Территория Нефтегаз № 3 2017
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Бурение
Диагностика
Авторы:
Б.Л. Житомирский; ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия).
А.С. Лопатин, e-mail: lopatin.a@gubkin.ru, ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Целевая комплексная программа по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО Газпром (до 2000 г.). В 3-х ч. М.: ИРЦ «Газпром», 1997.
-
Ангалев А.М., Антипов Б.Н., Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностическое обслуживание магистральных газопроводов. М.: МАКС Пресс, 2009. 112 с.
-
Аксютин О.Е., Лопатин А.С., Васильев Г.Г. Развитие газотранспортной системы и подготовка инженерных кадров // Газовая промышленность. 2010. № 13. С. 13–16.
-
Лопатин А.С., Суховерхов Ю.Н., Короленок А.М. НОЦ «Энергосберегающие технологии и техническая диагностика» // Нефть, газ и бизнес. 2015. № 3. С. 30–33.
HTML
Эффективность внедрения системы управления техническим состоянием и целостностью магистральных газопроводов (МГ) во многом определяется ее кадровым обеспечением, системой подготовки высококвалифицированных специалистов в области диагностики, способных обеспечить разработку и широкомасштабное внедрение различных методов и средств диагностики, аппаратно-программного, методического и информационно-технического обеспечения отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) МГ.
Вопросы острого дефицита кадров в области диагностики, тормозившие создание и внедрение ОСДО, а также меры по совершенствованию кадрового обеспечения неоднократно рассматривались на заседаниях НТС ПАО «Газпром» и всех значимых отраслевых конференциях и совещаниях по этой проблематике. В их решениях отмечалась необходимость создания стройной системы подготовки и переподготовки специалистов по диагностике, разработки соответствующего научно-методического и технического обеспечения.
Задача создания многоуровневой системы подготовки специалистов в области диагностики была впервые поставлена в рамках реализации Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций ОАО «Газпром» (ЦКП), предусматривающей переход от традиционной регламентной системы эксплуатации объектов МГ к ресурсосберегающей системе их эксплуатации «по состоянию» [1].
Поставленные в ЦКП задачи оптимизации ремонтно-технического обслуживания и управления технологическим процессом работы объекта могли быть решены только на основе внедрения развитой системы диагностического обслуживания, обеспечивающей контроль за изменением и восстановлением технического состояния объекта эксплуатации на всех стадиях его жизненного цикла, что невозможно без соответствующего кадрового обеспечения [2].
Решение поставленной задачи потребовало системного и комплексного подхода к организации подготовки, переподготовки и аттестации диагностических кадров с привлечением научно-технического, учебного потенциала и производственных ресурсов организаций, имеющих наибольший опыт в создании и внедрении системы диагностического обслуживания, наличия специалистов высшей квалификации по видам неразрушающего контроля и диагностики, без которых такая подготовка не могла быть полноценной [3].
В соответствии с ЦКП, принятыми решениями НТС ПАО «Газпром» и согласованными с «Газпромом» программами обучения РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина с участием ученых и специалистов отрасли реализует многоуровневую систему подготовки специалистов по диагностике МГ. В создании этой системы принимал участие широкий круг руководителей этого направления от ПАО «Газпром» (О.Е. Аксютин, Б.В. Будзуляк, Б.С. Посягин, А.А. Филатов), специалисты ОАО «Оргэнергогаз» (И.И. Велиюлин, Н. Халлыев), РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (В.Г. Мартынов, А.С. Лопатин, А.М. Короленок) и ряда других организаций, работа которых была отмечена в 2013 г. Премией Правительства РФ в области образования.
Предложенная и реализованная в ПАО «Газпром» многоуровневая система включает подготовку студентов, систему дополнительного профессионального образования, подготовку кадров высшей квалификации (докторов и кандидатов наук).
Следует отметить, что программ подготовки бакалавров и специалистов по технической диагностике газотранспортных систем не существует. Более того, их создание не представляется целесообразным, поскольку в рамках бакалавриата и специалитета практически невозможно изучить полный комплекс необходимых дисциплин. В связи с этим согласно одобренной ПАО «Газпром» концепции такая подготовка должна вестись на уровне магистратуры и в системе дополнительного профессионального образования.
В то же время в связи с созданием и внедрением в ПАО «Газпром» ресурсосберегающей системы эксплуатации и обслуживания МГ с учетом фактического технического состояния оборудования и трубопроводов изучение вопросов технической диагностики газопроводов для бакалавров, обучающихся по таким программам, как «Нефтегазовое дело», потребовало разработки специальных курсов, связанных с вопросами диагностического обслуживания. За прошедшие годы разработаны образовательные программы и учебно-методические комплексы по основам технической диагностики, циклам дисциплин диагностики трубопроводов и оборудования газотранспортных систем (ГТС). Как базовый вуз, возглавлявший учебно-методическое объединение по образованию в нефтегазовой области, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина включил изучение этих вопросов в ряд государственных образовательных стандартов.
