Метка «газ»

06.04.13 02:53 КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН.

Рациональная разработка газовых и газоконденсатных месторождений, а также эксплуатация ПХГ невозможны без контроля за динамикой таких показателей, как движение флюидов в пласте и скважине, изменение пластовых давлений, фазовый состав флюидов и т.д. От своевременной, достоверной и достаточной информации, получаемой в процессе исследования действующих газовых скважин, во многом зависят надежность работы скважин и промысла, конечные газо- и конденсатоотдача, технико-экономическая эффективность эксплуатации месторождений. Все это требует проведения системного контроля разработки месторождений геофизическими методами, конечной целью которого является получение информации о текущем состоянии скважин, продуктивного пласта и залежи для выбора оптимальной стратегии эксплуатации этих объектов.

 

Организация системного контроля на современном уровне предполагает использование компьютеризированных технологий сбора и обработки информации с развитым метрологическим обеспечением, применение надежного и высокотехнологичного устьевого геофизического оборудования. В настоящее время, благодаря использованию новейших достижений в области геофизического приборостроения и геомоделирования, геофизическая служба газовой отрасли оснащена современными техническими средствами для исследования скважин действующего фонда.

 

Ведущим предприятием геофизической службы газовой отрасли для решения этих и многих других научно-производственных задач уже более 25 лет является научно-производственный филиал ДОАО "Газпромгеофизика" НПФ "Центргазгеофизика".

 

В Центргазгеофизике разработана и в производственных филиалах Газпромгеофизики внедрена компьютеризированная технология геофизических исследований скважин, мониторинга газовых месторождений и ПХГ. Использование этой технологии позволяет получать достоверную и оптимальную информацию о текущем состоянии объектов углеводородного сырья, решать задачи повышения эффективности их эксплуатации, а также экологической безопасности.

 

Система геолого-геофизического обеспечения разработки месторождений и эксплуатации ПХГ включает в себя более 500 параметров и является одной из крупных в отрасли. В 2000 г. эта работа была удостоена премии ОАО "Газпром".

 

Данная технология представляет собой сложную многокомпонентную и многоуровневую систему и предусматривает:

 

* комплексные многопараметровые глубинные приборы с микропроцессорным управлением, регистрирующие в скважинах температуру, давление, расход газа и другие параметры;

 

* устьевое оборудование, обеспечивающее безопасное проведение исследований действующих скважин с высоким устьевым давлением;

 

* наземные бортовые компьютеризированные регистрирующие комплексы;

 

* программные системы скважинной регистрации данных;

 

* программные системы интерпретации геоинформации и информации о техническом состоянии скважин;

 

* программные системы цифрового геомоделирования объектов разработки углеводородного сырья и эксплуатации ПХГ.

 

Первичное звено для получения геоинформации при геофизических исследованиях действующих газовых скважин в общем случае состоит из следующих основных узлов: компьютеризированного регистратора, скважинного прибора, поверочной установки, лубрикаторной установки, грузоподъемной вышки.

 

Компьютеризированная станция для контроля (КСК)  представляет собой индустриальный компьютер с установленными в нем дополнительными специализированными платами и позволяет регистрировать геофизические измерения в двух режимах: при движении скважинного прибора и во время его стоянки на точке. На мониторе компьютера непосредственно в процессе измерений происходит визуализация в цифровом виде и в виде графиков геофизических параметров, глубины, скорости движения и тока питания скважинного прибора.

 

Регистратор осуществляет тестирование и контроль работоспособности оборудования в процессе измерений, автоматическое управление током питания скважинного прибора, перевод измеренных величин в общепринятые физические единицы на любом этапе работы. Настройка регистратора на параметры геофизического кабеля автоматическая, что не исключает возможности вручную изменять усиление, выбирая оптимальный режим.

 

Скважинная аппаратура газодинамического каротажа (АГДК) позволяет:

 

* измерять температуру и давление в скважине как в абсолютных значениях, так и в виде их изменений в зависимости от глубины или времени;

 

* регистрировать скорости потока по стволу скважины;

 

* оценивать фазовый состав флюида;

 

* регистрировать естественное гамма-излучение по стволу скважины;

 

* определять местоположение муфтовых соединений и интервалов перфорации.

 

Аппаратура имеет измерительные каналы температуры и давления и индикаторные каналы турбинного расходомера, диэлькометра, термоанемометра, естественной гамма-активности и локатора муфт.

 

***

 

Управление аппаратурой АГДК осуществляется регистратором КСК.

 

Метрологическая установка УМХ-ОЗМ предназначена для проведения поверки скважинной аппаратуры газодинамического каротажа. Установка позволяет градуировать каналы термометра, манометра и термоанемометра. Физическую единицу температуры воспроизводит входящий в состав установки УМХ-ОЗМ жидкостный лабораторный термостат. Для обогрева корпуса скважинного прибора используется внешняя емкость. Одновременно с градуировкой по температуре осуществляется градуировка по давлению, для чего используется грузопоршневой манометр, подсоединяемый гибкой линией высокого давления к входному отверстию манометра на корпусе скважинного прибора.

 

На устье газовых скважин имеется избыточное давление, достигающее десятков мегапаскалей. Оборудование, обеспечивающее герметизацию устья скважины при проведении геофизических исследований, представляет собой специализированную лубрикаторную установку.

 

Для того чтобы обеспечить выполнение геофизических исследований на всех имеющихся в России газовых месторождениях и ПХГ наиболее технологичным и дешевым способом, в НПФ "Центргазгеофизика" разработан и серийно изготавливается параметрический ряд лубрикаторных установок (таблица) на рабочие давления 14,35 и 70 МПа.

 

 

 

Лубрикаторные установки включают в себя следующие основные функциональные элементы (рис. 3):

 

 

* переходник для соединения установки с буферной задвижкой;

 

* кабельный превентор для аварийного перекрытия скважины;

 

* сигнализирующее устройство (ловушку) для индикации входа прибора в лубрикатор при подъеме и предотвращения падения прибора в скважину в случае аварийного отрыва от кабеля в камере лубрикатора;

 

* камеру для размещения прибора с грузами;

 

* уплотнительное устройство для герметизации кабеля;

 

* грузозахватное устройство для монтажа-демонтажа лубрикатора на фонтанную арматуру с помощью геофизической вышки, а также для разгрузки конструкции от изгибающих моментов, возникающих вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения.

 

В зависимости от конкретных условий эксплуатации лубрикаторные установки изготавливаются как в обычном, так и в коррозионно-стойком исполнении (при содержании в продукте до 25 % сероводорода)

 

Монтаж и демонтаж лубрикатора на устье скважины осуществляется при помощи устанавливаемой на фонтанной арматуре мачты (стойки) с грузоподъемной лебедкой, входящих в комплект лубрикаторной установки, или с применением отдельного грузоподъемного устройства - вышки геофизической ВГ-2.

 

Вышка ВГ-2 также обеспечивает фиксацию лубрикаторной установки при проведении исследований и спускоподъемных операций. Вышка оборудована на шасси автомобиля повышенной проходимости ("Урал", "КамАЗ") и состоит из платформы, на которой смонтированы грузоподъемная мачта с гуськом, лебедка с гидромотором, поворотные выносные опоры, гидрооборудование с пультом управления. Конструкция вышки позволяет выполнять следующие операции:

 

* подъем и опускание гидролебедкой устьевого оборудования на скважине, мачты, гуська с распоркой;

 

* вывешивание платформы на выносных гидроопорах;

 

* управление фиксаторами телескопических опор;

 

* ручное управление установкой гуська в рабочее положение и фиксатором (остановом) лебедки;

 

* автоматическое регулирование оптимальной скорости подъема (опускания) мачты.

 

На платформе допускается перевозка закрепленной в специально отведенных местах лубрикаторной установки и другого оборудования.

 

НПФ "Центргазгеофизика" проведены работы по сертификации основных составных частей технологического комплекса: каротажного цифрового регистратора КСК, поверочной установки УМХ-ОЗМ и скважинной аппаратуры АГДК. При этом впервые геофизические изделия сертифицированы как средства измерений и на них получены не сертификаты соответствия, а сертификаты об утверждении типа средств измерений с регистрацией в Госреестре средств измерений. Испытания с целью утверждения типа проводились совместно с Российским центром испытаний и сертификации "Ростест-Москва". По результатам выполненных работ Госстандарт России занес геофизическую аппаратуру в Госреестр и выдал соответствующие сертификаты.

 

В настоящее время в НПФ "Центргазгеофизика" разработана и внедрена в эксплуатацию первая очередь автономного технологического комплекса для исследования скважин действующего фонда.

 

Автономный технологический комплекс в общем случае включает в себя малогабаритную скважинную аппаратуру с электронной энергонезависимой памятью, наземное устройство привязки глубин, ПЭВМ, набор соединительных кабелей, системное программное обеспечение и малогабаритную лубрикаторную установку для скребковой проволоки. Поверочная установка используется та же, что и для кабельных приборов.

 

***

 

Типоразмеры лубрикаторов скважинных

 

Таблица

 

 

***

 

Техническая характеристика вышки геофизической ВГ-2

 

Наибольшая высота от поверхности земли де крюка, м .................................................................18

 

Грузоподъемность мачты, Н .....................................60

 

Температура окружающего воздуха, шС ..................От - 35 до 40

 

Габариты в транспортном положении, мм.............. 11680х2500х3700

 

Масса без транспортной базы, кг............................ 5000

 

Как видно из изложенного, автономный комплекс значительно проще кабельного: в нем отсутствуют грузоподъемный агрегат, наземный регистратор, каротажная лаборатория, каротажный кабель. Подъемник для скребковой проволоки значительно проще и дешевле кабельного, так же как проволока значительно дешевле каротажного кабеля. Эти особенности автономной аппаратуры чрезвычайно важны при исследовании эксплуатационных скважин с высоким содержанием в коммерческом продукте агрессивных компонентов.

 

Технологический комплекс на базе автономной аппаратуры с электронной энергонезависимой памятью позволяет качественно и количественно оценивать параметры системы пласт - скважина в эксплуатационных, разведочных и поисковых скважинах на нефтяных и газовых месторождениях, а также ПХГ. Запись информации в электронную память позволяет многократно ее использовать для получения диаграмм любого нужного масштаба, а также для качественной и количественной интерпретации полученной информации на ЭВМ.

 

В настоящее время разработаны и изготавливаются приборы, реализующие автономное измерение температуры, давления, естественной гамма-активности, локацию муфт, а также автономное устройство увязки данных по глубине. Находятся в разработке автономные скважинные приборы с датчиками турбинного расходомера и диэлькометра, а также автономная лубрикаторная установка для скребковой проволоки.

 

Описанные технические средства стали важнейшими звеньями количественной интерпретации результатов геофизических исследований газовых скважин. Приборы объединены интерфейсом с обрабатывающей системой "Геккон", так что процесс получения и обработки информации представляет собой замкнутую технологическую цепочку.

 

Геофизическая и геологическая интерпретация данных ГИС проводится в два этапа - предварительная обработка данных и собственно интерпретация.

 

Все программное обеспечение объединено в функциональные блоки, системы, технологии. Кроме того, имеется ряд программ, выполняющих специализированные функции в автономном режиме.

 

Предварительная обработка данных ГИС включает подготовку информации и выполняется в основном в системе автоматизированного рабочего места геофизика (АРМГ),

 

Геологическая интерпретация данных ГИС-бурения, с целью последующего создания геологических моделей объекта, проводится в системе компьютерной технологии обработки и интерпретации данных ГИС (КТОИГИС), работающей с единой базой данных геолого-геофизической информации (БД ГИН).

 

Компьютерная технология обработки и интерпретации данных ГИС при решении задач разведки и разработки нефтегазовых месторождений и ПХГ позволяет работать в двух режимах (визуальная обработка данных, компьютерный анализ) в следующей последовательности:

 

* ввод исходных данных ГИС в формате LAS;

 

* формирование рабочей базы данных (БД);

 

* ввод табличной информации (результатов исследования керна, результатов испытаний, геологических данных);

 

* предварительная обработка данных ГИС и увязка глубин;

 

* геофизическая интерпретация, нормирование, обработка электрокаротажа;

 

* качественная интерпретация (определение литологии);

 

* количественная интерпретация (оценка фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения);

 

* анализ качества и достоверности геологической интерпретации;

 

* подготовка заключений по интерпретации данных ГИС;

 

* подготовка данных для создания цифровой геологической модели объекта;

 

* запись результатов в архив;

 

* вывод данных ГИС в формате LAS.

