплитуды спиновых эхо (СЭ), коэффициенты самодиффузии (КСД) - определяли методом ЯМР с импульсным градиентом магнитного поля [5]. Измерения осуществлялись с помощью лабораторного ЯМР-диффузометра на кафедре физики Альметьевского государственного нефтяного института.

Этот прибор характеризуется частотой резонанса на протонах ~ 64 МГц и максимальной величиной импульсов градиента магнитного поля (ИГМП) g [приблизительно равно] 50 Тл/м. При измерениях КСД использовалась трехимпульсная последовательность стимулированного эхо [5].

Термостатирование образца осуществлялось непосредственно в датчике ЯМР-диффузометра в потоке нагретого воздуха. Измерения производили в диапазоне температур 30-120°С. Интервал времен наблюдения диффузии t(d) составлял 2-100 мс. Существенных изменений в форме регистрируемых при разных t(d) ДЗ не наблюдалось.

Результаты диффузионных измерений анализировались с учетом времен продольной T(1) и поперечной T(2) ядерной магнитной релаксации исследуемых систем, которые определялись на лабораторной установке ЯМР с частотой резонанса на протонах 19,5 МГц на кафедре физики молекулярных систем Казанского университета. Применялись при этом последовательности «инверсия - восстановление» и Карра - Парселла - Мейбума - Гилла [6], соответственно.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЙ Типичные по форме зависимости амплитуды А спиновых эхо от g(2) (диффузионные затухания) для некоторых образцов представлены на рис. 1. Для всех исследованных систем они оказались сложными, неэкспоненциальными и могли быть аналитически представлены [3] соотношением (1):

где А(g(2)) и A(0) - амплитуды спиновых эхо при включенных и выключенных ИГМП, соответственно;

Р(D) - доля резонирующих ядер в образце, обладающих КСД в пределах от D до D + dD;

[гамма] - гиромагнитное отношение протона;

[дельта] - длительность градиентного импульса. В качестве меры поступательной молекулярной подвижности при неэкспоненциальных ДЗ обычно [3] используют средний (эффективный) по всему спектру КСД:

В ряде случаев непрерывный спектр КСД удалось аппроксимировать логарифмически нормальной функцией распределения (3):

где D(т) - наивероятнейшее значение КСД;

In(2)[сигма] - параметр ширины распределения, являющийся мерой отклонения ДЗ от экспоненциального вида. Описание ДЗ с помощью (1) и (3) проводится исключительно для того, чтобы, во-первых, подчеркнуть сложность их формы, и во-вторых, количественно охарактеризовать степень отклонения экспериментально измеряемых ДЗ от экспоненциального вида. Таким образом, количественными измеряемыми параметрами являлись средний КСД D и In(2)[сигма].

На рис. 2-5 показаны концентрационные зависимости среднего КСД в системах «Н - песок» (рис. 2), «ОН - песок» (рис. 3), «мальтены - песок» (рис. 4) и «масла - песок» (рис. 5), снятые в широком температурном интервале (Т = 30-120°С). Для нефти и масел, введенных в песок, при всех температурах наблюдались обычные зависимости D = f([фи](1)), указывающие на некоторое снижение поступательной подвижности молекул в системе «жидкость - пористая среда» по мере уменьшения доли жидкости [фи](1) в системе (рис. 2, 5). Аналогичные зависимости наблюдались в системах «ОН - песок» (рис. 3, кривые 3-5) и «мальтены - песок» (рис. 4, кривые 4-6), но только при достаточно высоких температурах (Т [больше или равно] 90°С). Весьма интересным оказалось то, что при низких температурах (T [меньше или равно] 60°С) зависимости (D) в этих образцах аномальны, а именно - наблюдался экстремальный их вид с максимумом (D) при [фи](1) [приблизительно равно] 0,44 (рис. 3, кривые 1, 2;

рис. 4, кривые 1-3). Заметной зависимости среднего КСД от времени наблюдения диффузии t(d) в интервале 2-100 мс в изучаемых образцах обнаружено не было.

ОБСУЖДЕНИЕ Коэффициенты самодиффузии, определяемые градиентным методом ЯМР из измерений амплитуды сигнала спинового эхо, являются характеристикой тех молекул, чьи магнитные моменты ядер участвовали в формировании сигнала эхо. Это обстоятельство необходимо учитывать при интерпретации сложных, неэкспоненциальных диффузионных затуханий, к которым может приводить ряд причин, в том числе наличие в образце молекулярно-массового распределения (ММР) [3]. Например, КСД макромолекул в расплавах полимеров определяется их молекулярной массой М и описывается соотношением типа D ~ М(-[альфа]), где а может принимать значения от 1,0 до 2,5 [7]. Следовательно, молекулы с разными М должны иметь разные КСД.

Качественное объяснение регистрируемых в экспериментах неэкспоненциальных ДЗ в исследуемых системах может быть дано следующим образом. Нефть представляет собой широкий спектр углеводородных соединений: парафинов, нафтенов, олефинов, ароматических соединений, а также гетероорганических наиболее высокомолекулярных смолисто-асфальтеновых компонент (включающих кислород, азот, серу, и др.) [2, 8, 9]. Компоненты нефти различаются молекулярной массой, строением молекул и физическими свойствами (плотность, вязкость и т.п.), следовательно, они должны различаться и своей способностью к трансляционным молекулярным перемещениям.

Форма ДЗ, характеризующего весь образец в целом, будет определяться совокупностью вкладов в него от составляющих компонент, каждая из которых со своим КДС в интервале от D до D + dD. В результате регистрируемые экспериментально ДЗ (см. рис. 1) должны иметь сложный мультиэкспоненциальный вид.

Результаты измерений средних КСД.

Чтобы объяснить независимость D от t(d), необходимо в первую очередь сопоставить регистрируемые в эксперименте среднеквадратичные пробеги r(2)(1/2) диффундирующих молекул с линейным размером /доступного для этого пространства в изученных образцах. Если учесть, что пористость Ф исследуемых песков достигает ~0,45 [10], то для образцов с [фи](1) Ф жидкость не полностью занимает объем перового пространства среды, а может обволакивать каждую песчинку неким слоем толщиной h [11 ]. В этом случае, считая, что наименьшее значение величины / должно быть примерно равным h, необходимо провести сопоставление значений r(2)(1/2) и h. Если допустить, что:

каждая песчинка - сфера радиусом r(0) = d/ песчинки не касаются друг друга;

выполняется условие аддитивности объемов жидкости и песка при их смешивании, тогда толщина слоя h рассчитывается следующим образом (4):

Результаты оценок величин h и r(2)(1/2) с использованием (4) и (5) для образцов с [фи](1) = 0,17 и 0,35 приведены в табл. 1, из которой видно, что величины r(2)(1/2) оказываются заметно меньшими, чем h. Вероятно, этим можно объяснить независимость измеряемых КСД от времени наблюдения диффузии в интервале 2-100 мс, поскольку h в данном случае можно расценивать как расстояние между барьерами для диффундирующей молекулы.

Обычные концентрационные зависимости среднего КСД. Как уже отмечалось, для систем «Н песок», «масла -песок» во всем интервале изученных Г (см. рис. 2, 5) и для систем «ОН - песок» и «мальтены - песок» при Т [больше или равно] 90°С (см. рис. 3, 4) наблюдались обычные зависимости D = f([фи](1)), совпадающие по виду с таковыми для типичных мономолекулярных жидкостей, где доля молекул, адсорбированных поверхностью частиц, незначительна [11 ]. В этом случае аналитически эти кривые могут быть представлены [12] эмпирическим выражением (6):

где [хи] - константа, зависящая от природы диффузанта и диспергирующей среды. В соответствии с (6) трансляционная подвижность молекул типичной ньютоновской жидкости при введении ее в пористую среду должна снижаться по мере увеличения доли препятствий в системе, в чем и видится «обычность» зависимостей D = f([фи](1)). С физической точки зрения [13] это обусловлено силовым взаимодействием части диффундирующих молекул с поверхностью твердых частиц, с одной стороны, и стерическими ограничениями молекулярному движению со стороны последних - с другой.

Следует заметить, что при высоких температурах (Т = 120°С) во всех случаях наблюдалась тенденция к более интенсивному снижению измеряемых КСД по мере уменьшения [фи](1), чем при более низких значениях T (сравним, например, кривую 4 с кривыми 1-3 на рис. 2). Это связано с тем, что молекулы при более высоких Т существенно увеличивают свой пробег r(2)(1/2) и начинают «чувствовать» препятствия. Тогда крутизна зависимости D = f([фи](1)) будет определяться не только взаимодействием части жидкости, находящейся под воздействием поля поверхностных сил [14], но и фактором стерического ограничения молекулярному движению со стороны препятствий. В самом деле, оценки среднеквадратичного пробега диффундирующих молекул, проведенные с использованием выражения (5) и значением D ~10(-10) м(2)/с (именно такой порядок имеют измеряемые КСД при максимально высокой температуре Т = 120 °С), показали, что при t(d) [приблизительно равно] 2 мс величина r(2)(1/2) составляет около 1,1 мкм, а при t(d) = 100 мс, соответственно, примерно 7,7 мкм. Эти величины пробегов молекул оказываются существенно большими, чем таковые при более низкой температуре. Из табл.1 видно, что при заметно меньшей Т = 60°С величины среднеквадратичных пробегов составляют всего 0,35 мкм при t(d) = 2 мс и 2,4 мкм при t(d)= 100 мс. Таким образом, влияние стерических ограничений на движение молекул при более высоких температурах измерения очевидно.