С 2002 г. в соответствии с рекомендациями ПАО «Газпром» в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина впервые в Российской Федерации начата подготовка магистров по не имеющей на тот период аналогов в мире программе «Техническая диагностика газонефтетранспортных систем» (в настоящее время – «Техническая диагностика газотранспортных систем»). В 2010–2012 гг. магистерские программы по диагностике ГТС открыты и работают также в Уфимском государственном нефтяном техническом университете, Кубанском государственном технологическом университете, Тюменском индустриальном университете и Санкт-Петербургском горном университете.
Основной кузницей диагностических кадров для нефтегазовой отрасли, безусловно, является дополнительное профессиональное образование.
В ПАО «Газпром» создана и функционирует развернутая система подготовки и переподготовки специалистов по диагностике, включающая широкий спектр программ повышения квалификации по диагностике МГ, которые впервые в РФ начал реализовывать Учебно-исследовательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 1990-е гг., а в настоящее время – целый ряд нефтегазовых вузов, учебные центры газотранспортных организаций и др.
Значительно более глубокую подготовку дают программы профессиональной переподготовки по технической диагностике. Здесь в первую очередь необходимо отметить уникальную программу по технической диагностике оборудования компрессорных станций (КС) ЧУ ДПО «Газпром ОНУТЦ» (г. Калининград), реализуемую совместно с РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и ОАО «Оргэнергогаз».
С 1999 г. по различным модулям программы прошли обучение более 1200 специалистов отрасли, из которых около 150 человек, прошедших полный курс обучения, получили дипломы о профессиональной переподготовке по программе «Техническая диагностика технологического оборудования КС» (рис. 1).
Для реализации программы в ЧУ ДПО «Газпром ОНУТЦ» введен в действие учебный комплекс, включающий учебно-исследовательскую лабораторию диагностики, учебно-тренировочный полигон МГ и КС, учебно-методическую базу, позволяющую проводить теоретические и практические занятия по технической диагностике технологического оборудования МГ (рис. 2). За годы формирования школы технической диагностики созданы учебные видеофильмы, тренажеры, автоматизированные обучающие системы по основным видам диагностики и диагностическому сопровождению ремонта.
В РГУ нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина с привлечением специалистов ОАО «Оргэнергогаз» разработана и в течение ряда лет реализовывалась и единственная в стране дополнительная образовательная программа профессиональной переподготовки с присвоением квалификации «Специалист по диагностическому обслуживанию газопроводов». Профессиональная переподготовка для получения дополнительной квалификации имеет четко выраженную практическую направленность с учетом современного уровня требований к компетенции специалистов.
Важнейшим звеном кадрового обеспечения системы управления техническим состоянием и целостностью МГ является подготовка кадров высшей квалификации. В 1975 г. в Губкинском институте был образован второй в СССР специализированный Ученый совет по защите докторских диссертаций, на котором впоследствии был защищен целый ряд докторских и кандидатских диссертаций, посвященных вопросам повышения надежности и эффективности трубопроводного транспорта газа, созданию и развитию отраслевой системы диагностического обслуживания МГ.
Следует особо подчеркнуть, что никакие из отмеченных форм подготовки и переподготовки специалистов не могли бы быть реализованы в полной мере без привлечения ученых и специалистов отрасли, прежде всего специалистов ПАО «Газпром» и ОАО «Оргэнергогаз».
Сотрудничество между РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и ОАО «Оргэнергогаз» в этой области успешно развивается в течение многих лет. Новый импульс этим отношениям придало открытие в Обществе в 2008 г. филиала кафедры термодинамики и тепловых двигателей университета.
В рамках работы филиала проводятся совместные научные исследования, разрабатываются нормативные материалы для ПАО «Газпром», проводятся конференции и семинары, ведется работа по методическому и информационно-техническому обеспечению ОСДО и учебного процесса.
Создание филиала позволило существенно улучшить подготовку для ПАО «Газпром» специалистов по диагностике по всем формам обучения. Сотрудники филиала не только проводят лекционные и практические занятия, руководят производственными и преддипломными практиками, подготовкой магистерских диссертаций и дипломных проектов, но и проводят большую работу по методическому обеспечению учебного процесса. За восемь лет существования филиала было совместно подготовлено 14 учебных пособий и монографий, во многом решивших проблему острого дефицита методической и учебной литературы по диагностике МГ (рис. 3).
Важным шагом в обеспечении учебного процесса по диагностическому обслуживанию ГТС стало создание в университете при поддержке ПАО «Газпром» Научно-образовательного центра (НОЦ) «Энергосберегающие технологии и техническая диагностика».
НОЦ располагает современными оборудованными помещениями, в том числе специализированным учебным компьютерным классом, в котором проводятся лекционные, практические и лабораторные занятия со студентами и слушателями системы дополнительного профессионального образования по проблемам диагностики.
