Метка «газ»

06.04.13 03:49 НА ПОРОГЕ НОВОМ ЭРЫ В УПРАВЛЕНИИ НЕФТЕГАЗОВЫМ БИЗНЕСОМ.

Компания "Д-Факто", успешно работающая на рынке системной интеграции с 1935 г. и обслуживающая нефтегазовый сектор российской экономики, предлагает эффективный инструмент разработки и управления информационными ресурсами нефтегазовых предприятий на основе обобщенного передового мирового опыта - ITIL (Inlormation Technology Information Lillraryl. В настоящее время ITIL является де-факто мировым стандартом организации, представления и поддержки информационных технологий и решений, проверенных на практике ведущими компаниями Европы и США.

Проблема

Деловой мир изменился. Если раньше компании думали о повышении собственных прибылей, то сегодня им приходится думать о выгоде клиента. Продавец должен понять, что же является ценностью для клиента. Конечно, с течением времени многие ценности меняются. Безусловно, газ и нефть - неизменные ценности, но в условиях все более жесткой конкуренции приходится думать о дополнительных услугах, чтобы продавать их эффективнее. Цена продукта не всегда является главным определяющим фактором. Важно также удобное место расположения бензозаправки. Например, если при равном качестве цена бензина у компании А выше, чем у компании В, удаленность бензозаправок компании В может так понизить его ценность в глазах потребителя, что он выберет более дорогой бензин компании А. Выигрыш компании А налицо. Таким образом, вместо конкуренции продуктов появляется конкуренция услуг.

В новых условиях поставщику услуг приходится думать прежде всего о выгодах клиента:

Как мы можем создать и предоставить выгоды нашим клиентам?

Как мы можем гарантировать, что наши предложения клиенту имеют ценность для него?

Как мы можем гарантировать, что знания и опыт клиента достаточны, чтобы воспринять наши услуги и продукты?

Решение

Для реализации такого подхода необходимо использовать иной принцип. Цепочка создания стоимости может оказаться настолько сложна, что управление ею обходится все дороже для таких крупных структур, как нефтегазовый сектор. Нет необходимости подчинять все звенья цепочки непосредственно административному управлению. Гораздо эффективнее сделать эти звенья относительно автономными, однако связать их взаимным интересом на достижение общей измеряемой цели. Измеряемость подразумевает возможность выделять отдельные подпроцессы в самостоятельный бизнес.

Для большой компании это означает возможность купить у сторонних организаций те части бизнес-процесса, которые приходилось делать самим. Например, вместо создания собственных подразделений по разведке месторождений можно заключить контракты с внешними фирмами на производство подобных работ. И такие примеры в современном бизнесе есть. Существует ряд компаний, предлагающих целый спектр услуг по добыче газа и нефти. Из-за узкой специализации эти компании могут сделать данную работу лучше и с меньшими затратами. Но как это проконтролировать? Без информационных технологий не обойтись, особенно в нефтегазовом бизнесе, которому свойственна значительная географическая распределенность, при этом ценность и стоимость информационного обеспечения бизнеса чрезвычайно высока. Современные средства связи позволяют практически мгновенно передавать всю информацию, полученную в процессе разведки, проводить обработку на мощных компьютерах и принимать решения максимально быстро. В процессе эксплуатации информация, переданная с технологических датчиков, позволяет оперативно управлять из города, без выезда высокооплачиваемых специалистов на промыслы.

Но, как всегда, решив одну проблему, мы сталкиваемся с рядом других, в том числе с проблемой надежности средств вычислительной техники и связи. Однако, прежде всего, мы сталкиваемся с организационными проблемами. Что толку от быстрой передачи данных в центр, если бюрократические процедуры решения неповоротливы? Улучшит ли дело введение систем автоматизации документооборота? Нет конечно, если административная система не стимулирует сотрудников на достижение конечного результата. В большой компании - это серьезная проблема. Не случайно наблюдается рост числа небольших компаний-производителей газа, которые обладают большей гибкостью в работе с клиентами. Они не могут себе позволить роскоши непонимания потребностей клиентов. Предполагается, что в ближайшие 10-15 лет независимые производители смогут довести добычу до 170 млрд. м3, что в сравнении с добычей ОАО "Газпром" (530 млрд. м3) является значительным объемом. Таким образом, конкуренция неизбежно приведет к изменению рынка. И большим компаниям следует серьезно задуматься о способах ведения бизнеса. Неповоротливость может привести к большим трудностям.

Необходимость предоставлять услуги, а не продукты, быстро реагировать на изменения в конъюнктуре вынуждает по-иному относиться к информационным ресурсам, существенно повышая статус информационных технологий в организации. Однако на пути внедрения информационных технологий немало препятствий, и цена ошибки для большой компании также велика. Уменьшить вероятность принятия ошибочных решений можно используя только проверенные на практике решения. Но где же их взять в условиях конкуренции, когда вряд ли кто-то из конкурентов поделится своим опытом?

 

Выход в том, чтобы использовать библиотеку мирового передового опыта управления сервисами информационных технологий ITIL (Information Technology Information Library). Библиотека, изначально созданная по инициативе правительства Великобритании, в настоящее время является де-факто мировым стандартом организации, представления и поддержки информационных технологий. Она представляет собой набор книг, содержащих решения, проверенные на практике рядом ведущих компаний Европы и США. Так как ITIL обобщает передовой опыт большого числа компаний, использование ее в качестве идеологии позволяет, не изобретая колесо, организовать службу ИТ с наибольшей эффективностью. Принципиально важно, что в ITIL эффективность ИТ определяется исходя из потребностей обслуживаемой организации.

Центральным в ITIL является понятие сервиса, который предоставляет служба ИТ. Это позволяет специалистам ИТ и пользователям говорить на одном и том же языке. Согласно ITIL, отношения между ИТ и бизнесом должны быть максимально деловыми. Таким образом, ИТ рассматривается как производитель и поставщик особого товара - сервисов. Это коренным образом меняет роль службы информационных технологий в современном бизнесе. Организация службы ИТ в соответствии с ITIL нацеливает сотрудников на достижение выгод бизнеса, а не на реалии ИТ. В традиционных службах ИТ зачастую фокусируются на автоматизации тех бизнес-процессов, которые следовало бы устранить. Теперь сотрудники ИТ заинтересованы в достижении конечного результата бизнеса.

Соглашение об уровне сервиса (Service Level Agreement - SLA) позволяет четко определить предоставляемые сервисы и обеспечение их качества. Рекомендации ITIL по организации управления доступностью (Availability Management) позволяют ввести числовые оценки качества предоставляемых сервисов. В отличие от стандарта качества ISO 9001, устанавливающего как делать, а не что делать, ITIL определяет все шаги, необходимые для достижения заданного качества при допустимых затратах.

Наличие единой точки контакта пользователей и специалистов ИТ, Help Desk, позволяет не только максимально упростить решение проблем, но и организовать соответствующие базы данных, фиксация проблем необходима для организации проактивного управления, т. е. управления, основанного на предупреждении проблем.

Скорость изменений в современном бизнесе чрезвычайно высока и, чтобы соответствовать требованиям времени, необходимо четкое управление изменениями (Change Management). Технология ITIL позволяет добиться требуемой эффективности при заданных затратах.

Четко описанные принципы построения процесса управления затратами (Cost Management) позволяют построить в каждом конкретном случае прозрачную для руководителя систему управления затратами на ИТ.

Для руководителя применение ITIL означает возможность управлять, не вникая в избыточные подробности технической реализации.

Для специалиста применение ITIL означает понимание руководством задач и проблем ИТ и, значит, правильное принятие решений. Все это повышает эффективность использования ИТ и, следовательно, эффективность основного производства. Следует отметить, что ряд российских нефтегазовых компаний уже используют подходы ITIL.

 

Компания "Д-Факто" готова провести все необходимые консультации по внедрению опыта ITIL в реальный бизнес Вашей компании, а также взять на себя функции по управлению и реализации проектов автоматизации Вашей компании, что позволит добиться существенного сокращения затрат и сроков реализации проектов.

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:27 ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ВТОРИЧНОГО УПЛОТНЕНИЯ ТГДУ.

Проведенные экспериментальные исследования показали, что для торцевых газодинамических уплотнений (ТГДУ) в качестве вторичного уплотнения между аксиольно - подвижным кольцом и корпусной втулкой необходимо использовать уплотнительные кольца из резины марки 51-1742 или ИРП-1287 с твердостью 70 - 80 единиц и диаметром жгута 3, 0-3, 5 мм. Канавка под резиновое кольцо в прижимном элементе должна иметь полукруглую форму с радиусом, равным диаметру жгута.

 

Разрабатываемые, а также модернизируемые нагнетатели для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) все чаще оснащаются ТГДУ или, как еще их называют, "сухими" уплотнениями [1]. Вторичные уплотнения ТГДУ должны обеспечивать герметичность аксиально-подвижного кольца уплотнительной пары при его осевых и угловых смещениях. В качестве вторичного уплотнения аксиально-подвижного кольца 1 уплотнительной пары ТГДУ обычно применяется резиновое кольцо 3, которое охватывает с небольшим натягом корпусную втулку 7 под аксиально-подвижным кольцом и прижимается к его торцевой поверхности пружинами через прижимной элемент 2 (рис. 1).

 

Работоспособность ТГДУ в значительной мере зависит от герметичности и долговечности вторичного уплотнения. Имеют место случаи, когда при запуске турбомашины происходит осевое смещение ротора (до 0, 5 мм), а в процессе работы генерируется его осевая вибрация. Аксиально-подвижное кольцо уплотнительной пары отслеживает эти перемещения автоматически за счет изменения баланса сил, действующих на него в осевом направлении.

 

Для обеспечения работы уплотнения резиновое кольцо вторичного уплотнения всегда должно находиться в надежном контакте с втулкой корпуса и торцом аксиально-подвижного кольца и не затруднять его движение, что может произойти при выдавливании резинового кольца в зазор между корпусной втулкой и поверхностью внутреннего диаметра аксиально-подвижного кольца. На работу вторичного уплотнения влияют многие факторы, в частности зазор между корпусной втулкой и внутренней поверхностью аксиально-подвижного кольца, размеры и твердость резинового кольца, форма канавки в прижимном кольце, качество обработки рабочей поверхности корпусной втулки, тип смазки.