Аномальные зависимости D = f([фи](1)). Далее рассматриваются возможные причины появления аномальности в зависимостях D = f([фи](1)), наблюдаемой в системах «ОН – песок» и «мальтены - песок» при низких температурах (Т 60°С) (см. рис. 3, кривые 1, 2;

рис. 4, кривые 1-3). Возрастание трансляционной подвижности в системах «жидкость - гетерогенная среда» по отношению к обычной жидкости может быть обусловлено рядом причин [15-17], в том числе количественным изменением соотношения компонентов, входящих в состав жидкой фазы, если она представляет собой смесь различных веществ [17]. Было, например, показано, что в ходе изотермической кристаллизации полимера из раствора в низкомолекулярном растворителе молекулярная подвижность в аморфной фазе системы может возрастать именно за счет изменения ее состава (обеднения кристаллизирующимися макромолекулами) по мере роста кристаллитов. При введении нефти в песок, по-видимому, также может иметь место изменение молекулярного состава диффузанта. Известно, что компоненты нефти обладают различной адсорбционной активностью (АА), которая в наибольшей степени обнаруживается у смолисто-асфальтеновых фракций (главным образом из-за присутствия в них гетероатомов N, О, S [2, 8, 9]).

Можно допустить, что адсорбироваться на поверхности песка должны в первую очередь более высокомолекулярные (характеризующиеся наименьшими из наблюдаемого спектра КСД) фракции нефти. В результате состав жидкой фазы будет обедняться указанными фракциями, а молекулярная подвижность неадсорбированной части жидкости, как следствие, - возрастать. В силу приведенных рассуждений этот эффект наиболее ярко должен проявляться, во-первых, при наиболее низких температурах [18], а во-вторых, для диффузантов, обогащенных смолисто-асфальтеновыми фракциями, т. е. для систем «остаточная нефть - песок» и «мальтены - песок» [2, 8, 9], что и наблюдалось экспериментально (см.

рис. 3, кривые 1-3;

рис. 4, кривые 1-3) при изменении [фи](1) от 1,0 до 0,44. Песчинки с осевшими на них высокомолекулярными фракциями нефти можно рассматривать как препятствия в целом.

Тогда поведение D = f([фи](1))) в области [фи](1) [меньше или равно] 0,44, должно удовлетворять соотношению (6), т.е. оставшаяся в поле зрения диффузионного эксперимента часть диффузанта ведет себя как обычная ньютоновская жидкость.

Дополнительным подтверждением предположения о селективной адсорбции высокомолекулярных фракций может служить также некоторое снижение параметра In(2)[сигма] при введении остаточной нефти в песок, которое было обнаружено при низких температурах. Доля протонов с наиболее короткими временами поперечной релаксации Т(2), характерными для наиболее высокомолекулярных фракций нефти (оценки авторов показали, что эти времена имеют порядок ~10(-5) с), выпадает из поля зрения диффузионного эксперимента, и спектр фиксируемых КСД сужается (значения In(2)[сигма] уменьшаются). Поэтому при проведении эксперимента в случае аномальных зависимостей D = f([фи](1))) при возрастании величины D следует ожидать также и возрастания наименьших из спектра КСД значений D', соответствующих наиболее медленно спадающей компоненте ДЗ. Результаты, представленные в табл. 2, подтверждают этот вывод. Видно, что при введении ОН и мальтенов в песок с [фи](1) = 0,44 при T= 30 °С возрастают не только среднее КСД D, но и соответствующие им величины D'.

Нельзя не отметить, что некоторое снижение параметра In(2)[сигма] при введении диффузанта в песок при низких Г наблюдалось для всех изученных систем, что, вообще говоря, не коррелирует с характером зависимостей D = f([фи](1))) для систем «Н - песок» и «масла - песок». Это, по-видимому, указывает на возможность селективной адсорбции наиболее тяжелых молекул на поверхности песка во всех рассмотренных случаях, а не только для систем «ОН - песок» и «мальтены - песок». Однако существенно меньшая доля тяжелых молекул в обычной нефти и маслах [2, 8, 9] при адсорбции на песке практически не сказывается на экспериментально измеряемых средних КСД, тогда как In(2)[сигма] в данном случае является более чувствительным параметром, регистрирующим даже незначительные изменения в молекулярном составе подвижной части диффузанта.

В целом же можно считать, что нефть добытая и масла при введении в песок ведут себя как обычные ньютоновские жидкости во всем интервале температур T = 30/120°С. Для систем «ОН - песок» и «мальтены - песок» обычные зависимости D = f([фи](1)) начинают проявляться лишь при высоких температурах, превышающих в данном случае 90 °С (см. рис. 3, 4). В свою очередь, значение Т = Т* ~ 90 °С применительно к изучаемым системам может служить в качестве некоего критического параметра. При T [больше или равно] T* тяжелая нефть и мальтены ведут себя как обычные текучие жидкости, а при Т T* начинают более ярко проявляться их адсорбционные свойства. Таким образом, высоковязкие в обычных условиях компоненты нефти обнаруживают свойства обычной текучей жидкости лишь при достаточно высокой энергии теплового молекулярного движения U [больше или равно] kT* (k - постоянная Больцмана). Найденное значение T* ~ 90 °С практически совпадает с верхним пределом интервала температур размягчения 7р, характерного для смолистых компонентов нефти [19], содержание которых в ОН и мальтенах весьма велико. Указанный интервал составляет, как правило, 35/90°С [19]. При Т T(р) смолы проявляют свойства жидкотекучекого состояния, поэтому остаточная нефть и мальтены, в состав которых входит весьма значительная доля смолистых компонент, начинают вести себя при высоких температурах как обычные текучие жидкости.

Анализ температурных зависимостей D. Результаты измерений коэффициентов самодиффузии в исследуемых системах, проведенные при разных температурах, позволили определить такой молекулярный параметр, как эффективная энергия активации самодиффузии E(D) (характеризующий только те молекулы, которые находятся в поле зрения диффузионного ЯМР-эксперимента). Известно [3], что этот параметр может быть определен экспериментально посредством построения зависимости КСД от температуры. Температурные зависимости измеренных D, построенные в координатах lgD - [- (1/T)] в исследуемом интервале T = 30/20°С, оказались практически линейными. Это позволило с использованием уравнения Аррениуса (7) определить значения Е(D) (табл. 3):

где R - газовая константа, D(0) - предэкспоненциальный множитель.

Из табл. 3 видно, что для ОН и мальтенов величина E(D) скачкообразно уменьшается при введении их в песок. При всех остальных [фи](1) (кроме [фи](1) = 1,0) она остается практически неизменной.

Что касается систем «Н - песок» и «масла - песок», то существенных изменений E(D) в зависимости от [фи](1) для них обнаружено не было. Если учесть, что энергия активации самодиффузии изменяется обычно симбатно с размером молекулы [7], то наблюдаемые результаты можно объяснить следующим образом. В чистых ОН и мальтенах ([фи](1) = 1,0) в ДЗ дают вклад все молекулы, в том числе и входящие в состав смолисто-асфальтеновых фракций. При введении этих веществ в песок, как уже отмечалось, наиболее крупные молекулы оседают на поверхности частиц и не дают вклада в измеряемые D. В результате эффективная энергия активации самодиффузии Е(D) снижается. В свою очередь, из-за практически незначительного присутствия смолисто-асфальтеновых фракций в обычной нефти и маслах данный эффект при введении этих веществ в песок не наблюдается.

Таким образом, изучение самодиффузии в системах «нефть - модельная пористая среда» позволяет судить о молекулярном состоянии нефти и ее компонент, введенных в макропористую среду (кварцевый песок). Часть наиболее крупных молекул (входящих, главным образом, в смолисто-асфальтеновые компоненты) при обычных температурах находится в неподвижном, адсорбированном на поверхности твердой фазы состоянии. Определена критическая температура T* ~ 90°С, при достижении которой практически все компоненты нефти переходят в типичное жидкотекучее состояние.

*** Список литературы 1. Милосердова Л. В. Геология, поиск и разведка нефти и газа. - М.: МаксПресс, 2007. - 321 с.

2. Хант Д. Геохимия и геология нефти и газа - М. : Мир, 1982. - 702 с.

3. Маклаков А.И., Двояшкин Н.К., Тюрин В.А. Ядерный магнитный резонанс: Изучение пористых сред и введенных в них жидкостей // Георесурсы. - 2001. - N 1 [5], - С. 28-30.

4. Двояшкин Н.К., Морякова С.С. Возможности градиентного ЯМР в исследовании самодиффузии нефти в пористой среде// Изв. вузов. Нефть и газ. - 2009. – N 3. - С. 22-28.

5. Tanner J.E. Use of the stimulated echo in NMR. Diffusion studies// J. Chem. Phys. - 1970. -Vol. 52, - N 5.

- P. 2523-2526.

6. Фаррар Т., Беккер Э. Импульсная и Фурье-спектроскопия ЯМР. - М.: Мир, 1973. - 164 с.

7. Де Жен II. Идеи скейлинга в физике полимеров. - М.: Мир, 1982. - 368 с.

8. Сюняев З.И. Химия нефти. - Л.: Химия, 1984. - 360 с.

9. Сафиева Р.З., Физико-химия нефти. - М.: Химия, 1998.

10. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 420 с.

11. Маклаков А.И., Фаткуллин Н.Ф., Двояшкин Н.К. Исследование методом стимулированного эха самодиффузии молекул жидкости в средах со случайными препятствиями // ЖЭТФ. -1992. - Т 100. С. 901-912.

12. Двояшкин Н.К., Маклаков А.И. Особенности самодиффузии углеводородов в монтмориллоните // Коллоидный журнал. -1991. - Т. 5, - N 4. - С. 631-637.

13. Wang J.H.J. Theory of the self - diffusion of water in protein solutions. A new method for studying the hydration and shape of protein molecules // J. Amer. Chem. Soc. - 1954. - Vol. 76. - N 19. - P. 4755-4763.

14. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. - М.: Наука, 1985. -398с.

15. Meerwall E.D. von, Ferguson R.D. Interpreting pulsed - gradient spin echo diffusion experiments with permeable membranes // J. Chem. Phys. - 1981. -Vol. 74. - N 12. - P. 6956-6959. 16.Dvoyashkin N.K., Skirda V.D., Maklakov A.I., Belousova M.I/, ef at. Peculiarities of self - diffusion of alkane molecules in kaolinite // Appl. Magn. Reson. - 1991. - Vol. 2. - N 1. - P. 83-91. 17. Двояшкин Н.К., Чирко Е.П.

Особенности кристаллизации полиэтиленгликоля из концентрированных растворов // Высокомолекулярные соединения - 1990. - Т. 32 Б. - N 5. - С. 371-376.

18. Брунауэр С. Адсорбция газов и паров. - М.: Гос. изд-во иностр. лит-ры, 1948. - 781 с.

19. Гун Р.Б, Нефтяные битумы. - М.: Химия, 1989. - 152 с.

ЗАЩИТА ШАРОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ ОТ ДЕЙСТВИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Дата публикации: 17.06. Автор: В. Г. Цысс, М.Ю. Сергеева, A.M. Любых (Омский государственный технический университет) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 23, 24, Выпуск: св УДК 539.3. Снижение уровня сейсмической нагрузки на защищаемые сооружения определяет тот практический интерес, который наблюдается к использованию систем сейсмозащиты ответственных конструкций, в том числе и сооружений нефтегазовой отрасли. В статье рассмотрено применение резииометаллических сейсмоизолирующих опор (РМСО) в системах сейсмоизоляции шаровых резервуаров для хранения жидких углеводородов. Исследовано напряженно-деформированное состояние (НДС) резинометаллических амортизаторов, входящих в состав РМСО.

Многие специалисты отмечают то, что одной из перспективных конструкций таких систем сейсмозащиты являются РМСО. В настоящее время в основном находят применение следующие варианты конструкций РМСО:

опоры, состоящие из чередующихся металлических листов и слоев резины;

опоры, в центре которых находится металлический сердечник, играющий роль демпфера;

опоры, в которых в качестве демпфера используется высокоэластичный материал.

Несмотря на конструктивные различия этих вариантов, в общем случае РМСО - это набор чередующихся резиновых и металлических листов, заключенных между опорными металлическими пластинами.

Общие требования для РМСО заключаются в следующем:

значительное демпфирование для быстрого гашения колебаний;

устойчивость к тепловому воздействию;

возможность регулирования характеристик;

небольшие масса и размеры, которые обеспечивают удобство монтажа;

продолжительный срок эксплуатации;

низкая стоимость.

Для предотвращения просадки сооружения под нагрузкой РМСО выполняются жесткими в вертикальной и податливыми в горизонтальной плоскости. При этом для обеспечения упругого бокового перемещения они обладают малой жесткостью в горизонтальной плоскости. К числу положительных достоинств РМСО следует отнести то, что они просты по конструкции и достаточно легко изготавливаются. Требуемые значения характеристик легко подбираются за счет изменения числа и толщин отдельных слоев резины и металла. Системы сейсмозащиты на основе таких конструкций существенно увеличивают затухание колебаний и более чем в 2 раза - период собственных колебаний [1]. К числу недостатков РМСО можно отнести следующие:

чувствительность к низким и высоким температурам;

ползучесть резиновых компонентов;

высокую частоту собственных колебаний;

высокую стоимость.

В настоящей работе ставится задача разработки и исследования РМСО для сейсмической защиты шаровых резервуаров для хранения сжиженных углеводородных газов, а также оценки эффективности ее применения в конструкции фундамента. Резервуар крепится на девяти опорных стойках, которые опираются на фундамент через РМСО (рис. 1).

Сейсмоизолирующая опора шарового резервуара включает три резинометаллических амортизатора, каждый из которых состоит из двух последовательно соединенных резинометаллических элементов (рис. 2).

В процессе эксплуатации амортизатор должен обеспечивать работоспособность сейсмоизолирующей опоры при действии статической нагрузки сжатия не свыше 3042,5 кН (при заполненном сжиженным газом шаровом резервуаре) на одну РМСО, которая равномерно распределяется между тремя амортизаторами, входящими в состав РМСО. Статическая нагрузка сжатия на одну опору при не заполненном сжиженным газом шаровом резервуаре составляет не более 413,1 кН. При этом статическая жесткость амортизатора составляет в направлении оси Z (сжатие) - не менее 1,36 10(8) Н/м;

в направлении оси Х(Y) (сдвиг) - 1,3 10(7) Н/м.

Расчетная схема опорной конструкции шарового резервуара приведена на рис. 3 (направление сейсмического воздействия на резервуар - против оси X).

На рис. 4 представлена расчетная модель РМСО, состоящей из трех резино-металлических амортизаторов.

Механические характеристики РМСО приведены ниже.

Жесткость на сжатие С(p), Н/м.........................0,06 10(10) Жесткость на сдвиг С(G), Н/м............................1,334 10(7) Жесткость на изгиб C(B), Н. м/рад...............0,14 10(9) Жесткость на кручение С(Z), Н м/рад......0,134 10(9) Сжатие опоры a(Z) мм.............................................0, Динамический анализ НДС РМСО шарового резервуара выполнен методом конечных элементов в программном пакете ANSYS 11.0 [2]. При моделировании использованы трехмерные 8-узловые конечные элементы SOLID 45, а для моделирования контактной пары - элементы CONTACT 171. В качестве граничных условий приняты нулевые перемещения нижней пластины амортизатора. В качестве математической модели использовался одномассовый осциллятор, а в качестве задающего движения - реальная акселерограмма землетрясения Loma Prieta'89 (рис.5).

В качестве примера на рис. 6 и 7 приведены результаты динамического расчета резинометаллического амортизатора, входящего в состав РМСО.

В целях сравнения и оценки эффективности применения РМСО в системах защиты шаровых резервуаров от сейсмического воздействия были приведены исследования нагрузок, действующих на фундаменты сооружений (при комбинации нормальных условий эксплуатации и сейсмического воздействия 8 баллов по шкале Рихтера). Расчеты выполнялись в пакете программ SCAD и приведены в табл. 1, 2 [3].

Примечание. F - сдвигающие нагрузки;

М - изгибающие моменты Сравнивая результаты расчетов, приведенные в табл. 1, со значениями из табл. 2, можно отметить, что при использовании РМСО в системе защиты шаровых резервуаров от действия сейсмической нагрузки значения изгибающих моментов в основании опорных стоек уменьшаются более чем в раза, а значения сдвигающих нагрузок - примерно в 1,5 раза.

Таким образом, введение в конструкцию фундамента шаровых резервуаров резинометаллических сейсмоизолирующих опор не только дает определенные преимущества в отношении безопасности защищаемых сооружений, но и, как следствие, позволяет увеличить их срок эксплуатации.

*** Список литературы 1. Базилевский С. В. Резинометаллические сейсмоизолирующие опоры. - М.: ВНИИИС, 1983. - Сер.

14. - Вып. 4. - С. 6-9.

2. APDL Programmer's Guide. ANSYS Releas 11.0 Documentation, Canonsburg: ANSYS Inc.

3. SCAD OFFICE. Вычислительный комплекс SCAD. - M. : Ассоциация строительных вузов, 2004. 590 с.

ПОЛУЧЕНИЕ ВЫСОКООКТАНОВЫХ БЕНЗИНОВ ИЗ ПРЯМОГОННЫХ БЕНЗИНОВ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА МОДИФИЦИРОВАННЫХ ЦЕОЛИТНЫХ КАТАЛИЗАТОРАХ Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 26, 27, 28, 29, Выпуск: св УДК 541.123:541. В. И. Ерофеев, А. С. Медведев, И. С. Хомяков (Томский политехнический университет), В.И.

Снегирев (ООО «Томскнефтегазпереработка»), Е. В. Ерофеева (Томский политехнический университет) Исследованы кислотные и каталитические свойства наноструктурированных цеолитных катализаторов, модифицированных нанопорошками W и Мо, полученных на основе высококремнеземного цеолита типа ZSM-5 с использованием органической структурообразующей добавки гексаметилеидиамина. Установлено, что введение нанопорошков W и Мо в высококремнеземный цеолит типа ZSM-5 в количестве 1-3% методом сухого смешения приводит к повышению выхода ароматических углеводородов и увеличению октанового числа получаемых высокооктановых бензинов, что происходит за счет изменения кислотных свойств модифицированных наноструктурированных цеолитных катализаторов.

В связи с интенсивным освоением нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири за последние 30-40 лет возникла острая необходимость в разработке и внедрении новейших технологий по сбору, подготовке и квалифицированной переработке различных видов легкого углеводородного сырья: газовых конденсатов, природного и попутного нефтяного газов в низшие олефины, арены, высокооктановые бензины, дизельные топлива и другие ценные продукты [1-7]. В связи с утверждением Постановлением Правительства РФ от 27 февраля 2008 г. N 118 специального технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензинам, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», который устанавливает обязательные требования к экологической безопасности топлива, соответствующие требованиям директив Европейского парламента и Совета 2003/17/ES и 98/70ES (так называемые стандарты Евро-2, -3, -4, -5), необходима серьезная модернизация многих НПЗ по улучшению качества выпускаемых различных моторных топлив. Также технический регламент устанавливает минимально допустимые химические и физические параметры автомобильного и дизельного топлива. Согласно техническому регламенту содержание ароматических углеводородов (УВ) в товарных бензинах (АИ-95 с октановым числом 95 пунктов по исследовательскому методу (ИМ) и выше) класса Евро-4 и -5 должно быть не более 35%, содержание бензола - не более 1%, олефинов не более 18-14%, массовой доли серы - не более 50-10 ррт (0,005-0,001%). Наиболее перспективными для переработки легкого углеводородного сырья, прямогонных бензиновых и дизельных фракций нефти в низшие олефины, арены, моторные топлива и другие ценные продукты являются цеолитсодержащие бифункциональные катализаторы на основе высококремнеземных цеолитов (ВКЦ) типа MFI (ZSM-5), высокая активность и селективность которых связана с уникальными особенностями их строения, молекулярно-ситовыми и кислотными свойствами [1-7].

