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 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ...»

-- [ Страница 6 ] --

Оценка величины дисперсности водной фазы после приготовления воды путем определения размеров частиц дисперсной фазы на микроскопе МИН-8 показала, что при интенсивном перемешивании компонентов эмульсии дисперсность частиц дисперсной фазы сильно изменяется. Под микроскопом видно, что размеры частиц дисперсной фазы кратно изменяются для одного и того же увеличения капли НКЭ при различном времени её перемешивания. Измерения показали, что в лабораторных условиях перемешивание смеси в течение 30 минут обеспечивает размеры глобул водного раствора кислоты в пределах 10…15 мкм. Этот факт – главный, который обеспечивает устойчивость НКЭ в течение длительного срока. В промысловых условиях контроль свойств НКЭ осуществляли замерами плотности.

Обратная нефтекислотная эмульсия оказалась стойкой к расслоению и при повышенных температурах. При хранении НКЭ при температурах +30, +40 и +50 0С в течение 2 недель не происходило расслоения фаз и не изменялась картина строения эмульсии – однородность и степень дисперсности. За этот срок не происходило заметного изменения эффективной вязкости эмульсии.

Устойчивость состава НКЭ (80% нефть+20% водный раствор кислотного раствора с добавкой 0,07% Неонола) при температуре 250С превышала 1 месяц. Минимальное значение устойчивости растворов НКЭ составило 30 минут.

Растворяющую способность выбранного состава НКЭ определяли по ранее описанной методике. В качестве образцов естественных пород применяли дезагрегированную породу естественных кернов продуктивных пластов Куюмбинского месторождения. Результаты этих экспериментов представлены на рисунке 3.

Убыль массы породы, % 0 10 20 30 40 50 Время, мин НКЭ 15 % СКC Рисунок 3. Растворяющая способность составов НКЭ и СКС Как видно из графика, при пластовой температуре растворяющая способность раствора НКЭ выше растворяющей способности водного раствора СКС. На всех стадиях эксперимента растворяющая способность НКЭ оказалась на 15…25 % выше, чем у СКС.

По результатам выполненных экспериментов показано, что применение вместо водных растворов СКС обратных кислотных эмульсий обеспечивает больший объем растворения породообразующих минералов и является перспективным при проведении работ по интенсификации притока нефти из пласта в скважины Куюмбинского месторождения.

С применением растворов НКЭ были проведены обработки объектов в 4 скважинах Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений. На Куюмбинской площади были выбраны IV объекта в скважинах К-215 и К-235, на Терско-Камовской – I объект в скважине ТК-508 и III объектак в скважине ТК-509. Объекты, подвергшиеся испытаниям, различаются по условиям залегания и физико-химическим свойствам насыщающих их жидкостей и газов.

По объектам были получены положительные результаты. В двух объектах после проведения обработок увеличился коэффициент продуктивности (скв. К-215, ТК-509) и в продукции скважины появилась нефть. В IV объекте скважины К-235 и I объекте скважины ТК- произошло увеличение дебита по жидкости с 0,21 по 1,48 м3/сут и с 0,45 по 0,48 м3/сут соответственно (исследования по определению коэффициента продуктивности в последних двух объектах не проводились).

Выполненные промысловые испытания с применением НКЭ показали, что для месторождений с доломитизированными карбонатными коллекторами следует применять кислотные составы с замедленной скоростью реакции с целью интенсификации притока.

Для создания системы трещин в карбонатном пласте и лучшей гидродинамической связи между призабойной и удаленной зонами пласта проведены лабораторные эксперименты для разработки технологии гидравлического разрыва пласта с применением в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя растворов НКЭ в чистом виде и с добавками загустителей.

Для выполнения этой задачи были проведены лабораторные эксперименты по определению несущей способности раствора НКЭ относительно расклинивающего материала (кварцевого песка или проппанта). Для достижения требуемой несущей способности раствора НКЭ предложены добавки загустителей-полимеров на основе целлюлозы, обеспечивающих доставку в пласт жидкости-песконосителя с твердой фазой во взвешенном состоянии применительно к условиям проведения операции на скважинах Куюмбинского месторождения.

Кроме этого, были проведены опыты по фильтрации технологических жидкостей ГРП и нефти с моделированием условий образования трещины в образце естественной породы Куюмбинского месторождения. В результате этих экспериментов определены пределы изменения проницаемости образца породы до и после создания в нем искусственной трещины.

Выводы 1. В результате проведенного анализа технологической эффективности кислотных обработок пришли к выводам, что солянокислотные обработки имеют недостатки: низкий охват продуктивного пласта воздействием по глубине и толщине из-за высокой скорости реакции взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой, малоэффективность и нерентабельнось повторных обработок ПЗС соляной кислотой, снижение эффективности СКО при росте обводненности продукции.

2. Изучение современного опыта применения технологий кислотных обработок и анализ эффективности кислотных воздействий на 5 объектах в 4 скважинах Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений с применением сульфаминовой кислоты показал, что наиболее предпочтительно применение большеобъемных обработок водными растворами кислот, обладающих пониженными скоростями реакции с породообразующими минералами.

3. Оценка динамики фильтрационных параметров образцов естественных пород подтвердила увеличение проницаемости породы и возможность применения растворов НКЭ для кислотной обработки удаленных от скважин участков продуктивного пласта.

Экспериментальные исследования растворяющей способности выбранного состава показали, что по активности взаимодействия с породообразующими минералами растворы НКЭ превышают возможности водных растворов кислот.

4. Для создания развитой системы трещин и лучшей гидродинамической связи между призабойной и удаленной зонами пласта разработана технология гидравлического разрыва пласта с применением в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя растворов НКЭ в чистом виде и с добавками загустителей.

Библиографический список 1. Конторович А. Э. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в верхнем протерозое Сибирской платформы / А. Э.Конторович [и др.] // Геология и геофизика. – 1996. – Т. 37. – № 8.

2. Харахинов В. В. Новые данные о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегезонакопления / В. В.Харахинов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2000. – № 5.

3. Глазова В. М. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок / В. М. Глазова, Г. И. Трахман. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

– 59 с.

4. Сучков Б. М. Причины снижения производительности скважин / Б. М. Сучков // Нефтяное хозяйство, 1988. – №5. – С. 52-54.

УДК [622.276.1/.4+622.279.23.4]001. Методический подход к моделированию разработки нефтегазоконденсатных месторождений Громова Е.А., Назаров А.В.

Ухта, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз»

Проектирование разработки залежей природных углеводородов в настоящее время тесно связано с использованием методов математического моделирования. На сегодняшний день прогноз показателей разработки выполняется с помощью математических моделей, которые в ряде случаев уже доведены до уровня программных продуктов (Eclipse, VIP, Tempest More).

Первые гидродинамические модели появились в нефтяной отрасли. Связано это, в первую очередь, с технологическими трудностями извлечения нефти из пласта, которая в отличие от газа не выходит на поверхность сама. Данное обстоятельство обусловило первоочередную ориентированность существующих гидродинамических пакетов на моделирование разработки нефтяных залежей. Вследствие вышесказанного прогноз показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на существующих программных комплексах сопряжен с определенными методологическими проблемами.

Наиболее широкое распространение при проектировании разработки нефтяных залежей получила расчетная методика типа «black oil» (нелетучая нефть). Суть ее заключается в численном решении системы уравнений, описывающих трехфазное трехкомпонентное течение в пористой среде, которая в дифференциальной форме имеет следующий вид:

д rk div ( v l ) + [m s l ] + q k = 0, k (1) дt r где – плотность фазы (фазами являются вода, нефть и газ);

v – скорость фазы ;

l – массовая доля компонента k в фазе (компонентами являются Н2О, фракции С5+в, k С1-С4);

m – пористость;

s – насыщенность порового пространства фазой ;

q k – массовая плотность источника по компоненту k.

Система (1) дополняется замыкающими соотношениями, а также начальными и граничными условиями, что делает задачу корректной, то есть имеющей, вообще говоря, единственное решение. В качестве искомых функций пространства-времени могут быть выбраны давление и две насыщенности фазами.

Сведение углеводородных компонентов к двум фракциям не случайно. Согласно правилу фаз Гиббса при условии изотермичности процесса в данной термодинамической системе остается всего одна степень свободы. Это означает, что физико-химические свойства флюидов – плотности, вязкости, массовые доли компонентов в фазах – зависят только от давления. Данное обстоятельство существенно упрощает решение задачи и позволяет использовать полностью неявную разностную схему, что обеспечивает безусловную устойчивость и, как правило, сходимость вычислительного процесса. При отсутствии одной из углеводородных фаз (вода присутствует всегда) появляется дополнительная степень свободы, однако это неудобство легко обходится введением других искомых функций, например давления и двух массовых долей компонентов в смеси.

Задача в указанной постановке в первую очередь ориентирована на чисто нефтяные залежи (не напрасно она называется моделью нелетучей нефти). В рассматриваемом случае массовая доля фракции С5+в в газе задается тождественно равной нулю, то есть считается, что тяжелые компоненты не растворяются в газовой фазе. Таким образом, игнорируется столь важный элемент, как газоконденсатная характеристика, которая также становится нулевой. Для залежей неаномально легких нефтей, разрабатываемых с поддержанием давления, водогазовым воздействием с нагнетанием собственного газа и в режиме растворенного газа, такой подход можно считать вполне оправданным.

