Введение

В процессе эксплуатации магистральных газопроводов на внутренней поверхности труб происходит накопление отложений: конденсата, гидратов, механических примесей, а также продуктов коррозии. Указанные отложения приводят к сужению проходного сечения, снижению пропускной способности и росту гидравлического сопротивления. При длительном отсутствии очистки возможно критическое сужение вплоть до полной закупорки трубопровода [1, с. 44].

Для своевременного выявления мест отложений необходимы надежные методы диагностики. Одним из перспективных подходов является применение внутритрубных регистраторов, устанавливаемых на очистные устройства. При движении по трубопроводу регистратор измеряет давление перед очистным устройством (P1) и после него (P2). По разности этих давлений — дифференциальному давлению ΔP = P2 — P1 — можно судить о наличии и степени сужения проходного сечения, вызванного отложениями [2, с. 5].

Вклад автора заключается в обработке промысловых данных, полученных в ходе реальных эксплуатационных прогонов на двух газопроводах в Республике Казахстан, анализе этих данных, выявлении закономерностей и обосновании диагностических критериев.

Цель работы — на основе обработки промысловых данных обосновать возможность определения мест отложений в газопроводах по значению дифференциального давления ΔP и предложить количественные критерии оценки степени загрязнения.

1. Промысловые данные и методика их обработки

1.1. Характеристика объектов

Промысловые данные получены при проведении работ по очистке двух газопроводов, принадлежащих АО «СНПС-Актобемунайгаз» (Республика Казахстан).

Объект 1 — газопровод Ø 559 мм, протяженность 43,5 км, введен в эксплуатацию в 2012 г. На момент проведения работ не очищался в течение 3 лет. На трассе установлено 9 линейных кранов.

Объект 2 — газопровод Ø 530 мм, протяженность 20,8 км, введен в эксплуатацию в 2015 г. На момент проведения работ не очищался в течение 9 лет. На трассе установлено 4 линейных крана.

На обоих объектах выполнено по три последовательных пропуска очистных устройств с установленными внутритрубными регистраторами «ВОСТОК-ВР».

1.2. Характер полученных промысловых данных

В ходе каждого прогона регистратором с дискретностью 1 секунда были получены три массива данных:

P1 — давление перед очистным устройством, кгс/см²;

P2 — давление после очистного устройства, кгс/см²;

t° — температура продукта, °C.

Общий объем обработанных данных составил:

по газопроводу Ø 559 мм — более 150 000 измерений (43,5 км, время прогона около 9 часов);

по газопроводу Ø 530 мм — более 75 000 измерений (20,8 км, время прогона около 5 часов).

1.3. Методика обработки данных

Обработка промысловых данных выполнялась по следующей методике.

Шаг 1. Предварительная фильтрация. Из массивов данных исключены измерения, выполненные до момента запуска очистного устройства (P < 1 кгс/см²) и после его остановки.

Шаг 2. Расчет дифференциального давления. Для каждого момента времени (каждой секунды) рассчитано значение ΔP = P2 — P1.

Шаг 3. Привязка к расстоянию. Поскольку дискретность измерений составляла 1 секунду, а скорость движения очистного устройства была известна (рассчитана по времени прохождения между кранами), каждому измерению поставлена в соответствие координата — расстояние от камеры запуска в километрах.

Шаг 4. Построение графиков. Для каждого прогона построены графики P1(L), P2(L), ΔP(L) и t°(L), где L — расстояние от камеры запуска.

Шаг 5. Выявление аномалий. На графиках ΔP(L) выделены участки, где ΔP устойчиво превышает фоновые значения и не связано с прохождением штатных элементов трассы (кранов, поворотов).

2. Результаты обработки промысловых данных

2.1. Графики давления и температуры (газопровод Ø 559 мм)

На рисунке 1 представлен график данных давлений и температуры среды с регистратора «ВОСТОК-ВР» при пропуске очистного устройства «ВОСТОК-М1Д5-Т-550» по газопроводу Ø 559 мм.