Благодаря программе НИУ университет оснастил Центр самыми современными диагностическими приборами, используемыми как в образовательных целях и в научных исследованиях, так и для выполнения работ по диагностическому обследованию нефтегазовых объектов, к чему привлекаются аспиранты и магистранты университета [4].
Средства, полученные от проведения работ, инвестируются в научную и образовательную деятельность и в развитие материально-технической базы, используемой при подготовке и переподготовке кадров.
Следует отметить, что элементы многоуровневой системы, нормативное, научное и учебно-методическое обеспечение системы управления техническим состоянием и целостностью МГ, созданное с участием РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина и ОАО «Оргэнергогаз», широко используются в нефтегазовых вузах и на нефтегазовых факультетах вузов Российской Федерации, а также в корпоративной системе повышения квалификации
ПАО «Газпром».
Создание концепции и реализация многоуровневой системы подготовки кадров по диагностическому обслуживанию МГ позволили существенно интенсифицировать процессы подготовки, переподготовки и аттестации кадров, повысить численность высококвалифицированных специалистов по технической диагностике в ПАО «Газпром».
Развитие системы диагностического обслуживания, внедрение системы управления техническим состоянием и целостностью МГ диктуют существенное смещение акцентов в требованиях к ОСДО. Происходят не просто расширение объема работ и номенклатуры оборудования, но и постановка и решение принципиально новых диагностических задач, в том числе требующих более глубокого подхода к постановке диагнозов технического состояния. Это, а также принятие новых профессиональных стандартов, вызывает необходимость и существенной корректировки кадрового обеспечения системы управления целостностью и техническим состоянием магистральных газопроводов.
Авторы:
П.С. Кунина, e-mail: pelagea47@mail.ru; Кубанский государственный технологический университет (Краснодар, Россия).
Е.И. Величко; Кубанский государственный технологический университет (Краснодар, Россия).
М.Г. Приходько; Кубанский государственный технологический университет (Краснодар, Россия).
А.Е. Нижник, Кубанский государственный технологический университет (Краснодар, Россия).
Литература:
-
ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.
-
Яковлев А.Я., Аленников С.Г., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Методы оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов / Под общ. ред. д.т.н., проф. И.Ю. Быкова. М.: ООО «Центр ЛитНефтеГаз», 2008. 272 с.
-
Кунина П.С., Павленко П.П., Величко Е.И. Диагностика энергетического оборудования трубопроводного транспорта нефти и газа. Краснодар:
ИД «Юг», 2010. 552 с. -
Поляков А.В., Степанов М.С., Дубов В.В. Оценка технического состояния аппаратов сбора и подготовки продукции скважин, отработавших срок службы на территории Краснодарского края // Нефть. Газ. Новации. 2014. № 5. С. 32–36.
HTML
Поскольку вертикальные стальные резервуары большого объема являются одним из ключевых звеньев технологической цепочки трубопроводного транспорта нефти, эти сооружения должны находиться в исправном техническом состоянии весь период эксплуатации. Несмотря на довольно большой опыт в резервуаростроении, накопленный за последние годы, резервуары для нефти и нефтепродуктов остаются одними из наиболее опасных объектов.
Это связано с целым рядом причин, из которых наиболее характерными являются:
-
высокая пожаро- и взрывоопасность хранимых продуктов;
-
большие размеры конструкций и связанная с этим протяженность сварных швов, которые трудно проконтролировать по всей длине;
-
несовершенства геометрической формы, неравномерные просадки фундамента и оснований;
-
высокая скорость коррозионных процессов;
-
малоцикловая усталость отдельных зон стенки конструкции;
-
сложный характер нагружения конструкции в зоне уторного шва в сочетании с практическим отсутствием контроля сплошности этих сварных соединений.
Исследования в области повышения надежности конструкции резервуаров вертикальных стальных (РВС) являются актуальными, поскольку разрушение резервуаров влечет за собой потери не только экономические, но и экологические и даже человеческие.
На основе статистических данных было определено значение регулярного технического диагностирования объекта (резервуара), которое в зависимости от объема произведенных операций подразделяется на полное и частичное. Полное включает различные виды контроля и осуществляется с периодичностью не менее одного раза в
10 лет, при том что частичное – не менее одного раза в 5 лет.
Наиболее распространенными методами определения технического состояния резервуаров являются:
-
визуально-измерительный;
-
радиографический;
-
ультразвуковой;
-
капиллярный или магнитопорошковый;
-
токовихревой;
-
измерение твердости;
-
гидравлические испытания;
-
пневматические испытания.
На основе анализа литературы [1, 2] была построена гистограмма, наглядно показывающая процентное соотношение используемых методов НК для определения текущего состояния и диагностики вертикальных стальных резервуаров. Исходя из данной гистограммы можно сделать вывод, что УЗК является одним из наиболее распространенных методов диагностики резервуаров.
С использованием метода экспертных оценок было проведено сравнение первых четырех наиболее распространенных методов, при этом оценка осуществлялась в рейтинговых баллах от 0 до 5, где 0 – метод не позволяет обнаружить заявленный показатель, 5 – метод обеспечивает 100%-е обнаружение. Результаты рейтинга методов, а также показатель, по которому они сравнивались, сведены в таблицу.