Модель “black oil” с точки зрения течения в пласте может использоваться и для газоконденсатных залежей, причем как при разработке на истощение пластовой энергии, так и с закачкой в пласт собственного газа сепарации. Однако в некоторых программных продуктах (например, Eclipse 100) отсутствует возможность в данном случае учесть растворимость газообразной фракции в жидкой углеводородной фазе (опции «живая нефть»

и «влажный газ» не могут быть активированы одновременно). Правда, с учетом точности исходной информации это не приводит к принципиальным погрешностям прогнозных расчетов.

Большинство газоконденсатных месторождений имеют нефтяные оторочки. Для них модель “black oil” становится неприменимой вследствие того, что в ней нефть и конденсат не различимы по физико-химическим свойствам. Особенно существенные погрешности возникают при моделировании закачки в пласт газа. Здесь приходится либо пожертвовать испарением конденсата, что крайне нежелательно, либо мириться с тем, что нефть испаряется аналогично конденсату, что явно противоречит физике процесса.

Избежать указанных проблем прогноза показателей разработки нефтегазокон денсатных месторождений можно, используя композиционное моделирование. Уравнения многокомпонентной фильтрации имеют вид, аналогичный уравнению (1) с той разницей, что k определяет каждый компонент, входящий в пластовую смесь. В первую очередь это относится к газообразным в стандартных условиях веществам, а более тяжелые допускается разбивать на несколько фракций. Очевидно, что такой подход существенно усложняет решение задачи. Во-первых, значительно возрастает количество уравнений, во-вторых, входящие в них физико-химические свойства флюидов теперь зависят не только от давления, но и от состава пластовой смеси. Последнее обстоятельство позволяет корректно описать течение конденсата, нефти и их смеси.

Безусловное достоинство композиционных моделей – их практически неограничен ные возможности для решения самых разных задач проектирования разработки. Однако они не лишены ряда недостатков.

В настоящее время используются два подхода к реализации указанных моделей, отличающиеся типом применяемых разностных схем: полностью неявная (модель Коутса) и неявная по давлению – явная по составам. Первая предъявляет слишком жесткие требования к ресурсам ЭВМ, поэтому используется только для локальных расчетов, у второй ограниченные возможности устойчивости вычислительного процесса, контроль которой затруднителен. Кроме того, для обеих моделей требуется довольно тонкая настройка констант фазового равновесия и уравнения состояния.

В качестве альтернативы предлагается следующий подход к моделированию разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Фракция С5+в условно разбивается на две – назовем их легкой и тяжелой. Таким образом, пластовая смесь становится трехфазной четырехкомпонентной. Первые три уравнения полностью идентичны (1) и записываются относительно тех же фракций. Для корректности задачи должно появиться четвертое уравнение и дополнительная искомая функция пространства-времени. В качестве таковой введем массовую долю тяжелой фракции во фракции С5+в, находящейся в жидкой фазе (считаем, что тяжелая фракция в газовой фазе отсутствует – такое предположение вполне логично, хотя и несколько условно). Дополнительное уравнение фильтрации тяжелой фракции с учетом того, что она течет только в углеводородной жидкости, будет иметь следующий вид:

д rk div( v l ) + [m s l ] + q k = 0, k дt где – массовая доля тяжелой фракции;

– жидкая углеводородная фаза;

k – суммарная фракция С5+.

Появившаяся вторая степень свободы определяется вновь введенным параметром.

Свойства флюидов, в первую очередь массовые доли компонентов в фазах, которые с точностью до изоморфизма равны газосодержанию нефти и газоконденсатной характеристике, являются функциями давления и доли тяжелой фракции. Очевидно, что газосодержание нефти в насыщенной смеси тем ниже, чем она тяжелее. Аналогичная зависимость и у содержания конденсата в газовой шапке. Таким же образом могут быть построены функциональные зависимости от вышеназванных переменных плотности и вязкости углеводородной жидкости. Для газа поправки к этим свойствам имеют подчиненное значение, но принципиально они также могут быть внесены без особых затруднений.

Данная задача методологически решается аналогично трехфазной трехкомпонентной задаче в ненасыщенной постановке [1]. Искомыми функциями в этом случае, помимо, выбираются давление ( p ), водонасыщенность ( s ) и приведенный состав ( ). Под последним понимают массовую долю фракции С1-С4 в углеводородной смеси:

lo4 + g (1 )l s, = o, = o g o + g (1 ) 1 s где o, g – плотности соответственно нефти и газа;

lo 4, l1 4 – массовые доли g указанной фракции в соответствующих фазах.

Если углеводородная система находится в ненасыщенном состоянии (одна из углеводородных фаз отсутствует), то массовая доля существующей фазы приравнивается приведенному составу, а – единице, если отсутствует газ, и нулю – если нефть. В случае, когда система насыщена, насыщенности фазами находятся из следующих соотношений:

g ( p, )[l 14 ( p, ) ] = g, g ( p, )[l g ( p, ) ] + o ( p, )[ lo4 ( p, )] 1 4 so = (1 s ), s g = (1 )(1 s ).

Таким образом, система уравнений трехфазной четырехкомпонентной фильтрации становится полностью замкнутой: все входящие в нее нелинейности так или иначе зависят от искомых величин.

Определенную сложность представляет собой подготовка исходной информации для расчетов, в первую очередь зависимостей свойств флюидов от двух параметров: это требует многочисленных термодинамических расчетов и тщательного подбора состава пластовой смеси.

Система алгебраических уравнений после разностной аппроксимации может быть решена одним из известных методов, в частности методом Ньютона. Для нахождения решения на каждой ньютоновской итерации систему линейных уравнений можно решить методом неполного гауссова исключения с красно-черным разбиением, однако проблема выбора сольвера здесь не стоит.

Использование полностью неявной разностной схемы в описанном подходе потребует почти двухкратного увеличения требуемых ресурсов ЭВМ, так как порядок матрично векторных операций сольвера возрастает с третьего до четвертого. Но при этом автоматически отпадает проблема контроля устойчивости вычислительного процесса, которая далеко не всегда успешно решается.

В настоящее время в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – «Севернипигаз» начаты работы по реализации описанной выше расчетной методики. Это позволит в дальнейшем более корректно прогнозировать разработку газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками, избегая громоздкого аппарата композиционного моделирования.

Библиографический список 1. Назаров, А. В. Математическая модель трехфазного трехкомпонентного течения / А. В. Назаров, Э. В. Северинов // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, – 2003, 73 с.

УДК 622.276. Экспериментальное обоснование условий повышения нефтеотдачи при разработке подгазовых оторочек вязкой нефти Рассохин А. С.

Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Запасы вязких нефтей в России (с вязкостью более 10 мПа·с) весьма значительны, по некоторым оценкам их количество составляет порядка 10 млрд. т. С точки зрения извлечения такие запасы относятся к наиболее сложным видам. Коэффициенты извлечения нефти (КИН) при разработке залежей подобных нефтей в режиме истощения не превышают 10-12 %.

До настоящего времени отсутствуют четкие представления об условиях повышения КИН подгазовых оторочек с вязкой нефтью. Очевидно лишь, что следует применять тепловые технологии или вытеснять нефть полимерными и другими подобными растворами с повышенной вязкостью. При отборе нефти из недр в отличие от отбора газа приходится в большей степени учитывать не только особенности пласта-коллектора, но и особенности пластовой нефти. Иногда вязкость этого флюида превышает вязкость газа на три-четыре порядка, что обусловливает крайне низкие величины КИН.

К проблемам разработки вязких подгазовых нефтей относится и отсутствие надежных методов подготовки однофазных и методов выбора состава двухфазных флюидов как эффективных вытесняющих нефть агентов.

Принимая во внимание данные обстоятельства, правомерно рассматривать тему исследований данной работы как весьма актуальную.

Проблемам повышения нефтеотдачи при разработке запасов нефти посвящены многие работы К. С. Басниева, С. Н. Бузинова, Н. А. Гужова, С. Н. Закирова и многих других ученых. Проблемы, связанные с освоением залежей вязких нефтей, исследовали Д. Г. Антониади, А. Х. Мирзаджанзаде, К. А. Оганов и другие. Вопросам разработки нефтяных оторочек НГКМ посвящены многие работы А. Г. Дурмишьяна, В. Н. Мартоса, В. Ф. Перепеличенко и других исследователей.

При разработке нефтяных оторочек НГКМ на снижение нефтеотдачи оказывает влияние относительно небольшая толщина оторочки и ее расположение в пласте под газовой шапкой. Неблагоприятное соотношение подвижностей газа и нефти ведет к быстрым прорывам газа к скважинам. Это практически не зависит от очередности отборов из залежи газа и нефти. При вязкости более 10 мПас величины КИН могут не превышать 1-2 % от начальных запасов.

В нефтедобывающей промышленности имеется определенный опыт разработки нефтегазовых залежей, являющихся аналогами НГКМ по структуре размещения в пласте запасов нефти и газа. Научное обобщение особенностей разработки подобных объектов и анализ влияния различных факторов на отбор нефти выполнен в работах И. Д. Амелина, С. Н. Закирова, В. И. Колганова, В. Н. Мартоса и других исследователей. Однако этот опыт может быть использован при эксплуатации тонких подгазовых оторочек вязкой нефти лишь отчасти, поскольку различия нередко на три-четыре порядка в вязкостях газа и нефти требуют дальнейших исследований. Эти отличия оказывают весьма негативное влияние на эффективность разработки подгазовых оторочек вязкой нефти.