 

При выборе монтажного диаметрального зазора во вторичном уплотнении необходимо учитывать радиальное перемещение аксиально-подвижного кольца во время работы под действием перепада высокого давления. Однако увеличение зазора в подвижном цилиндрическом соединении, уплотняемом резиновым кольцом, может привести к негерметичности стыка. Расчеты показывают, что аксиально-подвижное кольцо ТГДУ для нагнетателя 370-18, выполненное из мягкого графита Нигран-В, при действии перепада давления 7 МПа имеет радиальное перемещение 0, 35 мм. Монтажный зазор в этом случае должен быть неменее 0, 7 мм на диаметр, что затрудняет использование в качестве вторичного уплотнения резиновых колец. Причем во вторичном уплотнении необходимо использовать защитные шайбы 5, например, из фторопласта для исключения выдавливания резинового кольца в зазор при высоком давлении. Для улучшения работоспособности вторичного уплотнения защитная шайба выполняется с разгрузкой от высокого давления с помощью специальной разгрузочной камеры 4 под резиновым кольцом (см. рис. 1), а уплотнительный поясок 6 по внутреннему диаметру - небольшой ширины (0, 5-0, 6 мм).

 

При работе под действием высокого давления наблюдалась деформация уплотнительного пояска в сторону зазора, что может привести к заклиниванию, поэтому уплотнительный поясок должен иметь фаску со стороны низкого давления 0, 5-0, 6 мм. Применение фторопласта-4 в качестве материала для защитных колец снижает коэффициент трения во вторичном уплотнении, что позволяет не применять специальные смазки. Однако использование защитных шайб снижает герметичность вторичного уплотнения. Испытание ТГДУ для нагнетателя 370-18-1 на динамическом стенде показало (рис. 2), что расход при давлении 6 МПа в случае установки защитной шайбы (кривая 2) увеличился с 45 до 65 л/мин.

 

Для уменьшения монтажных зазоров графитовое кольцо можно выполнять с металлическим бандажом по наружному диаметру, однако это усложняет конструкцию, или необходимо увеличивать ширину кольца в радиальном направлении. В последнее время резиновые вторичные уплотнения устанавливают таким образом (см. рис. 1), чтобы они поджимались от воздействия перепада давления и усилия пружин. При отсутствии перепада давления они имеют малую силу трения и контактное давление лишь за счет радиального натяга. При подаче давления р в уплотняемую полость сила трения уже играет меньшую роль, т. е. по сравнению с общей нагружающей силой она незначительна. Контактное давление повышается на величину [формула]. В работе [2] было показано, что за счет конусной формы контактирующей поверхности поджимающего элемента можно регулировать коэффициент Sд. Влияние формы контактирующей поверхности в прижимном кольце вторичного уплотнения исследовалось экспериментально. Сравнивались три формы канавки под резиновое кольцо в прижимном элементе - прямоугольная, треугольная и полукруглая (рис. 3). Прямоугольная форма канавки (рис. 3, а) обеспечивает хороший контакт с торцом аксиально-подвижного кольца резинового жгута и ограничивает его перемещение в радиальном направлении. Однако резиновое кольцо под воздействием давления принимает прямоугольную форму. Это способствует выдавливанию резины в зазор и заклиниванию, что иногда наблюдается при работе ТГДУ в нагнетателе НЦ-16. При длительной эксплуатации наблюдается огранка резинового кольца по форме канавки, что снижает долговечность уплотнения. Статические испытания на стенде прижимного кольца с треугольной формой канавки проводились для двух вариантов углов наклона - 45ш (рис. 3, б) и 55ш (рис. 3, в). В первом случае наблюдалось растягивание резинового кольца в радиальном направлении, что уменьшает усилие прижатия его по внутреннему диаметру к втулке корпуса. Увеличение угла наклона с торцевой поверхностью аксиально-подвижного кольца до 55ш позволило повысить усилие прижатия по внутреннему диаметру и снизить утечки через уплотнение. Однако треугольная форма резинового кольца под давлением не исключает попадания резины в зазор, поэтому предпочтительнее полукруглая форма канавки в прижимном кольце (рис. 3, г).

 

Радиус рабочей поверхности канавки для резинового кольца принимали равным диаметру жгута, что обеспечивает форму поперечного сечения кольца под давлением в виде эллипса с большим радиусом кривизны в области зазора. Это снижает вероятность попадания резинового кольца в зазор, что может привести к заклиниванию подвижного кольца.

 

На работоспособность вторичного уплотнения значительно влияет твердость резинового кольца. На специальном стенде для статических испытаний проводилось исследование на герметичность колец с твердостью 59-85 единиц по Шору. Кольца из резины марки 51-1434 с твердостью 59-62 единицы хорошо уплотняют подвижные цилиндрические соединения с небольшими монтажными диаметральными зазорами (0, 4-0, 5 мм), однако они сильно растягиваются под действием высокого давления, что снижает их долговечность. С увеличением монтажных диаметральных зазоров необходимо использовать резину с большей твердостью. Так, для монтажных зазоров (0, 5-0, 6 мм) рекомендуется резина марки 51-1742 с твердостью 70-75 единиц. Аналогичные результаты по герметичности были получены для резины марки ИРП-1287 с твердостью 75-80 единиц. Испытание резины марки ИРП-1287 с твердостью 80-85 единиц при таких же монтажных зазорах показало, что вторичное уплотнение не обеспечивает необходимой герметичности при давлениях до 7 МПа, но такую резину можно рекомендовать для использования при более высоких давлениях.

 

Диаметр жгута резинового кольца также влияет на работоспособность вторичного уплотнения. В качестве вторичного уплотнения для ТГДУ применяются резиновые кольца с диаметром жгута 2, 5-4, 5 мм. Использование колец с диаметром жгута менее 2, 5 мм возможно лишь при небольших монтажных зазорах (0, 2-0, 3 мм), что имеет место при низких рабочих давлениях в турбомашине, и ограничивается возможностью выдавливания резины в зазор. Применение резиновых колец с диаметром жгута более 4, 5 мм не рекомендуется из-за большой массы кольца, что повышает инерционность системы. При колебаниях аксиально-подвижного кольца вторичное уплотнение вносит свой вклад в динамические процессы, особенно если перемещения невелики [3]. В этом случае вторичное уплотнение не проскальзывает, прилипает и работает как упругая мембрана. Наиболее предпочтительные значения диаметров жгута резинового кольца для вторичного уплотнения находятся в диапазоне 3, 0-3, 5 мм.

 

МЕТОДИКА ПЕРЕВОДА ФОНДА СКВАЖИН ПХГ НА ПОВЫШЕННОЕ ДАВЛЕНИЕ НАГНЕТАНИЯ.

 

Потребность в увеличении объема активного газа в ПХГ мотет быть удовлетворена путем повышения давления нагнетания. Однако прежде необходимо выяснить пригодность старого фонда скважин ПХГ и новому режиму эксплуатации. Внедрение разработанной в СевКавНИПИгазе методики позволило значительно снизить затраты, связанные с глушением работающих скважии и восстановлением коллекторских свойств продуктивного пласта, сократить сроки обследования скважин и их отдельных элементов и выдать заключение о возможности перевода фонда скважин ПХГ на повышенное давление нагнетания.

 

Традиционный путь решения данной задачи предусматривает:

 

обследование каждой скважины геофизическими и газодинамическими методами;

 

гидравлическое испытание эксплуатационных колонн, которые были опрессованы и признаны герметичными при строительстве скважин на давление, соответствовавшее текущему пластовому, но оказавшееся меньше ожидаемого при повышении давления закачки газа.

 

Следует отметить, что переопрессовка колонн связана с большими финансовыми, материальными и временными затратами на остановку, глушение и последующее освоение работающих скважин. Поэтому при решении данной задачи стремились, с одной стороны, удешевить и ускорить работы, а с другой - обеспечить безопасность эксплуатации ПХГ. Для этого было предложено многоуровневое поэтапное обследование скважин с использованием следующих методов:

 

экспертных оценок при первичном обследовании всего фонда скважин;

 

газодинамического исследования (ГДИ) межколонного пространства и фильтровой зоны;

 

геофизических неразрушающих методов диагностики и контроля технического состояния эксплуатационных колонн и устьевого оборудования скважин, не требующих их вывода из рабочего состояния;

 

аналитических расчетов остаточной прочности обследованных элементов скважин по их фактическому состоянию и определения допустимых эксплуатационных нагрузок;

 

выборочного метода для детального исследования и переопрессовки заглушенных скважин;

 

статистической оценки результатов обследования и испытания скважин с заданной вероятностью 0, 999;

 

анализа риска возможных аварий.

 

Схема обследования фонда скважин ПХГ приведена на рисунке.

 

При обследовании скважин ПХГ исходят из предположения, что надежность их работы зависит от следующих основных факторов:

 

- технического состояния эксплуатационной колонны (сплошности тела труб, степени механического и коррозионного износа, деформированности плотности резьбовых соединений);

 

- состояния устья скважины (фонтанной арматуры, колонной головки, межколонных уплотнений, подвесок эксплуатационной колонны);

 

- состояния межколонного (кольцевого) пространства и призабойной зоны пласта (ПЗП);

 

- экранирующей способности надпродуктивной толщи.

 

Одним из важных этапов является экспертная оценка, которая проводится по совокупности геологических, технико-технологических и промысловых критериев. Каждая скважина получает определенное количество условных единиц (баллов) по следующим параметрам:

 

- наличию в компоновке эксплуатационной колонны труб с уменьшенной толщиной;

 

- качеству цементирования эксплуатационной колонны;

 

- давлению гидравлического испытания эксплуатационной колонны и колонной головки;

 

- величине межколонного давления;

 

- дебиту газа, выходящего из межколонного пространства (МКП);

 

- сроку службы эксплуатационной колонны;

 

- степени искривления ствола скважины;

 

- числу проведенных капитальных ремонтов скважин.

 

В качестве дополнительных могут быть использованы, например, следующие критерии:

 

- наличие агрессивных компонентов и абразива в составе продукции, выносимой потоком из скважины;

 

- объем заколонного пустотного пространства;

 

- перепад пластового давления в течение цикла закачка-отбор;

 

 

- перепад температуры в приустьевой части и башмаке эксплуатационной колонны в течение цикла закачка-отбор;

 

- число цикловых нагружений на скважину за весь период эксплуатации.Скважины ранжируются по обобщенному показателю технического состояния П, который представляет собой сумму критериев, показателей или параметров Пi, влияющих на техническое состояние скважины.

 

 

Ранжирование показателей проведено методом экспертной оценки (метод "Дельфы").

 

Скважины, получившие большие (худшие) значения показателя П, включаются в выборку N4 с последующим детальным обследованием эксплуатационной колонны методами ГИС-техконтроля.

 

На основе распределения показателя П может быть построена схема геолого-промысловой осложненности эксплуатации скважин, которая используется для выявления аномалий, связанных с их местоположением на площади ПХГ.

 

Весь фонд скважин обследуется экспресс-методами, без вывода их из рабочего состояния. Общее исследование скважин выполняется методами ГИС-контроля ( высокочувствительная термометрия, шумометрия, радиометрия и др.). Узлы и элементы фонтанной арматуры, колонной головки и верхней части обсадных колонн обследуются визуально и неразрушающими методами ультразвуковой дефектоскопии, ультразвуковой толщинометрии и цветной дефектоскопии, а эксплуатационная колонна - магнитоимпульсным или электромагнитным дефектоскопом-толщиномером, который позволяет определять среднюю толщину стенки труб через НКТ.

