Материал: Градостроительство, инфраструктура, коммуникации

11.Пенный ГРП. Пена CO2 является альтернативой традиционной жидкости на водной основе. Преимуществом такой методики является сокращение потребление воды и меньший ущерб для пласта, а также стабильные реологические характеристики по сравнению с полимерами, способность уменьшать набухание глины и повышенный обратный приток.

Сочетание поверхностно-активных веществ (ПАВ) с СО2 образует пену, которая ликвидирует ряд сложностей, присущих традиционному ГРП. Такая пена обладает высокими значениями вязкости, лучшими термическими характеристиками [6, 7].

12.Кислотный ГРП. Суть данного подхода состоит в закачке специальной жидкости в пласт, которая растворяет скелет породы. При растворении образуются небольшие разломы, за счёт чего и повышается пористость и проницаемость. Подкисление и гидроразрыв это основные принятые методики воздействия на пласт. Наиболее распространенная и часто используемая кислота – соляная и фтористоводородная. Данные кислоты не используются по отдельности – предпочтение отдается их сочетанию или комбинациям с другими веществами. Такие карбонатные породы, как, например, известняк и доломит легко растворяются в соляной кислоте. И, напротив, – силикатные или кварцевые породы (песчаник) не растворимы в соляной кислоте (HCL), а только во фтористоводородной [10].

13.Установка для поддержания качества жидкости ГРП. В основе этой технологии лежит автоматическая закачка необходимых химических реагентов в жидкость для гидроразрыва пласта. Данная установка позволяет обрабатывать и повторно использовать растворы, что является особо актуальной проблемой в районах с низкими запасами пресной воды.

Эффективность химиката во многом диктуется достижениями в IT-области, а именно веб-интерфейсами, которые позволяют полностью автоматизировать процесс закачки, предоставляя при этом контроль и видимости жидкости внутри скважины в режиме реального времени. Такая установка (рис.3) постоянно контролирует расход воды, корректируя при необходимости скорость закачки химических реагентов с целью достижения оптимальной и точной концентрации в пласте.

Рис. 3. Установка WellAware

Достоинствами такого решения интенсификации коллектора являются повышение эффективности насосного оборудования, снижение выбросов, повышенная рециркуляция воды и защита грунтовых вод [11, 12].

20

Так, на практике были получены результаты, согласно которым потребление пресной воды на одном из крупнейших месторождений сократилось на 30 % после внедрения технологии.

Выводы. Всплеск интереса к нетрадиционным месторождениям привел к научному прорыву в индустрии, что многократно расширило возможности эксплуатации скважин с самыми различными материнскими породами, а также эксплуатации коллекторов, ранее считавшимися экономически невыгодными. Повышение эффективности добычи углеводородов из нетрадиционных залежей является неизбежным вариантом развития. В условиях современного рынка отраслевые гиганты обязаны следовать пути постоянной модернизации оборудования и технологий, что является единственным вариантом максимизации доходов компаний.

Основной вектор развития – автоматизация большинства этапов нефтегазодобычи, а также создание программного обеспечения, использование которого позволит полностью контролировать процесс гидроразрыва пласта, регулировать необходимые параметры, предупреждать об потенциальных опасностях [13, 14]. Также на первом месте стоит проблема экологии, которая решается по мере совершенствования и актуализации процессов, сводя на текущий момент риски, связанные с загрязнениями, к минимальным показателям за всю историю нефтегазовой отрасли.

Библиографический список

1.Вернигора В.В., Петрикеева Н.А., Чудинов Д.М. Оценка сложности добычи нефти на российском шельфе // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2017. №4(9). С. 52–58.

2.Новый тип нефтяных залежей / С.Г. Тульская, Г.А. Кузнецова, Д.А. Добровольский, А.Р. Головня // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2020. №3(20). С. 38–42.