 

КТ ОИГИС совместима с программными комплексами "АМР-ГИС-подсчет", "Пласт", "Фиеста", "Геомод".

 

Обработка данных ГИС-контроля производится с использованием программы "Геккон", включающей средства для графической визуализации, количественной интерпретации комплексных геофизических измерений в эксплуатационных скважинах.

 

Обработка позволяет решать следующие задачи:

 

* устанавливать уровень жидкости в стволе скважин и уровень газоводяного контакта (ГВК);

 

* определять газонасыщенность и газонасыщенную мощность;

 

* выделять работающие интервалы с оценкой общих и дифференциальных дебитов;

 

* изучать фазовое состояние флюида и его плотность;

 

* определять пластовое давление;

 

* выявлять радиохимические аномалии в околоскважинной зоне;

 

* выявлять межпластовые и заколонные перетоки, утечки газа и его скопления;

 

* выделять интервалы перфорации, состав и состояние подземного оборудования;

 

* оценивать общее экологическое состояние околоскважинного пространства и т. д.

 

Программно-алгоритмический комплекс "Геомод" обеспечивает построение трехмерной геологической модели. Цифровая геологическая модель - это знаково-цифровая реализация интегрированной совокупности геологических, геофизических и промысловых данных, отображающая и воспроизводящая резервуар углеводородов. Она представляет собой собственно геологическую и флюидальную модели. Геологическая модель состоит из каркасной, послойной и параметрической моделей. Каркасная модель отображает геометрию стратиграфических комплексов (толщи, горизонты свит, пласты). Она может использоваться как в качестве самостоятельной модели при изучении всего разреза объекта, так и в качестве основы для создания попластовой (детальной) модели. Основной особенностью детальной модели является ее тонкослоистое строение, обеспеченное разрешающей способностью методов ГИС. Другой ее особенностью является абсолютная точность построения в точках скважин (рис. 6).

 

Параметрические составляющие геологической модели - модели пористости, газонасыщенности, проницаемости и песчанистости - создаются на основе детальной геологической модели и скважинных данных.

 

Флюидальная модель - это совокупность поверхностей газожидкостных (ГЖК) и водонефтяных контактов (ВНК). Данная модель является динамической и состоит из совокупности начального и текущих ГЖК. Последние могут быть разной степени детальности и периодичности. Так, если для ПХГ построения ведутся для каждого цикла, а в пределах цикла, как правило, на конец закачки и на конец отбора, то для месторождения данные построения менее регулярны. Общим для текущих ГЖК является сложность и неоднозначность построений в приконтурной зоне, что объясняется отсутствием наблюдений как в периферийных частях объекта, так и планомерных, сложным характером подъема контактов.

 

Создание геологической модели обеспечивает возможность подсчета запасов флюидов, как начальных, так и текущих. Последнее было убедительно показано на примере Пунгинского и Северо-Ставропольского ПХГ, причем сопоставлялись запасы газа и на период существования этих объектов в качестве месторождений (сопоставлялись запасы, утвержденные Государственной комиссией по запасам и рассчитанные по геомодели), и на период их существования в качестве хранилищ (запасы, учтенные по результатам закачки и отбора с определенными по геомодели). Расхождения не превышали нескольких процентов, что позволяет рекомендовать геомоделирование для подсчета запасов углеводородного сырья и объема внедрившейся воды.

 

Развитие комплекса "Геомод" ориентировано на автоматизацию процессов расчета' в условиях сложно построенных сред, а также новых технологий исследования продуктивных интервалов при использовании наклонно-горизонтального бурения. Под сложно построенными средами, прежде всего, понимают наличие не просто зон выклинивания и литологического замещения, а зон размыва и разнообразных по отношению к процессу осадконакопления разрывных нарушений. Создание геомодели в этих условиях требует палеореконструкции геологической обстановки доразрывно-размывного времени, т. е. воссоздания геологической модели на период, предшествующий тектонической активизации, с последующей ее трансформацией в соответствии с геологическими процессами. Только такой путь может обеспечить построение достоверной геологической модели при ее создании на основе данных ГИС-бурения.

 

Использование наклонно направленного и горизонтального бурения явилось еще одной из причин совершенствования методико-технологических приемов построения геологической модели. Сложность заключается в обеспечении абсолютного соответствия скважинных данных и модели.

 

В заключение отметим, что программно-алгоритмический комплекс "Геомод" кроме создания геологической модели позволяет:

 

* оперативно просматривать любые карты объекта и пласта;

 

* выводить на экран и бумажный носитель геологические разрезы по произвольному направлению;

 

* наносить на геологические разрезы результаты интерпретации данных ГИС по скважинам (в виде планшета) и результаты контроля эксплуатации скважин;

 

* проводить оценку запасов и подсчетных параметров по объекту, пласту, участку и т. д.;

 

* оценивать точность структурных построений;

 

* подготавливать исходные данные для аналитического фильтрационного моделирования.

 

Описанные технические и программные средства успешно используются геофизическими предприятиями ДОАО "Газпромгеофизика" Многие из них пользуются широким спросом за пределами газовой отрасли, приобретаются предприятиями нефтяной промышленности и зарубежными геофизическими фирмами.

читать далее »
06.04.13 02:53 СТРАТЕГИЯ ОПТИМИЗАЦИИ ИНФОРМАЦИОННОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЭКСПЛУАТ

Широкое использование геофизических методов позволило существенно снизить капитальные вложения в освоение новых нефтегазоперспективных регионов и разработку месторождений нефти и газа. В будущем значение этих методов будет только возрастать за счет возможности решения новых геологических, технических, технологических и экологических задач, возникающих при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Так, во второй половине XX в. практически все месторождения нефти и газа в мире были открыты с помощью геофизики.

 

Россия является крупнейшей мировой державой по запасам и объемам добычи природного газа. Увеличение объемов добычи газа к 2010 г. до 655 млрд м кв. и в 2030 г. до 700-750 млрд м кв. связывается с освоением рынков стран Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона. Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности базируется на высокой количественной оценке нефтегазоносности недр в таких регионах, как Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток, Прикаспий, а также на шельфе.

 

Падение объемов добычи газа после 2005 г. может быть восполнено за счет ввода в разведку и разработку крупных месторождений Ямала, акватории Обской и Тазовской губ, освоения ачимовской толщи Большого Уренгоя, ввода в разработку Штокмановского месторождения, а также месторождений сторонних предприятий Надым-Пур-Тазовского региона [2]. Это означает, что в общем объеме залежей значительно возрастает доля коллекторов сложного строения (включая глинистые трещинные породы), зачастую литологически представленных породами тонкослоистого (0,3-0,5 м) переслаивания коллекторов и неколлекторов. При этом только современные геофизические методы могут обеспечить успешное развитие и освоение сырьевой базы в сложных геолого-технических условиях. К таким методам относятся: фокусированное симметричное электрозондирование;

 

ядерно-магнитный резонанс в сильном искусственном магнитном поле;

 

спектральный поэлементный анализ:

 

наклонометрия, электрическое и акустическое сканирование;

 

проведение геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) за два-три спуска-подъема;

 

выполнение полного комплекса ГИРС в условиях аномально высоких температур и давлений (до 220 шС, до 160 МПа);

 

интенсификация притока разрывом пласта импульсным силовым воздействием.

 

В области геологической интерпретации для привлечения ведущих специалистов-экспертов будут шире использоваться возможности электронной передачи данных. Не

 

исключена вероятность централизованной интерпретации комплекса геофизических исследований по всем бурящимся скважинам. Отдельные элементы такой технологии в настоящее время опробуют в Газпромгеофизике.

 

Эффективность контроля за разработкой месторождений и эксплуатацией ПХГ определяется информационной базой и принимаемыми на ее основе решениями (проведение дополнительных специсследований, оперативное управление режимами работы скважин, уточнение проектов разработки и эксплуатации геологических объектов). При этом необходимы интеграция действий и результатов работ промысловой службы, геофизического предприятия и институтов, осуществляющих авторский надзор за объектом. В связи с этим Газпромгеофизика проводит ГИС-контроль по специальным программам, согласованным с ОАО "Газпром", отраслевыми институтами, газодобывающими и газотранспортными организациями. Кроме того, в 2002 г. Газпромгеофизикой подписаны генеральные соглашения с ВНИИгазом и СевКавНИПИгазом, предусматривающие информационный взаимообмен данными, согласование работ в области оптимизации поиска, разведки, разработки и эксплуатации месторождений и ПХГ.

 

Как в любом деле, в части создания сырьевой базы должен быть один лидер. Так, для развития и совершенствования системы и технологии контроля необходимо повысить роль и значение НИИ, осуществляющих авторский надзор за объектом. Предполагается проводить системный (не реже одного раза в год для месторождений и двух раз в год для ПХГ) анализ всей информации по контролю, после оценки текущего состояния объекта принимать конкретные решения по оптимизации эксплуатации и системе контроля на следующий период (год). При этом должны быть определены и требования к форме представления информации геофизической службой (интегрированно и дифференцированно).

 

В ближайшей перспективе информационное сопровождение процессов разработки и эксплуатации объектов должно проходить на основе постоянно действующих моделей двух уровней - в подразделениях Газпромгеофизики и у заказчика в проектных институтах (рисунок). При такой организации работ новая информация постоянно будет анализироваться на основе существующих модельных представлений эксплуатируемого объекта, что инициирует ее уточнение. С целью подготовки такой технологии на предприятиях Газпромгеофизики созданы геологические модели, начат этап их адаптации к истории разработки и результатам контроля с последующим созданием газодинамических моделей объекта эксплуатации: в Центргазгеофизике (совместно с Тюментрансгазом по Пунгинскому ПХГ); в Севергазгеофизике (совместно с Уренгойгазпромом по Уренгойскому НГКМ); в Ставропольгазгеофизике (совместно с Кавказтрансгазом, СевКавНИПИгазом по Северо-Ставропольскому ПХГ); в Мосгазгеофизике (совместно с Мострансгазом по Увязовскому, Касимовскому и Калужскому ПХГ).

 

В настоящее время объективно существуют предпосылки разработки отраслевой системы создания и ведения постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ), включающей методические, технологические и отечественные программные разработки. Реализация такой системы позволит:

 

повысить уровень и качество геологической интерпретации данных ГИРС;

 

создать постоянно действующую систему подготовки кондиционных параметров для оптимизации эксплуатации геологических объектов;

 

уточнять и оптимизировать регламент и технологию контроля за разработкой месторождений и эксплуатацией ПХГ.

 

В ближайшей перспективе в практику ГИС-контроля войдут следующие новейшие методы:

 

уточнение геологической модели залежи по результатам межскважинного электромагнитного, радиоволнового и акустического зондирования;

 

геофизическая аттестация технического состояния скважин;

 

оценка текущего насыщения по С/О-каротажу;

 

количественная оценка влажности и механических примесей в потоке газа по стволу скважины;

 

оценка технического состояния колонн и крепи скважин за один спуск-подъем скважинного прибора (волновая акустическая дефектоскопия);

 

интенсификация притока разрывом пласта;

 

строительство интеллектуальных (оборудованных датчиками) скважин. Уже сейчас возможна имитация интеллектуальных скважин и проведение различных практических экспериментов и исследований по фильтрации флюидов в залежи на основе автономного комплексного прибора, разработанного Центргазгеофизикой.

 

***

 

Постоянно действующая геолого-геофизическая модель объекта УВС

 

Принципиальным отличием ПХГ от месторождений является технология эксплуатации: за цикл (закачка-отбор) практически создается заново и вырабатывается газовое месторождение. Перспективным решением оптимизации эксплуатации ПХГ является создание АСУТП ПХГ, в которой информационной основой будут служить постоянно действующие геологические и фильтрационные модели.

 

Немаловажное значение имеет и организационная структура предприятия. Как показывает опыт, конкурентоспособность предприятий определяется конечными результатами - их подготовленностью для принятия практических решений. И в этом плане в производственном процессе ГИРС роль опытно-методических, аналитических работ и тесная взаимосвязь с отраслевыми институтами неоценимы. При такой постановке вопроса весьма значимой становится роль централизованной аналитической партии.