 

Межколонное пространство и фильтровая зона исследуются традиционными газодинамическими методами, позволяющими по методикам, разработанным в СевКавНИПИгазе, установить причины появления межколонных давлений, вероятные источники и пути миграции флюида в затрубном пространстве, а специальными газодинамическими методами - определить длину работающей фильтровой части скважины, степень ее кольматации или разрушения. При необходимости может быть применен метод прослеживания перетоков флюидов с помощью коротко-живущих изотопов или трассеров.

 

По результатам ГИС-контроля, ГДИ межколонного пространства, ГИС-техконтроля колонн, дефектоскопии фонтанной арматуры и колонных головок без глушения выделяются скважины, подлежащие ремонту, дальнейшему детальному обследованию и испытанию. Детальное инструментальное обследование проводится в заглушенных скважинах в ходе выполнения расширенного комплекса ГИС-техконтроля, включающего электромеханическую и электромагнитную профилеметрию. Расчет на прочность труб, имеющих различного рода повреждения, осуществляется на базе современного программного обеспечения, основанного на методе конечных элементов. При этом учитывается любая конфигурация внутренней и наружной поверхности труб, фактически установленная при обследовании колонны, а также характер распределения цементного кольца.

 

Методика предусматривает отказ от массовой переопрессовки эксплуатационных колонн всего фонда скважин ПХГ. Гидравлическому испытанию, в соответствии с требованиями п. 2.10.3 Правил безопасности [1], подвергаются только эксплуатационные колонны выборки скважин, имеющих худшие показатели по результатам экспертной оценки. Результаты этих испытаний распространяются на остальной фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин с вероятностью 0, 999.

 

В ходе обследования выделяются три категории скважин, пригодных для эксплуатации при проектном давлении нагнетания:

 

категория 1 - скважины фонда ПХГ, соответствующие всем требованиям Правил безопасности [1], включая опрессовку эксплуатационной колонны давлением, превышающим проектное давление нагнетания на 10 %;

 

категория 2 - скважины выборки N4, эксплуатационные колонны которых детально обследованы методами ГИС-техконтроля, имеют коэффициент запаса прочности выше нормативного, спрессованы на давление, позволяющее работать с максимально возможным устьевым статическим давлением;

 

категория 3 - скважины фонда ПХГ (совокупность N3) с эксплуатационной колонной, гидравлически испытанной на давление менее проектного давления нагнетания, имеющие положительные результаты ГИС-контроля, дефектоскопии фонтанной арматуры и колонных головок, ГДИ межколонного пространства, ГИС-техконтроля колонн, с коэффициентом запаса прочности выше нормативного. На данные скважины распространяются результаты испытания выборки N4, позволяющие работать с ограничением эксплуатационных возможностей (вывод из режима закачки-отбора при достижении критического давления на устье).

 

Предлагается использовать для закачки и отбора газа скважины старого фонда, пока устьевое давление в них ниже допустимого согласно Правилам безопасности [1]. При его достижении такие скважины следует останавливать, а закачку газа завершать другими скважинами, оборудование которых предназначено для работы на максимальное проектное давление нагнетания.

 

Анализ риска возможных аварий при переводе ПХГ на новый режим эксплуатации проводится согласно [2] и включает оценку степени риска возникновения аварий и прогнозирование тяжести их последствий. Учитывая длительный срок эксплуатации подземного и устьевого оборудования скважин ПХГ, их близость к густонаселенным районам и крупным промышленным объектам, обостряется значимость задачи управления риском, суть которого - поддержание величины риска на уровне, допустимом и обоснованном по экономическим и социальным соображениям.

 

Данная методика отработана на Канчуринском и Мусинском ПХГ (Башкортостан), сводный фонд которых представлен соответственно 189 и 56 скважинами. Объем выборок составил соответственно 35 и 11 скважин. Расчетный коэффициент остаточной прочности эксплуатационных колонн на внутреннее избыточное давление превысил 1, 26 при нормативном 1, 15. Опрессованные колонны скважин выборки и находящихся в капитальном ремонте оказались герметичными.

 

Полученные результаты обследования скважин, включая исследование технического состояния эксплуатационной колонны, послужили также фактическим материалом для переаттестации 42 скважин Канчуринского ПХГ и 13 скважин Мусинского ПХГ с продлением срока их службы на 15 лет.

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:27 ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ ПРИ НАРУЖНОМ РАСТРЕСКИВАНИИ.

Разработанная мешанка расчета несущей способности труб с наружными коррозионными трещинами, ориентированными вдоль образующей, мотет быть использованна при техинческом диагностировании газопроводов. Результаты расчетов по данной методике были сопоставлены с опубликованными эксперимеитальнымн данными.

 

Аварии газопроводов в результате наружного коррозионного растрескивания являются доминирующим типом разрушения при эксплуатации. Несмотря на большую практическую важность этой проблемы, она сравнительно мало изучена. Это связано с большими сложностями анализа эксплуатационных повреждений и отсутствием необходимых лабораторных исследований. Однако для прогнозирования остаточного ресурса газопроводов при техническом диагностировании необходимо располагать информацией о условиях развития коррозионных трещин и их допустимых размерах.

 

Существенный вклад в решение этой задачи сделан в работах [1, 2], где содержится систематизированный анализ разрывов подземных МГ Тюментрансгаза, начиная с 1986 г. Исследовались сварные трубы с наружным диаметром 1420 мм и толщиной стенки 16 мм. Материал - импортная сталь марок Х65 - Х70, пределы прочности и текучести соответственно 620 и 510 МПа [1]. Были проанализированы эксплуатационные разрушения при проходном давлении около 7, 1 МПа, а также проведены гидравлические испытания отдельных труб с дефектами, вырезанных из трубопровода, который находился в эксплуатации более 10 лет. В основном коррозионные повреждения располагались в нижней части трубы и представляли собой объединение нескольких продольных трещин с окисленной поверхностью. Чаще всего они обнаруживались в зоне термического влияния продольного шва. Общая коррозия у обследованных труб не наблюдалась. Исследования показали (рис. 1), что глубина коррозионных трещин в момент разрушения увеличивается практически пропорционально времени эксплуатации. В то же время осевая протяженность зоны растрескивания (длина трещины) уменьшается с течением времени. Отсюда можно сделать вывод, что процесс слияния дефектов осуществляется на ранней стадии разрушения, а определяющим время разрушения является процесс постепенного развития трещины в глубину. При этом происходит последовательное разрушение наиболее длинных трещин.

 

При анализе разрушения трубопроводов с дефектами принято использовать модель, представленную в работе [3]. Модель основана на результатах обработки данных испытаний внутренним давлением цилиндрических оболочек с острыми надрезами и является эмпирической. Согласно этой модели, каждая симметричная осевая поверхностная трещина может быть заменена в расчетах эквивалентной трещиной постоянной глубины с неограниченной длиной вдоль образующей трубы. Поскольку при эксплуатации рабочие параметры, механические свойства и номинальные размеры разрушенных труб были практически одинаковы, то естественно полагать, что все разрушения происходили при одной глубине эквивалентной трещины.

 

Предполагается, что достижение напряжением в нетто-сечении предела текучести приведет к постепенному подрастанию трещины в условиях так называемой низкотемпературной ползучести.

 

Следует отметить, что при анализе экспериментальных данных в работе [3] для труб из аналогичной стали было принято напряжение разрыва [формула]. Однако эти данные относятся к результатам гидравлического разрушения труб на стенде. При этом время развития трещины оказывается на несколько порядков меньше, чем при эксплуатационном разрушении. В работе [4] показано, что изменение времени гидравлического нагружения от 1 до 100 ч приводит к уменьшению напряжения разрыва на 10%. Таким образом, естественно ожидать, что в условиях эксплуатационного разрушения напряжения разрыва будут ниже, чем при гидравлических испытаниях и ориентировочно равны минимальному пределу текучести [формула]. Однако при анализе гидравлических испытаний труб с коррозионными трещинами принято напряжение разрыва, как и в работе [3], равное [формула].

 

При анализе предельного состояния труб с дефектами используется понятие коэффициента формы дефекта т, который реально изменяется от 1 до 0, 5, причем верхнее значение соответствует постоянной глубине трещины ограниченной длины, а нижнее - профилю трещины, близкому к треугольному с максимумом в центре. С помощью этого коэффициента поверхностная трещина с произвольной формой фронта приводится к трещине постоянной глубины. Анализ экспериментальных данных [1, 2] показывает, что развитие трещины происходит преимущественно в центральной части, в результате чего коэффициент формы дефекта понижается.

 

Из рис, 2 следует, что трещина углубляется в первую очередь в центральной части, где максимален коэффициент интенсивности напряжений. В результате форма ее фронта становится все более выпуклой. Таким образом, рост трещины в продольном направлении если и имеется, то является второстепенным фактором. Определяющим является взаимное расположение дефектов, которые, по-видимому, объединяются на ранней стадии эксплуатации. При оценке остаточного ресурса такие дефекты могут рассматриваться как объединившиеся с самого начала эксплуатации.

 

Интересно также отметить, что если глубина трещины в момент разрыва оказывается равной толщине стенки трубы, то это условие является критическим для определения известного требования "течь перед разрушением". Согласно формуле (3) значение т при h/t =1 равно 0, 556. Если в формулу (2) подставить he= 6, 2 мм, m = 0, 556 и h = f =16 мм, то из нее определяется критическое значение параметра Фолиаса, равное 2, 02. Для рассматриваемых труб этот параметр Фолиаса соответствует величине L равной 296 мм. Таким образом, при длине трещины меньше этой величины не следует ожидать разрыва трубы, если только утечка газа не будет сопровождаться пожаром и взрывом.

 

Часть труб с обнаруженными дефектами была вырезана из трубопровода, а затем подвергалась гидроиспытаниям. На рис. 3 показано изменение отношения расчетного к экспериментальному давлению разрушения n в зависимости от глубины трещины h. Расчетное давление разрушения определялось по формуле

 

 

В данном случае учтено указанное выше повышение разрушающего напряжения при гидроиспытаниях по сравнению с эксплуатационными разрушениями.

 

Статистическая обработка результатов расчета показала, что среднее значение n оказалось равным 0, 9992, а среднеквадратическое отклонение - равным 0, 0872. Эти данные свидетельствуют о достаточно хорошем совпадении и о возможности использования в расчетах предложенной аппроксимации параметра m и принятых значений разрушающего напряжения.