При использовании метода экспертных оценок заданные количественные величины представляют собой мнение эксперта и принимаются на основе априорной информации, опыта проведения методов НК и анализа литературных источников, отражающих информацию по данному вопросу.
В результате проведенного анализа получаем таблицу экспертных оценок по методам (табл. 1).
Определение обобщенной оценки каждого метода определяется по средневзвешенному показателю. Результаты анализа показателей табл. 1 приведены в табл. 2.
Таким образом, устанавливаем, что наиболее рациональным методом, который следует применять при диагностике уторных и стыковых соединений резервуаров, является ультразвуковой метод контроля.
При анализе технической документации (журналы планово-предупредительного ремонта) резервуара (10 тыс. м3) были выявлены наиболее распространенные дефекты. На рис. 2 представлена гистограмма распределения, наглядно показывающая процентное соотношение дефектов в сварных соединениях резервуаров.
Из гистограммы видно, что наиболее частое возникновение и развитие дефектов происходит в уторных соединениях. Как показывает практика, зарождение и образование трещин, возникновение дефектов в уторных соединениях может происходить по трем характерным направлениям, представленным на рис. 3.
На практике очень часто приходится определять наличие трещин и расслоений в зоне внутреннего сварного шва, уторного соединения вертикальной стенки и окраек. Данная задача решается, но с относительно большими затратами и только после полного опорожнения РВС от нефтепродукта.
В ранее разработанных методиках УЗК предлагается метод определения ожидаемых трещин на основе использования ультразвукового толщиномера и модифицированного высокочувствительного магнитоупругого тестера для оценки действующих и «остаточных» напряжений.
Определение горизонтальной трещины по такой методике следующее: окрайка в зоне нахождения внутреннего сварного шва должна зачищаться снизу от коррозии для обеспечения акустического контакта датчика прибора ультразвукового толщиномера и металла окрайки, затем датчик устанавливается снизу на защищенное место окрайки непосредственно под внутренним сварным швом с обеспечением полного акустического контакта.
В случае наличия между окрайкой и вертикальной стенкой или внутренним сварным швом любой микротрещины или микрорасслоения посланный ультразвуковой сигнал отражается от верхней плоскопараллельной поверхности и вновь возвращается в тот же приемно-передающий датчик, так как ультразвуковой толщиномер работает с одним и тем же универсальным датчиком в режиме эхолокации (рис. 4а), соответственно, при установке датчика в зоны 2–4. При этом на цифровом табло прибора будет высвечиваться только толщина окрайки с точностью 0,1 мм, что является ярким признаком наличия горизонтальной микротрещины в исследуемом сварном шве.
При установке датчика в зону 1 на рис. 4а и в зону 4 на рис. 4б, когда горизонтальная трещина в сварном шве отсутствует, ультразвук без каких-либо потерь пройдет через окрайку непосредственно в сварной шов и, дойдя до его верхней поверхности, отразится от нее под углом, синхронным углу ее наклона к горизонту, что не позволит указанному сигналу вновь вернуться в датчик, что в данном случае также является наглядным и косвенным признаком отсутствия в сварном шве ожидаемой горизонтальной трещины.
К сожалению, в условиях производства данная методика оказывается не вполне пригодной вследствие затруднения установки датчика пьезоэлектрического преобразователя (ПЭП) под днище резервуара. Очевидно, что в силу недостатков этого метода, основными из которых являются опорожнение резервуара и подрыв подсыпки основания резервуара, необходимы разработка и внедрение способа, который был бы применим в условиях производственного этапа.
Нами было проведено исследование, включавшее установку различных датчиков около внешнего сварного шва. На основе наблюдений было получено графическое отображение проведения эксперимента, изображенное на рис. 5–8, а характеристики датчиков ПЭП сведены в табл. 3. Цель исследования заключалась в определении дефектов в швах резервуаров и подборе ПЭП, а также в выработке методики диагностики сварных со-
единений резервуара.
На рис. 5 изображен поиск дефектов ПЭП (П121-2,5-65°-14) с углом ввода 65°. Поиск дефектов таким ПЭП позволяет определять дефекты сварных соединениях однажды отраженным лучом. При перемещении ПЭП по поверхности стального листа (А, Б, В) видно, что меняется область обнаружения, – соответственно, таким методом можно обнаружить дефекты во всем сварном шве. Однако, возможно, остается область сварного соединения вне зоны контроля вследствие физики ультразвуковой волны, тогда можно оставшуюся часть сварного шва проконтролировать с обратной стороны сварного соединения (рис. 7).
На рис. 6 и 8 показана аналогичная ситуация с разницей лишь в параметрах ПЭП (табл. 3). Но наибольший интерес представляет рис. 7, так как с помощью устройства (ПЭП), изображенного на нем, можно проконтролировать весь сварной шов, не прибегая к усложнению процесса (когда необходимо переставлять ПЭП на другую сторону сварного шва).