 

Прекрасной иллюстрацией успешного сотрудничества производственного предприятия с научными организациями служат результаты ГИРС на сверхглубокой скв. 2 Девонская (Астраханьгазпром). По прогнозам специалистов, в Астраханском регионе отложения верхнего и среднего девона, залегающие на глубинах 60007000 м, нефтегазоносны и представляют большой практический интерес. Руководством "Газпрома" в 1995 г. было принято решение о проведении геолого-разведочных работ на Астраханском своде, включая сейсморазведку и бурение параметрических сверхглубоких скважин. В 2001 г. при бурении сверхглубокой скв. 2 Девонская уже на глубине 6000 м резко осложнились геолого-технологические условия - пластовые давление и температура превысили проектные, и при достижении забоя 7003 м пластовая температура составила 187 шС, а давление 152 МПа (прогнозное 105 МПа). Для проведения геофизических работ в таких геолого-технических условиях отечественная аппаратура оказалась непригодной.

 

Подходящая аппаратура стоимостью 9-11 млн долл. имеется в единичных экземплярах в зарубежных фирмах "Шлюмберже" и "Халлибартон". При этом услуги зарубежных компаний обойдутся в 9-12 раз дороже.

 

Руководством "Газпрома" было принято решение о создании в кратчайшие сроки аппаратурного комплекса для проведения геофизических исследований в сложных термобарических условиях. Специалистами Тверьгеофизики был создан аппаратурно-технологический комплекс для работ в сверхглубоких скважинах, состоящий из наземного компьютерного вычислительного оборудования, управляемого работой скважинных приборов и обеспечивающего обработку получаемых данных в реальном времени, и набора цифровых приборов в модульном исполнении, работающих как автономно, так и в сборке при благоприятных технологических условиях (предельные термобарические условия 200 шС и 160 МПа). Созданный аппаратурно-технологический комплекс исследования нефтегазовых скважин успешно прошел испытания в скв. 2 Девонская и скв.1 Правобережная. Применение этого комплекса позволило по данным ГИС в скв. 2 Девонская в интервале 6340-6960 м выделить несколько продуктивных интервалов суммарной эффективной толщиной более 30 м.

 

Нельзя не упомянуть и о волоконно-оптической технологии (ВОТ). Измерительные геофизические системы, построенные по этой технологии, имеют ряд существенных преимуществ по сравнению с применяемыми в настоящее время системами на электрических методах измерения. Сейчас формируется новое направление в приборостроении - волоконно-оптические измерительные системы (ВОИС).

 

Возможность создания принципиально новых методов измерений геофизических полей, основанных на ВОТ, чрезвычайно привлекательна, при этом:

 

значительно повышается чувствительность (в 100 раз и более), разрешающая способность и помехоустойчивость геофизических измерительных систем;

 

уменьшаются массогабаритные параметры и увеличивается надежность измерительных систем;

 

расширяется комплексность измерений, которые можно проводить в любых средах, в том числе и агрессивных (температура, давление, магнитное поле, поэлементный минералогический анализ, микросейсмические смещения, механические напряжения обсадных колонн и т. д.);

 

значительно снижается стоимость геофизической аппаратуры.

 

Для ориентации геофизических измерительных приборов могут использоваться волоконно-оптические гироскопы (ВОГ), которые не имеют вращающихся механических частей, нечувствительны к ускорениям и способны к работе при больших перегрузках. Точностные характеристики ВОГ сравнимы с характеристиками гироскопов для инерциальной навигации. Потенциальные возможности ВОГ позволят:

 

существенно уточнить геологические параметры месторождений и подземных резервуаров;

 

картировать с дневной поверхности (в том числе и в море) залежи и линзы углеводородов небольшой толщины;

 

практически однозначно выделять в сложных геологических объектах продуктивные интервалы;

 

проводить (в скважине) дистанционный компонентный анализ флюидов (газ, нефть, конденсат, сероводород и т. д.);

 

строить интеллектуальные скважины для контроля за разработкой месторождений и эксплуатацией ПХГ;

 

создавать эффективные системы мониторинга эксплуатируемых геологических объектов;

 

проводить исследования в агрессивных средах в условиях аномально высоких температур, давлений и т. д.

 

Наряду с высокой геологической эффективностью ВОГ очень экономичны при серийном использовании и, прежде всего, за счет отсутствия электроники в датчиках и скважинных приборах, небольшой массы всей измерительной системы.

 

Информационная основа принятия решений по оптимизации и интенсификации эксплуатации залежей УВС может соответствовать современным требованиям только в условиях постоянного развития методического, технического и технологического обеспечения ГИРС. Для этого в соответствии с концепцией развития НИОКР в "Газпроме" необходимо, кроме централизованного финансирования, максимально использовать собственные средства. Ведущие геофизические компании мира, такие как "Шлюмберже" и "Халлибартон", ежегодно направляют на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы до 4 % ассигнований от своего валового дохода, что позволяет им обеспечивать постоянную готовность к применению самых современных геофизических технологий [1]. В 2001 г. НИОКР Газпромгеофизики не финансировались, на 1 сентября 2002 г. положение не изменилось. Однако, несмотря на сложнейшее финансовое положение, в Газпромгеофизике впервые начато частичное финансирование собственных разработок, выполняемых Центргазгеофизикой.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ГАЗПРОМГЕОФИЗИКА: ЛЮДИ И ВРЕМЯ.

Гоеофизическая служба газовой отрасли осуществляет информационное обеспечение полного технологического цикла поиск - разведка - освоение - разработка - добыча - эксплуатация - мониторинг объектов углеводородного сырья, на всех этапах которого обеспечивается сбор, обработка, хранение и передача геолого-геофизической информации. Являясь генеральным подрядчиком ОАО "Газпром" по геофизическим исследованиям скважин и полевым геофизическим работам, ДОАО "Газпромгеофизика" решает в полном объеме задачи развития сырьевой базы, оптимизации разработки месторождений и эксплуатации ПХГ.

 

Развитие газовой отрасли началось с 1956 г., когда в СССР было создано Главное управление газовой промышленности при Совете Министров - Главгаз СССР. С этого времени на объектах газодобычи резко увеличивается объем буровых работ с целью разведки углеводородного сырья и разработки уже открытых газовых месторождений. Начинается освоение крупных газовых месторождений - Газлийского (Бухаро-Хивинская депрессия), Шебелинского (Днепровско-Донецкая впадина), проводятся геолого-поисковые работы в Тимано-Печорской нефтегазоносной, Северо-Тюменской газоносной провинциях и в Туркмении. Одновременно быстрыми темпами начинается сооружение и эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ).

 

Обеспечение всех буровых работ промыслово-геофизическими исследованиями в газовой промышленности на первом этапе осуществлялось на договорной основе геофизическими подразделениями Министерства нефтяной промышленности СССР и Министерства геологии СССР. Ускоренное развитие газовой отрасли, увеличение объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения определили необходимость формирования промыслово-геофизической службы в самой газовой промышленности.

 

11 октября 1962 г. приказом N 1 по Союзному тресту разведочно-буровых работ "Союзбургаз" Главгаза СССР Московская комплексная геологическая партия была реорганизована в Московскую геолого-поисковую и геофизическую экспедицию, в составе которой впервые были созданы две производственные и две тематические геофизические партии с целью обеспечения буровых работ для сооружения ПХГ под Москвой на Щелковской и Калужской площадях. В этих партиях успешно работали инженеры-геофизики В.А. Шестаков, Э.П. Полак, Ю.Г. Аствацатуров, Б.А. Жмуров, С.А. Алексашин, В.А. Володин, М.М. Севастьянов, В.Г. Могилевский. Одновременно геофизики-интерпретаторы экспедиции - Д.Г. Байков, Н.С. Романовская, В.Н. Науменкова, Э.М. Репьева приступили к обобщению материалов геофизических исследований Щелковской структуры с целью сооружения на ней ПХГ.

 

В 1968 г. в составе ВНИИ-газа был создан отдел комплексных геофизических исследований. При отделе были сформированы опытно-методические геофизические партии: Газлийская (В.Б. Лепштейн, Р.Д. Бондарь), Подмосковная (Ю.А. Мещеряков) для проведения опытно-методических работ по геофизическому контролю газовых объектов и детальной газометрии скважин.

 

В это же время в Краснодарском крае силами филиала ВНИИгеофизики (С.П. Омесь) на эксплуатируемых газовых месторождениях начинаются системные геофизические исследования (ГИС) с целью контроля за их разработкой.

 

Для обеспечения планомерного проведения ГИС при все расширяющихся объемах поиска, разведки и контроля за эксплуатацией газовых месторождений и сооружения ПХГ в 1969 г. приказом Министерства газовой промышленности СССР на базе Московской геолого-поисковой и геофизической экспедиции треста "Союзбургаз" и опытно-методических геофизических подразделений ВНИИгаза создается производственный геофизический трест "Союзгазгеофизика" (позднее - "Газпромгеофизика"). Основными структурными единицами треста являлись территориальные предприятия (конторы, экспедиции), которые обеспечивали геофизическими исследованиями бурящиеся скважины (ГИС-бурение) на газовых месторождениях и ПХГ и контроль за разработкой газовых месторождений и ПХГ (ГИС-контроль).

 

С этого времени создаются и функционируют на севере Тюменской области - Тюменская промыслово-геофизическая контора (впоследствии - трест, производственный филиал "Севергазгеофизика", руководителями которого являлись Э.Н. Саевич, Р.Д. Бондарь, С.А. Кравцов), промыслово-геофизические конторы и экспедиции в других регионах Советского Союза - Южно-Уральская (В.А. Грекалов, Ю.Я. Грубеш, А.С. Деркач), Вуктыльская (В.И. Крылов, З.Н. Абзалов, В.А. Дембинский, Л.Д. Прждецкий, А.П. Кагаков, А.Н. Широков), Газлийская (Р.Д. Бондарь, И.А. Вельмизов), Приаральская (Е.В. Кувшинов, Л.Д. Прждецкий, Е.Н. Деменко), Среднеазиатская (И.В. Халамейзер), Белорусская (Г.Я. Галынский), Украинская (С.П. Пантелеев), Приволжская (В.В. Евтушенко), Астраханская (B.C. Асмолов, В.П. Тинакин, Р.Ш. Алиев), Туркменская (В.Л. Каток, А.К. Жуков), Северо-Кавказская (А.М. Брюзгин, В.М. Хоперский), Подмосковная (В.Б. Липштейн, М.М. Севастьянов, В.А. Володин, В.В. Одеров), Норильская (А.Э. Беньяминович, В.В. Смирнов), Донбасская (А.И. Гаврилюк), Ставропольская (А.И. Литвинский, А.П. Степанов, В.Г. Берибесов), Дагестанская (Е.А. Ярополов), Армянская (Г.Г. Пилоян) и Грузинская (Ю.А. Сервианов).

 

В 1979 г. в связи с передачей из Министерства нефтяной промышленности СССР в Министерство газовой промышленности СССР нефтегазовых месторождений, расположенных на континентальном шельфе, в состав треста "Союзгазгеофизика" были включены геофизические предприятия, обеспечивающие ГИС на месторождениях Каспийского моря - Челекенская промыслово-геофизическая экспедиция (М.Ф. Еремеев), Гобустанская геофизическая контора (Р.Г. Мамедов), Контора геофизических работ в море (З.А. Агеев), а также Калининградская экспедиция (В.В. Жимаринский), Мурманская (Г.Ф. Найко) и Охинская (Г.Г. Зыбин) морские экспедиции.

 

Интерпретационное обеспечение результатов промыслово-геофизических исследований во всех перечисленных подразделениях осуществлялось специалистами высокой квалификации, внесшими большой вклад в изучение геологического строения целых районов и отдельных объектов и оценку их нефтегазоносности. Это в первую очередь руководители интерпретационных служб и главные геологи промыслово-геофизических контор и экспедиций: Л.Н. Пантелеева (Украинская контора), В.П. Кудрявцева (Астраханская экспедиция), А.Т. Петров (Охинская экспедиция), А.С. Михайлин, Т.Н. Кораблева (Тюменская контора), В.В. Кораблинов (Мурманская экспедиция), М.С. Кестенбойм (Подмосковная экспедиция), Г.Н. Мурзин (Гатчинская партия), Н.И. Вареничева (Южно-Уральская экспедиция), В.Н. Мищенко (Северо-Кавказская экспедиция), С.И. Копелев (Гобустанская контора), Л.Г. Градова (Приаральская экспедиция), В.Д. Николов (Туркменская контора).

 

Наряду с производственными работами на предприятии выполняются научно-методические и тематические исследования по двум основным направлениям.