 

Проведенный анализ систематических экспериментальных данных [1, 2] позволяет сделать следующие выводы о специфике разрушения газопроводов при наружной коррозии, которые могут быть использованы при их техническом диагностировании:

 

В начальный период эксплуатации происходит рост и объединение исходных дефектов. Процесс объединения трещин (увеличение длины) относительно быстро прекращается. При оценке остаточного ресурса можно рассматривать в качестве исходных поверхностные трещины постоянной глубины. Длины этих трещин являются случайными величинами, причем они остаются неизменными при эксплуатации. По мере "выжигания" (разрушения при эксплуатации) наиболее протяженных трещин вероятность разрывов уменьшается. Однако вероятность возникновения утечек должна со временем существенно возрастать.

 

Увеличение глубины трещины является линейной функцией времени. Максимальная скорость углубления наружных коррозионных трещин в рассмотренном случае составляет около 1, 1 мм/год.

 

По мере углубления трещины ее фронт становится выпуклым и определяющая разрушение эффективная глубина оказывается ниже максимального значения в центре трещины. В качестве аппроксимации коэффициента формы трещины при разрушении можно, при отсутствии дополнительных данных, использовать выражение (3).

 

При расчете эксплуатационных разрывов целесообразно использовать методику [3], где следует полагать в качестве напряжения разрушения в нетто-сечении величину минимального предела текучести. Следует отметить, что поскольку напряжение разрушения при гидроиспытаниях превышает напряжение разрушения при эксплуатации, то это обстоятельство необходимо учитывать при определении значения испытательного давления.

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:27 ХОРОШО, НО МАЛО. ПОСТАВКИ ГАЗА НА ВНУТРЕННИЙ РЫНОК ОСТАЮТСЯ УБЫТОЧНЫМИ.

С 1 июля тарифы на природный газ в России по решению правительства увеличились на 15 процентов. Это уже второе повышение цены на "голубое топливо" в текущем году. Первое состоялось в феврале (20 процентов). Таким образом, в среднем за год стоимость газа возросла на 24, 7 процента.

 

Несмотря на июльское повышение, внутренняя цена не позволяет "Газпрому" компенсировать даже текущие издержки по добыче, хранению, транспортировке и реализации газа. Его среднегодовая стоимость в целом по России, без учета акциза, - всего 454 руб. за 1 тыс. кубометров, а себестоимость превышает 500 руб. Поэтому при продаже газа российским потребителям "Газпром" по-прежнему терпит убытки. По предварительным подсчетам, в 2002 году они составят около 13 млрд руб.

 

Вместе с тем реализация газа в России должна не только окупать его производство, но и обеспечивать развитие отрасли, в том числе ее ресурсной базы. "Если у "Газпрома" не будет хватать средств, то через несколько лет наши основные фонды придут в упадок. Это может привести к тому, что в будущем мы не только не обеспечим страну газом, но и окажемся перед угрозой серьезных технологических катастроф", - подчеркнул заместитель председателя правления компании Александр Рязанов в выступлении на февральских парламентских слушаниях, посвященных концепции развития рынка газа в России.

 

С октября 1996 года и практически до настоящего времени государство искусственно сдерживало цены на газ. Причем с 1996 по 1999 год они вообще были заморожены. Это не только привело к обесцениванию газа по отношению к промышленной продукции, в том числе потребляемой газовой отраслью, но и резко исказило топливно-энергетический баланс страны. Так, в настоящее время газ, в расчете на 1 тонну условного топлива, стоит в полтора раза дешевле угля и в три-четыре раза - мазута. (Например, в США газ стоит на 60 процентов дороже угля и имеет одинаковую цену с мазутом.) Поэтому российские компании, работающие на угле и мазуте, не стремятся совершенствовать технологии их использования, а всеми силами добиваются перехода на газ. Это приводит к неоправданно завышенному и неэффективному потреблению "голубого топлива", зачастую сжигаемого в парогазовых установках, вырабатывающих тепло, в то время как газ является ценнейшим химическим сырьем.

 

Дешевизна газа породила и ряд других проблем, выходящих за рамки финансово-экономического положения "Газпрома". В России газовый сектор уже длительное время играет роль мощного финансового донора практически всех сфер экономики страны, в том числе высокодоходных потребителей, поставляющих свою продукцию на экспорт. Это, в частности, компании, производящие металл, минеральные удобрения, целлюлозу. Низкая цена на газ позволяет им искусственно снижать себестоимость своей продукции и поставлять ее за границу по демпинговым ценам. Таким образом, на западных рынках опосредованно идет торговля дешевым российским газом, что наносит значительный ущерб России.

 

Продажа газа за бесценок также привела к тому, что у потребителей полностью утрачены стимулы к его сбережению.

 

Искусственно заниженная цена "голубого топлива" создала проблемы и для развития независимых компаний, которые производят газ. Сегодня они владеют 30 процентами лицензий на разработку месторождений, однако добывают только 10 процентов от совокупного объема добычи газа в России.Дело в том, что многие независимые производители не вкладывают деньги в освоение месторождений, так как окупаемость этих проектов превышает' сроки их разработки. Несмотря на то, что эти компании имеют право продавать свой газ по рыночным ценам, они не могут им воспользоваться. Потребители предпочитают покупать у них газ по ценам, установленным для "Газпрома" или незначительно их превышающим.

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:27 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПЛАТФОРМ ДЛЯ ШЕЛЬФА АРКТИЧЕСКИХ МОРЕЙ.

Нефть и природный газ нередко называют кровью экономики. В этом смысле Россия не только "полнокровное" государство, способное полностью удовлетворять свои потребности в данных энергоресурсах, но и "донор" международной экономики, снабжающий большинство стран Европы. Эта особенность российской экономики, складывавшаяся в течение многих лет, в последние годы получает новое перспективное направление, связанное с добычей углеводородного сырья на континентальном шельфе России, уникальных сырьевых запасов которого потенциально может хватить на многие десятки лет.

 

Вместе с тем российский шельф имеет, с позиций разработки углеводородного сырья, свои особенности [1-3]. В первую очередь необходимо отметить расположение нефтегазоносных районов на шельфе замерзающих морей с тяжелой ледовой обстановкой. Это обусловливает технические сложности при создании сооружений для морской добычи нефти и газа.

 

Одним из основных направлений конверсии предприятий военно-промышленного комплекса (ВПК), особенно судостроительной отрасли, являются прикладные научные исследования, проектирование и строительство технических средств для освоения шельфа и, в первую очередь, морских ледостойких платформ для добычи нефти и газа на континентальном шельфе. В конце 80-х - начале 90-х гг. были развернуты работы по проектированию морских ледостойких стационарных платформ (МЛСП) для Приразломного и Штокмановского месторождений. Примерно в это же время ряд предприятий судостроительной отрасли (ПО "Севмашпредприятие", ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, ЦКБ МТ "Рубин", ЦНИИ КМ "Прометей", СПМБМ "Малахит" и др.) и топливно-энергетического комплекса в целях обеспечения конверсии предприятий ВПК и освоения шельфа арктических морей стали учредителями ЗАО "Росшельф". В 1993 г. Росшельф получил лицензии на право разведки и освоения Приразломного нефтяного и Штокмановского газоконденсатного месторождений.

 

МЛСП "ПРИРАЗЛОМНАЯ"

 

Проектирование и строительство МЛСП "Приразломная" ведется по заказу ЗАО "Росшельф". Месторождение Приразломное расположено в юго-восточной части Баренцева моря и Печорском море. Балансовые запасы нефти более 200 млн т. Планируемая суточная добыча более 20 тыс. т/суг. Глубина моря около 19-20 м. Верхний слой грунта - песок толщиной около 5 м. Ледовые условия здесь средней тяжести - ровный лед толщиной до 1, 7 м, торос с консолидированным слоем толщиной до 3, 5 м.

 

Волновой режим характеризуется спектром ТМА с высотой волны 1 % обеспеченности 10 м (для шторма повторяемостью 1 раз в 100 лет). Минимальная температура воздуха до -46 С.

 

Для этих условий был рассмотрен ряд конструкций платформ [4]:

 

со свайным креплением к грунту;

 

насыпной "искусственный" остров;

 

гравитационного типа с железобетонным опорным основанием;

 

стальная гравитационная и др.

 

Конструкция платформы со свайным креплением к грунту была признана неперспективной для данного месторождения в связи с невозможностью создания оптимального свайного основания для платформы, сооружения на платформе нефтехранилища необходимого объема, транспортировки платформы на месторождение в полной заводской готовности (с верхним строением). Для создания железобетонных платформ в России нет соответствующих производственных мощностей на побережье Баренцева и Белого морей и опыта строительства железобетонных сооружений такого типа. Кроме того, количество стали, необходимой для армирования железобетонной платформы, соизмеримо с количеством стали для создания стальной платформы.

 

Сооружение насыпного острова потребовало бы выборки огромного количества слабого грунта (на глубину до 15-20 м ниже поверхности дна моря) и доставки материалов для отсыпки острова с отдаленных карьеров. Возведение острова за один летний сезон практически невозможно, а в межсезонье ранее произведенная отсыпка была бы размыта, а также произошло бы перемешивание материала отсыпки со слабыми природными, окружающими платформу, грунтами. В результате сооружение было признано неработоспособным.

 

Окончательное решение было принято в пользу стальной гравитационной платформы, которая включает в себя хранилище объемом около 130 тыс. м куб., может быть построена на ГУП "ПО "Севмашпредприятие" и отбуксирована на место установки в максимальной готовности к эксплуатации. Последнее обстоятельство немаловажно в связи с большими трудностями организации производственных работ на месте установки платформы, удаленном от Северодвинска на 1200 км и от Нарьян-Мара на 250 км.

 

Принятый для разработки вариант платформы состоит из стального кессона (основания) сухой массой около 57 тыс. т, размером 126х126х24, 3 м, в котором размещены хранилища нефти, топливные цистерны, водяной и твердый балласт, насосные станции и другие объекты, а также верхнего строения, включающего модули: буровой, технологический, энергетический и жилой. Общая масса платформы в рабочем состоянии более 400 тыс. т. Нефть отгружается на танкеры ледового класса грузоподъемностью 60 тыс. т (производительность средств отгрузки 10 тыс. м куб./ч).

 

Выбор способа отгрузки нефти на танкер непосредственно с платформы явился предметом дискуссии и специальных проработок. В качестве альтернативного варианта рассматривалось создание морского терминала, размещенного на большей глубине, позволяющего отгружать нефть на танкеры водоизмещением до 90 тыс. т. Однако этот вариант отгрузки оказался технически трудноосуществимым и экономически нерентабельным. Ключевым обстоятельством в пользу использования платформы в качестве отгрузочного терминала явилась защищенность танкера, стоящего под загрузку в "ледовой тени" за платформой. Кроме того, наличие на платформе нефтехранилища позволяет использовать ее в перспективе в качестве терминала для отгрузки нефти с месторождений Тимано-Печорского района.