Проанализировав схемы, можно сделать вывод, что по сравнению с ранее предложенной описанная методика является более эффективной и рациональной для контроля сварных соединений в резервуарах большого объема, так как этот способ не требует ни опорожнения резервуара, ни нарушения подсыпки основания резервуара, в то же время позволяя выявлять дефекты на ранней стадии развития и не допуская возникновения аварийных ситуаций.
Таблица 1. Сравнение методов НК по ключевым показателям
Table 1. The comparison of NDT methods on critical indicators
№ No. |
Показатель Parameter |
Методы НК NDT Methods |
|||
УЗК Ultrasonic |
ВИК Visual and measuring |
МК Magnetic |
РК Radiographic |
||
1 |
Возможность определения внутренних дефектов The ability to determine internal defects |
5 |
0 |
5 |
4 |
2 |
Мобильность Mobility |
3 |
5 |
2 |
1 |
3 |
Определение координаты дефектов Determination of coordinates of defects |
5 |
3 |
4 |
4 |
4 |
Оценка размеров дефектов Evaluation of defect sizes |
5 |
2 |
5 |
4 |
5 |
Определение остаточной толщины металла днища и стенки Determination of residual thickness of metal bottoms and sides |
5 |
0 |
5 |
5 |
6 |
Безвредность для человека Harmless to humans |
4 |
5 |
2 |
1 |
7 |
Отсутствие специальных веществ для проведения контроля The lack of special substances for the control performing |
4 |
5 |
2 |
0 |
Таблица 2. Определение средневзвешенного показателя
Table 2. Determining a weighted-average parameter
Обозначение метода |
![]()
|
![]()
|
УЗК Ultrasonic |
31 |
6,2 |
ВИК Visual and measuring |
20 |
4 |
МК Magnetic |
25 |
5 |
РК Radiographic |
19 |
3,8 |
Таблица 3. Используемые датчики УЗК
Table 3. Used sensors of ultrasonic control
№ No. |
Наименование Name |
Заводской номер Serial number |
Длина, мм Length, mm |
Высота, мм Height, mm |
Стрела ввода, мм Input arrow, mm |
Угол ввода, ° Input angle, ° |
1 |
П121-2,5-65°-14 |
00521 |
41 |
21 |
10,5 |
65 |
2 |
П121-5,0-65°-8 |
01028 |
34 |
22 |
7,5 |
65 |
3 |
П121-5,0-70°-8 |
01049 |
34 |
22 |
7,0 |
70 |
4 |
П121-5,0-65°-003 |
643 |
28 |
22 |
7,5 |
65 |
Авторы:
В.В. Пронин, ООО «НПЦ «ЭХО+» (Москва, Россия).
Литература:
-
Патент RU № 2560754. Способ ультразвукового контроля профиля внутренней поверхности изделия с неровными поверхностями / Е.Г. Базулин, А.Х. Вопилкин, Д.С. Тихонов, В.В. Пронин. Патентообладатель: ООО «НПЦ «ЭХО+».
-
Базулин Е.Г., Коколев С.А., Голубев А.С. Применение ультразвуковой антенной решетки для регистрации эхосигналов методом двойного сканирования для получения изображений дефектов // Дефектоскопия. 2009. № 7. С. 18–32.
HTML
Трубопроводы в процессе эксплуатации подвержены эрозионно-коррозионному износу. Под воздействием теплоносителя происходит эрозионное разрушение защитной оксидной пленки на внутренней поверхности, что способствует протеканию процесса коррозии, возникновению коррозионных трещин, в результате чего происходит разрушение металла стенки трубопровода.
Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации трубопроводов необходимо использовать современные достижения технологий ультразвукового неразрушающего контроля и диагностики металла стенок и сварных соединений трубопроводов. Одним из таких направлений является сплошная ультразвуковая толщинометрия основного металла и сварных швов с применением антенных решеток (АР). В отличие от выборочной ультразвуковой толщинометрии применение автоматизированных сканирующих устройств (СУ) при контроле позволяет увидеть и зафиксировать полную картину состояния металла.
На рынке представлены различные средства для сплошной ультразвуковой толщинометрии на основе АР в режиме электронного сканирования (рис. 1), которые позволяют за один проход измерять толщину в полосе, ширина которой определяется количеством элементов в антенной решетке. Применение электронного сканирования АР значительно экономит время по сравнению с механическим сканированием, что является важным фактором, в том числе для работы в условиях ионизирующего излучения.
ООО «НПЦ «ЭХО+» были разработаны технологии и средства ультразвуковой толщинометрии. Работа велась по следующим направлениям:
1) сплошная ультразвуковая толщинометрия основного металла трубопроводов с применением антенных решеток;
2) ультразвуковая толщинометрия сварных соединений по схеме TOFD (Time-of-flight diffraction) с применением антенных решеток;
3) ультразвуковая толщинометрия сварных соединений методом цифровой фокусировки антенны с построением профиля донной поверхности.