В данной работе приведены результаты физико-химических и каталитических свойств ВКЦ типа MFI, модифицированных нанопорошками вольфрама и молибдена, а также промышленных цеолитсодержащих катализаторов марок Sud-Chemie и ИК-17М в процессе превращения прямогонных бензинов (ПБ) газового конденсата в высокооктановые бензины класса Евро-4 и -5.

ВКЦ получали гидротермальным синтезом из щелочных алюмокремнегелей с использованием гексаметилендиамина (ЦКЕ-Г) в качестве структурообразующей добавки при 175-185 °С в течение 2-4 сут [8]. После окончания кристаллизации полученные цеолиты промывали водой, сушили при 110 °С и прокаливали при 600 "С в течение 6 ч. В активную форму цеолиты Н-ЦКЕ-Г переводили путем обработки 25%-м раствором NH(4)CI при 90 °С в течение 2 ч с последующим высушиванием при 110 °С и прокаливанием при 600 °С в течение 6 ч (содержание Na(2)O в декатионированных цеолитах менее 0,01%). Идентификацию полученных цеолитных катализаторов Н-ЦКЕ-Г проводили с помощью ИК-спектроскопии (ИК-Фурье-спектрометр Nicolet 5700), рентгенофазового анализа (рентгеновская установка ДРОН-3, Мо-анод, Ni-фильтр). Все синтезированные образцы Н-ЦКЕ-Г, по данным ИК-спектроскопии и рентгенофазового анализа, относятся к цеолитам типа MFI (ZSM-5).

Модифицирование исходного Н-ЦКЕ-Г нанопорошками металлов W и Мо проводили при помощи механохимической активации в шаровой вибромельнице КМ-1 при температуре 20-25 °С в течение 12 ч. Наноразмерные частицы W и Мо получали электровзрывным методом проволоки металла в среде инертного газа аргона.

Кислотные свойства катализаторов исследовали на термодесорбционной установке по адсорбции аммиака в потоке газа-носителя гелия в интервале 50-650 °С со скоростью линейного нагрева град/мин. Для исключения диффузионных осложнений и физической формы адсорбции аммиака на цеолитсодержащих катализаторах адсорбцию аммиака проводили при высокой скорости газа-носителя (110 см(3)/мин) при 100 °С в течение 1 ч. После этого реактор с исследуемым образцом охлаждали до 50 °С и проводили десорбцию аммиака, в качестве детектора использовали катарометр. В экспериментах использовали гелий марки А (99,995%), газообразный аммиак марки «чистый». Концентрацию кислотных центров (мкмоль/г катализатора) в исследуемых образцах определяли из количества аммиака, содержащегося в десорбционных пиках (формах), точность определения адсорбированного аммиака газохроматографическим методом составляла ±2,5% [9].

Превращение прямогонных бензинов фракции 70-170 °С газового конденсата проводили на цеолитсодержащих катализаторах на проточной каталитической установке со стационарным слоем катализатора (объем реактора 10 см(3)) в интервале 350-425 °С при объемной скорости подачи сырья 2 ч(-1), атмосферном давлении и длительности эксперимента при каждой фиксированной температуре процесса 1 ч.

Анализ газообразных УВ проводили на набивной колонке из нержавеющей стали (длина 3 м, внутренний диаметр 3 мм), наполненной сорбентом 5% NaOH на AI(2)O(3) (фракция 0,25-0,50 мм), жидких УВ - на капиллярной колонке из кварцевого стекла (100,0 м х 0,25 мм х 0,25 мкм) с нанесенной неподвижной фазой ZB-1. Количественный анализ газообразных, жидких продуктов процесса превращения прямогонных бензиновых фракций газового конденсата проводили газохроматографическим методом на аппаратно-программном комплексе на базе газового хроматографа «Хроматэк-Кристалл 5000» с помощью программы обработки «Хроматэк-Аналитик».

Октановые числа (по ИМ) определяли расчетным методом на основании результатов газохроматографического анализа углеводородного состава исходного сырья и жидких продуктов превращения ПБ на исследуемых цеолитсодержащих катализаторах с помощью программы обработки «Хроматэк-Аналитик». Погрешность определения газообразных и жидких УВ газохроматографическим методом составляет ±2,5%.

По групповому углеводородному составу прямогонная бензиновая фракция 70-170 °С газового конденсата состоит из н-алканов - 22%, изоалканов - 30%, нафтенов - 39% и аренов - 4%. Октановое число прямогонной бензиновой фракции 70-170°С газового конденсата составляло 65 пунктов по ИМ. Мерой каталитической активности было выбрано количество образующихся аренов из ПБ.

Исследования влияния температуры процесса превращения ПБ на активность исходного цеолитного катализатора Н-ЦКЕ-Г позволили установить, что с ростом температуры процесса с до 425 °С и объемной скорости подачи ПБ 2 ч(-1) выход высокооктановых бензинов из ПБ падает с 65,14 до 54,88% за счет повышения глубины превращения исходных УВ сырья (табл. 1). В первую очередь повышается выход газообразных продуктов с 34,86% при 350 °С до 45,12% при 425 °С, в основном парафинов С(3)-С(4). Содержание аренов С(6)-С(9) в жидких продуктах реакции увеличивается с 24,05 до 33,29%. Среди аренов преобладают толуол и ксилолы, содержание бензола и олефинов С(5)+ с ростом температуры процесса повышается с 1,32 и 0,98% при 350 °С до 2,92 и 1,73% при 425 °С, соответственно. Содержание нафтеновых, н-парафиновых, изопарафиновых УВ С(5)+ с ростом температуры реакции снижается (см. табл. 1). Среди газообразных продуктов процесса переработки ПБ преобладают в основном пропан и бутаны, с ростом температуры процесса с 350 до 425 °С содержание пропана среди газообразных продуктов увеличивается с 47,75 до 51,19%.

Все модифицированные цеолитные катализаторы, кроме образца 3% нано - Мо/97% Н-ЦКЕ-Г, показывают более высокую каталитическую активность, чем чистый цеолитный катализатор Н-ЦКЕ-Г. Как видно из табл. 1, наиболее активными являются катализаторы 1% нано - W/99% Н-ЦКЕ-Г и 3% нано - W/97% Н-ЦКЕ-Г. На катализаторе, модифицированном 1% W/99% Н-ЦКЕ-Г, содержание аренов составляет 21,59% при 350 °С и 33,8% при 425 °С.

Наименьшую каталитическую активность проявил образец ИК-17М. На данном катализаторе аренов образуется от 8,6% при 350 °С до 19,43% при 425 °С.

Для объяснения влияния модифицирования цеолитных катализаторов Н-ЦКЕ-Г нанопорошками металлов вольфрама и молибдена на их каталитические свойства в процессе переработки ПБ в высокооктановые бензины были исследованы кислотные свойства катализаторов методом термопрограммированной десорбции (ТПД) аммиака.

Для всех исследуемых цеолитсодержащих катализаторов характерно наличие двух пиков на ТПД-спектре, что свидетельствует о двух формах десорбции аммиака: низкотемпературный пик в области 120-250 °С с температурой максимума пика T(max) = 195-205 °С относится к десорбции аммиака преимущественно со слабых льюисовских кислотных центров, которыми в Н-ЦКЕ-Г являются координационно-ненасыщенные ионы алюминия, и высокотемпературный пик в области 300-550 °С с T(max) = 400-430 °С, относящийся к десорбции аммиака преимущественно с сильных бренстедовских кислотных центров, которыми являются ионы водорода мостиковых гидроксильных групп. Концентрация слабокислотных льюисовских центров для Н-ЦКЕ-Г, определенная по количеству десорбированного аммиака, составляет 394 мкмоль/г, для сильнокислотных центров 197 мкмоль/г, энергии активации десорбции аммиака для форм I и II равны 60 и 88 кДж/моль, соответственно (табл. 2).

При модифицировании образца высококремнеземного цеолита Н-ЦКЕ-Г 1% нанопорошка Мо (1% Мо/99% Н-ЦКЕ-Г) происходит уменьшение концентрации кислотных центров (ККЦ). При введении в цеолит 3% нанопорошка Мо (3% Мо/97% Н-ЦКЕ-Г) это уменьшение становится весьма существенным и составляет 263 и 101 мкмоль/г для льюисовских и бренстедовских центров, соответственно.

Такой характер поведения модифицированных наноструктурированных цеолитных катализаторов, по-видимому, можно объяснить тем, что металл, распределяясь по поверхности катализатора, экранирует его кислотные центры, однако при введении в цеолит 1 и 3% нанопорошка W общая концентрация кислотных центров возрастает. При этом стоит отметить, что концентрация льюисовских центров возрастает, а бренстедовских центров - уменьшается.

Такой характер изменения кислотных свойств наноструктурированных цеолитных катализаторов Н-ЦКЕ-Г, модифицированных нанопорошками W и Мо, можно объяснить на основании электронного строения этих элементов.