 

Первое связано с анализом, обобщением и систематизацией материалов на всех стадиях освоения газовых и нефтяных месторождений и ПХГ и представлением получаемых результатов заинтересованным организациям (буровые, газодобывающие предприятия, газотранспортные организации, НИИ и НИПИ). В осуществлении перечисленных задач в различное время принимали участие О.А. Кузьмина, Л.И. Берман, Н.С. Романовская, И.Ф. Кувшинова, И.Л. Визирян, Н.В. Грачев, Э.М. Репьева, К.О. Левицкий, М.И. Багринцев, Н.С. Моргунов, Н.Н. Иванова, В.Н. Исаенко, А.А. Опришко, И.Э. Носенков, Е.П. Калюжный, А.В. Жардецкий, О.Н. Гатауллин, Ю.Г. Тер-Саакян, А.И. Потехина, Р.И. Назаров, В.Н. Науменкова, Н.А. Гейвандова, Ю.П. Потапенко, Б.С. Порт, А.В. Савенков, В.Ф. Шулаев и др.

 

Второе касается научно-технического, методического и технологического обеспечения ГИС, используемых геофизическими предприятиями отрасли (разработка и выпуск геофизической аппаратуры, информационно-измерительных систем и оборудования).

 

Расширение рынка геофизических услуг определило необходимость разработки комплекса малогабаритных технических средств и оборудования для выполнения работ по ГИС-контролю. В начале 80-х гг. перед трестом "Союзгазгеофизика" впервые была поставлена задача разработки и выпуска геофизического оборудования для герметизации устья скважин (лубрикаторы), комплекса скважинных приборов и информационно-измерительных систем для проведения ГИС-контроля в скважинах в период эксплуатации газовых, газоконденсатных месторождений и ПХГ. С этой целью в г. Кимры на базе Центральной опытно-методической экспедиции было создано специализированное предприятие "Центргазгеофизика", ныне НПФ "Центргазгеофизика" (руководители Н.П. Алелюхин, Г.Г. Зыбин, А.В. Тюгаев), имеющее в своем составе СКТБ с опытным производством (М.Л. Микин), а также геофизический инженерный и вычислительный центр - ГИЦ (А.В. Жардецкий).

 

СКТБ является основным поставщиком современной аппаратуры и оборудования для ГИС-контроля в России: для предприятий Западной Сибири (ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика", ОАО "Ноябрьскнефтегеофизика"), европейского Севера (ОАО "Коминефтегеофизика"), Урало-Поволжья (ОАО "Пермьнефтегазгеофизика", ООО "Оренбурггазгеофизика"), а также в страны СНГ - Туркменистан (ГК "Туркменнефтегаз", ООО "Командер-группа"), Казахстан (ООО "Промкомплектснаб"), Белоруссию (ООО "ДЭРСТАР", ООО "НЭВИСТ", ООО "Промтехгаз").

 

Большой вклад в становление и развитие промысловой геофизики в различное время внесли руководители центрального аппарата предприятия: управляющий А.Ф. Тиман (1962-1984 гг.), генеральные директора Ш.К. Гергедава (1984-2002 гг.), А.А. Копыльцов (с 2002 г.); главные инженеры В.Г. Хортов (1962-1977 гг.), Ш.К. Гергедава (1977-1984 гг.), А.Н. Петров (1991-2001 гг.), С.А. Венско (с 2001 г.); главные геологи Г.Ф. Пантелеев (1969-1995 гг.), Е.П. Акентьев (1995-2000 гг.), А.Е.Николаев (с 2000 г.).

 

На первых этапах организации промысловой геофизики в газовой отрасли техническую, методическую и практическую помощь Союзгазгеофизике оказывало Управление геофизических работ Министерства геологии СССР (В.В. Федынский, В.А. Зайченко, Д.Г. Байков). Следует отметить также деловые творческие отношения, которые сложились у треста с Главнефтегеофизикой Министерства нефтяной промышленности СССР (Н.А. Севостьянов, В.З. Гарипов, А.А. Мухер) в области обеспечения техникой и оборудованием, создаваемых геофизическими подразделениями.

 

Специалисты предприятия "Союзгазгеофизика" всегда имели тесные контакты с ведущими научными подразделениями страны: ВНИИЯГГ (впоследствии ВНИИгеосистем), ВНИИгеофизикой, Московским нефтяным институтом им. И.М. Губкина (ныне РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) и в своей деятельности использовали разработки ученых по геофизическим исследованиям в скважинах (В.Н. Дахнов, В.М.Добрынин, Р.А. Резванов, М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, Ф.А. Алексеев, Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов, В.В. Сохранов и др).

 

В настоящее время предприятие тесно сотрудничает с ведущими институтами газовой отрасли: ВНИИгазом, ТюменНИИГипрогазом, ВНИПИГаздобычей, СевКавНИПИгазом, а также с другими геофизическими подразделениями отрасли.

 

За период довольно продолжительного функционирования предприятие претерпевало неоднократные организационные и структурные изменения. В 1985 г. трест "Союзгазгеофизика" был реорганизован во Всесоюзное геофизическое объединение (ВГО) "Союзгазгеофизика". В 1988 г. геофизические предприятия вновь перешли в подчинение к объединению "Союзбургаз", а морские геофизические конторы отошли опять в Министерство нефтяной промышленности СССР. С распадом СССР в 1991 г. геофизические подразделения, находившиеся в бывших союзных республиках, также вышли из состава геофизической службы "Газпрома", а оставшиеся геофизические предприятия были объединены в производственно-хозяйственную ассоциацию "Газпромгеофизика", которая в 1994 г. была преобразована в дочернее акционерное общество открытого типа, а в 1996 г. - в дочернеее открытое акционерное общество ДОАО "Газпромгеофизика".

 

В настоящее время на объектах газовой промышленности России в структуре ДОАО "Газпромгеофизика" действуют восемь производственных филиалов и одно общество с ограниченной ответственностью, имеющие в своем составе более 100 геофизических партий. Они обеспечивают выполнение геофизических исследований и работ в скважинах для газодобывающих, газотранспортных и буровых предприятий ОАО "Газпром".

 

За высокие показатели в выполнении плановых заданий и договорных обязательств за 40 лет деятельности организации свыше 350 человек из числа руководителей, инженеров, ученых и специалистов различного профиля награждены государственными и ведомственными наградами. Среди них три лауреата премии Совета Министров СССР; пять заслуженных работников нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации; 20 награжденных медалью

 

"За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири". Лауреатами премии ОАО "Газпром" в 2000 и 2001 гг. стали девять сотрудников ДОАО "Газпромгеофизика".

 

При современном развитии газовой индустрии в соответствии с законодательством РФ о недропользовании, "Газпром" собственными силами обеспечивает формирование, наращивание и эффективное использование ресурсной базы объектов углеводородного сырья, а также разведку, сооружение и эксплуатацию ПХГ для устойчивого функционирования систем газоснабжения страны. Основную необходимую информацию о состоянии недр дают современные геофизические методы.

 

Необходимость решения поставленных "Газпромом" задач по выполнению всех видов геофизических работ, включая разведочную полевую геофизику, геофизические исследования при строительстве скважин и контроле за разработкой месторождений, их научное, конструкторское, приборостроительное и программно-методическое обеспечение на базе компьютерных технологий и систем передачи данных в реальном режиме времени, обусловила необходимость теснейшего сотрудничества предприятий с ОАО НПЦ "Тверьгеофизика", ОАО "ВНИПИвзрывгеофизика", ОАО НПП "Герс". В настоящее время в Газпромгеофизику входит ОАО "Костромагеофизика" (В.М. Кириллов, Г.И. Лебеденко, А.А. Шевченко, Д.Г. Хакимов, А.Л. Волков), выполняющее сейсморазведочные работы на объектах "Газпрома" в основном с целью поиска и разведки структур для сооружения ПХГ, а также геологоразведочные работы на газовых месторождениях. ОАО "Костромагеофизика" укомплектовано основными техническими средствами и соответствующими технологиями для интерпретации геолого-геофизических материалов по методикам 2D, 3D, 4D в вычислительном центре предприятия.

 

Имеющийся у ДОАО "Газпромгеофизика" производственный, научный и кадровый потенциал обеспечивает высокую конкурентоспособность продукции и услуг на геофизическом рынке России, стран ближнего и дальнего зарубежья.

 

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;

читать далее »
06.04.13 02:53 АЭРОКОСМИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ.

В настоящее время надежная и эффективная эксплуатация объектов газовой отрасли становится невозможной без использования аэрокосмических средств мониторинга. Это связано с большой протяженностью, многониточностью трасс газопроводов, проходящих через различные природно-климатические зоны и пересекающих транспортные артерии страны и другие инжнерные коммуникации, а такте с возрастающими требованиями и повышению надежности, полноте и оперативности получения информации о техническом состоянии газопроводов, значительная часть которых эксплуатируется более 20 пет.

 

Накопленный производственный опыт и многолетние исследования в области надежности, ресурса, ремонта и реконструкции объектов газовой отрасли, а также достижения в использовании аэрокосмических методов зондирования при решении задач разведки полезных ископаемых, экологии, земле- и водопользования и др. позволили сформировать подходы к их применению в газовой отрасли.

 

С учетом отмеченных обстоятельств работу с авиационно-космической отраслью целесообразно построить по следующей организационно-технологической схеме:

 

сформировать перечень (банк) основных задач и выбранных направлений газовой отрасли (геология и разведка углеводородов, добыча газа и обустройство промыслов, проектирование, строительство, эксплуатация, транспорт газа и ремонт газопроводов);

 

провести ранжирование задач по степени важности для ОАО "Газпром";

 

рассмотреть возможность использования в интересах ОАО "Газпром" космических средств, находящихся в настоящее время в эксплуатации;

 

выполнить технико-экономическое обоснование выбранных проектов по созданию и использованию аэрокосмической аппаратуры с проведением сравнительного анализа широко применяемых в настоящее время в ОАО "Газпром" методов и средств контроля (внутритрубная дефектоскопия, профилактические электрометрические измерения, выборочное шурфование и т. п.).

 

На начальном этапе работ следует рассмотреть возможность и перспективы использования дистанционных аэрокосмических методов для диагностики и мониторинга технического состояния линейной части магистральных газопроводов и КС при решении следующих задач:

 

выявлении и регистрации мест утечек газа в трубопроводах;

 

определении мест нарушения изоляционного покрытия газопроводов и участков нарушения обваловочной насыпи;

 

выявлении изменений проектного положения трубопроводов;

 

установлении мест провисов, оголений трубопроводов подводных переходов;

 

контроле воздушных переходов;

 

контроле и обнаружении участков под-топления;

 

мониторинге карстовых и оползневых процессов;

 

определении степени влагонасыщенности и заболоченности грунтов на трассах МГ с целью нахождения оптимальных маршрутов перебазировки ремонтной техники (строительство дорог) при организации и проведении ремонтных работ в условиях обводненной и заболоченной местности Крайнего Севера.

 

В настоящее время эти задачи решаются в основном наземными средствами. Дистанционные методы мониторинга включают вертолетные обследования, авиационную съемку и зондирование аппаратурой космического базирования. Использование этих методов с учетом экономических, временных и сезонных факторов, соответствующих требований к техническим средствам и системам обработки должно основываться на объективном и четком разграничении задач, которые могут оптимально решаться аппаратурой дистанционного зондирования. Нарушение взаимосогласованности звеньев технологической цепочки объект контроля - задача - аппаратура зондирования - средства обработки данных -полученная информация - заключение неизбежно приведет к удорожанию работ и, как следствие, к снижению экономической эффективности использования аэрокосмической аппаратуры.

 

Аппаратура космического базирования предназначена в основном для решения задач геологоразведки нефти и газа, анализа медленных процессов глобального характера, развивающихся на больших площадях в значимые промежутки времени, оценки последствий аварий, динамики техногенных и природных процессов и т. д. В настоящее время отечественной промышленностью созданы бортовые оптико-электронные, инфракрасные и радиолокационные приборы, обладающие высоким пространственным, спектральным и температурным разрешением. Эти приборы могут эффективно использоваться при вертолетных обследованиях для оперативного обнаружения и локализации мест утечек; контроля изоляционного покрытия; определения состояния обваловочной насыпи, изменения проектного положения газопроводов, мест провисов подводных переходов, степени влагонасыщенности и обводнения участков трассы; проведения производственно-экологического мониторинга и т. д.

 

Для обеспечения эффективного применения аэрокосмической аппаратуры как космического, так и вертолетного базирования необходимо создание контрольно-калибровочных полигонов, в качестве которых могут быть использованы отключенные участки газопроводов, выведенные из эксплуатации. Основная цель создания полигонов - отработка методов обследования, режимов работы и калибровка бортовой аппаратуры, параметров зондирования и систем обработки данных для получения значимой информации.