Рис. 1. График давлений и температуры при пропуске ОУ «ВОСТОК-М1Д5-Т-550» (газопровод Ø 559 мм)

На графике отображены следующие кривые:

давление P1 (перед очистным устройством);

давление P2 (после очистного устройства);

дифференциальное давление ΔP;

температура продукта.

По оси X отложено время движения очистного устройства (в минутах). По оси Y — давление (в МПа) и температура.

На графике отчетливо видны пиковые значения ΔP, соответствующие прохождению шаровых кранов № 1-№ 9, расположенных на расстояниях 4,4; 9,3; 14,3; 19,2; 24,2; 29; 34; 35,1 и 39,6 км от камеры запуска. Каждый пик ΔP при прохождении крана имеет кратковременный характер (длительностью 3–5 секунд).

Важно отметить, что на участках между кранами зафиксированы устойчивые повышения ΔP, не связанные с прохождением штатных элементов трассы. Наиболее значительные такие повышения зарегистрированы на расстояниях, соответствующих участкам 20,1 км, 22,8 км, 31,2 км и 32,8 км от камеры запуска. Значения ΔP на этих участках достигали 2,23–3,03 кгс/см², что в 4–10 раз превышает фоновые значения (0,2–0,5 кгс/см²).

2.2. Графики давления и температуры (газопровод Ø 530 мм)

На рисунке 2 представлен график данных давлений и температуры среды с регистратора «ВОСТОК-ВР» при пропуске очистного устройства «ВОСТОК-М1Д5-Т-500» по газопроводу Ø 530 мм.

Рис. 2. График давлений и температуры при пропуске ОУ «ВОСТОК-М1Д5-Т-500» (газопровод Ø 530 мм)

На графике отображены:

давление P1;

давление P2;

дифференциальное давление ΔP.

По оси X отложено время движения очистного устройства (в минутах). По оси Y — давление (в МПа).

На графике зафиксированы пики ΔP при прохождении шаровых кранов № 1-№ 4, технологических задвижек № 2.1, № 3.1, № 4.1, а также при прохождении отводов (поворотов) трубопровода.

Наиболее важным результатом является выявление на графике участка, обозначенного как «места сужения внутреннего сечения трубопровода». На этом участке зафиксирован устойчивый рост ΔP при отсутствии поворотов и кранов. Значение ΔP на этом участке достигло 0,88 кгс/см², что значительно превышает фоновые значения (0,1–0,3 кгс/см²). Данная аномалия интерпретируется как локальное сужение, вызванное скоплением твердых отложений.

Кроме того, на участке между краном № 1 и краном № 2 зафиксированы множественные мелкие скачки ΔP, что указывает на наличие многочисленных локальных сужений на данном участке.

2.3. Объемы вытесненных отложений

Результаты осмотра очистных устройств после извлечения и замеры вытесненных отложений подтвердили, что аномальные участки ΔP соответствуют местам скоплений отложений.

Для газопровода Ø 559 мм после трех прогонов вытеснено:

366 м³ жидкости (конденсата);

39 150 кг твердых отложений.

При этом первый прогон вытеснил 38 700 кг (98,8 % от общей массы), второй — 400 кг (1,0 %), третий — 50 кг (0,2 %).

Для газопровода Ø 530 мм вытеснено:

109 м³ жидкости;

21 010 кг твердых отложений.

Первый прогон вытеснил 20 000 кг (95,2 %), второй — 1 000 кг (4,8 %), третий — 10 кг (0,05 %).

2.4. Данные калибровки проходного сечения

При втором прогоне на обоих газопроводах использовались очистные устройства с калибровочными дисками 85 % от наружного диаметра. После извлечения устройств зафиксирована деформация калибровочных дисков, что позволило оценить фактическое минимальное проходное сечение.

Результаты калибровки проходного сечения представлены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты калибровки проходного сечения газопроводов

Расчетная толщина отложений h вычислена по формуле h = (Dн — D_факт) / 2.

3. Обоснование корреляции между ΔP и отложениями

3.1. Физическое обоснование

Между значением дифференциального давления ΔP и толщиной отложений h существует прямая корреляция, обусловленная следующими физическими причинами.