Внешние электронные уровни вольфрама и молибдена выглядят следующим образов: W 5d(4)6s(2), Mo - 4d(5)5s(1). Таким образом, у Мо на внешнем электронном уровне на каждой орбитали имеется по одному электрону, но у W, в отличие от Мо, есть полностью заполненный 4f-noflypOB6Hb, который энергетически располагается между подуровнями 6s(2) и 5d(4), что, в свою очередь, мешает переходу одного электрона с 6s(2)-подуровня на 5d(4)-подуровень. Следовательно, у атома W имеется одна вакантная орбиталь на 5d подуровне, в результате чего атомы W могут выступать в качестве льюисовских кислотных центров. Поэтому при модифицировании цеолитного катализатора нанопорошком W концентрация льюисовских центров возрастает, а бренстедовских центров - уменьшается за счет экранирования.

Образец 1% W/99% Н-ЦКЕ-Г/, показавший наибольшую каталитическую активность, имеет также наибольшую ККЦ. А катализатор ИК-17М с наименьшей каталитической активностью имеет наименьшую ККЦ. Наличие большего числа льюисовских кислотных центров объясняет более высокую каталитическую активность катализатора, так как основной вклад в каталитическую активность модифицированных цеолитов типа ZSM-5 в ароматизации низших алканов вносят именно льюисовские кислотные центры, формирующиеся в результате промотирования цеолитов различными металлами. Эти центры способны активировать молекулы низших алканов и алкенов и ускорять дегидрирование этих УВ за счет электроно-акцепторных свойств апротонного центра. На льюисовских центрах может сравнительно легко протекать дегидрирование ненасыщенных молекул с образованием полиенильных структур - предшественников ароматических УВ. В свою очередь, ароматические УВ могут быть получены как посредством последовательного отрыва гидрид-ионов от молекул олефинов с числом атомов углерода не менее шести, так и в результате прямого взаимодействия двух аллильных катионов с одновременным отщеплением водорода. Такой путь формирования ароматических структур не требует обязательного одновременного образования алканов, и поэтому в данном случае выход ароматических УВ не ограничен стехиометрическим соотношением. По-видимому, именно этим и объясняется более высокий выход продуктов ароматизации на цеолите, модифицированном нанопорошком вольфрама. Основная роль бренстедовских кислотных центров состоит в олигомеризации алкенов и де-гидроциклизации олигомеров, причем для интенсивного протекания этих реакций достаточно небольшого числа кислотных ОН-групп цеолита. Кроме того, бренстедовские кислотные центры, главным образом, ответственны за крекинг исходных алканов и алифатических продуктов их превращения.

Проведенные предварительные оценочные технико-экономические исследования процессов превращения ПБ в высокооктановые бензины показали, что в процессе превращения ПБ на цеолитсодержащих катализаторах (процесс цеоформинга) в качестве углеводородного сырья используются прямогонные бензиновые фракции нефти, газовых конденсатов, различные низкооктановые углеводородные фракции, компрессаты попутных нефтяных газов, легкого углеводородного сырья, выкипающие при 40-180 °С, и получаются высокооктановые неэтилированные автомобильные бензины, которые по своим основным эксплуатационным и химическим характеристикам соответствуют товарным автомобильным бензинам класса Евро-4 и -5. Для утилизации и переработки газовых конденсатов и других различных низкооктановых углеводородных фракций в моторные топлива в местах добычи легкого углеводородного сырья возможно использование малотоннажных установок мощностью от 10 тыс. до 100 тыс. т/год по сырью. Выход готовых продуктов после каталитического цеоформинга зависит от типа, качества и фракционного состава сырья и режима эксплуатации установки. Так, например, в режиме получения высокооктановых бензинов выход бензина АИ-80 достигает 80-92%, а в режиме АИ-92-95 - 70-80%. Вторым целевым продуктом цеоформинга ПБ является сжиженный пропан-бутановый газ, содержание которого среди газообразных продуктов достигает 90-95%.

Процесс превращения ПБ на цеолитсодержащих катализаторах (процесс цеоформинга) имеет ряд существенных преимуществ перед традиционным процессом каталитического риформинга ПБ в высокооктановые бензины на алюмоплатиновых катализаторах:

катализаторы разработаны на основе экологически чистой системы, не содержащей дорогостоящих благородных и тяжелых металлов;

не обладают взрывоопасными и пирофорными свойствами и относятся к малоопасным веществам, отработанный катализатор экологически не опасен;

катализатор не чувствителен к повышенному содержанию серы;

в результате протекающих реакций гидрогенолиза сернистых соединений сырья содержание общей серы в жидких продуктах не превышает 0,005-0,01%;

процесс проводится при сравнительно низких температурах (340-450°С) и давлениях (0,5-1,5 МПа), что на 20-30% уменьшает его энергоемкость;

получаемые бензины более адаптированы к экологическим требованиям благодаря значительно меньшему содержанию в них ароматических УВ и низкому содержанию бензола и серы, что отвечает современным международным стандартам;

стоимость одной загрузки катализатора в установку составляет 3-5% от стоимости наработанного на нем бензина. Процесс рентабелен при мощности установок уже от 5 тыс. т/год по сырью и выше;

процесс делает экономически выгодным строительство малотоннажных установок мощностью от тыс. до 100 тыс. т/год по сырью в местах, максимально приближенных к районам его добычи, что в условиях слаборазвитой инфраструктуры многих регионов будет способствовать развитию местной промышленности, более быстрому и эффективному освоению новых территорий;

1 т катализатора позволяет перерабатывать не менее 5-8 тыс. т сырья;

сырьем для технологии процесса цеоформинга помимо ПБ нефти и конденсатов могут служить различные вторичные углеводородные продукты и отходы предприятий химии и нефтехимии, в частности легкокипящие бензиновые фракции, образующиеся при крекинге нефти;

себестоимость бензина всего лишь на треть превышает стоимость сырья, затрачиваемого на его производство, и поэтому прибыль при оптовой продаже оказывается значительной.

К недостаткам процесса цеоформинга можно отнести: небольшую длительность межрегенерационного пробега, которая составляет 250-300 ч, что требует частой регенерации катализатора (в среднем каждые 10 сут), и как следствие, срок службы цеолитсодержащего катализатора до замены составляет примерно 1 год.

Цеоформинг, в отличие от процесса риформинга, не требует таких эксплуатационных затрат, как удаление бензола и избытка ароматических УВ из полученного катализата, а также создания блоков гидроочистки углеводородного сырья и получения водородсодержащего газа. Так как процесс цеоформинга проводится при более низких (на 75-100°С) температурах, то энергетические затраты значительно меньше. Поэтому процесс цеоформинга требует значительно меньших капитальных затрат на создание установок.

Примерная оценка показывает, что с внедрением установок цеоформинга капитальные затраты и эксплуатационные расходы снижаются как минимум на 20-30%. Из всего перечисленного можно сделать вывод, что процесс цеоформинга является экономически выгодным для производства высокооктановых бензинов класса Евро-4, -5 и -6 в местах добычи легкого углеводородного сырья.

Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ по ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2013 годы» (госконтракт N11.519.11.5014).

*** Список литературы 1. Восмериков А.В., Величкина Л.М., Коробицына Л.Л. и др. Превращение углеводородных фракций газового конденсата на цеолитсодержащих катализаторах // Нефтепереработка и нефтехимия. 1997. – N 2. - С. 16-19.

2. Коробицына Л.Л., Величкина Л.М., Антонова Н.В. и др. Физико-химические и каталитические свойства железосодержащих цеолитов // Журнал физической химии. -1997. - Т. 71. - N 1. - С. 60-63.

3. Барбашин Я.Е., Рябов Ю.В., Восмериков А. В. и др. Дезактивация цеолитных катализаторов в процессах превращения метанола, гексана и бензиновой фракции газового конденсата // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1998. -N 8. - С. 17-21.

4. Ерофеев В.И., Адяева Л.В., Рябов Ю.В. Пиролиз прямогонных бензинов на цеолитах ZSM-5, модифицированных катионами щелочноземельных металлов // Журнал прикладной химии. - 2001.

- Т. 74. - Вып. 2. - С. 231 - 234.

5. Ерофеев В.И., Адяева Л.В., Кухаренко О.А. Влияние высокотемпературной обработки пентасилов на их кислотные и каталитические свойства в процессе превращения прямогонных бензинов // Журнал прикладной химии. - 2001. - Т. 74. - Вып. 11. - С. 1791-1794.

6. Ерофеев В.И., Адяева Л.В. Превращение прямогонных бензинов на пентасилах, модифицированных индием // Журнал прикладной химии. - 2003. - Т. 76. - Вып. 7. - С. 1116-1121.

7. Ерофеев В.И., Ерофеева Е.В. Цеолитсодержащий катализатор, способ его получения и способ превращения прямогонной бензиновой фракции в высокооктановый компонент бензина с пониженным содержанием бензола // Патент РФ N 2446883. - 2012. - Бюл. N 10.

8. Ерофеев В.И., Ерофеев М.В. Цеолитсодержащий катализатор, способ его получения и способ конверсии прямогонной бензиновой фракции в высокооктановый компонент бензина с низким содержанием бензола // Патент РФ N 2446882. - 2012. - Бюл. N 10.

9. Erofeev V.I., Medvedev A.S., Koval L.M. et al. Effect of UV Activation on Acid and Catalytic Properties of Zeolite-containing Catalysts in Conversion of Gas-Condensate Straight-Run Gasolines to High-Octane Gasolines // Russian Journal of Applied Chemistry. - 2011. - Vol. 84. - N 10. - P. 1760-1766.