 

По данным об изменениях на трассах полета, полученным при регулярных инспекционных облетах, необходимо формировать пространство признаков аномалий, характеризующих внепроектную или аварийную ситуацию на технологических объектах газовой отрасли. Эти данные следует использовать для повышения надежности и достоверности определения технического состояния зондируемого объекта, а также при разработке классификаторов или автоматических распознающих устройств, позволяющих выявлять кризисные и аварийные состояния технологических газовых объектов.

 

Наряду с традиционными носителями бортовой аппаратуры (легкие самолеты, вертолеты) значительный интерес представляет применение беспилотных летательных аппаратов с дистанционным управлением. При этом для обследования магистральных газопроводов бесспорные преимущества имеют беспилотные вертолеты (БПВ), не требующие катапультных и парашютных систем для взлета и посадки (обязательные для беспилотных самолетов) и обладающие широким диапазоном эксплуатационных режимов полета - висение, полеты на малых высотах, малых и околонулевых скоростях.

 

Для эксплуатации БПВ не требуется строительство специальных взлетно-посадочных площадок, что позволяет использовать их в любой местности - болотистой, горной, лесистой и пересеченной. Беспилотные вертолеты могут совершать полет как в автоматическом режиме по заданной программе, так и в режиме дистанционного управления, когда возникает необходимость оперативного вмешательства в управление с наземного пункта. Отличительная особенность систем управления БПВ - возможность совместной работы оператора и автоматического управления, что позволяет дистанционно корректировать программу полета на всех ее этапах. По существу, беспилотные вертолеты представляют собой авиационные робототехнические комплексы, способные решать широкий круг задач при воздушном патрулировании трасс трубопроводов, обследовании технического состояния МГ и производственно-экологическом мониторинге объектов газовой отрасли.

 

В настоящее время в РФ создается многоцелевой беспилотный вертолет КА-137 [1], предназначенный для серийного производства. КБ точного машиностроения разработало проект всепогодного БПВ [2] с оригинальной системой управления, заслужившей золотую медаль на Всемирном салоне изобретений "Брюссель Эврика".

 

Предварительная проработка этих вопросов ВНИИгазом позволила определить ориентировочный состав аппаратуры для оснащения легких вертолетов и БПВ, который включает следующие приборы:

 

лазерный (на базе полупроводниковых диодов) газоанализатор метана;

 

малогабаритную радиолокационную станцию, способную проводить зондирование на глубину до 20 мот поверхности земли;

 

лазерный индикатор скорости ветра;

 

тепловизионную камеру чувствительностью около 0,1 К;

 

видеокамеру среднего пространственного разрешения;

 

бортовую систему точной топографической привязки с использованием GPS или ГЛОНАСС;

 

бортовой блок записи информации.

 

Для получения необходимой информации следует разработать наземную систему обработки и документирования данных на базе персональных компьютеров. Аппаратура должна быть изготовлена в модульном исполнении и размещена в специальных контейнерах. Комплектность бортовой аппаратуры может быть изменена в зависимости от решаемой задачи контроля. Кроме того, ВНИИгаз может возглавить работы по научно-методическому сопровождению и экспертизе проектов разработки методов и аппаратуры аэрокосмического зондирования объектов газовой отрасли.

 

В заключение следует отметить, что для обеспечения максимальной эффективности решения рассмотренных задач руководству ОАО "Газпром" следует обратить внимание на необходимость целевого поэтапного финансирования разработок в области аэрокосмического мониторинга объектов газовой отрасли.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 МОНИТОРИНГ В НЕФТЕ- ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.

Нефтегазовая отрасль, особенно за Уральским хребтом, является градообразующей, поэтому невозможно переоценить вклад ТЭК России в инфраструктуру таких областей и регионов. Это выражается, прежде всего, в поддержке практически всех государственных и муниципальных структур, включая силовые ведомства, транспортные службы, а также предприятия связи, радио и телевидения. Информационный обмен и взаимодействие между данными организациями и предприятиями требуют постоянного развития, совершенствования телекоммуникационной инфраструктуры и поиска новых технологий.

 

В связи с этим по мере развития телефонных сетей и сетей передачи данных (СПД), сопровождающегося процессами конвергенции и тотальной "цифровизации" всех областей жизни, заставляющими традиционно аналоговые системы интегрироваться в бурно развивающиеся Internet (Intranet) сети, растет интерес ТЭК к инновационным технологиям. Одной из таких технологий, широко используемых в корпоративных решениях любого уровня и переживающих сейчас подобные трансформации, является видеонаблюдение. Трудно себе представить серьезное государственное учреждение, акционерное общество или частную компанию без системы контроля доступа, включающей в себя систему охранного видеонаблюдения (CCTV) или технологического телевидения (рис. 1). Такой же неотъемлемой частью современного офиса стали локальные вычислительные сети и цифровые УАТС с интеграцией услуг. Поэтому актуальна идея объединения систем "все в одном".

 

Первоначально, из-за требуемой для передачи видеосигнала большой полосы пропускания для реализации цифрового видеонаблюдения, использовали оптические мультиплексоры доступа на базе технологии ТОМА. Примером аппаратного воплощения может служить оборудование Pinaci Flexilink и Racal PremNet. На базе устройств Racal построена система CCTV лондонского метрополитена с системой распознавания образов Talon. Недостаток таких решений - "магистральность" и "глобализм", а следовательно, высокая стоимость.

 

Упрощенный вариант парадигмы ТDМА - технология видеоконференцсвязи (ВКС), реализованная согласно рекомендации ITU-T Н.320, где в качестве каналов связи используются цифровые линии ISON. Преимуществом ISON-решения является доступность к любой точке мира оснащенной цифровой АТС. Однако в основном системы ВКС позиционируются как видеотелефон класса Hi-End для бизнес-применений, дистанционного обучения и телемедицины, а не как средство CCTV.

 

Исключением является система видеонаблюдения компании Aethra, которая оснащена кодеком, учитывающим оптимизацию ресурса при передаче изображений от фиксированных или управляемых видеокамер. Кодек Aethra AVC9000 подключается, с одной стороны, к камерам (обеспечивая возможность их удаленного управления), а с другой - к линиям связи и может быть модульно расширен. Данная система применяется в различных областях: от CCTV, контроля и управления индустриальными процессами при повышенном риске для человека до трансляций шоу высокой моды.

 

Но при использования ISОN-технологии есть ряд недостатков. Во-первых, стоимость цифровой АТС с наличием ISON- сервиса составляет довольно значительную сумму. Конечно, возможно использование услуг провайдера, но инсталляция одной такой линии обойдется в 700-800 долл. плюс абонентская плата за трафик. Помимо этого пользователь не полностью контролирует процесс эксплуатации (обслуживания), и любые проблемы оператора связи могут привести к сбоям в работе системы. Во-вторых, ISDN-линии имеют конечные значения по дальности, сопоставимые с обычными телефонными линиями, а их удлинение через xDSL или другие устройства увеличивает стоимость владения линией вдвое. В-третьих, использование кодека Н.261/Н.263, применяемого в ВКС, подразумевает получение приемлемого качества изображения при скорости передачи данных 384 кбит/с, а это - три ISDN-линии. Кроме того, кодек Н.261/Н.263 передает не полный кадр, а только изменения по отношению к предыдущему, что затрудняет получение качественной покадровой записи на устройство хранения. Учитывая все это, плюс, вводя поправку на территориальную распределенность отрасли ТЭК и неразвитость ISDN-сервиса в России в целом, приходится признать малую перспективность использования технологии ВКС в целях видеонаблюдения.

 

Одно из альтернативных решений данной задачи - применение сетевых камер и видеосерверов на основе IР-технологии, например оборудования компании Axis серий 2100/2400. Основное отличие сетевых камер от их Wеb-модификаций состоит в полной автономности и возможности работать без поддержки персонального компьютера, которая обеспечивается встроенным Linuх-сервером. Авторизованный пользователь может получить доступ к видеоресурсам таких устройств из любой точки мира посредством стандартного Wеb-браузера. Подобное решение значительно снижает суммарную стоимость видеосистем, а также повышает их гибкость, управляемость и масштабируемость.

 

Видеосерверы (камеры) Axis имеют традиционные сетевые интерфейсные окончания (Ethernet, RS-232/422) и поэтому могут использовать разнообразные среды передачи данных: корпоративные локальные вычислительные сети, Internet, цифровые радиоканалы транкинговой (TETRA, TETRAPOL) и сотовой (GSM) радиосвязи. Для построения законченных систем цифрового видеонаблюдения Axis разработал специализированный видеосервер Axis 2460, который оснащен встроенным детектором движения и, помимо возможности подключения и одновременного просмотра четырех аналоговых управляемых камер, имеет встроенную систему цифрового хранения видеоизображений (от одного до четырех жестких IDЕ-дисков) с архивом на 253 дня.

 

Наличие в нефтегазовой отрасли мощных сетей трубопроводного транспорта и буровых, их производственная и экологическая значимость вызвали активизацию работ по организации специальных программ экологического мониторинга линейных объектов. Глобальная цель таких программ - обеспечение эксплуатационной надежности нефте- и газопроводов и минимизация отрицательного воздействия на окружающую среду. Универсальные, в отношении транспортной среды, сетевые камеры Axis как нельзя лучше подходят для решения такого рода задач. Например, разработан инженерный метод расчета теплового воздействия факела жидких углеводородов, подверженного ветровой нагрузке, на окружающую среду. Он позволяет определить критическое расстояние или зону теплового отчуждения, находящуюся в непосредственной близости от факела, а также температурные и концентрационные поля выгорания топлива. Для удаленного контроля за состоянием и стабильностью факела не требуется трансляция "живого" видео, напротив, вполне достаточно нескольких кадров в секунду для определения характера процесса горения. На рис. 2 приведена структурная схема сети удаленного мониторинга, использующей СПДтам, где они есть, и сотовую связь для труднодоступных объектов.

 

Таким образом, конвергенция компьютерных и мультимедийных технологий (компрессия потока видеоданных в реальном времени и сетевая технология передачи) открывает новые перспективы перед системами видеонаблюдения. Данное решение эффективно и достаточно экономично, а при наличии в организации локальной сети дополнительные затраты на установку сетевых камер оказываются существенно меньшими по сравнению с традиционным решением.

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФУЛЛЕРЕНСОДЕРЖАЩИХ САЖ В ПРОЦЕССАХ ХИМИЧЕСКОГО УМЯГЧЕНИЯ КОТЛОВОЙ ВОДЫ.

 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФУЛЛЕРЕНСОДЕРЖАЩИХ САЖ В ПРОЦЕССАХ ХИМИЧЕСКОГО УМЯГЧЕНИЯ КОТЛОВОЙ ВОДЫ.

 

При организации водно-химического режима котлоагрегатов актуальна проблема выбора катионита. В качестве катионитных материалов предлагается использовать модифицированные углеродные каноматериалы, получаемые на основе коаксиальных углеродных канометровых трубок, фуллеренсодержащих саж и других форм полимерного углерода.

 

Безаварийная и экономичная работа котельных установок обусловлена качеством подготавливаемой воды. Необработанная вода из различных источников (артезианская, поверхностная) содержит растворенные минеральные соли, различные механические и органические примеси, а также кислород и углекислый газ. Состав и количество примесей зависят от физико-химических свойств пород, с которыми контактирует вода, а также от количества и состава сбросов.

 

Для питания котельных установок в ООО "Баштрансгаз" в основном используется артезианская вода, в которой почти нет механических примесей (взвешенные вещества) и сравнительно мало органических примесей. Однако вода обычно содержит большое количество растворенных солей. Основными накипеобразующими примесями необработанной воды являются ионы солей кальция, магния и железа, концентрация которых определяет величину показателя жесткости воды.

 

Наличие указанных примесей не позволяет применять исходную (сырую) воду для питания котлов без предварительной обработки, поскольку при нагреве и испарении воды на внутренних поверхностях труб и барабанов котлов осаждаются соли, образующие накипь и шлам. Ввиду того, что накипь - плохой проводник теплоты (в 40 раз хуже, чем аустенитная сталь), в местах ее отложения происходит местный перегрев металла, образуются отдулины и трещины.