 

С 1994 по 1996 г. ЦКБ МТ "Рубин" совместно с российскими соисполнителями по заказу ЗАО "Росшельф" выполняло технические проекты платформы на основе 100%-го использования российского оборудования и материалов. Проектирование осуществлялось в тесном сотрудничестве с ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова, ЦНИИ КМ "Прометей", СПМБМ "Малахит", НИЦ 26-го ЦНИИ МО, ВНИИГ им. акад. Б.Е. Веденеева, ААНИИ и рядом других предприятий и организаций России и стран СНГ. К сожалению, проекты платформы, разработанные российскими организациями, не были реализованы из-за отсутствия финансовых ресурсов. Привлечение западных финансовых партнеров повлекло за собой привлечение к работам западных проектировщиков, что, в свою очередь, привело к задержке сроков строительства, пересмотру ряда принципиальных технических решений.

 

Начиная с 1996 г. ЦКБ МТ "Рубин" ведет разработку FEED (эскизный проект с элементами технического проектирования) и Detail engineering design (технический проект, включающий выпуск основных рабочих чертежей) платформы совместно с американской компанией Halliburton. Следует отметить, что работы по проекту МЛСП "Приразломная" охватывают платформу в целом. Это обстоятельство представляется особенно важным, потому что наибольшие инженерные проблемы проекта связаны с созданием именно верхнего строения платформы. В результате проектных работ был принят вариант платформы с опорной частью в виде стального гравитационного кессона с верхним строением, выполненным из четырех супермодулей. Масса верхнего строения составит около 35 тыс. т, общая масса платформы - более 400 тыс. т.

 

С октября 1998 г. проект МЛСП "Приразломная" перешел в следующую стадию - детального технического проектирования, включающего разработку цеховых чертежей кессона, строительство которого ведется ПО "Севмашпредприятие". Целый ряд вопросов, возникающих в процессе разработки проекта, не имеет простого и однозначного решения. Это связано с объективными и субъективными причинами и, прежде всего, - с уникальностью проекта. Первая причина заключается в том, что в мире нет достаточно близкого аналога МЛСП "Приразломная" - платформы для добычи и хранения нефти в ледовых условиях. Вторая важная причина - это слабая нормативная база для проектирования. Третья причина - разные инженерные школы российских и западных специалистов, т. е. различная подготовка инженеров, неодинаковый опыт, разная организация труда. Вместе с тем опыт совместной работы показывает, что тесное повседневное сотрудничество специалистов позволяет находить взаимоприемлемые технические решения, компромиссы, удовлетворяющие не только разным инженерным подходам, но и разным кодам, стандартам, требованиям надзорных органов.

 

Разработка проектов такого масштаба невозможна без использования современных программных продуктов и высокопроизводительной вычислительной техники. Весь инженерный персонал (как российский, так и западный) владеет современными программами по всем ключевым дисциплинам. Российские предприятия органично влились в совместный инженерный "организм" и работали на всех уровнях иерархической схемы проекта.

 

МЛСП "ШТОКМАНОВСКАЯ"

 

Штокмановское газоконденсатное месторождение относится к уникальным: извлекаемые запасы составляют более 3 трлн м куб. газа и 25 млн т конденсата. В 1994 г. было разработано технико-экономическое обоснование обустройства месторождения. Природные условия, которыми характеризуется этот район, ставят перед разработчиками платформ чрезвычайно сложные технические задачи. Платформ для таких природных условий еще не создавалось. ЦКБ МТ "Рубин" были рассмотрены различные варианты конструкции платформ [5-7]:

 

форменной типа "Джекет" со свайным креплением к грунту;

 

мачтового типа с наклонными подкосами;

 

TLP;

 

Spar;

 

BUOY.

 

Реализация столь крупномасштабного проекта требует миллиардов долларов инвестиций, поэтому после завершения ТЭО работы в этой области интенсивно не проводились. ОАО "Газпром" и ЗАО "Росшельф" сосредоточились на поиске возможных иностранных партнеров. Такими партнерами стали Conoco, Norsk Hydro, Neste и Total, совместно с которыми была проведена работа по оптимизации ТЭО. В свою очередь, ЦКБ МТ "Рубин" по заданию ОАО "Газпром" разработало в 1999 г. технические предложения двух типов платформ - TLP и Spar.

 

В ходе разработки технических предложений была подробно изучена платформа типа TLP, продолжен поиск оптимальной конфигурации опорной части и определено влияние различных характеристик на эксплуатационные параметры. Основной задачей при разработке конструкции типа Spar, созданной для глубоководных районов незамерзающих морей, стал поиск технических решений, обеспечивающих ледостойкость сооружений такого типа, с учетом возможности ее строительства на Севмашпредприятии. Особое внимание уделялось уточнению ледовых условий и определению ледовых нагрузок. Учитывая, что подобных сооружений в мировой практике не создавалось и нормативной базы по их проектированию практически нет, к работам были привлечены практически все ведущие российские специалисты в этой области. Исследования показали принципиальную возможность создания платформ таких типов для Штокмановского месторождения, и для заказчика подготовлены соответствующие технические предложения. В тоже время результаты этих работ выявили возможные пути улучшения конструкции платформ, которые требуют дополнительных исследований, в том числе модельных испытаний в ледовом и волновом бассейнах.

 

Подытоживая 10-летнюю историю ЗАО "Росшельф", можно констатировать, что в условиях нестабильности политической и финансово-экономической обстановки, в России удалось достичь осязаемых результатов в создании технических средств освоения углеводородных месторождений на арктическом шельфе - строится первая отечественная платформа для месторождения Приразломное. Конечно, все участники проекта надеялись на более динамичное его продвижение. Однако финансово-экономические и политические проблемы не позволили реализовать первоначальные планы.

 

***

 

В конце 80-х - начале 90-х гг. были развернуты работы по проектированию морских ледостойких стационарных платформ (МЛСП) для Приразломного и Штокмановского месторождений. В 1993 г. Росшельф получил лицензии на право разведки и освоения Приразломного нефтяного и Штокмановского газоконденсатного месторождений.

 

Подытоживая 10-летнюю историю ЗАО "Росшельф". можно констатировать, что в условиях нестабильности политической и финансово-экономической обстановки, в России удалось достичь осязаемых результатов в создании технических средств освоения углеводородных месторождений на арктическом шельфе - строится первая отечественная платформа для месторождения Приразломное.

 

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:28 ВОЗДЕЙСТВИЕ ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ РАБОТ НА ЭКОСИСТЕМУ ОБСКОЙ ГУБЫ.

Все виды техногенных воздействий на параметры окружающей среды при безаварийном бурении и испытании поисковых скважин на Каменномыссном участне в Обской губе оказались локальными (в пределах прилегающей к СПБУ площади) и незначительными. Этому способствовали передовые технологии бурения и испытания скважин, а также сжатые сроки работ.

 

Устьевая область р. Оби представляет собой сложный природный комплекс, охватывающий Обскую губу с дельтами рек Обь и Надым, а также Тазовскую губу с дельтами рек Пур и Таз. Общая площадь акватории устьевых областей Обской и Тазовской губ-51 800 км кв., а суммарная площадь водосбора -2 946 000 км кв. Среднегодовой суммарный сток в Обско-Тазовский бассейн составляет 530 км куб., варьируя в отдельные годы от 410 до 713 км куб.

 

Обская губа простирается с севера на юг более чем на 800 км. Наибольшая ширина губы между м. Шайтанский и о. Шокальского достигает 95 км, наименьшая между мысами Каменный и Парусный - 35 км. Губа характеризуется глубинами 8-12м, с тенденцией их уменьшения с севера на юг.

 

Особенностью Обского бассейна является наличие уникального по численности и разнообразию фонда сиговых рыб. Омуль, муксун, чир, сигпыжьян, пелядь, ряпушка, тугун составляют более 50 % вылова в РФ, или около 1/3 мировой добычи. Также важное промысловое значение имеют сибирский осетр, нельма, корюшка, щука, язь, ерш, налим, плотва сибирская, елец сибирский и окунь.

 

В настоящее время ОАО "Газпром" получена лицензия на проведение поисково-оценочных работ на Каменномысском участке в Обской губе (рис. 1). Их цель - поиск залежей углеводородов в сеноманском комплексе на Каменномысской и Северо-Каменномысской площадях. В летне-осенний период 2000 г. на этих площадях ООО "Газфлот" с СПБУ "Мурманская" проведено успешное бурение первых двух скважин.

 

Обская губа служит единственным и основным местом совместного обитания всех ценных представителей ихтиофауны Обь-Иртышского бассейна, обеспечивает их выживание в заморный период, а также формирование новых генераций рыб. Это позволяет отнести Обскую губу к уникальной водной системе, требующей самого пристального внимания к охране ее экологического состояния.

 

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) поисково-оценочных работ на Каменномысском участке в Обской губе выполнялась Эколого-аналитическим центром газовой промышленности (ЭАЦ ГП), СибрыбНИИпроектом и ООО "Арктикэкошельф".

 

К подготовке отдельных разделов ОВОС привлекались специалисты ГУП "Арктикморнефтегазразведка" ( АМНГР), Мурманского морского биологического института Кольского научного центра РАН (ММБИ КНЦ РАН), Зоологического института РАН (ЗИН РАН), ТюменНИИгипрогаза.

 

Подготовке ОВОС предшествовала разработка Декларации по экологическому обоснованию поисково-оценочных работ в Обской губе. Этот документ был представлен на широкое обсуждение в окружные (администрация ЯНАО, г. Салехард) и районные органы власти (администрации Надымского ( г. Надым) и Ямальского района (п. Яр-Сале)), а также общественности.

 

СибрыбНИИпроектом было выполнено ихтиологическое картирование лицензированного участка Обской губы и определены ОБУВ предполагаемого к использованию бурового раствора. Были также разработаны проекты ПДВ, ПДС, образования и лимитов размещения отходов и водопользования. Материалы по экологическому обоснованию поисково-оценочных работ на Каменномысском участке в Обской губе получили положительное заключение государственной экологической экспертизы.

 

При бурении скважин осуществлялись экологический мониторинг и производственный экологический контроль воздействия на окружающую среду.

 

Для бурения скважин в Обской губе был выбран наиболее безопасный в экологическом отношении летне-осенний период.

 

В зимний период наибольшие ихтиомассы на Каменномысском участке отмечаются по западному побережью на участке южнее Мыса Каменного - выше Яптик-сале, по восточному побережью - в районе м. Трехбугорный (рис. 2, а). Причем в данных районах наблюдаются максимальные концентрации рыб для всей Обской губы. С прорывом заморной зоны рыба мигрирует в южную часть Обской губы, и в районе бурения в летний период концентрация рыб составляет 10-50 кг/га (рис. 2, б).