Сплошная ультразвуковая толщинометрия основного металла трубопроводов
Объектами контроля (ОК) являются основной металл монометаллических трубопроводов, гибы и конусные переходы. Диапазон контролируемых толщин стенок трубопроводов составляет от 5,5 мм.
Измерение толщины проводится с использованием технологии ультразвуковых фазированных антенных решеток эхо-импульсным ультразвуковым методом с контактным способом ввода ультразвука с наружной поверхности трубопровода с использованием полуавтоматизированных сканирующих устройств.
Обеспечить относительно широкую полосу измерения толщины трубопровода позволила схема контроля, при которой АР движется вдоль оси трубопровода и ориентирована поперек направления сканирования (рис. 1). В процессе измерений применяются АР, установленные на плосковогнутые задержки, контактная поверхность которых имеет вогнутую форму (рис. 2).
При контроле используют продольную волну, сфокусированную на номинальную толщину ОК, и электронное сканирование, обеспечиваемое при подключении к дефектоскопу, поддерживающему технологию контроля фазированными антенными решетками (ФР).
Для проведения толщинометрии основного металла трубопроводов по предложенной схеме контроля было разработано механизированное двухкоординатное сканирующее устройство (СКУ) на магнитных колесах
(рис. 3) с возможностью установки на трубопроводы с наружными диаметрами ∅ 159–426 мм, а также на гибы и конусные переходы.
Для работы с данными толщинометрии было разработано специализированное программное обеспечение (ПО), включающее следующие функции и возможности:
• построение карты толщины по данным толщинометрии;
• просмотр карты толщины по координатам X–Y и по срезу X/Y;
• значение толщины в каждой точке с формированием таблицы значений;
• возможность изменения сетки с соответствующим изменением количества столбцов/строк таблицы со значением толщины;
• поиск минимального значения толщины с фиксацией координат;
• возможность выдачи заключения;
• возможность применения фильтрации (медианная, сглаживающая);
• возможность объединения двух или нескольких файлов данных в один и просмотр общей карты толщины;
• представление карты толщины не зависит от метода сбора данных толщинометрии.
Интерфейс ПО представлен на рис. 4.
Для аттестационных испытаний метода был разработан образец диаметром 426 мм и толщиной стенки 25 мм, в котором были изготовлены плоскодонные отверстия, перпендикулярные поверхности образца, с различными диаметрами и высотами для определения. Погрешность измерений составила менее 0,2 мм (рис. 5).
Ультразвуковая толщинометрия сварных соединений (СС) по схеме TOFD (Time-of-flight diffraction) с применением антенных решеток
Объектом контроля по настоящему методу являются сварные соединения трубопроводов с наружными диаметрами от ∅ 159 мм и толщиной стенки от 5,5 мм.
Измерения проводятся с использованием технологий ультразвуковых фазированных антенных решеток ультразвуковым методом времяпролетной дифракции (TOFD), с контактным способом ввода ультразвука с наружной поверхности трубопровода с использованием полуавтоматизированных сканирующих устройств. При контроле применяются АР и призмы, формирующие наклонный ввод продольной волны и обеспечивающие при подключении к дефектоскопу ФР режим электронного сканирования (рис. 6).
Одновременно проводятся измерения толщины в околошовной зоне с применением тех же АР, работающих в режиме электронного сканирования с углом ввода 0°, по времени прихода донного сигнала (рис. 7). Таким образом, обеспечивается широкая полоса измерения толщины.
Для перемещения антенных решеток используется однокоординатное сканирующее устройство с набором треков под диаметры ∅ 159; 219; 273; 325; 377 и 426 мм (рис. 8).
Для аттестационных испытаний метода в испытательном образце ∅ 426 х 25 мм были изготовлены имитации расточек сварных соединений. Погрешность измерений в области околошовной зоны составила менее 0,6 мм, а в области сварного соединения – менее 1,0 мм (рис. 9). По описываемому методу получают три карты толщины (околошовная зона с двух сторон СС и область СС), которые объединяют с помощью ПО и получают общую карту толщины.
Ультразвуковая толщинометрия сварных соединений методом цифровой фокусировки антенны с построением профиля донной поверхности
Для контроля толщины трубопроводов с неэквидистантными поверхностями разработана [1] технология построения профиля донной поверхности на основе ультразвукового метода с применением цифровой фокусировки антенны (ЦФА). Метод основан на излучении в ОК ультразвуковых волн и регистрации этих ультразвуковых волн, отраженных от внутренних границ ОК, а также последующей цифровой обработке ЦФА [2] с формированием изображений из зарегистрированных сигналов. Технология основана на применении двух антенных решеток (АР) с двумя одинаковыми призмами по двум схемам: по раздельной схеме и по совмещенной схеме (рис. 10).
Реализацию разработанной технологии построения профиля донной поверхности можно разделить на три основных этапа.