 

Несоблюдение водно-химического режима может также привести к преждевременному износу котловых труб, их коррозии и, следовательно, к выходу из строя котлоагрегатов, трубопроводов тепловых сетей, приборов отопления; обусловить необходимость частых ремонтных работ по замене экранных трубок водогрейных котлов из-за неплотностей сварных соединений в результате прогара.

 

Выбор режима работы водоподготовительной установки (ВПУ) зависит от показателей качества исходной воды. Системы ВПУ на обслуживаемых объектах 000 "Баштрансгаз" позволяют проводить химическую (Nа-катионитную) очистку от ионов солей жесткости с 8,5 до 0,2 мг-экв/л (на катионитах марки DOWEX). Выбранный водно-химический режим котельных обеспечивает работу оборудования без вышеперечисленных повреждений и снижения экономичности.

 

Опыт эксплуатации систем докотловой подготовки воды (ультразвуковая импульсная установка "Волна" и установка электромагнитной обработки воды ЭМА-20), принцип действия которых основан на применении только физических методов, показывает, что эти системы не обеспечивают доведения качества воды до требуемого нормативного значения показателя жесткости ( 0,7 мг-экв/л) [1]. Применение их ограничено, поскольку механизм действия данных установок не предусматривает химического снижения концентрации ионов солей жесткости в котловой воде.

 

При организации водно-химического режима котлоагрегатов не менее актуальна проблема выбора катионита, который должен обеспечивать оптимальное соотношение качественных и стоимостных характеристик. К сожалению, не все последние отечественные разработки, касающиеся промышленного апробирования известных катионитов и поиска новых альтернативных катионитных материалов, выдерживают конкуренцию с западными аналогами.

 

По мнению авторов, заполнить образовавшийся вакуум в создании новых отечественных катионитных материалов позволят модифицированные углеродные наноматериалы, получаемые на основе коаксиальных углеродных нанометровых трубок, фуллеренсодержащих саж и других форм полимерного углерода, обладающих новыми уникальными и воспроизводимыми свойствами [2-4]. Приведем сравнительные результаты лабораторных испытаний углеродных образцов, полученных по методике [2], в качестве катионитов.

 

В результате испытаний определяли следующие технологические показатели: ионообменную способность (характер поверхностных функциональных групп), фракционный состав, насыпную плотность, коэффициент набухания и рабочую емкость катионита. Эти показатели являются основными при выдаче рекомендаций по пригодности использования данного материала для химической подготовки воды с соблюдением водно-химического режима работы водогрейных котлов.

 

Углеродные образцы, полученные по методике [2], представляли собой мелкодисперсные порошки черного цвета фракционного состава 215-500 мкм (образец 1) и 500-1000 мкм (образец 2).

 

При проведении испытаний по ионообменной способности для сравнения использовали катиониты следующих марок: сульфоуголь, получаемый путем обработки серной кислотой каменного коксующегося угля; синтетические отечественные (КУ-2, эсаптит-1, вофатит С и К) и зарубежные (DOWEX, DOWEX "HCR-S(H)") материалы.

 

Способность представленных углеродных образцов 1 и 2 к ионному обмену обусловливается наличием в их структуре химически активных функциональных групп, содержащих водород, который может замещаться другими катионитами. Определение характера функциональных групп осуществлялось поляриметрическим методом анализа на приборе П-161.

 

Поскольку перед испытаниями углеродные образцы не подвергались графитации (термической обработке), на их поверхности поляриметрически были обнаружены карбоксильные и гидроксильные группы. Данные функциональные группы отличаются слабыми кислотными свойствами (в водном растворе слабо диссоциируют) и участвуют в обменных реакциях как при Na-, так и при Н-катионировании.

 

Следовательно, образцы 1 и 2 могут использоваться в обоих процессах умягчения воды без модифицирования соответствующими добавками. Подобными свойствами обладают катиониты вофатит С и DOWEX. Сульфоуголь и КУ-2 также применяются в обоих процессах умягчения воды, но при этом имеют в своем составе не только карбоксильную, но и сульфогруппу. Катиониты эсаптит-1, вофатит К и DOWEX "HCR-S(H)" применяются только при Н-катионировании, так как содержат сульфогруппу.

 

Для определения фракционного состава образцов 1 и 2 применяли ситовой и гранулометрический анализ. Фракционирование осуществляли путем просеивания образцов через набор штампованных сит с определенными размерами отверстий и последующего взвешивания полученных фракций.

 

Определение насыпной плотности образцов 1 и 2 заключалось в заполнении мерного цилиндра вместимостью 100 мл исследуемым веществом, уплотнении (пятикратном постукивании цилиндра с образцом о деревянную подставку) и последующем взвешивании. Насыпную плотность определяли для сухого и влажного образца, поскольку при погружении в воду катиониты набухают, т. е. увеличиваются в объеме. Степень этого увеличения определяется значением коэффициента набухания. В связи с этим следует различать насыпную плотность катионита в воздушно-сухом и во влажном состояниях. В последнем случае имеется в виду масса 1 м3 влажного катионита после высушивания его до воздушно-сухого состояния.

 

Определение рабочей емкости катионитов и образцов 1 и 2 осуществляли трилонометрическим титрованием в присутствии соответствующих буферных растворов. Технологические характеристики испытанных углеродных образцов 1 и 2 и сравниваемых катионитов приведены в таблице.

 

Исследованные углеродные образцы пригодны для использования в процессах химического умягчения (Na- или Н-катионирования) котловой воды. Образцы 1 и 2 характеризуются относительно высокой рабочей емкостью (630-720 г-экв/м3), малой насыпной плотностью (0,55-0,7 т/м3) и средним размером зерен (0,2-1,0 мм). При этом они имеют развитую поровую структуру. Рекомендовано применять их в качестве катионита в водоподготовительных установках, подготавливающих воду для водогрейных котлов типа КСВа-1.0, КВГ-2.5, ВК-21 и ВВД, которые эксплуатируются в настоящее время службами энерговодоснабжения (ЭВС) и ЖКХ ЛПУ МГ ООО "Баштрансгаз".

 

читать далее »
06.04.13 02:53 НОВЫЕ ЭЛАСТИЧНЫЕ ГАЗОНЕПРОНИЦАЕМЫЕ ТЕРМОСТОЙКИЕ ПОЛИМЕРНЫЕ МАТЕРИАЛЫ.

В настоящее время в газовой, химической, нефтехимической, а также в других отраслях промышленности, использующих высокотемпературные или газовые процессы, ощущается острая потребность в термостойких эластичных газонепроницаемых материалах для производства герметизирующих, уплотняющих изделий. Разработанный и внедренный в промышленность новый эластичный газонепроницаемый полимерный материал Б-850 предназначен для высокотемпературной эксплуатации (до 375 шС) в среде газов и теплоносителей и по работоспособности в 10-20 раз превосходит отечественные и импортные серийные аналоги - резины, полимерные пленки, резиноткани и др.

 

Разработанный новый эластичный резиноподобный газонепроницаемый термостойкий материал Б-850 (типа Б-800) на основе отечественного сырья с применением синтезированного нового хлорированного СКЭПТ работоспособен при температурах до 375 шС во всех известных теплоносителях, применяемых в отечественной промышленности, - в горячем воздухе, азоте, перегретом паре, горячей воде, глицерине и др. и по термостойкости многократно превосходит серийные термостойкие резины (таблица).

 

Сравнительная кинетика термического старения по сопротивлению разрыву материалов Б-850, резин 181 и 3687 говорит о большом преимуществе материала Б-850 в процессе старения при 200 шС.

 

За 24 ч старения образец из Б-850 не изменился, в то время как резина 3687 полностью разрушилась за 0,5 ч.

 

На ряде предприятий в качестве теплоносителя применяется глицерин, поскольку в этой среде резины 181 и 3687 более стойки к термическому старению, чем в воздухе.

 

Стойкость к набуханию в глицерине при нагреве является одним из основных показателей для применения резин в этом теплоносителе. Материал Б-850 также оказался наиболее стойким по набуханию в глицерине по сравнению с применяемой серийной термо-, масло-, бензостойкой резиной 181.

 

К важнейшим характеристикам полимерных материалов, применяемых для изготовления термостойких герметичных изделий, относится газопроницаемость при высоких температурах, поскольку при эксплуатации этих материалов, например при формовании изделий, от этого показателя в значительной степени зависит не только качество готовых изделий, но и механическая прочность формуемых автоклавным методом угле-, стеклопластиков (при высокой проницаемости агент давления сквозь формующую оболочку может проникать в глубь готовой конструкции), однако до настоящего времени какие-либо сведения о газопроницаемости применяемых для этих целей серийных материалов отсутствуют.

 

Особенно наглядно различие газопроницаемости полимерных материалов выявляется при их сравнительном исследовании при высоких температурах, когда газопроницаемость материалов наиболее высока.

 

Для определения газопроницаемости полимерных материалов при температуре до 200 шС была разработана принципиально новая методика (рабочая среда - воздух), создана установка и определена воздухопроницаемость широкого круга промышленных полимерных пленок, резинотканей, резин и других материалов, применяемых для производства герметичных изделий и целей герметизации.

 

Установка (рис.1)обеспечивает возможность создания вакуума и давления в диффузионных ячейках при одновременном воздействии на исследуемый материал повышенных температур с контролем кинетики накопления газа под испытуемой диафрагмой из полимерного материала.

 

Многолетние исследования показали надежность созданной установки в эксплуатации и получение полностью воспроизводимых результатов.

 

Диффузионные ячейки диаметром рабочей поверхности 65, 110 и 290 мм (внешние размеры составляли соответственно 100, 150 и 400 мм) устанавливали в термошкаф и соединяли с системой вакуум-, пневмотрубопроводов. Из испытуемых материалов - резинотканей, полимерных пленок и резин - по размерам диффузионных ячеек вырезали круги диафрагм для испытания.

 

Температура в термошкафу поддерживалась с точностью +1,5 шС. Вакуум определяли по моновакуумметру, давление воздуха в сети - по манометру, температуры - по потенциометру ЭПП-09.

 

По полученным результатам строили графики падения вакуума под диафрагмой в зависимости от продолжительности испытаний.

 

Коэффициент вариации по разбросу результатов составляет 4-5 %.

 

В диффузионной ячейке создают вакуум и (или) давление, что дает возможность исследовать кинетику накопления газа под диафрагмой, вырезаемой из различных полимерных материалов.

 

Наиболее высокая газопроницаемость наблюдается у всех материалов при одновременном воздействии на диафрагму давления и вакуума.

 

Результаты относительной воздухопроницаемости различных материалов в малой диффузионной ячейке диаметром 65 мм под действием только давления 0,6 МПа при 170-200 шС показали (рис. 2), что материал Б-850 и наилучший известный газонепроницаемый полимерный материал - полиимидная пленка Ричмонд HS-62 (США) обладают наивысшей воздухонепроницаемостью (на одном уровне), все остальные материалы, в том числе и резины, обладают значительно большей проницаемостью по воздуху. При исследовании воздухопроницаемости материалов в большой диффузионной ячейке с диаметром рабочей поверхности 290 мм при постепенном подъеме температур, моделирующем подъем температур при автоклавном формовании, Б-850 оказался также наиболее герметичным материалом, превосходя в этом отношении и широко применяемую пленку ПК-4, по сравнению со всеми отечественными промышленными материалами.

 

Сравнительная воздухопроницаемость для различных материалов при максимальной температуре исследования 200 шС и давлении воздуха 0,4-0,5 МПа в большой диффузионной ячейке также показывает, что материал Б-850 наиболее герметичен. Эксперименты при 170 шС в условиях совместного или раздельного воздействия давления и вакуума, используемых в производственных режимах, также показали многократное преимущество Б-850 перед всеми материалами, в том числе и перед термостойкой резиной 181.

 

Установлено, что повышение герметичности формующего материала способствует росту прочности отформованных образцов при их высокотемпературном формовании.

 

О высокой термостойкости материала Б-850 свидетельствуют следующие факты:

 

при непрерывной эксплуатации в перегретом паре при 170 шС и давлении 0,72 МПа прокладки на паропроводах из материала Б-850 проработали около 2 лет, в то время как лучшие серийные резины в этих условиях работают не более 1 сут;

 

при длительной промышленной эксплуатации при 135 шС прокладки теплообменников из Б-850 проработали более 3,5 лет, прокладки серийных резин работают не более 1 года;

 

при длительной промышленной эксплуатации в среде 60%-го раствора каустика при 90-120 шС прокладки трубопроводов непрерывно проработали 18 лет, в то время как серийные резины в этих условиях работают не более 7 мес, при этом разрушаются и загрязняют агрессивную среду;

 

при 160 шС в смеси хлорбензола, четыреххлористого углерода и 20%-ной соляной кислоты прокладки Б-850 (реже БС-45) работают 3,5 года, серийная резина из фтор-каучука марки 1345 работает лишь 1 нед;

 

прокладки стальных труб газоходов при производстве синтетической соляной кислоты (100%-газ НС1) при 250-350 шС работают непрерывно более 3 мес, специальный паронит - не более 1 мес и т. д.