Основные выводы, которые следуют из анализа разработки месторождений нефти и результатов экспериментов, можно свести к следующему:

• вязкие нефти подгазовых оторочек относятся к категории трудноизвлекаемых запасов, эффективная разработка которых требует активного комплексного воздействия как на флюиды, так и на коллектор;

• для эффективной разработки подгазовой оторочки вязкой нефти требуется предварительное гидродинамическое отделение оторочки от газовой шапки и эксплуатация как независимого объекта;

• при активном воздействии имеется возможность управлять величиной КИН, обеспечивая необходимое соотношение вязкостей вытесняющего агента (µа) и нефти (µн);

достаточно высоких величин КИН – более 30-35 % – можно ожидать при соотношениях µа / µн 1,5 - 2;

• условием эффективной разработки подгазовых оторочек вязкой нефти является охват пласта вытесняющим агентом и дренирование по возможности всей нефтенасыщенной области пласта с помощью системы скважин, в том числе с горизонтальными стволами, ориентированными с учетом распределения фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

• практическая реализация технологий разработки запасов вязкой нефти путем вытеснения ее, например, таким доступным полимером, как полиакриламид (ПАА), сдерживается, в том числе из-за отсутствия метода подготовки растворов со стабильной вязкостью;

использование водогазовых смесей ограничивается трудоемкостью методов обоснования состава ВГС, обеспечивающего эффективность процесса вытеснения.

В нефтепромысловой практике для добычи нефти широко используется заводнение пластов. По сравнению с истощением вытеснение водой дает возможность повысить КИН с 20-25 % до 40 %, т.е. до 60 % нефти остается при этом в пласте. Для повышения нефтеотдачи используют вытеснение нефти растворителями, полимерными водными растворами, водогазовыми смесями. Для повышения нефтеотдачи в случае вязких нефтей применяют тепловые методы. Перечисленные способы разработки запасов нефти могут быть использованы и при эксплуатации оторочек НГКМ.

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» автором при выполнении данной работы [1] внимание было сосредоточено на способах, которые основаны на использовании доступных флюидов в качестве вытесняющих нефть агентов и технико-технологических решений, легко реализуемых в промысловых условиях. Наиболее доступными, в том числе по стоимости, являются водные растворы полимеров, в частности ПАА, и водогазовые смеси.

Нефтепромысловый опыт показывает, что водные растворы полимеров могут быть эффективными агентами вытеснения нефти. Однако их недостаток – нестабильность реоло гиических свойств. Например, растворы ПАА после их приготовления быстро теряют начальные вязкостные свойства. Поскольку процесс воздействия на пласт может занимать до нескольких лет, данный недостаток резко снижает эффективность агента. С целью обеспечения необходимого качества агента требуется определить условия приготовления полимерного раствора, которые гарантировали бы стабильность его реологических свойств.

Автором были проведены исследования влияния на стабильность растворов ПАА скоростей вращения ротора миксера в процессе приготовления раствора (рисунок 1).

Объектами исследований были растворы ПАА с концентрациями 0,2;

0,25 и 0,3 % (масс.), близкими к используемым в промысловой практике. Для приготовления растворов был использован ПАА серии АК-631 (высокомолекулярный) марки А-930 (ТУ-6-02 0002.099.12-41-94). В качестве растворителя ПАА использовали дистиллированную воду.

Длительность перемешивания была общепринятой – 15 минут. Эксперименты были проведе ны при температуре 23 ± 1 С и атмосферном давлении. Стабильность свойств водных растворов ПАА во времени оценивали по изменению динамической вязкости в течение длительного времени хранения растворов, до почти 300 суток.

Основной вывод, сделанный по результатам указанных исследований, состоит в том, что увеличение угловых скоростей вращения ротора миксера при приготовлении водных растворов ПАА способствует стабилизации их вязкости. Механизм стабилизации растворов при механическом перемешивании в миксере с угловой скоростью вращения ротора более 10-12 тыс. об/мин обусловлен, по-видимому, разрушением межмолекулярных связей полимера до такого состояния, при котором растворы представляют собой систему с достаточно высокой степенью дисперсности полимера.

В качестве альтернативного нефтевытесняющего агента в данной работе рассмотрены водогазовые смеси (ВГС).

Поскольку реологические свойства двухфазного флюида невозможно оценить без исследования фильтрации смеси в условиях пористой среды, процедура выбора состава характеризуется значительными затратами труда и времени. В данной работе ВГС рассматривается как объект двухфазной фильтрации, основной характеристикой которого как флюида являются гидродинамические сопротивления при фильтрации в пористой среде.

Подобный подход позволил предложить критерий оперативного обоснования выбора состава водогазовой смеси, являющейся эффективным нефтевытесняющим агентом.

исходный раствор ПАА раствор через 35 суток Динамическая вязкость, сП раствор через 77 суток раствор через 96 суток 80 раствор через 195 суток раствор через 294 суток 0 4000 8000 12000 Угловая скорость вращения ротора, об/мин Рисунок 1. Изменение во времени динамической вязкости водных растворов ПАА с концентрацией 0,2 % (масс.), приготовленных при вращении ротора перемешивателя с различной угловой скоростью В качестве непосредственного объекта исследования была выбрана смесь воды и метана с объемным соотношением этих флюидов 50 % : 50 % при давлении 11 МПа и температуре 24 С. Исследовавшийся состав ВГС типичен для области максимальных гидродинамических сопротивлений при фильтрации смеси согласно широко известным данным измерения ОФП. Так, на графиках ОФП Г. Ботсета, Р. Викова, М. Леверетта для пород-коллекторов всех основных типов минимальным значениям суммарных проницаемостей водогазовых смесей, то есть максимальным гидродинамическим сопротивлениям, соответствуют водонасыщенности от ~ 49 до ~ 73 %.

Фильтрация исследовалась на физических моделях пласта длиной L = 0,3 м (k= 0,067 мкм2) и 1 м (k= 0,055 мкм2). Пористая среда представляла несцементированный кварцевый песок. Подобного типа коллекторами представлены продуктивные пласты многих НГКМ. В образец пористой среды нагнетали поочередно воду и метан порциями по 0,01 об.

пор, то есть степень дисперсности смеси была достаточно высокой. Средний перепад давления при фильтрации смеси составлял в эксперименте на модели пласта длиной 0,3 м около 0,05 МПа, на модели пласта длиной 1,006 м – около 0,148 МПа.

Методика проведения эксперимента позволяла оценивать величины проницаемостей образца пористой среды дифференцированно для каждого компонента смеси, а также рассчитывать кажущиеся величины вязкостей для метана, воды и смеси в целом. Было установлено, что такая реологическая характеристика двухфазной ВМС, как «кажущаяся вязкость», оказывается многократно более высокой, чем рассчитанная по принципу аддитивности. Согласно экспериментальным данным, «вязкость» смеси получена равной 4,4 мПас при ожидавшейся 0,49 мПас.

Очевидно, что эффективность ВГС как нефтевытесняющего агента прямо определяется величиной кажущейся вязкости этого флюида. Следовательно, оценивать свойства флюида как агента для вытеснения нефти можно, измеряя гидродинамические сопротивления при фильтрации этого флюида в условиях исследуемой залежи. На практике это удобно делать, оценивая перепад давления Р на модели пласта, свойства которой соответствуют свойствам натурного пласта-коллектора.

В качестве примера на рисунке 2 приведен график Р = Р (Sв), построенный таким способом с учетом зависимости Р от суммарной проницаемости коллектора, представленного несцементированным песком. На график нанесена точка, отражающая один из результатов экспериментальных исследований (модель пласта длиной 1,006 м, проницаемость 0,066 мкм2, содержание нефти в пористой среде модели 20,5 %, вязкость нефти 10,6 мПас, давление 11 МПа, температура 23 С, линейная скорость фильтрации смеси ~ 0,2 м/сут).

0, фильтрации ВГС P, МПа 0, Перепад давления при 0, 0, 30 40 50 60 70 Содержание воды в смеси Sв, % Рисунок 2. Зависимость перепада давления Р при фильтрации ВГС от содержания воды Sв в смеси для пористой среды, представленной несцементированным песком Согласно графику, исследованная экспериментальными методами ВГС с содержанием воды 50 % по своей реологической характеристике близка к максимально эффективным смесям при возможном использовании ее в качестве нефтевытесняющего агента в условиях песчаного типа коллектора.

С целью оценки эффективности исследованных флюидов при использовании их в качестве агентов для вытеснения вязких нефтей было проведено физическое моделирование процессов разработки нефтяной оторочки Тазовского НГКМ в предположении, что на натурном объекте разработки осуществлено предварительное отделение оторочки от газовой шапки и оторочка может эксплуатироваться как гидродинамически независимая залежь нефти.

Алгоритм моделирования представляет естественную последовательность операций при обосновании способов разработки подгазовой оторочки нефти путем оценки методами физического эксперимента эффективности процессов разработки с использованием одно- и двухфазных флюидов как потенциальных агентов вытеснения нефти.

Физическое моделирование процессов вытеснения нефти осуществлялось с помощью компьютеризированных установок двух- и трехфазной фильтрации фирм Temco, Inc. и TerraTek, Inc. (США), позволяющих с высокой точностью исследовать процессы фильтрации в пористой среде с близким к полному воспроизведением пластовых термобарических условий.

Управление системами двух- и трехфазной фильтрации полностью автоматизировано.

Системы работают под управлением программных пакетов, осуществляющих одновременно управление подающими насосами систем, сбор и запись всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре систем, а также проводящих в автоматическом режиме расчет фазовых проницаемостей для газа и жидкости.