На первом этапе проводится сбор данных путем излучения и регистрации эхо-сигналов. Этот процесс называют методом двойного сканирования. Сканирование может выполняться как по раздельной, так и по совмещенной схеме. При применении раздельной схемы одна из АР излучает эхо-импульсы в ОК каждым элементом независимо и последовательно. Вторая АР работает в режиме приемника всеми элементами одновременно. В отличие от раздельной схемы при применении совмещенной каждая АР является и излучателем, и приемником, работающими аналогично.
На втором этапе производится обработка принятых эхо-сигналов методом ЦФА и определяются шесть парциальных изображений, восстановленных по следующим акустическим схемам (рис. 10):
1) для поперечной волны – по раздельной схеме;
2) для продольной волны – по раздельной схеме;
3) для продольной волны, трансформировавшейся в поперечную при отражении от дна, – по раздельной схеме;
4) для поперечной волны, трансформировавшейся в продольную при отражении от дна, – по раздельной схеме;
5) для продольной волны – по совмещенной схеме;
6) для продольной волны – по совмещенной схеме.
На третьем этапе применяется алгоритм построения профиля донной поверхности. Здесь в качестве входных данных используются полученные на предыдущем этапе парциальные изображения. Затем происходят их нормировка (выравнивание амплитуд относительно одного из изображений) и объединение в суммарное восстановленное изображение (рис. 11). Построенный профиль дна изображен на рис. 11 и наложен на суммарное восстановленное изображение.
На рис. 12 приведены примеры толщинометрии образцов с реальным эрозионно-коррозионным износом (ЭКИ) с построением карты толщины.
Заключение
1. Разработанные технологии позволяют своевременно обнаружить коррозионный износ, смещение кромок, утонения, провисания, разнотолщинность и т. д. при контроле объектов с неэквидистантными внешней и внутренней поверхностями, а также измерить геометрические параметры внутренней поверхности.
2. Предлагаемые технологии могут найти широкое применение в ультразвуковой дефектоскопии трубопроводов и других металлоконструкций в атомной энергетике, в инфраструктуре нефтегазового транспортного хозяйства, химическом машиностроении, судостроении при контроле основного металла, а также с неэквидистантными поверхностями объекта контроля.
3. Учет внутренней поверхности позволит повысить достоверность и эффективность автоматизированного эксплуатационного контроля ответственного оборудования за счет получения высококачественного изображения отражателей. Технология построения профиля донной поверхности даст импульс развитию автоматизированных методов распознавания и образмеривания несплошностей.
Добыча нефти и газа
Авторы:
В.М. Шамилов, Департамент нанотехнологий SOCAR (Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики) (Баку, Азербайджанская Республика).
Э.Р. Бабаев, e-mail: Elbey.Babayev@socar.az; Институт химии присадок, Национальная академия наук Азербайджана (Баку, Азербайджанская Республика).
Н.Ф. Алиева, Департамент нанотехнологий SOCAR (Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики) (Баку, Азербайджанская Республика).
Литература:
-
Миловидов К.Н., Колчанова Т.И. Мировая практика применения методов повышения нефтеотдачи // Нефтепромысловое дело. 2002. № 8. С. 46–48.
-
Abidin A.Z., Puspasari T., Nugroho W.A. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology. Procedia Chemistry, 4 (2012), P. 11–16.
-
Федорова А.Ф., Шиц Е.Ю., Портнягин А.С. Исследование возможности применения растворов полимеров в качестве агентов вытеснения нефти на месторождениях с аномально низкими пластовыми температурами [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Fyodorova/Fyodorova_2.pdf (дата обращения: 25.03.2017).
-
Larry W., Lake, R.J., Bill Rossen & Gary Pope. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery, 2014, 496 pp.
-
Yusifzadeh K.B. The current state of oil and gas industry and future perspectives // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2016. № 1. С. 10–15.
-
Шамилов В.М., Бабаев Э.Р. Разработка многофункциональных композиционных смесей на основе водорастворимых ПАВ, полимеров и металлических нанопорошков в качестве агентов вытеснения нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 60–63.
-
Сулейманов Б.А., Исмаилов Ф.С., Велиев Э.Ф., Дышин О.А. О влиянии наночастиц на прочность полимерных гелей, применяемых в нефтедобыче // SOCAR Proceedings. 2013. № 2. С. 24–28.
-
Ковтун Г.П., Веревкин А.Л. Наноматериалы: технологии и материаловедение. Национальный научный центр. Харьков: Харьковский физ.-техн. ин-т, 2010.
-
Егорова Е.М., Ревина А.А., Ростовщикова Т.Н., Киселева О.И. Бактерицидные и каталитические свойства стабильных металлических наночастиц в обратных мицеллах // Вестник Московского ун-та. 2001. Т. 42. № 5. С. 332–338. (Сер. «Химия».)
HTML
Современный подход к разработке месторождений нефти требует применения эффективных технологий, повышающих степень извлечения нефти с минимальными затратами. На сегодняшний день в арсенале нефтяных компаний есть различные методы повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), которые применяются в зависимости от заданных условий [1]. Одним из таких методов, нашедших широкое применение, является полимерное заводнение – технология увеличения нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности в промытой зоне за счет уменьшения отношения подвижности нефти и вытесняющего агента в пласте [2].