СПОСОБЫ УВЕЛИЧЕНИЯ РЕСУРСА РАБОТЫ МИКРОГАЗОТУРБИННОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО АГРЕГАТА ПРИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 30, 31, 32, 33, Выпуск: св УДК 621. О.А. Зуева, Н.Л. Бачев, Р.В. Бульбович (Пермский национальный исследовательский политехнический университет), A.M. Клещевников (ОАО «Протон-ПМ») Одним из способов утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) является его сжигание в камере сгорания (КС) микрогазотурбинных энергетических агрегатов (МГТЭА) с выработкой электрической и тепловой энергии. В настоящей статье рассмотрены вопросы увеличения ресурса работы КС для утилизации в МГТЭА неочищенного влажного ПНГ с содержанием сероводорода до 7%.

На сегодняшний день имеются установки утилизации ПНГ производства Capstone, FlexEnergy, Turbec, Bowmen, в которых в качестве рабочего тела для привода турбины используются продукты сгорания (ПС) природного газа. Опыт использования подобных установок для утилизации «неподготовленного» ПНГ на малодебитных месторождениях показал, что их ресурс работы составляет 20% от заявленного из-за высокой коррозионной активности ПС ПНГ и неустойчивости процесса горения в КС. Причины возникновения данных факторов - наличие сероводорода и конденсата тяжелых фракций в составе ПНГ, влажность и переменный состав ПНГ в процессе работы установки. В силу этого возникает необходимость разработки специальной КС с большим ресурсом работы для утилизации «неподготовленного» ПНГ на малодебитных месторождениях.

ВЛИЯНИЕ ВЛАЖНОСТИ, КОНДЕНСИРОВАННЫХ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ И СЕРОВОДОРОДА В СОСТАВЕ ПНГ НА РАБОТОСПОСОБНОСТЬ МГТЭА Попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов, находящихся в нефтяных залежах в растворенном состоянии и выделяющихся из нефти при снижении давления. Основными составляющими ПНГ являются предельные углеводороды (УВ) от СН(4) до С(6)Н(14). Кроме того, в ПНГ присутствуют инертные газы (N(2), CO(2), He), H(2)S и меркаптаны. Для различных месторождений ПНГ имеет индивидуальный компонентный состав. Более того, на одном и том же месторождении состав ПНГ изменяется с течением времени. В табл. 1 приведены состав и свойства ПНГ 1, 2, 3, характерных для малодебитных месторождений Пермского края, и ПНГ 4 с содержанием H(2)S - 7% [1].

В качестве топливного газа в большинстве существующих МГТЭА должен использоваться очищенный сухой газ. Твердые примеси обычно удаляются путем применения фильтрации и сепарации. Более сложным является удаление жидких фракций, таких как вода и жидкие УВ. В случае накопления в подводящих магистралях даже ничтожно малого конденсата и попадания в КС жидких капель возможны серьезные повреждения МГТЭА. Исходя из этого исключительно важным является тщательное отслеживание качества газа и отсутствия в нем жидкости.

Жидкие фракции могут формироваться из конденсируемых высших УВ, содержащихся в топливном газе, а также из водяных паров. Для удаления жидких фракций необходимо знать температуру точки росы как по УВ, так и по воде. Она связана с формированием первой капли УВ или воды при реальных условиях эксплуатации МГТЭА по температуре и давлению.

Температура точки росы по УВ зависит от давления топливного газа и концентрации тяжелых УВ.

Чем выше их содержание в топливном газе, тем выше температура точки росы. Зависимость от давления имеет более сложный характер. Температура точки росы по воде зависит от концентрации водяных паров в топливном газе, давления газа и незначительно - от состава газа. Вода может соединяться с метаном и другими УВ в форме гидратов, которые могут образовывать гидратные пробки в топливной системе. Температура образования гидратов бывает как выше, так и ниже точки росы по УВ.

Попадание конденсата в КС может привести к неконтролируемому самовозгоранию и распространению пламени вверх по потоку. Температура самовозгорания для тяжелых жидких фракций равна 204-288°С. Контакт с воздухом при температурах выше данной приводит к мгновенному воспламенению капель жидкости и неконтролируемому подводу тепла к элементам конструкции КС. Вынос непрореагировавших жидких УВ в газовую турбину может вызвать повреждение элементов горячего тракта.

Для удаления жидких фракций из состава топливного газа необходим его прогрев отработанным на турбинах рабочим телом в специально разработанном теплообменнике до подачи в топливную систему МГТЭА. Компримирование топливного газа перед подачей в КС повышает его температуру.

В коррозионноактивных ПС сероводородсодержащего ПНГ наибольшую опасность представляют SO, SO(2), SO(3) и H(2)SO(4) [2]. Взаимодействие данных веществ с конструкционными материалами узлов и агрегатов МГТЭА является одной из основных причин снижения срока службы и выхода его из строя. Одним из способов увеличения ресурса работы МГТЭА при утилизации ПНГ является использование антикоррозионных добавок к топливному газу для снижения концентрации коррозионноактивных и вредных веществ в составе ПС и организации защитной пленки на поверхностях элементов конструкции.

РАСЧЕТНАЯ МОДЕЛЬ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ ГОРЕНИЯ И СОСТАВА ПС ПРИ СЖИГАНИИ ПНГ РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ТЕМПЕРАТУРЫ ГОРЕНИЯ И СОСТАВА ПС ПРИ СЖИГАНИИ ПНГ Существует несколько вариантов организации процесса горения в многозонных КС, различающихся числом зон и параметрами рабочего процесса в зонах горения и разбавления. Такая КС должна надежно функционировать при сжигании ПНГ различных месторождений, различающихся по составу, влажности и другим параметрам. Для увеличения ресурса работы до 100 тыс. ч (капитальный ремонт 60 тыс. ч) необходим тщательный выбор коррозионно-стойких жаропрочных сплавов. Поэтому для выбора оптимального варианта многозонной КС по конструкции и совокупности рабочих параметров с большим ресурсом работы крайне необходима информация о температуре и составе ПС при разных соотношениях расходов окислителя и горючего (коэффициент избытка окислителя [альфа] = 0,05-8,00). Для утилизации ПНГ с выработкой электрической и тепловой энергии предлагается использование двухвального МГТЭА блочно-модульного типа. В соответствии с принятыми техническими решениями параметры воздуха и топливного газа на входе в КС следующие:

Давление окислителя, МПа................................................0, Температура окислителя, °С.............................................. Давление топливного газа, МПа0, Температура влажного топливного газа,°С.......... Температура нагретого топливного газа, °С......... Расход окислителя, кг/с......................................................3, С учетом работоспособности конструктивных элементов горячего тракта температура рабочего тела на входе в газовые турбины Т(рт) = 650 °С.

Результаты расчета термодинамической температуры горения сухого и влажного ПНГ различаются незначительно (рис. 1).

Результаты расчета состава ПС, полученных при сжигании, представлены на рис. 2.

Анализ результатов расчета проводился при давлении в КС 0,35 МПа и температуре рабочего тела Т(рт) = 650 °С, которая может быть обеспечена при сгорании как бедных, так и богатых смесей. При организации обедненной смеси подогретого ПНГ с воздухом стехиометрическое соотношение компонентов К(т0) =15,3, a = 5,3, что соответствует расходу топливного газа g(г) = 0,038 кг/с. При организации обедненной смеси влажного ПНГ с воздухом соответствующие параметры равны К(т0) -15,2;

a = 5,9;

g(г) = 0,033 кг/с. Таким образом, при прочих равных условиях при подогреве топливного газа перед подачей в топливную систему МГТЭА расход утилизируемого ПНГ увеличивается на 13%.

При температуре ПС в камере (рабочего тела для турбины) Т(рт) = 650 °С объемные доли коррозионно-активных веществ при сжигании бедной смеси составляют 22,2% (нагретый или влажный ПНГ 4), а при сжигании богатой смеси - 45,9% (нагретый ПНГ 4) и 52,0% (влажный ПНГ 4). Следовательно, с точки зрения коррозионной активности ПС целесообразна организация рабочего процесса с наличием окислительных зон по всей области многозонной КС. Объемная доля токсичных компонентов в составе ПС при сжигании бедной смеси составляет 2,2% (нагретый или влажный ПНГ 4), а при сжигании богатой смеси -1,9% (нагретый ПНГ 4) и 2,6% (влажный ПНГ 4). С точки зрения токсичности ПС целесообразно использование рабочего процесса с наличием восстановительной зоны горения с организацией быстрого перехода в окислительную зону разбавления.

ВЛИЯНИЕ АНТИКОРРОЗИОННЫХ ПРИСАДОК НА СОСТАВ ПС Для снижения концентрации коррозионно-активных и вредных веществ в составе ПС ПНГ целесообразно применение антикоррозионных добавок на входе в КС МГТЭА.

Основным назначением ингибиторов коррозии являются снижение агрессивности газовых сред, а также предотвращение активного контакта металлической поверхности с коррозионно-активной средой. Это достигается путем введения ингибитора в коррозионную среду, в результате чего резко уменьшается активность ее ионов, атомов и молекул. Кроме того, на металле образуется моно- или полиатомная адсорбционная пленка, которая существенно ограничивает площадь контакта поверхности с коррозионной средой и служит весьма надежным барьером, препятствующим протеканию процессов саморастворения. При этом важно, чтобы ингибитор обладал хорошей растворимостью в коррозионной среде и высокой адсорбционной способностью.

По разработанным алгоритмам и программам проведены расчеты составов ПС при использовании специальных добавок к ПНГ1 - ПНГ 4 [3,4]. В качестве примера в табл. 2 представлены результаты расчетов, отражающие влияние добавки анилина с массовой долей [сигма]m(0) = (0,01;

0,1;

0,5)% в составе влажного ПНГ 3 на концентрацию коррозионно-активных и вредных веществ в составе ПС при Т(рт) = 650 °С. Параметр [дельта](c) показывает уменьшение ([дельта](c) 0) или увеличение ( [дельта](c) 0) концентраций С коррозионно-активных и вредных веществ в составе ПС с использованием добавки по сравнению с концентрациями С(0) без использования добавки.