 

Рис. 1. Принципиальная схема установки для определения воздухопроницаемости пленочных материалов при высоких температурах:

 

1 - вакуумный насос; 2 - вакуумный кран; 3 - вакуумметр образцовый (ГОСТ 6521-60); 4 - манометр на 0,1 МПа (ГОСТ 8125-65); 5 - диафрагма; 6 - диффузионная ячейка; 7 - термопара; 8 - ЭПП-09; 9 - манометр на 10 МПа (ГОСТ 2465-63); 10 -воздушный коллектор; 11 - воздушный кран; 12 - термошкаф

 

Рис. 2. Изменение относительной проницаемости к воздуху различных полимерных материалов при 170-200 шС (давление воздуха 0,6 МПа):

 

1 - полиимидная пленка Ричмонд HS (200 шС); 2 - материал Б-850 (200 шС); 3 - резиноткань 565 (170 шС); 4 - резиноткань 500 (170 шС); 5 - резиноткань HT (170 шС); 6 - резиноткань НТ-7 с пятью слоями ПВС-пленки (170 шС); 7 - резина 181 на основе нитрильного каучука (170 шС); 8 - резиноткань ATOM-2 (170 шС)

 

По заключениям предприятий машиностроения, химической, нефтехимической, авиакосмической промышленности материал Б-850 является наиболее термопрочным и герметичным материалом из всех выпускаемых отечественной промышленностью герметичных резинотканей, полимерных пленок и резин.

 

На основании результатов производственного испытания и внедрения газонепроницаемого термостойкого материала Б-850 установлено, что его широкое использование позволяет:

 

полностью исключить зависимость производства изделий из композиционных материалов от импортных пленок или импортного натурального каучука;

 

обеспечить стабильность и надежность технологических процессов, повысить качество изделий;

 

резко снизить брак дорогостоящей готовой продукции, возникающий из-за разрыва вакуум-формовочных мембран, диафрагм или мешков, изготовленных из нетермостойких серийных тканей и резин;

 

применить новые перспективные термостойкие композиционные материалы, требующие высокотемпературного (выше 170 шС) отверждения, когда серийные отечественные материалы неработоспособны;

 

за счет применения высоких температур и коротких, но жестких циклов отверждения в 6-8 раз повысить производительность труда, в 3-4 раза сократить цикл отверждения композиционных материалов, высвободить рабочую силу, оборудование и производственные площади;

 

за счет многоразового использования изделий из материала Б-850 в 8-12 раз сократить материалоемкость производства.

 

Исследование проницаемости близкого по составу и свойствам Б-850 родственного ему БС-45 к жидким агрессивным средам также показало его наинизшую проницаемость по сравнению с общеприменяемыми серийными резинами.

читать далее »
06.04.13 02:53 ВОЛШЕБНАЯ АРОМАТИКА ПНГ.

 ВОЛШЕБНАЯ АРОМАТИКА ПНГ.

 

Компания "Вико-Консалтинг" совместно с компанией HEUHAUS Group предлагает Вам уникальный, энергонезависимый комплекс "ПPOTOГEH-NEUHAUS" для глубокой переработки углеводородов в нефтехимическую продукцию и экологически чистые моторные топлива, отвечающие нормам Euro 3, Euro 4.

 

На нефтепромыслах комплекс "ПРОТОГЕН- NEUHAUS" предотвращает сжигание нефтяного попутного газа, полностью утилизируя его в ценную товарную продукцию (моторные топлива, продукты нефтехимии), что значительно сокращает издержки нефтедобычи и позволяет достигнуть высокого уровня экологичности производства. На терминалах сжиженных углеводородов, нефтяных терминалах, а также ГПЗ и НПЗ строительство комплекса "ПPOTOГEH-NEUHAUS" в десятки раз увеличивает рентабельность производства при росте глубины переработки и отсутствии отходов.

 

Наш комплекс поставляется на желаемое количество переработки углеводородов (например, 25, 50, 100, 125 ... 500 ... 1000 тыс. т сырья в год). Сырьем для переработки может служить СПБТ, ШФЛУ, пропан, бутан, газовый и прямогонные бензины, попутный нефтяной газ, олифинсодержащие газы, сырая нефть, газовый конденсат и т. д. Общая структурная схема процесса "ПPOTOГEH-NEUHAUS" приведена на рис. 1. Помимо этого, технология "ПPOTOГEH-NEUHAUS" способна улучшить качество российских высокооктановых бензинов Аи-92, Аи-95, Аи-98 до уровня Euro 3, Euro 4. В результате переработки из бензина выделяется товарный бензол.

 

Из 1 т СПБТ, ШФЛУ, пропана или бутана технических получается не менее 0,66 т ароматических углеводородов (ксилолы, толуол, бензол высшей чистоты). В результате процесса выделяется сухой топливный газ. Мы используем этот газ для выработки электроэнергии и тепла на собственной газовой электростанции F.G.WILSON (рис. 2). Вырабатываемой энергии достаточно не только для обслуживания самого комплекса. Также можно обеспечить энергоснабжение всей прилегающей производственной и бытовой инфраструктуры электричеством и теплом со стоимостью менее 20 коп. за 1 кВт-ч. Эта возможность позволит Вам отказаться от закупок дорожающей электроэнергии, а бесперебойность собственной выработки обеспечивает небывалую устойчивость, надежность и независимость Вашему бизнесу.

 

СХЕМА: Структурная схема комплекса нПPOTOГEH-NEUHAUS"

 

Если у Вас имеется газовый конденсат, то из 1 т этого сырья можно получить 0,43 т экологически чистого (без содержания бензола) бензина Аи-95, 0,46 т низкосернистого дизельного топлива (вплоть до арктических марок) и необходимое количество сухого топливного газа.

 

Практика показала, что комплекс "ПPOTOГEH-NEUHAUS" наиболее рентабелен для переработки углеводородного сырья в индивидуальные ароматические углеводороды. Данный вид товарной продукции имеет высокую стоимость. Например, 1 т бензола только в России стоит более 550 долл. (стоимость орто-ксилола еще выше), не облагается акцизом и пользуется огромным спросом во всем мире. Кроме того, возможно получение небольшого количества водорода.

 

Уникальность"ПPOTOГEH-NEUHAUS"

 

Технологии и нетоксичные цеолитсодержащие катализаторы, используемые в комплексе "ПPOTOГEH-NEUHAUS", защищены патентами Российской Федерации, а также зарубежных стран (международные приоритеты PCT/RU 01/00538 и PCT/RU 01/00539 от 20.11.2001 г.). Патенты принадлежат нашей дочерней компании "РУНО ЗОЛОТОЕ". Уникальность наших комплексов заключается в высокорентабельном (примерно 150-200 %) получении высоколиквидной товарной продукции:

 

индивидуальные ароматические углеводороды;

 

ВОК - концентрат ароматических углеводородов;

 

экологически чистые высокооктановые бензины и низкосернистые дизельные топлива мирового уровня;

 

энергонезависимость и энергоэффективность процесса за счет применения собственной газовой электростанции технологически замыкает процесс переработки и дополнительно увеличивает рентабельность на 10-20 %.

 

О СТОИМОСТИ

 

В зависимости от типа и мощности перерабатываемого сырья стоимость проектирования, изготовления, монтажа и ввода в эксплуатацию комплекса "ПPOTOГEH-NEUHAUS" составит от 3,2 до 29 млн долл. Например, ориентировочная стоимость "под ключ" комплекса "ПPOTOГEH-NEUHAUS" мощностью 100 тыс. т перерабатываемого сырья в год с получением индивидуальных ароматических углеводородов составит около 10 млн долл. при стоимости процессинга 14-19долл. на 1 т перерабатываемого сырья. Срок окупаемости комплекса составит менее одного года. Комплексы "ПPOTOГEH-NEUHAUS" изготавливаются в универсальном блочно-модульном исполнении.

 

Необходимая площадка без общехозяйственных объектов - 40х70 м2

 

Стоимость цеолитсодержащих катализаторов составляет 12-14 тыс. долл. за 1 т. Катализаторы нетоксичны и не содержат драгоценных металлов. Срок службы катализатора составит 1,5 года. Потребность в катализаторе-14 т в год. Необходимая численность персонала -10 человек.

 

Мы готовы застраховать генеральные контракты на строительство и ввод в эксплуатацию нефтегазохимических комплексов "ПPOTOГEH-NEUHAUS" на предмет выполнения генподрядчиком договорных обязательств перед Заказчиком. Страхование осуществляет открытое страховое акционерное общество "Гелиос Резерв".

 

По Вашему желанию генеральным контрактам может быть придан статус программ развития ООН. Это позволит снизить общую стоимость на 15-20 %, так как в этом случае контракт не облагается НДС.

 

Подводя ИТОГИ

 

Комплексы "ПPOTOГEH-NEUHAUS" не имеют мировых аналогов. Они позволяют заметно расширить нишу нефтегазопереработки, увеличить ее глубину. Освоение нами доступных и технологичных процессов производства ароматики позволяет пересмотреть идеологию построения всего цикла нефтехимического производства. Обладая компактностью и всеми описанными достоинствами, наши комплексы органично вписываются в технологические циклы нефтедобывающих предприятий, действующих терминалов, НПЗ и ГПЗ. Многие инвесторы получают возможность построить новое, современное нефтехимическое производство и создать реальную альтернативу действующим НПЗ, НХК и ГПЗ.

 

На нефтепромыслах комплексы "ПPOTOГEH-NEUHAUS" эффективно утилизируют нефтяной попутный газ, прекращая его сжигание в факелах. Это позволяет компаниям в полном объеме выполнить современные экологические требования и избежать оплаты штрафов за загрязнение окружающей среды. Известно, что при сжигании 1 т нефтяного газа в атмосферу выбрасывается около 3 т CO2. Предотвращая выбросы этого парникового газа, уже сегодня компании могут получить значимую прибыль от начинающейся продажи квот на предотвращенные выбросы СО; (западные компании готовы покупать квоты по 5 евро за 1 т предотвращенного выброса CO2).

 

Мы приглашаем Вас и всех заинтересованных лиц к сотрудничеству как думающих не только об извлечении прибылей, но также и о будущем нашей планеты.

читать далее »
06.04.13 02:53 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОСЛОЙНЫХ АРМИРОВАННЫХ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ.

 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОСЛОЙНЫХ АРМИРОВАННЫХ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ.

 

В частящее время, в связи с значительным ростом объемов работ по строительству газопроводов из полиэтиленовых материалов [1], возникает проблема обеспечения безопасности и надежности их работы в реальных условиях эксплуатации. Для повышения прочностных свойств полиэтиленовых труб, используемых при строительстве газопроводов, применяют армирование. Вопрос экспериментального исследования прочностных характеристик армированных полиэтиленовых труб является одним из важнейших для решения поставленной задачи.

 

Многослойные армированные материалы и их конструкции, как и системы из композитных материалов, обладают рядом особенностей: конструктивной ортотропией, слоистым строением, наличием нелинейных эффектов, связанных с работой конструкций в области пластических деформаций. Экспериментальные исследования влияния этих особенностей на напряженное состояние труб в сочетании с теоретическими методами расчета позволяют оценить поведение конструкций из рассматриваемых материалов и определить область их применения.

 

Для расчета таких систем на прочность необходимо знать прочностные и деформационные характеристики применяемых композитных структур, из которых они слагаются. Слоистые материалы имеют разнообразные структуры в зависимости от компонентов и технологических приемов получения этих материалов и конструкций из них.

 

Наиболее перспективными, обладающими широким набором физико-механических свойств, являются материалы на основе полимеров, которые могут быть армированы высокопрочными нитями. Полимеры имеют низкую прочность и жесткость, однако, благодаря простоте изготовления из них изделий и совместимости их с различными соединениями, они широко используются для производства армированных материалов, работающих в допустимых условиях. Среди армирующих материалов особой прочностью обладают арамидные нити.