При наличии на внутренней стенке трубопровода отложений толщиной h эффективный внутренний диаметр трубы уменьшается: D_эфф = D — 2h. Сужение проходного сечения приводит к возрастанию скорости потока в зазоре между очистным устройством и стенкой трубы. Увеличение скорости потока вызывает возрастание гидравлического сопротивления, что фиксируется как рост дифференциального давления ΔP.

3.2. Доказательная база

Корреляция между ΔP и h подтверждается тремя независимыми источниками промысловых данных.

Во-первых, сопоставлением аномальных участков ΔP с фактическими местами отложений, подтвержденными объемами вытесненного материала. На газопроводе Ø 559 мм участки с максимальными значениями ΔP (20,1 км, 22,8 км, 31,2 км, 32,8 км) соответствуют участкам, где после прогонов зафиксировано наибольшее количество отложений на очистных устройствах.

Во-вторых, сопоставлением расчетной толщины отложений по данным калибровки проходного сечения с характерными значениями ΔP. При ΔP более 2,0 кгс/см² расчетная толщина отложений составляет 46–47 мм. При ΔP в диапазоне 0,5–1,0 кгс/см² расчетная толщина отложений оценивается в 5–15 мм.

В-третьих, динамикой изменения ΔP от прогона к прогону. После первого прогона, когда было удалено 95–99 % отложений, значения ΔP на ранее аномальных участках снизились до уровня фоновых значений (0,2–0,5 кгс/см²). Этот факт является прямым доказательством того, что аномально высокие ΔP были обусловлены именно наличием отложений.

3.3. Критерии оценки степени загрязнения

На основе сопоставления данных ΔP с объемами вытесненных отложений и результатами калибровки проходного сечения предложены критерии оценки степени загрязнения газопровода (таблица 2).

Таблица 2

Критерии оценки степени загрязнения газопровода по ΔP

Заключение

По результатам обработки промысловых данных, полученных при пропуске очистных устройств с внутритрубными регистраторами по двум газопроводам в Республике Казахстан, автором сделаны следующие выводы.

На основе обработки более 225 000 измерений давления и температуры установлено, что значения дифференциального давления ΔP на участках с отложениями в 4–10 раз превышают фоновые значения. На газопроводе Ø 559 мм выявлено четыре участка с ΔP = 2,23–3,03 кгс/см² (20,1 км, 22,8 км, 31,2 км, 32,8 км); на газопроводе Ø 530 мм выявлен участок с ΔP = 0,88 кгс/см² при отсутствии штатных элементов трассы.

Обоснована корреляция между значением ΔP и толщиной отложений h. По данным калибровки проходного сечения калибровочными дисками расчетная толщина отложений составила 46,7 мм на газопроводе Ø 559 мм и 46,1 мм на газопроводе Ø 530 мм. Указанные значения коррелируют с зафиксированными аномалиями ΔP.

Предложены критерии оценки степени загрязнения газопровода по значению ΔP: от «отлично» (ΔP < 0,3 кгс/см²) до «критическое» (ΔP > 2,0 кгс/см²). Критерии основаны исключительно на промысловых данных.

Прямым доказательством эффективности методики является снижение ΔP на аномальных участках после проведения очистки, что подтверждает, что аномалии ΔP были обусловлены именно отложениями.

Вклад автора заключается в обработке промысловых данных, их анализе, выявлении закономерностей, обосновании диагностических критериев и формулировании выводов. Полученные результаты могут быть использованы при планировании очистки газопроводов и интерпретации данных внутритрубных регистраторов.

Литература:

1. Хурамшина Р. А., Валеев А. Р. Состав асфальтосмолопарафиновых отложений и их влияние на эксплуатацию трубопроводов // Нефтегазовое дело. 2023. № 2. С. 44–51.
2. Руководство по эксплуатации. Регистраторы внутритрубные «ВОСТОК-ВР». ВОСТОК-ВР. 22677051–4318–005 РЭ. Уфа: ООО «НТФ «ВОСТОКнефтегаз», 2024. 16 с.
3. Чухарева Н. В., Теплинский Ю. А., Рыбаков А. В. Транспорт скважинной продукции: учебное пособие. Уфа: УГНТУ, 2019. 340 с.