В отсутствие образцов пород-коллекторов объекта в качестве пористой среды использовали уплотненный кварцевый песок, предварительно тщательно проэкстрагированный и высушенный. Правомерность использования такого аналога в данном случае основана на том, что натурные пласты исследовавшегося объекта также представлены песчаными высокопроницаемыми породами, близкими по своим характеристикам к уплотненному кварцевому песку.

При изучении процесса разработки нефтяной оторочки в модели пласта задавали пластовые термобарические условия объекта: начальные давление и температуру в 11 МПа и 24 °С. Принимая во внимание весьма высокую вязкость нефти (до 60 мПас), при выборе способа разработки натурного объекта было обосновано предложение осуществлять предварительный прогрев нефтенасыщенной зоны путем нагнетания на ГНК перегретого пара. Поступая в пласт через систему горизонтальных скважин, пар будет конденсироваться с образованием водного барьера. Одновременно будет происходить прогрев нефти.

Теплофизические исследования позволили рассчитать параметры процесса прогрева нефти (давление, темп нагнетания пара и общее его количество) до 70°С. В этом случае вязкость нефти по сравнению с начальной пластовой температурой 23 °С снизится до ~ 20 мПас.

Подобные соображения позволили в лабораторных условиях исследовать процесс вытеснения нефти без применения теплового воздействия, используя нефть с вязкостью ~ мПас при температуре 23 °С.

В качестве вытесняющих нефть агентов исследовали водный раствор ПАА и ВГС.

Как уже указывалось выше, исследования зарубежных и отечественных ученых показали, что наибольший эффект при вытеснении нефти может быть достигнут в тех случаях, когда вязкость вытесняющего агента превышает вязкость нефти не менее чем в 1,5-2 раза. Поэтому в экспериментах использовали раствор ПАА, вязкость которого составляла µа= 3·µн, где µн= 20 мПас – вязкость нефти. В качестве альтернативного вытесняющего флюида в экспери ментах использовали ВГС. Оптимальный состав смеси определили по результатам измерения перепадов давления Р при одновременной фильтрации в модели пласта метана и воды по описанному выше критерию. Состав, при котором Р максимален, можно было рассматривать в качестве «оптимального». Такая смесь могла быть наиболее эффективным вытеснителем нефти. Средняя «вязкость» двухфазной водометановой смеси с соотношением объемов воды и газа 0,5:0,5 при 11 МПа и 24 °С в условиях нефтенасыщенной пористой среды превышала вязкость нефти в 1,5-2 раза.

Эксперименты по вытеснению нефти выполнены с использованием модели пласта длиной 100,6 см, при компоновке которой учли неоднородность натурного пласта-коллектора:

пористая среда имела три слоя равной толщины, причем проницаемости слоев соотносились в пропорции 1:0,1:1, а проницаемость модели в целом составляла около 0,110 мкм2.

Гидродинамические характеристики процесса вытеснения нефти выдерживали согласно требованиям отраслевых стандартов для нефтегазодобывающей промышленности.

Результаты выполненных экспериментов представлены на рисунках 3, 4. Вытеснение полимерным раствором позволило получить на модели пласта длиной 100,6 см допрорывный коэффициент вытеснения Кв = 36,2 %, полный 79,0 %. При вытеснении нефти водометановой смесью получены допрорывный Кв = 45,8 %, полный – 79,5 %. Эти достаточно высокие коэффициенты получены на неоднородных (слоистых) пористых средах, чем отчасти можно объяснить высокую долю нефти, добываемой после прорыва агента.

Проведенные для получения сравнительной информации опыты на аналогичных моделях пласта показали, что вытеснение нефти вязкостью 10-20 мПас водой позволяет извлечь не более 17-18 % от начальных запасов нефти.

0, Коэффициент вытеснения нефти, д.е.

0,6 0, 0, 0 2 4 Объём закачанного агента, об. пор Рисунок 3. Динамика коэффициентов вытеснения нефти (µн= 20 мПас) разными агентами при давлении 11 МПа и температуре 24 °С как функций закачанного объема агента: 1 – воды (вязкость агента µа = 1 мПас), модель пласта 0,3 м;

2 – воды, модель пласта 1 м;

3 – раствора ПАА (µа = 60 мПас), модель пласта 0,3 м;

4 – раствора ПАА (µа = 60 мПас), модель пласта 1 м 0, Коэффициент вытеснения нефти, д.е.

0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0 1 2 3 4 5 Объём закачанного агента, об. пор Рисунок 4. Динамика коэффициентов вытеснения нефти (µн= 20 мПас) разными агентами при давлении 11 МПа и температуре 24 °С как функций закачанного объема агента: 1 – воды, модель пласта 1 м;

2 – водометановая смесь, модель пласта 1 м Таким образом, эксперименты показали, что водные растворы полимеров, обладающие вязкостью выше вязкости нефти в 3 раза, позволяют обеспечить в 2-3 раза более высокие Кв, чем вода, используемая в нефтепромысловой практике в качестве основного нефтевытесняющего агента.

ВГС с соотношением объемов воды и газа ~ 50 % : 50 % являются эффективными агентами для вытеснения нефтей в том числе с вязкостью выше 10 мПас. При моделировании процесса вытеснения нефти вязкостью 20 мПас с использованием модели слоисто-неоднородного пласта получены Кв до прорыва около ~ 45 %, полный – около 80 %.

Основные выводы работы можно свести к следующему:

• на основе анализа нефтепромыслового опыта и результатов экспериментальных исследований сделан ряд выводов, определяющих условия повышения эффективности разработки подгазовых оторочек вязкой нефти;

• на основе результатов экспериментальных исследований установлено определяющее влияние степени дисперсности полимера (ПАА) в растворителе (воде) на стабильность вязкости разбавленного раствора полимера во времени, определены условия стабилизации вязкости водного раствора ПАА в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, позволяющие на промысле готовить раствор со сроками хранения не менее года;

• обоснован критерий оперативного выбора оптимального состава двухфазной водогазовой смеси в качестве вытесняющего вязкую нефть агента, основанный на измерении гидродинамических сопротивлений смеси (перепада давления) при ее фильтрации в условиях, соответствующих условиям исследуемого объекта разработки;

• методами физического моделирования установлена высокая эффективность исследованных агентов вытеснения вязкой нефти - водных растворов ПАА низкой концентрации и водометановой смеси с соотношением жидкой и газовой фаз, задаваемым по результатам измерения гидродинамических сопротивлений (перепада давления).

Библиографический список 1. Рассохин, А. С. Экспериментальное обоснование методов подготовки агентов для вытеснения вязкой нефти: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2009. – 25 с.

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА УДК 625.691.4.053.620. К вопросу об экспериментальной оценке ресурса труб газопроводов Шарыгин А.М., Попков А.С.1, Базарова И.А. 1 - г. Ухта, филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ – Севернпигаз»;

2 – г. Ухта, УГТУ Применяемая в последнее время ресурсная оценка трубной стали посредством создания малоциклового изгиба образцов в виде консольных балок предполагает, точное знание максимальной деформации. Расчет балки из упругопластического материала с поперечным сечением, имеющим две оси симметрии при заданной нагрузке, одинаково сопротивляющегося растяжению-сжатию, представляет собой относительно несложную задачу. Однако в случае, когда нагрузка неизвестна, а задано перемещение сечения, скажем, концевого сечения консольной балки, задача существенно усложняется. Предположим, что балка изготовлена из упругопластического материала с пределом текучести т, а поперечное сечение балки имеет форму прямоугольника (рисунок 1).

(н Рисунок 1. Расчетная схема консольной балки Выделенное на рисунке сечение с координатой zт соответствует сечению, в котором максимальное напряжение сравнялось с пределом текучести т. Отметим, что величина силы P неизвестна. Известна величина перемещения концевого сечения балки f, под действием силы P. Очевидно, что при этом наибольшие значения напряжения и деформации возникают в сечении, примыкающем к заделке. Нахождение этих значений потребует определения координаты zт и силы P. Воспользуемся для этой цели функцией изгибающих моментов на участке [1] М = М Т [1,5 - 0,5(/ Т ) 2 ], (1) где Мт=тWх – изгибающий момент в сечении z = zт, в котором наибольшее напряжение достигло предела текучести т, МПа;

W = bh 2 / 6 – момент сопротивления изгибу прямоугольного сечения, м3;

– текущее значение радиуса кривизны для сечений на участке 0 z zт, м;

т = I х / М т – радиус кривизны в сечении z = zт, м;

E – модуль упругости, МПа;

I х = bh 3 / 12 – момент инерции поперечного сечения, м4.

Выражения для изгибающих моментов в сечениях балки имеют вид:

М = Р( l -z);

М1=( l -z);

Мт = Р( l -zт). (2) Запишем выражение для перемещения f на основе интегралов Мора [2]:

zт l (l z т )dz p(l - z)(l - z)dz f= +, (3) E Iх zт где кривизна 1/ является неизвестной функцией, для определения которой воспользуемся соотношениями (1), (2):

1 М =. (4) EI х z(l - z) l - zт W После подстановки функции кривизны (4) в (3) и учитывая, что Р = т х, для l - zт перемещения f получаем zт l W 1 W (l z)dz 2 f= т х (l 2lz + z )dz + т х (l z т ).

l - 3z т + 2z l - z т EI х EI х z т Вычисление интегралов, подстановка пределов интегрирования и преобразования приводят к следующему уравнению относительно zт:

(l 3z т ) l z т (l - z т ) 2 (l - 3z т ) EI х f= + l(l z т ) 1 - [4z т - l + ]. (5) т Wх l zт l zт 3 EI х f z Введем обозначения: А = ;

= т.