3.Тульская С.Г., Калинина А.И., Петрикеева Н.А. Основные аспекты экологических проблем нефтегазовой отрасли // Нефтяная столица: материалы 4-й Международного молодежного научнопрактического форума. Ханты-Мансийск. 2021. С. 199–202.

4.Тульская С.Г., Петрикеева Н.А., Чуйкин С.В. Экологическая безопасность окружающей среды при загрязнении нефтепродуктами // Наука и образование – 2019: материалы всероссийской научно-практической конференции. Мурманск. 2020. С. 251–257.

5.«HartEnergy»: официальный сайт издателя. URL: https://epplus.hartenergy.com/issue/january-2021/2021- hydraulic-fracturing-technology-showcase/ (дата обращения 20.04.2021).

6.Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике: пер. И.И. Вафин; ред. А.Г. Загуренко. Ижевск: Изд-во ИКИ, 2007. 236 с.

7.Калинина А.И., Коровкина А.И., Дядина А.В. Анализ методов воздействия на нефть с высокой вязкостью флюидов // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2021. №2(23). С. 37–43.

8.Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 37 с.

9.Хайруллин М.Х. Гидродинамические методы исследования вертикальных скважин с трещиной гидроразрыва пласта / Регулярная и хаотическая динамика. Институт компьютерных исследований, 2012. 574 c.

10.Баренблатт Г.И. Об образовании горизонтальных трещин при гидроразрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. Отд. техн. наук. 1956. № 9. С. 101–105.

11.Моделирование устройства аварийного отключения фонтанной арматуры / С.Н. Кузнецов, Г.А. Кузнецова, А.В. Потапова, И.С. Ращупкин, Д.А. Савельев // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2019. №2(15). С. 22–26.

12.Аралов Е.С., Помогалов В.Н., Карташов Н.А. Анализ современных проблем обеспечения надёжности объектов хранения углеводородного сырья // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2020. №4(21). С. 6–11.

13.Автоматизация процессов регулирования газовой среды / С.Г. Тульская, А.А. Губин, С.А. Петров, Р.А. Задвицкий // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2019.№4(17). С. 24–28.

14.Анализ статистических данных по аварийности в системах газоснабжения / Е.С. Аралов, С.Г. Тульская, К.А. Скляров, Д.О. Бугаевский // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2019. №1(14). С. 9–14.

Для цитирования: Новейшие технологии гидроразрыва пласта / А.И. Калинина, Н.М. Попова, П.В. Дьяков, Е.А. Кулик // Градостроительство. Инфраструктура. Коммуникации. 2021. № 3 (24). С. 16–21.

21

УДК 621.316

РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ТРУБОПРОВОДА ДЛЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Н. В. Колосова, О. А. Кочура, Е. В. Плаксина

Воронежский государственный технический университет Н. В. Колосова, канд. экон. наук, ст. преподаватель кафедры теплогазоснабжения и нефтегазового дела

Россия, г. Воронеж, тел.: +7(4732) 71-53-21, e-mail: kolosnv@yandex.ru

О. А. Кочура, студент кафедры теплогазоснабжения и нефтегазового дела Россия, г. Воронеж, тел.: +7(4732) 71-53-21, e-mail: teplosnab_kaf@vgasu.vrn.ru

Е. В. Плаксина, ст. преподаватель кафедры теплогазоснабжения и нефтегазового дела Россия, г. Воронеж, тел.: +7(4732) 71-53-21, e-mail: elena.plaksina2013@yandex.ru

Постановка задачи. Нефтегазовый комплекс на современном этапе развития имеет необходимость в инновационных разработках для эффективной и бесперебойной работы трубопроводов с учетом требований безопасности, надежности и экологичности. Система электрообогрева на основе скин-эффекта считается одной из таких разработок. Актуальным является определение мощности электроподогрева технологического нефтепродуктопровода, который обеспечивает необходимую температуру по всей длине трубопровода, что устраняет эффект застывания продукта в результате остановок погрузки.