Анализ результатов, представленных в табл. 2, позволяет сделать следующие выводы:


1) использование присадок в составе горючего снижает концентрацию серосодержащих коррозионно-активных веществ более чем на 10%;

2) уменьшение массовой доли добавок от 0,5 до 0,01% практически не изменяет концентрацию коррозионно-активных и токсичных веществ в составе ПС, а потребный годовой запас добавок уменьшается с 5000 до 100 кг/год. Поэтому при утилизации ПНГ в МГТЭА блочно-модульного типа целесообразно использование добавок в составе топливного газа с массовой долей менее 0,01%.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МАТЕРИАЛОВ В МГТЭА ПРИ УТИЛИЗАЦИИ СЕРОСОДЕРЖАЩЕГО «НЕПОДГОТОВЛЕННОГО» ПНГ В ПС ПНГ наибольшую коррозионную активность имеют H(2)SO(4), SO, SO(2), SO(3).

Серосодержащие газы очень агрессивны как для сталей и сплавов, так и цветных металлов. Меньше всего сернистые газы действуют на хром, поэтому с точки зрения скорости окисления хромистые стали предпочтительнее хромникелевых. Например, при прочих равных условиях высокохромистые стали 15Х25Т имеют скорость коррозии приблизительно 0,003 мм/год, а хромоникелевые стали типа Х21Н5Т и 12X18Н10Т-0,01 мм/год. Содержание никеля в составе сплава необходимо не для уменьшения скорости окисления, а для обеспечения хороших механических свойств.

Подбором состава сплавов невозможно добиться достаточной стойкости материалов к агрессивному действию серосодержащих газов при высоких температурах, а можно только говорить об относительном улучшении коррозионной стойкости. В этом направлении перспективным считается поверхностное легирование высокохромистых сплавов, обеспечивающее получение оксидных пленок на поверхности материалов при работе в серосодержащих газах при высокой температуре.

Анализ ГОСТ 5632-72 показывает, что в настоящее время отечественная промышленность располагает жаростойкими и жаропрочными конструкционными сталями и сплавами, которые могут быть использованы для длительной службы в обычных бессернистых окислительных средах при температурах до 1200 °С. Стали типа Х18Н8 рекомендуется использовать до 800-850 °С, стали типа Х23Н18 - до 1000 °С, стали типа Х25Н20 - до 1050 °С, стали типа Х20Н80 обеспечивают надежную работу до 1100 °С, сплавы ХН70Ю и ХН60Ю - до 1200 °С. Применение этих промышленных сталей и сплавов для оборудования, работающего в условиях коррозии в ПС серосодержащих топлив, нецелесообразно при Т [меньше или равно] 600 °С [5].

Исследования показали [6], что на способность сопротивления высокотемпературному окислению влияет отношение содержаний никеля и хрома в высокохромистых никелевых сплавах [хи].

Например, жаростойкость сплава типа Х40Н50 ([хи] = 1,37) выше жаростойкости сплава Х28Н48В ([хи] = 1,63). Дальнейшие разработки в этом направлении позволили получить еще более жаропрочный сплав типа Х36Н40 с показателем [хи] = 1,13 для работы в серосодержащих средах.

Испытания сплавов 15Х25Т, 20Х23Н18, 15Х25Н19СЗ, Х40Н50, Х28Н48ВБ и Х36Н40, проведенные при температуре 800 °С, содержании SO(2) в ПС [дельта](SO2) = 0,3% и содержании O(2) в ПС [дельта](O2) = 12%, показали, что скорость коррозии сплавов 15Х25Т, Х28Н48ВБ, 20Х23Н18 выше скорости коррозии сплава Х36Н40 в 1,1;

1,5;

2,2 раза, соответственно.

Таким образом, для увеличения ресурса работы МГТЭА при утилизации «неподготовленного» ПНГ предлагается использование следующих мероприятий:

применение специальных антикоррозионных добавок, впрыскиваемых в топливный газ на входе в КС;

подогрев топливного газа в теплообменнике перед подачей в КС отработанными на турбинах газами;

применение сплавов типа 15Х25Т для ненагруженных деталей и Х36Н40 для нагруженных деталей.

Реализация данных мероприятий позволит обеспечить повышение реального ресурса МГТЭА до 4- лет в условиях утилизации неочищенного влажного ПНГ с содержанием H(2)S до 7% при толщинах конструктивных элементов 2-3 мм.

*** Список литературы 1. Андреева Н.Н., Миргородский В.Н., Мухаметшин В. Г. Национальное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов // Нефтяное хозяйство. - 2007. – N 9. - С. 133-137.

2. Зуева О.А., Бульбович Р.В., Бачева Н.Ю. Расчет выбросов загрязняющих и коррозионно-активных веществ при сжигании серосодержащего попутного нефтяного газа в микрогазотурбинных энергетических агрегатах // Вестник ПНИПУ «Аэрокосмическая техника». - 2012. - N 32. - С. 81-95.

З.Алцибеева А.И., Левин С.З. Ингибиторы коррозии металлов: справ. - Л.: Химия, 1968. - 265 с.

4. Сталл Д., Вестрам Э., Зинке Г. Химическая термодинамика органических соединений. - М.: Мир, 1971. - 807 с.

5. Воробьева Г.Я. Коррозионная стойкость материалов в агрессивных средах химических производств. - М.: Химия, 1975. - 816 с.

6. Рослик А.К. Механизм «катастрофического» окисления металлов и сплавов в серосодержащих газовых средах: автореф. дис.... канд. физ.-мат. наук. - Свердловск: УГУ, 1984. - 64 с.

КОНСТРУКЦИЯ И ПРИМЕНЕНИЕ РАЙЗЕРОВ НА ПРИМЕРЕ ШТОКМАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Дата публикации: 17.06. Автор: Т. А. Вахрушева, Е.Н. Антонова (филиал ТюмГНГУ в г. Новом Уренгое) Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 35, 36, 37, Выпуск: св УДК 622.279.23/. Штокмановская структура (вероятность существования месторождения) была выявлена в 1981 г. в результате комплексных морских геофизических исследований. В 1985 г. структура была подготовлена к оценке бурением. В 1988 г. было начато строительство первой поисковой скважины проектной глубиной 4500 м, которое было завершено 27 июля 1988 г. на глубине 3153 м, и был получен первый приток. В результате ее испытания были открыты две залети свободного газа с газовым конденсатом. Программа разработки Штокмановского месторождения предусматривает полный цикл освоения месторождения, от исследований до переработки и транспортировки. Газ будет добываться по уникальной технологии с самоходного технологического судна (Floating Production Unit-FPU).

Штокмановское ГКМ открыто в 1981 г. при помощи специальных геологических исследований, проведенных специалистами треста «Севморнефтегеофизика» с научно-исследовательского судна «Профессор Штокман», в связи с чем и получила свое название. Тогда же было начато изучение ее геологического строения. В процессе промышленных испытаний были открыты залежи газа и газового конденсата, и на государственный баланс запасов по состоянию на 1 января 1989 г. впервые поставлены более 2,4 трлн м(3) свободного газа промышленных категорий. В настоящее время начальные геологические запасы газа были уточнены и составляют 3,92 трлн м(3).

Месторождение расположено в центральной части шельфовой зоны российского сектора Баренцева моря. На сегодняшний день это месторождение находится в законсервированном состоянии, и его промышленная разработка рассчитана на 2016 г.

Проект разработки Штокмановского ГКМ предусматривает полное освоение месторождения в три этапа [1].

Технология добычи и переработки газа выглядит следующим образом.

1. Газ будет добываться через спаренные донные плиты, у каждой из которых имеется четыре буровых окна (рис. 1, позиция 4).

2. По гибким добычным райзерам (вертикальным трубам) с внешним диаметром примерно 36 см добытый газ направляется от донной плиты на плавучую установку (см. рис. 1, позиция 3).

3. Среднеглубинная арка поддерживает райзеры перед подачей на судно (см. рис. 1, позиция 2).

4. На борту плавучей добычной установки корабельного типа производятся переработка газа, а также разделение газа и конденсата на фазы (см. рис. 1, позиция 1).

5. От судна переработанный газ будет передаваться по гибким райзерам и отправляться на экспорт (см. рис. 1, позиция 7).

6. Специальное устройство подключает райзеры к магистральному трубопроводу (см. рис. 1, позиция 6).

7. Морской двухниточный трубопровод с внешним диаметром каждой трубы примерно 92 см транспортирует газ на береговые объекты (см. рис. 1, позиция 5) [1].

Райзер - это водоотделяющая колонна стальных труб, тянущаяся от судна до дна для бурения с морских платформ или судов. Толщина их стенок - около 20 мм, таков необходимый запас прочности, чтобы предохранить и защитить океан от загрязнения нефтепродуктами.

Применение высокопрочных термоупрочняемых и свариваемых алюминиевых сплавов в конструкции райзера позволило существенно увеличить глубину бурения за счет уменьшения веса подводного оборудования и обеспечило использование буровой платформы меньшей грузоподъемности для работы на больших глубинах. Разработанный райзер типа DW позволяет работать при глубине воды 2000 м и более. Райзер представляет собой 22,5-метровые секции, стыкуемые на платформе с помощью фланцевого соединения (рис. 2).