т Wх l l После подстановки этих параметров в уравнение (5), деления на l 2 и преобразований получаем уравнение относительно неизвестной 5 A = (1 ) 2 (1 3 )(1 ) (1 3 )3 (1 ). (6) 3 Аналитическое решение полученного уравнения в общем виде чрезвычайно затруднительно, поэтому для его решения применим математическую программу Maple, но вначале необходимо определиться с интервалом значений параметра.

Минимальное значение параметра будет в том случае, когда длина участка с упругопластическими деформациями равна нулю, в этом случае пластические деформации возникают только в наиболее удаленных точках сечения, совпадающего с заделкой, т.е. при zт = 0, и, следовательно, min=0.

Наибольшее значение будет при наибольшей длине участка с упругопластическими деформациями. Его определяем из условия равенства напряжений во всех точках сечения возле заделки, т.е. когда в этом сечении возникает пластический шарнир. Изгибающий момент при пластическом шарнире равен:

h/ h2 = 2 b т ydy = т b = Wх т.

М пред Следовательно, наибольшее значение параметра определится из условия W W Мпред=P l =1,5Wхт или Р = 1,5 х т, а из равенства (2) Р = 1,5 х т, приравнивая эти l zт l значения, получаем max =. Объем и трудоемкость вычислений существенно уменьшаются, если использовать график зависимости параметра A от – относительной длины участка балки с пластической деформацией, при этом рекомендуется использовать часть графика в интервале значений (0,150,33). Нижнее значение интервала взято потому, что здесь зависимость А() практически линейна, а верхнее значение не должно превышать величину =0,33, так как здесь идет асимптотический рост перемещений и деформаций по причине образования пластического шарнира в заделке (рисунок 2).

Предлагается следующий алгоритм решения. Вначале определяем геометрические характеристики Iх, Wх и момент Мт по известным геометрическим параметрам консольной балки l, b, h, f и механическим характеристикам материала E, т. Затем вычисляем параметр A и по графику (см. рис. 2) находим относительную длину участка с пластической W деформацией –. Далее вычисляем значение силы по формуле P = т х, момент в заделке (1 - )l M EI х М з = Pl = т и радиус кривизны в сечении z=zт по формуле т =. Радиус кривизны в 1- т Wх заделке определяем на основе соотношения (1) Mз = [3 з ], Мт 2 т 2 1 Мт = 1,5 3 или 3 = 3.

из которого после преобразований получаем 1 т М т (1 ) 2 т W Извлекая корень квадратный и подставив т = т х, получаем EI х EI х з = 3.

т Wх Зная радиус кривизны сечения возле заделки, находим максимальную деформацию в h этом сечении max =.

2 з Полученное решение, кроме академического интереса, окажется полезным для специалистов, занимающихся испытанием образцов для определения ресурса конструкций при действии циклически изменяющихся нагрузок, когда известны перемещения и диаграмма растяжения-сжатия материала, но не известна величина действующей нагрузки.

Если диаграмма отсутствует, то можно воспользоваться, например, для трубных сталей, аппроксимацией результатов испытаний и справочных данных [3]. Найденное значение максимальной деформации позволяет определить число циклов до разрушения образца и определиться с ресурсом конструкции.

Рисунок 2. Зависимость параметра A от относительной длины участка балки с пластической деформацией Библиографический список 1. Справочник машиностроителя. В 3 т. Т. 3 / под ред. С.В. Серенсена, Н.С. Ачеркана. – М.:

Гос. Науч. Техн. Изд-во машиностр. Лит., 1951.

2. Федосьев В.Н. Сопротивление материалов. М.:Физматгиз, 1960.

3. Шарыгин А.М., Базарова И.А. Аппроксимация диаграмм трубных сталей // Сборник научных трудов УГТУ. – № 4. – Ухта: УГТУ, 2000.– С. 67-69.

УДК 621. Разработка методики расчета критической скорости флаттера для напорной арматуры трубопровода методом конечных элементов Войтышен В. С., Карклэ П. Г., Кондаков И. О., Семенов В. Н.

Жуковский, ФГУП «ЦАГИ»

Отечественная газотранспортная сеть по протяженности является крупнейшей в мире.

Перед отраслью поставлена задача, обеспечить выполнение возрастающих планов поставки газа отечественным и зарубежным потребителям. Конкурентные геополитические и суровые климатические условия России делают особо сложным выбор критериев оптимального развития сети и поддержания ее в работоспособном состоянии. Ищутся проектные решения по оптимизации диаметров труб, скорости перекачки газа и рабочего давления. Одним из препятствий, встречающихся при интенсификации значений проектных параметров, является флаттер, способный привести к снижению ресурса трубопроводов. В отличие от авиации, где флаттер приводит к разрушению летательного аппарата (ЛА) в течение нескольких секунд, для трубопроводов флаттер реализуется в форме панельного флаттера, который не доводит трубопровод до разрушения, а реализуется в виде широкой полосы частот автоколебаний с незначительными амплитудами, которые в разы снижают ресурс трубопроводов и арматуры.

Предлагается методика анализа трубопровода на базе метода конечных элементов (МКЭ). Для проведения исследований используется технология параметрического моделирования на основе базовых геометрических примитивов. В этом случае, при варьировании параметров трубопровода, автоматически перестраивается конечно элементная модель. Граничные условия автоматически прикладываются к новой модели объекта.

Решение задачи гидроупругости трубопровода на базе МКЭ сулит известные преимущества, связанные с возможностью моделирования конструктивно-силовых схем (КСС) любой сложности с широким диапазоном проектных параметров. Однако, расчет гидродинамических нагрузок, производится на гидродинамической модели с иной формой математического описания, вследствие чего возникает проблема ретрансляции данных о гидродинамическом нагружении на конечно-элементную (КЭ) модель. Другой проблемой является заполненность гидродинамических матриц (коэффициентов влияния), что влечет за собой потребность в больших объемах оперативной памяти компьютера для их размещения и высоких характеристик производительности процессора для их обработки.

Предлагается алгоритм преодоления этих трудностей с тем, чтобы вычислить критическую скорость флаттера трубопровода на базе его КЭ модели.

Постановка задачи расчета на флаттер на базе МКЭ подразумевает запись уравнений вынужденных колебаний трубопровода в узловых перемещениях КЭ модели [1].

Возбуждающими силами при этом выступают гидродинамические силы. В матричной записи имеем:

M && + D q + K q = Q (1) q & n n n n где q n – вектор узловых перемещений;

Q n – вектор гидродинамических узловых сил;

M, D и K – матрицы массы, демпфирования и жесткости КЭ модели соответственно, а точка означает дифференцирование по времени. Следует отметить, что матрица массы должна отражать реальное распределение массы, включающее как силовую, так и несиловую D, соответствующие массу конструкции газопровода. Элементы матрицы конструкционному демпфированию, имеют малый порядок в сравнении с составляющими гидродинамического демпфирования, и поэтому в учет не принимаются. Если же КЭ модель охватывает и систему управления, то вопрос о включении соответствующих элементов в матрицу D решается специально.

Определение полного вектора перемещений q n конструкции на основании (1) является весьма трудоемкой задачей ввиду высокой размерности КЭ модели трубопровода и заполненности гидродинамических матриц, связывающих вектор Q n с векторами q n и q n.

& Однако, описание флаттера через q n является избыточным. Пространственная часть q n может быть приближенно представлена как суперпозиция некоторого набора заданных k, например, собственных форм колебаний трубопровода.

координатных векторов Временная зависимость q n, представляется скалярными функциями k (t ). Таким образом, выполняется разложение:

q n = k k (t ) = (2) k Собственная форма k есть решение уравнения свободных колебаний с собственной k :

частотой 2 M k = K k.

k Собственные частоты находятся из уравнения:

2 M K = 0.

Для повышения устойчивости алгоритмов, использующих собственные формы, последние подвергают ортогонализации и нормировке:

1 i = j iT j =.

0 i j k Использование в качестве заданных функций собственных форм колебаний КЭ модели имеет свои преимущества: во-первых, собственные формы отражают распределение жесткостей и масс конструкции, что облегчает задачу правильного выбора диапазона форм, по которым производится разложение (2);

во-вторых, ввиду ортогональности собственных форм, ряд (2) сходится быстрее.

Для определения гидродинамических нагрузок строится гидродинамическая модель, соответствующая рассматриваемой конструкции. В результате гидродинамического расчета устанавливается связь гидродинамических нагрузок с величиной и скоростью деформирования конструкции. Например, при использовании метода дискретных вихрей (панельного метода) вычисляются производные коэффициентов гидродинамической силы в контрольных точках гидродинамических панелей по углам атаки этих панелей в виде матрицы гидродинамического влияния [2].

В этом случае возникает необходимость приведения системы гидродинамических сил, действующих в контрольных точках, к силам, действующим в узлах КЭ модели. Так как флаттер связан с переходом энергии потока в энергию колебаний конструкции, естественно, в качестве принципа эквивалентности двух систем сил, использовать условие равенства виртуальных работ выполняемых каждой такой системой:


(q n )T Q n = (q a ) Q a T (3) где q a – вектор перемещений контрольных точек, Q a – вектор гидродинамических сил, действующих в контрольных точках. Строго говоря, гидродинамические панели могут не иметь общих точек с конечными элементами и, поэтому, каждой контрольной точке поставим в соответствие некоторую точку конечного элемента исходя из следующих соображений. Гидродинамические силы передаем только на 2D (квазиплоские) элементы КЭ модели. Гидродинамическая сила действует в контрольной точке по нормали к гидродинамической панели.