 

Основные места летнего нагула в системе Оби - протоки дельты, пойменные водоемы в районе Большой и Малой Оби, пойменные водоемы ряда притоков нижнего течения Оби - Полуя, Войкара,

 

Сыни, Северной Сосьвы и некоторых других. Зайдя в реку, рыба поднимается вверх и распределяется на откорм по сорам, соровым и речным протокам. Губа и русло самой Оби играют незначительную роль в качестве места нагула и используются рыбой как миграционный путь, связывающий нагульные водоемы.

 

Основные виды воздействия на окружающую среду при обустройстве и эксплуатации месторождений на континентальном шельфе можно классифицировать следующим образом:

 

прямое воздействие физических полей (термическое, акустическое, электромагнитное, радиационное и т. д.);

 

воздействие через изменение физических качеств среды обитания - увеличение мутности вод, изменение гранулометрического состава и структуры донных осадков, привнесение посторонних предметов, создание искусственных субстратов (таковыми могут служить элементы конструкций платформ, подводного оборудования скважин и др.), изменение характера водообмена и гидродинамических условий и т. д.;

 

непосредственное химическое воздействие или вообще посторонними веществами, или содержащимися в необычных для окружающей среды концентрациях; подобные вещества есть как в самом углеводородном сырье, так и в технологических жидкостях и растворах (буровые и тампонажные растворы и т. д.), в ГСМ, используемых в энергетических установках буровых платформ, судов, в бытовых и промышленных стоках и т. д.;

 

воздействие через изменение природных химических параметров среды (рН, содержания кислорода в воде, солевого состава вод и т. д.);

 

беспокоящее влияние на морскую фауну буровых платформ и судов обеспечения (шумы "разведки" полезных ископаемых);

 

возможное браконьерство.

 

Кроме, того, изменение качества среды нарушает взаимосвязи и динамические процессы в экологических системах. Необходимо учитывать возможность синергического действия на организмы, их группировки и экосистемы одновременно нескольких негативных факторов.

 

Нужно анализировать и обратное влияние биоты на жизнестойкость и долговечность конструкций, условия работы подводного оборудования и т. д.

 

В сравнении со стационарными морскими комплексами по промышленной добыче углеводородов на шельфе, действующими длительное время, поисково-оценочное бурение с СПБУ представляет меньшую экологическую опасность для окружающей среды. Однако и в этом случае организация технологических процессов не исключает возможности ухудшения качества морской и прибрежной среды вследствие прямого или опосредованного воздействия на них физических, химических и других факторов.

 

Основные физические воздействия на окружающую среду при бурении скважин с СПБУ таковы:

 

акустические шумы в широком диапазоне спектра, распространяющиеся в воздушной и водной среде;

 

тепловое воздействие в результате выброса в атмосферу выхлопных газов энергетических установок, продуктов сжигания углеводородной продукции скважины в факеле или при авариях, приводящих к выбросу в море в виде подводных грифонов или открытых фонтанов термальных пластовых вод или минерального сырья;

 

замутнение воды и переотложение грунта на первом этапе бурения под направление на морской воде;

 

электромагнитные поля;

 

забор воды для технических нужд;

 

сброс в море нерастворимых материалов (твердые отходы бурения, мусор и т. п.).

 

Основные химические воздействия на окружающую среду при бурении скважин с СПБУ таковы:

 

воздействие нефтяных углеводородов;

 

воздействие технологических жидкостей (буровых и других растворов);

 

выброс в атмосферу выхлопных газов энергетических установок, продуктов сжигания углеводородной продукции скважины в факеле;

 

сброс в море сточных вод (хозбытовых-фекальных).

 

Акустические поля работающей СПБУ способны повлиять на рыб, птиц и морских млекопитающих.

 

Для оценки параметров возможных уровней акустического излучения, создаваемого работающей СПБУ в Обской губе, были построены модели звукового канала, источника шумоизлучения и была рассчитана энергия звукового поля. Расчеты показали, что СПБУ излучает на один-два порядка слабее батареи пневмопушек (средний уровень амплитуды звукового давления импульсного сигнала на расстоянии 1 м от источника - 200 дБ относительно 1 мкПа/Гц), а само излучение хотя и лежит в пределах частот коммуникационного звукового диапазона морских животных, в силу дискретности не может нести "псевдосигнальной" информации или оказывать на них существенное негативное влияние. Уровень шумового воздействия снижается до фоновых величин на расстоянии 10 км от буровой установки, однако воспринимается животными лишь в радиусе около 1 км. При этом значительного снижения концентрации рыбы в районе СПБУ не наблюдалось.

 

В целом воздействие на биоту акустических полей работающей в Обской губе СПБУ имело локальный и кратковременный характер и проявилось в их уходе от источника звука.

 

Источниками загрязнения атмосферы при бурении скважин с СПБУ служат дизель-генераторы, котельная, факельная линия, сварочный пост, склад дизельного топлива, склад сыпучих химреагентов, а также выбросы газов из пластов. При безаварийной работе СПБУ атмосфера существенно не загрязняется, а влияние на атмосферный воздух и биоту тепла и выбросов локально и в условиях Арктики несущественно.

 

Дно Обской губы состоит из грунтов с низкими прочностными свойствами. При бурении под направление на морской воде (первый этап строительства скважины) происходило замутнение воды из-за повышения содержания мелкозернистых взвесей и переотложение выбуренного грунта под воздействием придонных течений.

 

Выполненные расчеты и экологический мониторинг показали, что толщина переотложенных осадков была сколько-нибудь значимой лишь для фракций мелкого песка и более крупнозернистых осадков. Благодаря разносу течениями они засыпали примерно 3000 м кв. дна слоем более 0, 3 мм. В целом погребение под слоем осадков 0, 3 мм не опасно для взрослых форм донных животных. Однако увеличение мощности переотложенного слоя до 1 мм уже пагубно для мелких представителей бентоса. Площадь дна, покрытая таким слоем выбуренных осадков, превысила 800 м кв., однако суммарная биомасса обитающего на ней зообентоса составила всего лишь 3, 2 кг. Единоразовая гибель такого количества животных представляется несущественной и сопоставимой с суточным рационом двух-трех десятков особей обитающих в этом районе бентосоядных рыб.

 

Фоновые значения концентрации взвесей в открытой части Обской губы колеблются в пределах 3-5 мг/л, в прибрежных зонах - 5-10 мг/л.

 

При проектных скоростях выбуривания осадков на поверхность (около 15, 58 м куб./ч), даже при низких скоростях течения (менее 5 см/с), значения концентрации взвесей уже на расстоянии около 150 м от точки бурения были близки к фоновым. Зона повышенных, опасных для морской биоты концентраций (от нескольких граммов до нескольких десятков миллиграммов в литре воды) была ограничена 30-50 м от буровой колонны.

 

При работах в Обской губе летом 2000 г. встала новая, ранее детально не исследованная при бурении в условиях арктического континентального шельфа проблема устойчивости верхнего слоя грунта в районе СПБУ.

 

Малая глубина места приводит к уменьшению зазора между гребными винтами транспортно-буксирных и обеспечивающих судов и дном, усиливает влияние струи от винтов на дно и, как результат, вызывает гидродинамический размыв грунта при маневрировании в районе СПБУ.

 

Исследования, выполненные при бурении в Обской губе, показали, что максимальный наблюдаемый радиус пятна взвеси, образующегося на поверхности моря, составляет от 50 до 200 м, а время его существования после возмущающих воздействий не превышает 20-30 мин в зависимости от конкретных гидродинамических условий.

 

Скорость гидроразмыва морского дна винтами судна зависит от его водоизмещения, осадки, коэффициента упора и частоты вращения гребного винта. При бурении в районе СПБУ постоянно находилось аварийно-спасательное судно "ФОБОС" дедвейтом около 4 тыс. т. По оценкам ГНЦ РФ ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова и экспериментальным данным, на начальном этапе движения судна (около 10 мин), при диаметре винта около 1 м и частоте его вращения 2 с (-1), создающего у дна течение со скоростью 2, 4 м/с, максимальный объем переотложенного грунта составляет около 1, 5 м куб. При этом концентрация взвеси в воде повышается примерно на 0, 5 мг/л, а зона повышенных, опасных для морской биоты концентраций (от нескольких граммов до нескольких десятков миллиграммов в литре воды) ограничена несколькими метрами. Толщина переотложенных осадков сколько-нибудь значима (более 1-2 мм, пагубна для бентоса) только на площади 300-450 м кв., т. е. в радиусе 10-20 м.

 

В шлейфе вод повышенной мутности увеличивается биохимическое потребление и снижается содержание растворенного кислорода, частично поражается зоопланктон. Тем не менее данные экологического мониторинга показали, что воздействие, связанное с замутнением воды и переотложением выбуренного грунта, оказалось экологически несущественным.

 

Для очистки и обеззараживания хозяйственно-бытовых и сточных вод на СПБУ "Мурманская" использовалась установка с электрохимическим способом обработки ЭОС-15. В результате очистки сточные воды имели реакцию рН = 6, 5 (нейтральная среда), содержали растворенного кислорода не менее 5 мг/л, в сбрасываемых водах отсутствовали плавающие примеси.

 

Наибольшую экологическую опасность для морской среды представляет химическое загрязнение.

 

При разведке и разработке углеводородных месторождений на арктическом шельфе ООО "Газфлот" использует только буровые растворы на водной основе.

 

В рамках подготовки к поисково-оценочным работам на Каменномысском участке выполнены работы по установлению рыбохозяйственного норматива (ОБУВ) применявшегося гликоль-полимерного ингибирующего бурового раствора (ГПИБР). В качестве тест-объектов при установлении ОБУВ использовались представители биоты Обской губы. ОБУВ для ГПИБР был установлен как 0, 1 мг/дм куб. ЛПВ - санитарно-токсикологический. Класс опасности - III. Таким образом было доказано, что компоненты используемого бурового раствора не окажут на биоту Обской губы существенного негативного влияния даже при возникновении аварийных ситуаций.

 

Отметим, что современная правовая охрана вод и нормативная регламентация процессов бурения нефтяных и газовых скважин запрещают сброс в водную среду отходов бурения и испытания скважин. Если сброс в море очищенных и обезвреженных буровых сточных вод еще допустим, то буровой шлам обязательно должен вывозиться на специально оборудованные береговые шламохранилища в герметичных контейнерах, а отработанный буровой раствор - в герметичных емкостях.

 

Весь шлам из района бурения был транспортирован судами в Мурманск и утилизирован.

 

Появление в водах Каменномысского участка Обской губы опасных для морской биоты концентраций химических реагентов различной природы при бурении было практически исключено. Воздействие этого фактора на экосистемы в результате экологического мониторинга не обнаружено.

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:28 ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПХГ.