Результаты. В данной работе было рекомендовано использование электроподогрева технологического продуктопровода с использованием скин-системы. Для доказательства эффективности ее работы на длинных и сверхдлинных трубопроводах был выполнен расчет по определению мощности оборудования для обеспечения подогрева.

Выводы. Рассчитана требуемая мощность скин-системы в зависимости от толщины тепловой изоляции. На основании расчета можно подобрать оптимальное соотношение мощности и толщины теплоизоляции.

Ключевые слова: скин-эффект, мощность нагревателя, электроподогрев технологического трубопровода, тепловой поток, проводник, толщина тепловой изоляции.

Введение. Подогрев технологического трубопровода протяжённостью до трёх километров на базе резистивных и саморегулирующихся кабелей успешно осуществляется и сейчас. Однако когда протяжённость достигает сорока–шестидесяти километров по ненаселённой территории без источников энергии, доставка углеводородного сырья становится весьма проблематичной.

Чтобы поддерживать и повышать температуру на больших расстояниях по всей длине трубопровода, не допускать замерзание нефтепродуктов при питании только из отправочного пункта, в настоящее время всё больше используются скин-системы.

Впервые данная технология была введена в Японии в 60-х годах 20-го века. Благодаря ей подогрев трубопроводов при отсутствии источников энергии осуществляется при его длине до 60 км. Такие системы производятся пока только в Японии, США и России. На текущий момент в нашей стране на основе скин-эффекта обогреваются сверхдлинные трубопроводы общей протяжённостью 500 километров.

1. Принцип действия и конструкция скин-системы. Принцип действия данной системы основан на двух явлениях: результате близости проводников и скин-эффекте, что описано во многих научных работах. Конструктивно система состоит из стальной трубки, внутри которой размещен проводник из меди или алюминия. От источника электропитания поступает напряжение и при протекании тока выделяется тепло в проводнике и в трубке.

© Колосова Н. В., Кочура О. А., Плаксина Е. В., 2021

22

Правильно запроектированная система позволяет выделить в металлической трубке до 80 % тепла, в проводнике – до 20 %. Выделение тепловой энергии происходит за счет движения в трубке тока обратной направленности и индукционного нагрева трубы в переменном электромагнитном поле. Тепло эффективно уходит от нагревателя к технологическому трубопроводу за счет применения теплопроводной пасты. Процесс является полностью автоматизированным и управление осуществляется дистанционно [1, 2].

На рисунке 1 схематично показан принцип действия скин-системы.

Рис. 1. Принцип действия скин-системы

На рисунке 2 изображена конструкция скин-системы обогреваемого трубопровода. Конструкция рассматриваемой системы состоит из следующих основных элементов: 1 – линия электропередачи (ЛЭП); 2 – комплектная электроподстанция; 3 – индукционнорезистивный нагреватель; 4 – индукционно-резистивный проводник; 5 – тепловая изоляция; 6 –нефтепродуктопровод.

Рис. 2. Конструкция скин-системы обогреваемого трубопровода

Данные системы имеют множество плюсов для обогрева длинных трубопроводов. К ним относят: запитка с одного конца трубы, электробезопасность, хороший тепловой контакт, простота монтажа, высокая механическая прочность.

23

Исходные климатические параметры для района строительства принимаются по [3]. Удельный тепловой поток q1 , Вт/м, от цилиндрической стенки с тепловой изоляцией к

воздуху вычисляется по формуле [4]

где – коэффициент внешней теплоотдачи от внешней поверхности изоляции в окружающий воздух, Вт/(м2·К); tиз – температура наружной поверхности изоляции, °С.

Удельный тепловой поток q2 , Вт/м, от наружной поверхности трубопровода через изо-

ляцию вычисляется по формуле

D

Из соотношений (1) и (2) следует формула для определения температуры наружной поверхности изоляции tиз при известных значениях остальных параметров [4]