Если нормали к конечному элементу и к гидродинамической панели параллельны, причем гидродинамическая нормаль «прошивает» конечный элемент, то точку ее пересечения с конечным элементом используем как альтернативу гидродинамической контрольной точке, т.е. параллельно переносим в нее вектор гидродинамической силы. Если таких, «прошитых» гидродинамической нормалью конечных элементов окажется несколько, то выбираем ближайший к контрольной точке (расстояние измеряется вдоль нормали).

Очевидно, что характер гидродинамического нагружения конструкции при этом практически не изменится. Более того, условие параллельности нормалей можно даже ослабить, допустив небольшой угол между ними. Таким образом, условие (3) будет теперь пониматься как равенство виртуальных работ гидродинамических сил, приложенных к конечным элементам в точках альтернативных контрольным (далее – новых контрольных точках), и узловых сил.

Перемещения новых контрольных точек, как внутренних точек конечных элементов, выражаются через узловые перемещения КЭ модели стандартным для МКЭ способом [1]:

q a = H q n (4) где H – интерполяционная матрица. Подставляя (4) в (3) и применяя правило транспонирования произведения матриц, получим:

(q n )T Q n = (q n ) H T Q a, T откуда следует уравнение связи векторов узловых и гидродинамических сил [3]:

Qn = H T Qa (5) Очевидно, что увеличение размерностей КЭ и гидродинамической моделей трубопровода приводит к уменьшению погрешностей обусловленных сделанными допущениями.

Полные углы атаки и скольжения гидродинамической панели в контрольной точке определяются пространственной ориентацией ближайшего к панели конечного элемента из числа «прошитых» гидродинамической нормалью и проекциями скорости новой контрольной точки на оси OY и OZ системы координат:

v 1 v w 1 w = = (6),, x V t x V t где v и w - перемещения новой контрольной точки по осям OY и OZ соответственно, V – скорость потока (параллельна оси OX). Вектор гидродинамических сил в контрольных точках определяется матрицами гидродинамического влияния C и площадей панелей S :

V 2 S C Qa = (7) 2 Матрица гидродинамического влияния C содержит подматрицы порядка 2х и перекрестных производных по коэффициентов гидродинамических сил, действующих по осям OY и OZ в контрольной точке каждой гидродинамической панели:

C C [C] = y y (8) Cz Cz Матрица площадей панелей S - диагональная, содержит подматрицы порядка 2х2 с дважды повторяющейся площадью каждой панели:

[S] = S (9).

0 S Вектор обобщенных перемещений новых контрольных точек определяется через их осевые перемещения как u qa = v. (10) w Учитывая (10) в (6), а также (5) и (7), получим вектор узловых гидродинамических сил [3]:

1 Q n = V 2 H T SCH x q n VH T SCH q n & (11).

2 После введения в (11) обозначений:

1 H T SCH x, D = H T SCH,.

B= (12) 2 перепишем (1) с учетом (11) и (12):

M && n + VD q n + (K + V 2 B) q n = 0.

q & (13) Входящие в (13) матрицы B и D именуемые как «матрица гидродинамической жесткости» и «матрица гидродинамического демпфирования» соответственно, являются заполненными и несимметричными, что, вместе с высоким порядком системы (13), делает ее решение весьма затруднительным.

Принимая во внимание соображения, сопутствующие представлению (2), выполним редуцирование системы (13) по первым k собственным формам. Для этого подставим (2) в (13) и умножим (13) слева на T. В результате получим систему уравнений порядка k n относительно новых переменных :

M + V D + (K + V 2 B) = 0, && & (14) где M = M ;

K = K ;

B = B ;

D = D.

T T T T Определение границы флаттера по скорости производится на основании анализа корней системы (14) [4]. Для получения характеристического уравнения ищем решение (14) в виде:

= Ae t, и приравниваем нулю определитель:

2 M + V D + ( K + V 2 B) = 0 (15).

В силу того, что коэффициенты (15) действительные, решения могут быть действительными и/или комплексно-сопряженными. Для асимптотической устойчивости решений системы (14) необходимо и достаточно [5], чтобы вещественные части всех корней Re m 0, m = 1, k.

характеристического уравнения (15) были отрицательны:

Если существует s 1, k такое, что Re s 0 - система является неустойчивой.

При Re s 0, Im s 0, система динамически неустойчива (флаттер). Таким образом, граница флаттера по скорости задается условиями:

Re (V) = (16).

Im (V) Следует отметить, что скорость V входит в (15) явно, как полином, и неявно, через матрицы B и D, которые, согласно (12), получены для определенной матрицы влияния C, также зависящей от скорости. Поэтому, для определения критической скорости целесообразно организовать двухуровневый итерационный алгоритм: внутренний – решает систему (16) при фиксированных B и D ;

внешний – сравнивает полученную скорость с той, при которой вычислялась C, и при необходимости, вычисляет C повторно для новой скорости.

Изложенная методика определения критической скорости флаттера реализована в виде программного модуля для ПК. Численные эксперименты на модельных задачах показали ее эффективность и универсальность. В ходе дальнейших исследований будет проверено совпадение результатов, получаемых по программе с экспериментальными данными для сложных трубопроводных систем.

Работа выполнена при частичной финансовой поддержке Федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 2013 годы по конкурсу № НК-422П -3, гос. контракт № П2445 от 19.11.09.

Библиографический список 1. Зенкевич, О. Метод конечных элементов в технике / О. Зенкевич. – М.: Мир, 1975.

2. Флетчер, К. Вычислительные методы в динамике жидкостей / К. Флетчер. – т.2. – М.:Мир, 1991.

3. Войтышен, В. С. Определение критической скорости флаттера на базе МКЭ / В. С. Войтышен. – М.: Труды ЦАГИ. – вып.2683, 2009. - С.134-138.

4. Бисплингхофф, Р. Л. Аэроупругость / Р. Л. Бисплингхофф, Х. Эшли, Р. Л. Халфмэн. – М:

Иностранная литература, 1958.

5. Кузьмин, П. А. Малые колебания и устойчивость движения / П. А. Кузьмин. – М.: Наука, 1973.

УДК 622. Рациональное использование вторичных энергоресурсов компрессорных станций Колоколова Н. А., Гаррис Н.

Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет При увеличении объемов добычи и использования газа необходимо помнить, что природный газ относится к невозобновляемым источникам энергии. Его необходимо беречь.

Сегодня объемы потребления голубого топлива стремительно растут и приближаются к объемам его добычи, что ведет к возникновению критических ситуаций, порождает дефицит природных источников энергии. В соответствии с «Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2020 года» и перспективным развитием газовой отрасли особое внимание необходимо уделять вопросам экономии энергетических ресурсов.

Возросшая роль природного газа в топливно-энергетическом комплексе предъявляет особые требования к повышению эффективности его использования.

Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов (МГ) обладают огромным потенциалом невостребованных вторичных энергоресурсов (ВЭР) (рисунок 1).

ВЭР тепловые горючие избыточное давление перерасход топливного газа высокопотенциальное тепло низкопотенциальное тепло технологические потери газа потери механической энергии при аварийные дросселировании потери газа газа утечки отработанные масла Рисунок 1. Структура вторичных энергоресурсов К ним можно отнести:

тепло выхлопных газов двигателей, образующихся в результате сгорания топливного газа;

тепло, выделяющееся при компримировании природного газа и отводимое от газового потока с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО);

теплосодержание самого природного газа, которое в настоящее время совершенно не используется;

водяные и воздушные системы охлаждения, в том числе и системы охлаждения смазочного масла и т.д.

ВЭР на КС МГ вырабатывается непрерывно, в виде мощнейших энергетических потоков, которые беспощадно стравливаются в атмосферу, загрязняя при этом окружающую среду. Хотя с их помощью можно получать механическую и электрическую энергии.

Наибольшая часть ВЭР теряется с теплом выхлопных газов. Низкая эффективность работы оборудования КС МГ не позволяет в полной мере использовать топливные ресурсы.

Опыт показывает, что далеко не вся теплота, образующаяся в камере сгорания газотурбинной установки (ГТУ) в результате сжигания топлива, полезно используется для выработки мощности на валу нагнетателя.

В газотурбинных установках простого открытого цикла доля полезно используемого тепла находится на уровне 22...24% для безрегенеративных ГТУ и 26...28% для регенеративных ГТУ. Доля полезно используемого тепла в ГТУ нового поколения увеличивается до 30...38% от общего количества тепла, вводимого в камеру сгорания.

Таким образом, для ГТУ, эксплуатирующихся в условиях КС МГ, эти потери достигают 60...70% от количества тепла, генерируемого в камерах сгорания и составляют (21000…27000) кДж м3.

В реальных условиях, при часовом расходе топливного газа В = 2...7 тыс. м3, остается невостребованной в технологическом процессе тепловая мощность, равная (11,67…52,5) МВт. Это в расчете только на одну газотурбинную установку! Потери тепла растут пропорционально числу работающих газоперекачивающих агрегатов и всегда превышают полезно использованное тепло в 2...3 и более раз. Как видно, доля потерь с выхлопными газами - самая большая в балансе ГТУ.


Однако, дальнейшее увеличение КПД газовых турбин связано с решением сложных технических задач по повышению температуры перед турбиной более 1400°С, что проблематично для условий КС, где высокоэффективная работа газоперекачивающего агрегата (ГПА) должна сочетаться с длительным сроком службы (100 тыс. часов наработки).