Размещение эксплуатационных скважин на площади газоносности является важиой задачей технологического проектирования разработки газовых месторождений и эксплуатации ПХГ. Предложен метод оптимизации размещения эксплуатационных скважин с использованием двухмерной модели однофазиой фильтрации газа (газовый режим), для которого разработаны соответствующие алгоритмы и программы для ЭВМ.

 

Как составную часть указанной задачи следует рассматривать очередность разбуривания площади газоносности. Данная проблема имеет место в первую очередь при проектировании разработки месторождения. При проектировании циклической эксплуатации ПХГ считается, что к началу отбора все скважины уже пробурены (их число и соответственно размещение определяются обычно для наиболее напряженного момента времени). Однако и в данном случае можно рассматривать задачу оптимизации ввода скважин, понимая под этим очередность подключения существующих скважин для отбора.

 

Известны три подхода к определению очередности ввода и размещения скважин при проектировании разработки газового месторождения. Эти подходы различаются в зависимости от используемой модели пластовой части. Если используется простейшая балансовая модель с единым давлением в зоне расположения скважин, то в зависимости от заданного графика отбора газа определяют момент ввода скважин по годам. Размещают вводимые скважины, как правило, на основании дополнительных соображений: по равномерной сетке (в наиболее простом случае) или с концентрацией на отдельных участках (например, в виде кустов с целью экономии земельных угодий [1]). Второй подход характерен для более сложных моделей, в которых газонасыщенный объем поделен на отдельные зоны (обычно различной проницаемости). В этом случае оптимизируется ввод скважин по зонам [2], принцип размещения скважин внутри каждой зоны тот же, что и в первом случае для одной зоны. В настоящее время упомянутые модели пластовой части считаются устаревшими (не всегда заслуженно), а широко используются двух-, трехмерные модели, состоящие из большого числа элементов. Третий подход в определении очередности ввода скважин, базирующийся на использовании таких моделей, как правило, заключается в ручной их расстановке, что обусловливает необходимость перебора большого числа вариантов для поиска экономически целесообразного, обеспечивающего заданный график отбора газа. Применение такого подхода, в частности, продемонстрировано в работе [3], где с использованием двухмерной площадной модели однофазной фильтрации газа анализируются варианты размещения скважин и очередности их подключения для обеспечения заданного графика отбора газа из ПХГ.

 

Единственное упоминание об алгоритме, позволяющем автоматизировать процесс ввода и размещения скважин с элементами оптимизации для детальных моделей, встречено в работе [4]. Данный алгоритм базируется на системе приоритетов скважин и процедуре их упорядоченного перебора. При этом очередность ввода скважин во многом определяется системой заранее заданных приоритетов, поскольку последние, в частности, привязываются к очередности ввода новых УКПГ. Однако в пределах одного приоритета скважины вводятся в порядке убывания потенциального дебита. Этим обеспечивается первоочередной ввод в разработку зон с более высокой продуктивностью и минимизация числа скважин.

 

Предложим близкий к упомянутому [4] алгоритм, главное отличие которого состоит в том, что оптимизационная задача решается без дополнительных ограничений в виде приоритетов скважин. Рациональное размещение и порядок ввода скважин осуществляются после определения технологически оптимального варианта их размещения.

 

Задача оптимизации размещения и порядка ввода скважин была решена на основе двухмерной площадной модели (с числом элементов IxJ) однофазной фильтрации газа (т. е. для газового режима). В качестве входных (известных) параметров приняты: общие и распределенные по элементам модели параметры пластовой системы; распределенные по элементам модели параметры скважины, включая затраты на ее сооружение Ki, j (i = 1, ..., /; j = 1, ..., J); график отбора газа. Кроме того, для каждого элемента модели задано ограничение числа скважин и приоритет их ввода (в данном случае приоритет служит лишь для снятия неоднозначности, если критерий, по которому вводятся скважины, случайным образом окажется одинаковым для двух или более потенциальных мест размещения). Условием решения задачи считалось сведение к минимуму общих затрат на сооружение скважин. Задача была решена с тем допущением, что подобная минимизация достигается при последовательном сведении к минимуму затрат на каждом расчетном интервале, на которые делится весь период разработки (отбора).

 

Суть алгоритма оптимизации ввода и размещения скважин заключается в следующем: каждый раз при необходимости ввода дополнительного числа скважин их расположение (элемент) определяется исходя из максимума отношения дебита скважины к ее стоимости, т. е.

 

[формула]

 

На основе предложенного алгоритма была разработана программа Butan-Gibrid, которая решает смешанную обратно-прямую задачу по отношению к скважинам. На каждом расчетном интервале она последовательно осуществляет следующие операции: находит распределение дополнительных скважин [формула] в действительных числах (с дробной частью); переходит к целочисленному распределению дополнительных скважин; пересчитывает технологические показатели (расходы и давления) с найденным распределением скважин. Для реализации программы потребовалась разработка дополнительных алгоритмов: перехода от дробных значений распределения дополнительных скважин к целочисленному и распределения общего отбора газа по скважинам, позволяющего по возможности сгладить неравномерность дренирования залежи.

 

Программа Butan-Gibrid была апробирована при оптимизации размещения скважин на одном из месторождений природного газа. На рис. 1, а показано размещение и порядок ввода скважин в эксплуатацию для одного из пластов месторождения, а на рис. 1, б - соответствующая депрессионная воронка. Как видим, в первые годы разработки (период ОПЭ) при высоком пластовом давлении новые скважины концентрируются в центре площади, что обусловлено близостью к УКПГ и соответственно экономией на протяженности шлейфов. В дальнейшем, по мере падения давления, вновь вводимые скважины начинают все более тяготеть к периферии площади, к участкам с повышенным давлением, что позволяет получать более высокие дебиты и выравнивать депрессионную воронку.

 

В то же время итоговое размещение скважин, полученное таким образом, вряд ли будет рациональным с точки зрения экономии отчуждаемой земли и протяженности внутрипромысловых коммуникаций. Поэтому подобный расчет по программе Butan-Gibrid следует рассматривать в качестве первого этапа предлагаемого метода. На этом этапе можно считать установленными общее число и характеристики скважин, необходимых для реализации заданного варианта разработки (графика отбора газа).

 

На втором этапе исследуют варианты более рационального (например, кустового) размещения скважин, сохраняя при этом их число и характеристики, найденные на первом этапе. Для оценки реализуемости подобных вариантов также используется программа Butan-Gibrid. В этом случае в качестве дополнительного ограничения запрещают размещать скважины во всех элементах модели, кроме тех, которые соответствуют выбранной схеме размещения. Опыт расчетов свидетельствует, что вариант рационального размещения скважин, не требующий, как правило, дополнительного их числа по сравнению с определенным на первом этапе, может быть найден достаточно быстро. На рис. 2, а представлено рациональное размещение скважин для одного из пластов месторождения с учетом кустового расположения, а на рис. 2, б - соответствующая депрессионная воронка. В целом, в каждом кусте размещается по пять-семь проектных скважин (к показанным на рис. 2, а добавляются скважины, вскрывающие другие пласты), кроме того, к ближайшему кусту подключаются существующие скважины.

 

Найденное по программе Butan-Gibrid на втором этапе рациональное кустовое размещение скважин может оказаться далеко не оптимальным по порядку ввода их в эксплуатацию. Например, скважины вводятся не кустами, как это принято в практике эксплуатационного бурения, а отдельными единицами в разных кустах, иногда отстоящих друг от друга на значительном расстоянии. Поэтому необходим третий этап оптимизации - рационализация очередности ввода скважин. Для проведения третьего этапа была разработана программа прямого счета Butan-Oglobi, которая в отличие от программы Butan-Gibrid позволяет рассчитывать показатели разработки для произвольным образом заданной очередности ввода скважин. В программе Butan-OgJob) использован тот же алгоритм распределения общего отбора газа по скважинам.

 

Расчеты, проведенные при проектировании разработки газового месторождения, указывают на возможность добиться рационализации очередности ввода скважин без увеличения их числа (см. рис. 2, а).

 

Очевидно, что изложенные в данной статье алгоритмы и метод оптимизации размещения и порядка ввода скважин могут быть использованы с минимальной адаптацией и для проектирования циклической эксплуатации ПХГ. В этом случае вместо периода разработки следует рассматривать сезон отбора газа, а под вводом скважин - подразумевать их подключение для отбора, что избавляет от необходимости проведения третьего этапа оптимизации (поскольку к началу сезона все скважины уже пробурены).

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:29 СИСТЕМАТИЗАЦИЯ АВАРИЙ МГ ПО ПРИЧИНЕ КРН.

Научная систематизация банна данных па аварийным отказам, произошедшим на магистральных газопроводах севергазпрома, позволяет сделать вывод о том, что трещины КРН зарождались либо при наличии исходных поверхностных дефектов сварочного, механического или коррозионного происхождення, либо при резком локальном отличии качества металла в очаге разрушения от металла основного объема трубы.

 

Магистральные газопроводы (МГ) отличаются от прочих сооружений прежде всего протяженностью и энергетическим потенциалом, т. е. в них наиболее сильно проявляются масштабные эффекты статического и энергетического характера. По объему упругой энергии, сосредоточенной в металле труб и сжатом газе, газопроводы не имеют себе равных. Но именно это обстоятельство делает их уязвимыми в отношении риска внезапных разрушений [1].

 

По статистике, в последние годы аварийность МГ по причине КРН сохраняется на высоком уровне. Например, в Севергазпроме в 2000 г. произошло восемь, а в 2001 г. - шесть аварийных отказов МГ по причине КРН, характеризующихся большими потерями газа, в результате чего были заменены сотни погонных метров труб.

 

В научно-техническом сопровождении проблемы на трубопроводах Севергазпрома реализован системный подход, осуществляемый согласно структурной схеме комплексных исследований (рис. 1 ). За 7 лет были исследованы и выданы заключения по 29 аварийным отказам.

 

Многочисленные аварии последних лет обозначили острую необходимость комплексного исследования связи КРН с условиями эксплуатации в коррозионных средах (состав и рН среды, температура, поляризационный потенциал) и различными металлургическими факторами (состав, структура, свойства, способы производства стали, чистота по неметаллическим включениям, способ термообработки).

 

При натурном обследовании мест аварий фиксируют следующие данные: глубину заложения газопровода, уровень грунтовых вод, параметры катодной защиты, тип и состояние изоляционного покрытия. Изучается строение излома, состояние наружной и внутренней поверхности труб, наличие дефектов на поверхностях и в сварных швах, определяется очаг разрушения. Отбирают пробы грунта с различных уровней заложения трубопровода и темплеты металла в объеме, зависящем от предварительной оценки причин отказа рабочей комиссией.