 

Тюменским предприятием "Сибгазаппарат" (ОАО "Запсибгазпром") освоено производство новой трубной продукции - трубы армированные многослойные (ТАМ). Труба состоит из внутренней полиэтиленовой оболочки, средних армирующих слоев (которых может быть два, четыре, шесть) и наружной полиэтиленовой оболочки. При этом для внутренней и наружной оболочек используют полиэтилен средней плотности (ПСП) ПЭ-80, а для средних армирующих слоев - полиэтилен низкой плотности (ПНП) и арамидную нить (текс нитей - 1032, 1376; прочность - 205 сН/текс).

 

Технология производства указанных труб основана на методе экструзии. Нанесением на оправку формируется внутренняя оболочка. Арамидные нити спекаются в специальной камере полиэтиленом высокого давления в ленты, которые наматываются на внутреннюю полиэтиленовую оболочку под углом 55ш в двух направлениях. Затем наносится наружная полиэтиленовая оболочка.

 

Выпуск многослойных армированных труб из полиэтилена освоен предприятием "Сибгазаппарат" для транспортирования жидких сред и горючих газов, однако их прочностные характеристики в настоящее время исследованы недостаточно. В связи с этим актуальной становится задача по разработке новых методов испытаний и расчетов на прочность выпускаемых труб для расширения области их использования.

 

На базе отраслевого института "Омскгазтехнология" были проведены испытания на стойкость к осевой нагрузке армированных термопластичных труб, изготовленных из полиэтилена ПЭ-80. Армирующий материал - арамидная нить (армирование двухслойное). Для испытания использовали разрывную машину МИРС- 500К (номер аттестата поверки - 8808).

 

Условия испытания: температура испытания - 20 шС, скорость перемещения захвата - 25 мм/мин, температура кондиционирования - 20 шС, время кондиционирования -120 мин.

 

Параметры и характеристики испытываемых образцов: длина образца -615мм, диаметры наружный и внутренний соответственно 138 и 107 мм, площадь поперечного сечения трубы - 6023 мм2.

 

Машина укомплектована компьютером и принтером, что позволило получить график в координатах / - Р (рис. 1), на основе которого была построена диаграмма растяжения в координатах G - е.

 

В результате проведенных экспериментальных исследований были получены следующие прочностные характеристики армированного полиэтилена:

 

осевая нагрузка на первой стадии текучести -129 кН;

 

максимальная осевая нагрузка (при растяжении 200 мм) - 240 кН;

 

предел текучести Gт -21,4 МПа;

 

предел прочности G вр - 39,8 МПа;

 

относительное удлинение - 13,1 %.

 

При расчетах на прочность многослойных труб эти величины являются допускаемыми.

 

Аппроксимация экспериментальных данных позволила определить значения параметров Е и b для соотношения (1). Последующий анализ экспериментальной и аппроксимирующей зависимостей показал следующее.

 

В линейной области диаграммы е = f(G) значения опытных данных практически совпадают со значениями теоретической кривой (рис. 2). В области пластической деформации ошибка аппроксимации не превышает 12 %.

 

Вышеизложенное позволяет сделать вывод, что с вероятностью 95 % модуль упругости Е армированного полиэтилена имеет значение 3010 МПа (при этом b= 0,009 МПа(-2)).

 

На базе испытательной лаборатории ПМИ ЗАО "Запсибгазаппарат" проведены экспериментальные исследования по определению изменений наружного диаметра D, длины L и радиального смещения S от первоначального состояния образцов армированных полиэтиленовых труб при изменении внутреннего давления. Испытывали образцы труб марки ТАМ 107-20.

 

Условия испытания: температура испытания - 20-25 шС, температура кондиционирования - 24 шС, время кондиционирования - 26 ч.

 

Параметры и характеристики испытываемых образцов: длина образца - 1350 мм, диаметры наружный и внутренний соответственно 138 и 107 мм.

 

Для проведения эксперимента использовали стенд для испытаний труб с микропроцессором Resato. Образцы оборудованы заглушками из нержавеющей стали. Давление повышали ступенями от 0 до 7 МПа с интервалом 1 МПа через 24 ч. При изменении давления фиксировали изменение параметров D, L, S.

 

Величина модуля упругости Е армированного полиэтилена после обработки результатов второго эксперимента получилась равной 2715 МПа. Для обеспечения достоверности определения величины модуля упругости материала армированной полиэтиленовой трубы проведено сравнение результатов двух описанных выше экспериментов: эксперимента на растяжение трубы и эксперимента на внутреннее давление. Расхождение между значениями модуля упругости материала трубы составляет 9 %.

 

Полученные значения прочностных, механических и деформационных характеристик армированного полиэтилена могут быть использованы для расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов, изготовленных из армированных полиэтиленовых труб.

 

 

читать далее »
06.04.13 02:53 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ПАРАФИНО-ГИДРАТОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ПАРАФИНО-ГИДРАТОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

 

Предлагаемые новые способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин позволяют решать проблемы, связанные с образованием парафинов и газогидратов в верхней части насосно-компрессорных труб, путем повышения температуры потока продукции скважины.

 

В настоящее время одной из актуальных проблем является обеспечение надежной и устойчивой эксплуатации низкодебитных газоконденсатных и нефтяных скважин. Основные осложнения в их работе обусловлены пониженными температурами продукции в верхней части НКТ.

 

По данным промысловых работ и технологических исследований весьма перспективными являются методы и средства, направленные на повышение температуры потока продукции в верхней части скважин (0-1500 м)до величин, исключающих образование парафиновых и газогидратных пробок и т. д. В частности, такую возможность обеспечивает применение:

 

теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ) с коэффициентом теплопроводности изоляции до 0,01 Вт/(м-К) и менее; приустьевых систем подогрева газлифтного газа перед его подачей в скважину.

 

ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫЕ ЛИФТОВЫЕ ТРУБЫ

 

 

Специалистами ВНИИгаза разработаны различные конструкции теплоизолированных газовых скважин для месторождений Крайнего Севера Тюменской обл. и Красноярского края, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). На этих скважинах в ходе их длительной работы измеряли температуру непосредственно за стенкой внешней обсадной колонны (в трубках Ду 48 мм, укрепленных на стенках) на различной глубине от устья с помощью датчиков с точностью +0,1 шС. Сигналы от датчиков передавались на поверхность.

 

Исследования газовой скв. 6805 месторождения Бованенково показывают, что при устьевой температуре потока газа выше 24 шС в течение 5 мес непрерывной работы скважины температура за внешней стенкой направления на глубине 42 м от устья сохранила отрицательные, близкие к расчетным, значения. При этом значения температуры в нетеплоизолированной скважине на этой же глубине через сутки с начала эксплуатации достигают положительных величин, что приводит к размерзанию околоствольного пространства в зоне ММП.

 

Результаты исследований теплоизолированной скв. 110 Южно-Соленинского месторождения, оснащенной ТЛТ-168х73, показали, что в течение 12 мес ее непрерывной работы с устьевой температурой 20 шС температура за внешней обсадной колонной на глубинах 36 и 57м сохранила отрицательную величину. Сравнительные измерения температур в нетеплоизолированной скв. 115 этого же месторождения с помощью датчика, установленного на внешней обсадной колонне, на глубине 15 м от устья показали, что при температуре потока газа более 15-17 шС за внешней обсадной колонной на контакте с мерзлой породой температура в околоствольном пространстве скважины быстро превысила нулевую отметку. Таким образом, результаты промысловых испытаний показывают, что пассивная термозащита верхней части ствола является перспективным способом решения проблемы предупреждения протаивания околоствольного пространства действующих газовых скважин в зоне мерзлоты.

Для более эффективного использования ТЛТ необходим очень низкий коэффициент теплопроводности теплоизоляции (0,01 Вт/(м'К) и менее). Такой показатель удалось получить за счет создания форвакуума в изолируемой полости, применения специального теплоизолирующего материала, поглотителя остаточных газов (геттера) и т. д.

 

Сравнительные данные по российским, канадским (фирма "Электра"), японским (фирма "Кавасаки") и другим теплоизолированным трубам показывают, что характеристики, по рекламным данным и промысловым испытаниям, канадских и российских труб являются близкими друг к другу. В то же время многократные стендовые испытания новых типов изоляции с новой технологией их изготовления, проведенные во ВНИИгазе, показали возможность резкого снижения коэффициента теплопроводности (в 10-15 раз от ранее достигнутого). Благодаря этому расширяется область применения ТЛТ, например, для добычи газа и нефти с предупреждением образования газогидратов и парафинов, добычи термальных вод, закачки горячего теплоносителя в нефтяные пласты с целью повышения коэффициента извлечения нефти и т. д.

 

Проблема образования парафинов в колонне НКТ является одной из основных, возникающих при добыче нефти. На скорость парафинизации и толщину отложений парафина влияют несколько факторов. Одним из главных является понижение температуры нефти при ее движении от пласта к устью скважины в результате потери теплоты через стенки скважины в окружающие горные породы.

 

Процесс образования парафинов может быть значительно ослаблен или исключен за счет применения ТЛТ, разработанных во ВНИИгазе совместно со специалистами ОАО "Газпром" и ООО "НПЦ "Гелиймаш" и др. Как видно из табл. 1, спуск ТЛТ на глубину 700 и 1500 м позволит обеспечить устьевую температуру добываемой продукции скважины выше температуры образования парафинов 20 шС.

 

 

ПРИУСТЬЕВЫЕ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВА ГАЗЛИФТНОГО ГАЗА ПЕРЕД ЕГО ПОДАЧЕЙ В СКВАЖИНУ

 

Образование парафинов в НКТ при эксплуатации нефтяных скважин способом бескомпрессорного газлифта можно предотвратить за счет использования приустьевых систем подогрева газлифтного газа перед его подачей в скважину [2]. Сущность данного способа состоит в следующем (рис. 2). Газ сепарации высокого давления от установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по линии подачи газа высокого давления 1 направляется к скважине 6 (или к кусту скважин), оборудованной устьевым подогревателем 10, перед которым газ разделяют на два потока: газлифтный газ и топливный газ. Последний по линии подачи топливного газа 4 подается в устьевой подогреватель 10 для подогрева продукции скважины и газлифтного газа через промежуточный теплоноситель. Газлифтный газ через регулятор расхода 2 подается по линии подачи газлифтного газа 3 в затрубное пространство 7 скважины 6. Газлифтный газ перепускают в колонну лифтовых труб 8 через газлифтный клапан (ГК) 5 на глубине, большей глубины выпадения парафинов из продукции скважины. Благодаря этому исключается выпадение парафина из продукции скважины 9 вплоть до устьевого подогревателя 10, в котором она дополнительно подогревается, чтобы исключить выпадение парафина в шлейфе 11. Далее продукция скважины направляется на сборный пункт (СП). Температура нагрева газлифтного газа и его расход определяются в результате решения системы двух дифференциальных уравнений тепловых балансов для нисходящего потока газлифтного газа в затрубном пространстве и восходящего потока продукции скважины в колонне лифтовых труб.

Данный способ был применен для определения технологических показателей эксплуатации нефтяных скважин Уренгойского месторождения способом бескомпрессорного газлифта с подогревом этого газа на устье до температуры выше образования парафинов в продукции скважины на устье и в месте установки ГК в колонне лифтовых труб. Исходные данные: температура выпадения парафина из нефти 20 шС, глубина скважины 2850 м, температура на забое скважины 82 шС,ГК установлен на глубине 1500 м от устья.

 

Была поставлена задача - обеспечить температуру добываемой продукции скважины в верхней части НКТ и на устье скважины не менее 20 шС. При этом необходимо ограничить температуру подогрева газлифтного газа 60 шС, чтобы не допустить существенных осложнений, вызванных растеплением околоствольного пространства, а также ограничить расход газлифтного газа из-за трудностей его утилизации при существующей системе сбора.

 

Расчеты (табл. 2) показывают, что температура добываемой продукции на устье скважины 20 шС в зависимости от дебита нефти может быть обеспечена расходом газлифтного газа 35,2-48,0 тыс. м3/сут, температура подогрева газлифтного газа на устье при этом составляет 52,0-53,3 шС.

 

Таким образом, использование ТЛТ и подогрев газлифтного газа на устье перед его подачей в скважину при эксплуатации способом бескомпрессорного газлифта являются перспективными решениями проблем предупреждения образования парафинов и гидратов в нефтяных и газовых скважинах.

Технологические показатели эксплуатации нефтяной скважины Уренгойского месторождения способом бескомпрессорного газлифта

 

читать далее »
 «[1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][..]» 
« 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