Повышение экономичности ГПА с газотурбинным приводом может быть достигнуто за счет рационального использования теплоты уходящих газов в парогазовых установках (ПГУ), работающих по прямому парогазовому циклу. Расширяются возможности за счет применения бинарных парогазовых установок (БПГУ), имеющих в своем составе второй замкнутый контур, где в качестве рабочего тела используются органические жидкости с низкой температурой кипения – изобутан, изопентан и др. [1, 2].

С внедрением установок типа STIG (в вариантах с неконвертированной и конвертированной проточной частью газотурбинного двигателя), за счет впрыскивания пара прирост мощности может увеличиться до 80 % и КПД до 41…45 %.

КПД агрегатов можно повысить до 50 – 52%, по условиям ISO 2314, за счет впрыскивания пара в камеру сгорания с последующей регенерацией воды в цикле. Это комбинированные газопаротурбинные установки с регенерацией воды в цикле (КГПТУ с РВЦ) [3, 4], имеющие опыт эксплуатации на КС МГ.

Таким образом, совершенствование конструкций ГТУ – необходимое условие опти мального развития нефтегазового комплекса и, как результат, эффективного использования топлива.

Мощнейшим источником тепла на КС является и сам транспортируемый товарный газ, температура которого значительно превосходит температуру окружающей среды.

Вследствие компримирования температура и энтальпия газа увеличиваются. Для снижения гидравлического сопротивления трубопровода газ перед закачкой в магистральный трубопровод специально охлаждается. Так как охлаждение газа происходит в АВО, то тепло, снимаемое с газового потока, уходит в воздух, рассеивается в окружающей среде и является бросовым. Использовать его в настоящее время не представляется возможным. Но это тепло также имеет стоимость. На генерацию его расходуется механическая энергия привода. При этом только на одной КС потери тепловой мощности составляет (20,9…31,3) МВт.

Не смотря на охлаждение газа в АВО перед подачей в газопровод, температура его остается сравнительно высокой и в подземном трубопроводе на 20…50°С превышает температуру окружающего грунта.

Оценка теплосодержания потока природного газа в подземной части трубопровода по отношению к температуре грунта, при разнице температур 20...50°С, показывает, что при охлаждении газа до уровня грунтовых температур можно получить дополнительную тепловую мощность (41,6…101,3) МВт, что позволяет не только значительно уменьшить гидравлическое сопротивление газопровода и снизить расход топливного газа, но и получить низкопотенциальное тепло, пригодное для утилизации тепловыми насосами ТН, компрессионными и абсорбционными, с применением каскадированного тепла.

На общем фоне представляется совсем небольшим тепло, теряемое во вспомогательных системах: смазки, водяных системах охлаждения, а также в процессе технологических операций на КС, – низкопотенциальное тепло, которое можно было бы утилизировать с помощью тепловых насосов. Например, при удельных расходах охлаждающей воды в системах охлаждения ГТУ Qохл = 10 – 15 м3/ч на 1000 кВт мощности теряется количество тепла, равное (0,0814...0,2616) МВт. При суммарной мощности агрегатов N = (50...75) МВт теряется количество тепла в пределах (4,07...19,62) МВт.

В целом, при общей мощности 36,6 ГВт (по состоянию на 2005 г.) ГПА с газотурбинным приводом, установленных на КС ОАО «Газпром» и среднем паспортным значении КПД ГТУ 27,5% потери мощности составляют Из вышесказанного видно, какими колоссальными запасами энергии обладают КС МГ.

Сбросные энергопотоки газотранспортной системы Высокотемпературное Тепло компримирования Энергия Низкопотенциальное тепло выхлопных газов газа в центробежных дросселирования тепло уходящих газов ГТУ нагнетателях топливного газа на сбрасывается в воздух компрессорных через АВО станциях теряется в атмосферу;

теряется в атмосферу уходит в грунт на редуцируемого газа на используется в линейной части ГРС, ГРП регенеративных газопровода ГТУ, утилизационных теплообменниках отводится системами используется для и котлах охлаждения и смазки в производства утилизаторах окружающую среду электроэнергии Рисунок 2. Распределение сбросных энергопотоков при магистральном транспорте природного газа Однако, из рисунка 2 видно, как незначительны наши успехи в деле использования и утилизации энергии сбросных тепловых потоков. Мы теряем энергии практически в 2 раза больше, чем используем. Причины объективны. Реализация ресурсосберегающих проектов требует не только модернизации старого оборудования, но и создания специального высокотехнологичного оборудования, разработки новейших технологий, что требует материальных затрат.

Реконструкция компрессорных станций является кардинальным способом внедрения ресурсосберегающих технологий в нефтегазовом деле и может реально, в разы, повысить эффективность магистрального транспорта природного газа. Непременным условием и основой успеха этого дела является не только совершенствование самого газотурбинного привода (ГТП), но и объективное развитие сложных и комбинированных схем его применения (рисунок 3).

Известны следующие пути решения этой проблемы:

- повышение параметров рабочего процесса газотурбинного привода в случае простого цикла Брайтона (степени сжатия и максимальной температуры цикла Т3);

- выбор более энергопродуктивного по теплофизическим свойствам рабочего тела;

- перевод рабочего процесса газотурбинного привода на более эффективный сложный цикл, с сохранением реально освоенных значений параметров цикла.

Наиболее радикальным из них представляется первый путь. Но освоение новой области значений параметров простого цикла ГТУ каждый раз требует решения комплекса научно-технических проблем, связанных с более высокими температурами и давлениями термодинамических циклов, а, следовательно, больших капиталовложений и времени.

Второй путь – не имеет самостоятельного значения и на КС МГ находит применение в практическом использовании воды для утяжеления рабочего тела.

Наиболее перспективный способ повышения эффективности газотурбинного привода – это третий способ, предусматривающий применение различных схем сложных циклов ГТП-СЦ, включающий также использование снятых с целевой эксплуатации авиационных и судовых двигателей.

Перспективы развития ГТУ для КС МГ Увеличение Совершенствование Применение сложных и комбинированых схем энергопродуктивности простого цикла Брайтона рабочего тела Утилизация тепла ПГУ смешения с использованием водяного Применение выхлопных газов пара в цикле бинарных циклов Впрыскивание Ввод воды в Турбоком Регенерация воды в газовоз- газовоздушный прессорный бинарный тепла в цикле Бинарный душный тракт тракт с утилизатор парогазовый "сухой" цикл (технология регенерацией цикл STIG) воды в цикле Межкаскадное конвективное Прогрессивные технологии с охлаждение циклового воздуха и выработкой электроэнергии и его регенеративный подогрев созданием отраслевой энергетики Рисунок 3. Основные направления повышения эффективности использования газотурбинного привода Для газовой промышленности в качестве перспективных газотурбинных приводов со сложным циклом могут рассматриваться:

- газотурбинный привод с системой регенеративного подогрева циклового воздуха;

- парогазотурбинный привод с системой ввода и регенерации воды в цикле;

- газотурбинный привод с системой турбокомпрессорного утилизатора;

- парогазовый привод с системой реализации бинарного цикла.

В настоящее время на компрессорных станциях магистральных газопроводов, из-за низкой эффективности газовых турбин применяется регенеративный подогрев циклового воздуха. Применение межкаскадного конвективного охлаждения циклового воздуха с последующим его регенеративным подогревом увеличивает эффект. Например, турбокомпрессорный агрегат ТКА "Надежда" мощностью 16 МВт имеет КПД 43%. Такая схема ГТП может быть наиболее целесообразной для КС магистральных газопроводов.

Утяжеление рабочего тела ГТП путем впрыскивания воды или водяного пара по термодинамическому циклу (STIG) весьма эффективно. Но безвозвратные потери специально подготовленной, прошедшей химическую очистку воды, привели к необходимости возврата воды в цикл. Очевидна необходимость регенерации воды, вводимой в сложный цикл. Такие установки, мощностью 16 МВт и 25 МВт, созданы и эксплуатируются как в энергетике (на ТЭЦ), так и на КС магистральных газопроводов.

В настоящее время большое внимание уделяется совершенствованию газотурбинного привода. Но, как видно, это далеко не единственный путь эффективного использования топливного газа.

К решению проблемы ресурсосбережения природных энергоресурсов необходимо подходить комплексно, т.е. не только совершенствовать конструкции ГТУ, но и создавать технологии, позволяющие утилизировать и полезно использовать сбросные энергопотоки.

Не смотря на сложность организационных технологических мероприятий, внедрение ресурсосберегающих технологий экономически оправдано, так как затраты на реализацию ресурсосберегающих проектов примерно в 2 – 4 раза ниже [4], чем на развитие добычи газа.

Библиографический список 1. Кузнецов, О. А. Использование вторичных энергоресурсов на газотурбинных КС / О. А. Кузнецов [и др.] // Газовая промышленность. – 2002. – №11. – С. 58-60.

2. Бухолдин, Ю. С. Энергоутилизационная установка с пентановым рабочим циклом / Ю. С. Бухолдин [и др.] // Газотурбинные технологии. – 2005. – Январь-февраль. – С. 10-11.

3. Прудкий, С. А. Энергосберегающие комбинированные газопаротурбинные установки с регенерацией воды в цикле / С. А. Прудкий, Д. А. Костенко // Газовая промышленность. – 2004. – № 8. – С. 64-65.

4. Широков, В. А. Рациональное использование углеводородного топлива / В. А. Широков, Е. Е. Новгородский // Газовая промышленность. – 2001. – №1. – С. 52-53.