 

При анализе базы данных большинства аварий выделены общие признаки, сопутствующие КРН. Стресс-коррозия чаще всего наблюдается в заболоченных, глинистых и суглинистых грунтах, на участках с переменным увлажнением. Аварии в основном происходят у склонов холмов, в непосредственной близости к водным потокам, идущим вдоль газопровода или пересекающим его. КРН развивается в местах дефектов пленочного изоляционного покрытия, где имеется доступ грунтового электролита к телу трубы, а защитный эффект системы ЭХЗ недостаточен. Очаги разрушения располагаются в основном на нижней образующей трубы от 5 до 7 ч. Стресс-коррозия развивается с внешней поверхности трубопровода и представляет собой группы или колонии трещин вблизи очагов разрушений, ориентированных преимущественно вдоль оси трубы. КРН провоцируется локальной коррозией, трещины зарождаются со дна питтингов. Наибольшее количество коррозионных повреждений в виде каверн, раковин, трещин отмечено в зонах сварных швов, особенно на прямошовных трубах производства Харцызского трубного завода (ХТЗ). Основная линия разрушения в большинстве случаев проходит на расстоянии 200-800 мм от продольного сварного шва.

 

Материал для исследований включал в себя трубные стали трех поколений и трех способов производства (нормализация, термоулучшение, контролируемая прокатка), использованные при строительстве МГ в различные периоды времени [2]. К первому поколению (70-е гг.) относится нормализованная сталь 17Г1С, второе (70-75-е гг.) включает в себя термоулучшенные стали 14Г2САФ и 17Г2СФ, стали контролируемой прокатки, произведенные в 80-е гг., представляют третье поколение.

 

Сравнительные исследования показали, что химический состав сталей вдали от линии разрыва в основном соответствует сертификатным данным. Однако выявлено, что непосредственно в очагах разрушения имеет место химическая неоднородность: стали 17Г1С и 14Г2САФ загрязнены по сере (в 2-5 раз), стали контролируемой прокатки производства Франции и Италии загрязнены не только по сере (в 5 раз), но и по фосфору (в 9 раз), в стали 17Г1С выявлено повышенное содержание углерода.

 

Механические свойства разрушенных при авариях труб неоднозначны. Стали первого поколения сохранили свойства, соответствующие требованиям технических условий. Для термоулучшенных сталей второго поколения характеристики прочности значительно выше сертификатных, а пластичность снижена на 40-60 %. В сталях контролируемой прокатки свойства неравномерны - в стали производства Японии прочность и вязкость соответствуют норме, а пластичность и прочностные характеристики снижены.

 

Показатели твердости, измеренной в очагах разрушений, также различны для сталей трех поколений. Твердость нормализованной стали 17Г1С находится в пределах 160-190 НВ, что соответствует нормам. Твердость термоулучшенных сталей в очагах разрушений аномально повышена и достигает 415 НВ. В сталях контролируемой прокатки значения твердости нестабильны и изменяются от 160 до 250 НВ, что указывает на неравномерность структуры и свойств металла.

 

Металлографическими исследованиями была изучена микроструктура сталей. Выявлено, что в очагах разрушений структура всех сталей неравномерна. Для нормализованных сталей характерно наличие грубой крупнозернистой ферритной составляющей. В термоулучшенных сталях выявлены локальные участки с мелкодисперсной закалочной структурой типа сорбита и мартенсита. В сталях контролируемой прокатки присутствуют зоны с повышенным содержанием перлита и разупрочненные обезуглероженные зоны практически чистого феррита. В сталях производства Франции и Италии имеют место зоны нетипичной для сталей контролируемой прокатки структуры со сферическим зерном.

 

В сталях первого поколения выявлены дефекты в виде расслоений металла (рис. 2). В сталях второго поколения присутствуют несплошности, хрупкие внутренние трещины, обезуглероживание поверхностного слоя и межкристаллитная коррозия (МКК). Стали контролируемой прокатки являются наиболее склонными к КРН: они содержат дефекты, характерные как для нормализованных сталей (расслоения), так и для термоулучшенных ( несплошности, внутренние трещины, обезуглероживание, МКК).

 

Была изучена загрязненность сталей неметаллическими включениями, приведены фотографии всех видов неметаллических включений, встречающихся в аварийно разрушенных трубах. Основные неметаллические включения - это оксиды и оксисульфиды, сульфиды марганца, пластичные и хрупкоразрушившиеся силикаты, кремнезем и хрупкий оксид алюминия, карбонитриды ниобия и ванадия.

 

Наибольшая загрязненность неметаллическими включениями определена на сталях первого поколения (5-6 баллов), далее идут стали второго поколения (3-4 балла). В сталях контролируемой прокатки загрязненность соответствует 1-2 баллам. Выявлена связь неметаллических включений с растрескиванием для сталей первого и второго поколения. Наибольшее число трещин отмечено в местах скопления неметаллических включений, Зафиксировано зарождение и прохождение трещин по глобулярным неметаллическим включениям, а строчечные неметаллические включения являются зародышами расслоения металла.

 

В процессе работы были изучены стресс-коррозионные трещины - их устье, берега, вершины, характер развития, морфология. Выявлены два типа трещин, отвечающих признакам двух механизмов развития КРН (рис. 3). Широкие, коррозионно-растворенные трещины образовались по механизму активного анодного растворения. Узкие хрупкие трещины, берущие начало со дна питтингов, развились по механизму водородного охрупчивания.

 

Одна из основных задач проводимых работ - идентификация механизма КРН по наличию определяющих факторов. Известно, что существуют два возможных механизма развития КРН: путем активного анодного растворения металла в вершине трещины (при высоком рН) -классический механизм и путем локального охрупчивания водородом, абсорбированным металлом в вершине трещин (при почти нейтральном рН), - неклассический механизм.

 

Исследования металла труб из сталей разных поколений, разрушенных при авариях, и оценка состояния околотрубного пространства показали, что для региональной зоны прокладки МГ характерно смешение признаков двух типов КРН. Растрескиванию подвержены все группы трубных сталей, использованные для строительства газопроводов диаметром 1220, 1420 мм;

 

Выявлено, что КРН , не имеет прямой зависимости с коррозионной агрессивностью грунтов и наблюдается на трубах как при сильной, так и при слабой активности среды околотрубного пространства. Общим для всех регионов прокладки труб является нейтральный водородный показатель рН грунтового электролита, который находится в пределах 5-7, 5, что служит признаком развития КРН по второму неклассическому механизму.

 

При проведении химического анализа грунтов околотрубного пространства было определено наличие гидрокарбонатов в грунтовом электролите, что способствует протеканию КРН по механизму активного анодного растворения. В то же время повышенное содержание хлоридов О 100 мг/кг) и сульфатов (> 200 мг/кг) способствует язвенной коррозии на поверхности стали и развитию КРН по механизму водородного охрупчивания.

 

Следует отметить, что стресс-коррозионные дефекты располагаются не по всей длине газопроводов, а лишь в пределах локальных участков ограниченной протяженности. Во всех очагах разрушений имела место химическая и структурная неоднородность металла, повышенная загрязненность неметаллическими включениями, наблюдались метастабильные закалочные структуры, участки с аномально высокой твердостью, перлитные колонии и обезуглероживание, зоны перегрева в сварных швах.

 

Исследования показали, что стресс-коррозии подвергаются в первую очередь трубы, имеющие первоначальную предрасположенность, заложенную еще при производстве и монтаже. Сегодня не вызывает сомнений, что создание современного банка данных по КРН должно стать одной из приоритетных научно-технических задач ближайшего времени [1].

Картинка
Картинка
читать далее »
06.04.13 10:29 ОАО "ЗАРУБЕЖЭНЕРГОПРОЕКТ".

ОАО "ЗАРУБЕЖЭНЕРГОПРОЕКТ" - одна из ведущих частных проектных организаций в России, осуществляющая комплексное проектирование энергетических объектов для снабжения тепловой и электрической энергией промышленных предприятий или групп потребителей, включая коммунальные. В качестве энергоисточников могут быть использованы паросиловые, парогазовые, газотурбинные, дизельные или геотермальные установки.

 

КартинкаРаботы, выполняемые ОАО "Зарубежэнергопроект", охватывают широкий круг вопросов в области проектирования и включают инжиниринговые услуги и разработку документации на различных стадиях проектирования (обоснование инвестиций, ТЭО, документация для строительства, а также концептуальные проекты, тендерные документы и тендерные предложения) как новых, так и реконструируемых объектов.

 

ОАО "Зарубежэнергопроект" использует для проектирования электрических станций систему трехмерного моделирования - PDS (Plant Design System, Intergraph, USA). Обеспечение и контроль качества выпускаемой проектной документации осуществляются в соответствии с сертифицированной системой качества по ISO 9001.

 

 
Картинка
читать далее »
18.05.13 01:59 Газопереработка
Адсорбционный метод осушки

Поэтому при температуре ниже -7°С необходимо предусматривать змеевик, обеспечивающий подогрев гликоля до 0°С. Это снижает его вязкость и количество растворенных в нем углеводородов.

Осушка газа впрыском гликоля в теплообменную аппаратуру характеризуется большими потерями гликоля по сравнению с потерями при осушке в колонне. Основными причинами потерь наряду с растворением гликоля в углеводородах являются также вспенивание гликоля в присутствии конденсата и испарение его при регенерации. Растворимость гликоля в углеводородах зависит от состава жидких углеводородов, концентрации гликоля, температуры и других факторов. При содержании в конденсате тяжелых углеводородов парафинового ряда потери гликоля возрастают до 0,36 л/м3 тяжелых углеводородов, в то время как растворимость гликоля в легких парафиновых углеводородах составляет порядка 0,12 л/м3. Присутствие ароматических углеводородов еще больше увеличивает потери гликоля. С целью сокращения потерь гликоля в системе соотношение гликоля и тяжелых углеводородов поддерживают в пределах 0,25-0,4. Соотношение вообще недопустимо из-за образования стойких эмульсий.

Для сокращения потерь гликоля от испарения в процессе регенерации давление насыщенного гликоля снижают до 0,2- 0,25 МПа, при этом он отделяется от растворенных в нем углеводородов в выветривателе. При уменьшении количества углеводородов, поступающих вместе с гликолем в рибойлер, уменьшается объем паровой фазы и, следовательно, снижаются потери гликоля. Регенерация насыщенного гликоля осуществляется при температуре ПО-120 °С.

В случае необходимости осушки газа до низких точек росы (минус 40-минус 80 °С) используют твердые поглотители - активированную окись алюминия, силикагель, мобилбид, совабид и молекулярные сита (цеолиты).

читать далее »
 «[..][11][12][13][14][15][16][17][18][19][20][..]» 
« Список меток

 

  • Узнавать новости по rss

    Подписаться Подписаться на новости
  • Дополнительно о других моторных топливах

    Поиск


    Ключи

    Ваше мнение!

    Защита газопроводов откоррозии

    Какая защита от коррозии газопроводов эффективнее

    активная
    пассивная


    Результаты опроса

    Статистика

    fuel-gas.ru