Алюминиевая компоновка райзера имеет множество трубных секций райзера, соединяющихся друг с другом для образования колонны райзера. Когда верхняя и нижняя трубные секции райзера собраны, фиксаторы служат опорой вспомогательных труб, несущих линии гидравлического управления. Привод вращает гильзу, опирающуюся с возможностью вращения на верхнюю трубную секцию райзера. Гильза вращает соединительную гайку, также размещенную с возможностью вращения на верхней трубной секции райзера. При вращении соединительная гайка перемещается в осевом направлении вдоль трубной секции райзера и навинчивается на нижнюю трубную секцию, затем затягивается до входа в контакт с внешней муфтой для завершения скрепления верхней и нижней трубных секций райзера. Весь процесс можно затем повторить для свинчивания дополнительных верхних трубных секций райзера с колонной райзера.

Морские буровые установки, такие как стационарные морские платформы, на выдвижных опорах или полупогружные платформы и буровые суда, применяющиеся в добыче углеводородов, в штатном режиме работы используют райзеры для соединения буровой установки с оборудованием устья скважины на морском дне. С помощью райзера возможен транспорт циркулирующего бурового раствора в процессе вскрытия продуктивного пласта. Обычно райзер имеет секции из металлической трубы, установленные вертикально между буровой установкой и оборудованием устья скважины. Данные трубные секции включают периферийные вспомогательные линии и трубы для связи с гидравлическими линиями управления буровой установки и противовыбросового превентора на оборудовании устья скважины.

Недостатком, ограничивающим использование стальных райзеров в работах на больших морских глубинах, является значительный вес. Как известно, каждая стальная трубная секция райзера должна иметь адекватную толщину стенки для выдерживания рабочих давлений и растягивающей нагрузки от других секций. Данные требования добавляют вес колонне райзера.

В свою очередь, вес колонны райзера может существенно ограничиваться полезной нагрузкой плавучей буровой установки, которая несет только ограниченное число секций, без превышения предела максимальной нагрузки [2].

Как альтернативу применению стали в алюминиевом райзере используют секции алюминиевой трубы, последовательно соединенные вместе фланцевыми соединительными устройствами на концах трубы. Пример такого алюминиевого райзера описан в патентах США N 6415867 и N 6615922. Данные фланцевые соединительные устройства имеют отверстия для соединения друг с другом и для несения вспомогательных труб, располагающихся продольно по окружности трубы.

Для выполнения надежного соединения операторы должны затянуть каждый болт с определенным крутящим моментом. Некоторые образцы райзеров могут иметь около 6-18 болтов на соединение.

Следовательно, сборка секций трубы может требовать от операторов значительных затрат времени на сборку и выверку.

Еще один недостаток: известная в технике компоновка райзера выполнена из алюминиевого сплава 1980 Т1 ОСТ 192048-90 (российское название AL1980 Т1). Название Т1 является эквивалентом WH, как описано в R 0067 - Alloy Temper Designation System for Aluminum (ANSI H35.1-2000). Буква W означает «гомогенизированный». Для таких термоупрочненных сплавов сварное соединение должно проходить термообработку после сварки. Это усложняет выполнение соединений, поскольку процедура термообработки требует дополнительного времени на производство, персонала и оборудования [3].

Алюминиевая компоновка райзера имеет множество секций, соединяющихся друг с другом для образования колонны. Каждая секция райзера имеет трубу с верхним (муфтовым) и нижним (ниппельным) соединительными устройствами, приваренными к трубе. В верхнем соединительном устройстве есть внутренняя коническая поверхность, образующая муфтовый конец, и внешняя коническая поверхность с внешней резьбой. Нижнее соединительное устройство имеет внешнюю коническую поверхность. Внутренняя и внешняя конические поверхности совмещаются и уплотняются друг с другом и для осуществления свинчивания колонны райзера. Предпочтительно компоненты секции райзера выполнены из алюминиевого сплава, имеющего более высокое отношение прочности к плотности, чем сталь, и, более конкретно, выполнены из нетермоупрочненного алюминиевого сплава 1575 по ТУ 1 -809-420-84 или из другого алюминиевого сплава системы AI-Mg, не требующего термообработки сварочных соединений после сварки.

Когда верхняя и нижняя секции райзера собраны, ниппель верхней трубной секции частично входит в муфту нижней трубной секции так, что совмещенные и уплотненные конические поверхности соединяются друг с другом. Рабочие-операторы ориентируют и совмещают сервисные линии для монтажа двух трубных секций райзера, а затем используют гидравлический или пневматический приводной механизм или исполнительный механизм для вращения конической шестерни на приводном валу, опирающемся на одну из опор. Данная коническая шестерня находится в зацеплении с коническими зубьями, выполненными по кромке гильзы, опирающейся с возможностью вращения на ниппельный конец верхней секции райзера. Вместо использования устройства с конической шестерней внешняя окружность гильзы может иметь первую звездочку или цевочную шестерню, и привод может иметь вторую звездочку или зубчатое колесо для зацепления цевочной шестерни.

Когда гильза вращается приводным механизмом, множество проходящих вниз пальцев на гильзе вращают соединительную гайку. Альтернативно, шпоночные стержни или подшипники, размещенные в карманах соединительной гайки и продольных пазах в муфте, обусловливают вращение соединительной гайки. Соединительная гайка также размещена с возможностью вращения на ниппельном конце трубной секции райзера и может также перемещаться в осевом направлении вдоль этой секции во время вращения против поджатия пружины. При вращении гильзы резьба на ее внутренней конической поверхности свинчивается с внешней резьбой на верхнем конце нижней секции. Соединительная гайка затягивается до стыковки внутренней конической поверхности муфты и внешней конической поверхности ниппеля. Весь процесс можно затем повторять с дополнительными трубными секциями райзера для монтажа колонны райзера (рис. 3) [4, 5].

Существует пять основных способов крепления райзеров, которые представлены на рис. 4. На Штокмановском ГКМ описанных райзеров будет несколько десятков, которые будут крепится к морскому дну следующим способом, представленным на рис. 4, г [4].

В настоящее время основной проблемой Штокмановского ГКМ являются паковые льды и айсберги, которые могут полностью разрушить буровую платформу и вывести из строя все эксплуатационное оборудование. Поэтому при разработке данного месторождения на случай опасности необходимо иметь отлаженную систему отключения и ухода платформы на безопасное расстояние и ее последующее подключение без возможных утечек и загрязнения морских вод. Все это выполнимо только при использовании высокотехнологического оборудования и райзеров из облегченных сталей.

*** Список литературы 1. Здесь рождается энергия. [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://www.shtokman.ru/project/ gasfield/(дата обращения: 01.11.2012 г.).

2. Патент на изобретение райзера N 2457313 // Москва: freepatent.ru // [Электронный ресурс.] Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2457313 -авторы Аликин Рудольф С. (RU), Выгодский Борис С. (RU), Индрупский Давид И. (RU), Подражанский Александр М. (RU), Гелфгат Михаил A. (RU) - Загл. с экрана (дата обращения: 01.11.2012).

3. Фролов С. А. Статика и динамика плавучих сооружений, закрепленных гибкими упругими связями: дис.... канд. техн. наук. - СПб., 1992. - 161 с.

4. Григорьева О.А. Инженерные методы оценки прочности и долговечности якорных связей и райзеров шельфовых сооружений: дис... канд. техн. наук. - СПб., 2009. - 195 с.

5. Gelfgat M., Basovich V,, Adelman A. Aluminum Alloy Tubulars Provide a Viable Option for Light Rig, Deeper Water and Longer Wells [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://www.touchoilandgas.com/alurninium-alloy-tubulars-provide-a6540-1.html (дата обращения:

01.11.2012).

*** Основные характеристики месторождения Открыто...............................................................................................В 1988 г.

Расположение...............................................................................................................В 550 км от берега России Начальные геологические запасы.................................................................3,9 трлн м(3) газа и 56 млн т газового конденсата Глубина моря...................................................................................................................340 м Высота волн....................................................................................................................До 27 м Годовой диапазон температур,............................................................................................... °С -50/ Наличие айсбергов весом, млн т............................................................................................... До ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА МЕТОДАМИ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Дата публикации: 17.06. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 39, 40, 41, Выпуск: св УДК 622. Н.Н. Диева, А.В. Евтюхин, М.Н. Кравченко, Н.М. Дмитриев (РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина) В статье дан анализ существующих методов разработки сланцевых месторождений. Экологические проблемы, сопровождающие добычу сланцевого газа при интенсификации газовыделения, ставят серьезный вопрос о выборе перспективных методов разработки месторождений сланцевого газа и сланцевой нефти. Предлагается использование методики волнового воздействия на подобные пласты. Одним из методов оценки эффективности создания волновых импульсов в целях повышения фильтрационных характеристик может стать математическое моделирование гидродинамических процессов, происходящих в пласте.

ОБЩИЙ АНАЛИЗ ДОБЫЧИ СЛАНЦЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ Несмотря на относительную «молодость», сланцевый газ на сегодняшний день можно считать наиболее перспективным видом газового топлива из всех так называемых нетрадиционных видов углеводородов. В какой мере добыча сланцевого газа станет конкурирующим источником газа в сравнении с разработкой традиционных газовых месторождений? Сегодня мнения по этой проблеме разные и даже диаметрально противоположные: от объявления разработки месторождений сланцевого газа промышленной революцией, угрожающей России, до проблемы чересчур раздутой, а ажиотажа - следствием пиар-компании тех фирм, которые уже вложили огромные деньги в разработку таких месторождений и ищут новых инвесторов.

Вопрос не в том, что неразработанных традиционных источников значительно меньше, чем даже уже известных пластов сланцевого газа, дело в цене вопроса. Технологии добычи во всем мире развиваются так быстро, что стремительное удешевление газа заставит пересмотреть стратегические направления развития многих государств и даже, вероятно, повлияет на направления геополитики.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.