5. Газосбережение – ключевое направление Энергетической стратегии России на период до 2020 г. / А. П. Мельников, В. П. Албул, Л. А. Марфутов и др. // Сер.: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения: техн. сб. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – № 1. – 53 с.

УДК 622.692.4: Совершенствование методов гидравлического расчета нефте- и нефтепродуктопроводов Коршак А. А., Морозова Н. В.

Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет) Исторически сложившаяся схема гидравлического расчета вследствие отсутствия строгой теории одномерного движения жидкости в переходной зоне и при турбулентном режиме течения на современном этапе представляет собой набор несовпадающих друг с другом на границах режимов и зон трения эмпирических и полуэмпирических формул.

Переходная зона в расчетах традиционно не учитывается, в результате чего на характеристике трубопровода при смене ламинарного режима турбулентным образуется скачек напора в 1,7 раза, которого в природе не существует. Последнее обстоятельство приводит, в частности, к неустойчивой работе некоторых расчетных циклов с итерациями при вычислении на ЭВМ.

В современной научно-технической литературе для прогнозирования коэффициента в этом узком диапазоне чисел Рейнольдса известны формулы Института Гипротрубопровод, И.А. Исаева, М.В. Лурье, Л.А. Самойленко, П.М. Слисского, однако возможность их применения к расчету нефте- и нефтепродуктопроводов изучена недостаточно. Для выбора наиболее точной из них был проведен сравнительный анализ фактических величин коэффициента гидравлического сопротивления с величинами, полученными по расчетным формулам.

В качестве фактических величин использовались опытные данные, включающие серии лабораторных, полупромышленных и промышленных экспериментов по перекачке воды, нефтей, нефтепродуктов и их смесей по трубам различных диаметров, имеющиеся в литературе.

Сравнение погрешностей расчета, а также анализ структуры предложенных зависимостей показали, что наиболее точной и удобной для расчета является формула института «Гипротрубопровод»

= (0,16 Re 13) 10 4, (1) где Re – число Рейнольдса.

Основным требованием при выборе граничных чисел Рейнольдса должно являться отсутствие скачков величин на границах режимов или зон трения. Поэтому граничные числа для переходной зоны должны быть определены из условия равенства коэффициентов для ламинарного режима и переходной зоны при критическом числе Рейнольдса и для переходной зоны и зоны гладкого трения турбулентного режима при граничном числе Рейнольдса.

Приравняв правые части формул Стокса для ламинарного режима и института «Гипротрубопровод», после простых преобразований получили квадратное уравнение 0,16 Re кр 13 Re кр 64 10 4 = 0, 2 (2) решение которого позволило определить критическое число Рейнольдса Reкр2040.

Приравняв правые части формул Блазиуса для зоны гладкого трения турбулентного режима и института «Гипротрубопровод» получили выражение вида:

0,16 Re1,25 13 Re 0,25 3164 = 0, (3) гр гр решение которого на ЭВМ методом последовательных приближений позволило определить верхнее граничное число Рейнольдса для переходного режима течения Reгр=2800.

Таким образом, в качестве граничных условий применения формулы (1) можно рекомендовать числа Рейнольдса Reкр=2040 и Reгр=2800, которые хорошо согласуются с вышеуказанными экспериментальными данными.

Формула Блазиуса, рекомендуемая для расчетов в диапазоне чисел Рейнольдса Re=4000…105, также была проверена на согласование с опытными данными, имеющимися в научно-технической литературе, в интервале Re=2800…4000. Проверка показала, что среднеквадратичная погрешность расчета по этой формуле в указанном интервале чисел Рейнольдса составляет =2,48%.

В соответствии с теорией размерностей в общем случае зависимость для расчета может быть представлена выражением a =A. (4) Re m Чтобы определить коэффициенты А и m в переходной зоне (a=0) выражение (1) было приведено к виду (4). Для этого была произведена аппроксимация формулы института Гипротрубопровод показательной функцией вида y=a·xb в интервале чисел Рейнольдса Re=2040…2800 с шагом для Re равным 10. Аппроксимация производилась с помощью программного продукта Stat Graphics Plus 5.1.

Регрессионный анализ показал, что на этом интервале зависимость института «Гипротрубопровод» со среднеквадратичной погрешностью =0,08% может быть представлена функцией 1,18 10 =. (5) Re 1, Отрицательная величина коэффициента m обусловлена тем, что в переходной зоне с увеличением числа Рейнольдса величина коэффициента не снижается как при ламинарном и турбулентном режимах, а увеличивается.

Для зоны смешанного трения турбулентного режима выражение вида (4) для определения коэффициентов в формуле Л. С. Лейбензона из имеющихся универсальных зависимостей без каких-либо преобразований или допущений получить невозможно. Чтобы решить данную задачу, было выполнено преобразование формулы А.Д. Альтшуля следующего вида:

0, 0,11 (68 + Re) 0, 68 = 0,11 + =. (6) Re 0, Re Чтобы привести выражение (6) к виду (4) была произведена аппроксимация числителя (6) функцией вида y=a·xb Интервал аппроксимации был определен из граничных условий применения формулы А.Д. Альтшуля для зоны смешанного трения турбулентного режима ReI=10/ и ReII=500/, откуда произведение Re в этой зоне трения удовлетворяет неравенству 10 Re 500. Аппроксимация выражения 0,11 (68 + Re) 0, 25 на вышеуказанном интервале с шагом для Re·, равным 10, производилась с помощью программного продукта Stat Graphics Plus 5.1.

Регрессионный анализ показал, что на этом интервале числитель выражения (6) 0,11 (68 + Re) 0, 25 со среднеквадратичной погрешностью =2,8% может быть представлен функцией 0,206 ( Re) 0,15 (рисунок 1). Следовательно, выражение для расчета в зоне смешанного трения, удовлетворяющее условию (4), примет вид:

0,206 ( Re) 0,15 0,206 0, = =. (7) Re 0, 25 Re 0, Границы зоны смешанного трения из имеющихся для этой зоны универсальных зависимостей, в том числе и из формулы А. Д. Альтшуля, определить стандартным способом невозможно. Так, приравняв формулу Блазиуса к формуле А.Д. Альтшуля, получим, что первое переходное число Рейнольдса (при ReI=x/) равно 0, 68 0, 0,3164 х = 0,11, откуда x=0,45 и Re I =, Re + Re 0, Re I I I что не соответствует экспериментальным данным.

Рисунок 1. Аппроксимация выражения 0,11 (68 + Re)0,25 степенной функцией a ( Re) b Приравняв формулу А.Д. Альтшуля к выражению Б. Л. Шифринсона для зоны шероховатого трения турбулентного режима, получаем условие 0, 68 = 0,11 0, 25, 0, Re + II которое выполняется только при ReII, то есть, следуя этим рассуждениям, квадратичная зона отсутствует совсем.

Полученная аппроксимация формулы А.Д. Альтшуля (7) позволяет определить границы зоны смешанного трения обычным способом. Так, приравняв правые части выражений для Блазиуса и (7), получили первое переходное число Рейнольдса:

0,206 0, 0,3164 17, =, откуда Re I =. (8) Re 0, 25 Re 0, I I Аналогично было определено второе переходное число Рейнольдса, с использованием формулы Б.С. Шифринсона для зоны шероховатого трения:

0,206 0,15 0,11 0, 25 =, откуда Re II =. (9) Re 0, II Таким образом, использование коэффициентов из выражения (7) в формуле Л.С. Лейбензона для зоны смешанного трения турбулентного режима можно рекомендовать 17,5 в диапазоне чисел Рейнольдса Re I = Re Re II =.

Среднеквадратичная погрешность предложенной аппроксимации (7) на рекомендуемом интервале 17,5 Re· 531 составляет = 2,5% при максимальном отклонении =3,8%, тогда максимальное отклонение по формуле А.Д. Альтшуля равно =5,4%.

Выводы.

Уточнены расчетные формулы для нахождения коэффициентов гидравлического сопротивления в переходной зоне и зоне смешанного трения турбулентного режима, установлены новые значения критического и переходных чисел Рейнольдса, что позволило устранить скачки величин на границах режимов и зон трения.

УДК.661.91-027. Безопасность объектов сжиженного природного газа Рахимов В. О.

Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет В последнее время в нашей стране приобретает всё большее значение вопрос диверсификации поставок газа зарубежным партнёрам. И особенно актуальным этот вопрос выглядит на фоне газового конфликта с Украиной.

В этой связи весьма привлекательной альтернативой трубопроводному транспорту представляется доставка «голубого» топлива в жидком состоянии, то есть вариант сжиженного природного газа (СПГ).

К тому же, в феврале 2009 года в рамках проекта «Сахалин-2» был запущен первый в России завод по производству СПГ.

При этом возникает задача обеспечения безопасности операций с жидким метаном, в том числе при возникновении аварийных ситуаций, таких как разлив СПГ.

В отечественной науке вопросы безопасности в основном решались для сжиженных углеводородных газов (СУГ). В данной работе рассматривается проблема безопасности операций с СПГ, в частности, применимость методик, созданных для СУГ, при расчёте характеристик аварийного разлива СПГ.

Большая концентрация сжиженного природного газа, который является веществом повышенной пожаровзрывоопасности, на объектах производства, транспорта и хранения обуславливает серьёзную проблему обеспечения промышленной безопасности такого рода объектов. К тому же в истории сжиженного природного газа имеются примеры аварий и инцидентов с весьма серьёзными последствиями.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |
 





 
© 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.