Среди множества водорастворимых полимеров, используемых в качестве агентов вытеснения нефти, широкое применение нашла натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы [3].
Относительно небольшой расход реагента, возможность использования для добычи высоковязких нефтей на различных стадиях разработки месторождений с неравномерной проницаемостью, различных по свойствам и строению коллекторов, и другие положительные свойства водорастворимых полимеров послужили основой их широкого распространения в нефтедобыче. Однако полимерное заводнение, как и любая технология, имеет негативные стороны, такие как зависимость стабильности полимера от температуры и степени минерализации пластовых вод [4]. Эти недостатки могут быть устранены за счет модификации и стабилизации используемых полимеров. В представленной работе для улучшения свойств водорастворимых полимеров КМЦ авторами были использованы наночастицы Al и Cu (размерность 50–70 нм). Нанотехнологии широко применяются в нефтяной отрасли [5–7], поскольку полученные с использованием наночастиц различных металлов полимерные нанокомпозиты могут обладать новыми физико-химическими свойствами и повышенной химической стойкостью [8].
Статья посвящена изучению возможности применения раствора полимерного нанокомпозита на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ) и наночастиц (Al и Cu размерностью 50–70 нм) для вытеснения нефти.
Результаты и обсуждение
В качестве исследуемой нефти использовали нефть месторождения Биби-Эйбат Апшеронского п-ова.
В экспериментах использовали водорастворимый полимер КМЦ. Водные растворы полимеров готовили с использованием дистиллированной воды при комнатной температуре. Для полного набухания оставили на 3 сут, затем довели с помощью магнитной мешалки до однородного состояния.
Использованные в работе нанопорошки меди и алюминия произведены компанией ООО «Передовые порошковые технологии» (Томск, Россия). Вязкость водных растворов полимеров определяли реометром Reotest-2.
Установка для определения нефтевытесняющей способности подготовленных композиций представляет собой стеклянные трубки длиной 70 см и диаметром 30 мм, заполненные на 3/4 песком соответствующего месторождения, имитирующие модели пласта. На нижнем конце модели пласта устанавливали фильтр из 1–2 слоев металлической сетки. После подготовки модели их устанавливали вертикально и пропитывали пластовой водой, для чего установку подключали к системе вакуумирования и через модель пласта пропускали воду (V H2O). Поры пласта заполняли водой, а излишек воды собирали и измеряли в цилиндре (Vвыд.). Поровый объем (Vпор., мл) модели пласта определяли по формуле Vпор. = V H2O – Vвыд..
Затем производили насыщение приготовленной модели нефтью. Определенный объем подготовленной нефти пропускали через модель пласта (система работает под вакуумом), причем часть пор заполнялась нефтью. В результате модель пласта имеет определенную нефте- и водонасыщенность. В мензурках, где собирается вытесненная жидкость (вода и нефть), замеряли объем вытесненной воды и нефти и рассчитывали исходную нефтенасыщенность пласта как разницу между объемами поданной в пласт нефти и замеренной в мензурках – Vнефть.
Объем вытесненной в мензурку нефти замеряли. Далее определяли коэффициент извлечения нефти (КИН, %):
,
где V1 – объем вытесненной нефти, мл; Vпод. – объем поданной нефти, мл.
Нефть из модели пласта поочередно вытесняли водными растворами натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ) и полимерными нанокомпозитами на основе Na-КМЦ и наночастиц
(Al и Cu размерностью 50–70 нм) различных концентраций. Для определения рабочей концентрации были приготовлены водные растворы полимеров с различными концентрациями нанопорошков, которые были проанализированы методом ИК-Фурье-спектроскопии на предмет деструктивного влияния наночастиц на структуру полимера. На основании полученных данных определена рабочая концентрация наночастиц в растворе полимера (0,05 г/л).
В табл. 1–3 и на рис. 1 приведены результаты измерений динамической вязкости водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (КМЦ + наночастицы Al и Cu). Установлено, что при малых концентрациях (1–3 г/л) разница в показаниях динамической вязкости исследуемых полимеров и нанополимерных композиций не столь ощутима, а с увеличением концентрации КМЦ (5,0; 7,0; 9,0 г/л) увеличивается разрыв в значениях динамической вязкости. Следует отметить, что полимерный композит с наночастицами Al при одинаковых концентрациях обладает более высокой динамической вязкостью, чем его аналог с наночастицами Cu.
Соотношение динамической вязкости нефти и растворов вытеснения является одним из важнейших факторов при подборе реагента вытеснения нефти. Чем ближе значение динамической вязкости раствора вытеснения к значению динамической вязкости нефти, тем эффективнее будет этот раствор как агент вытеснения. Зная значение динамической вязкости нефти данного месторождения, можно приблизить к ней значение динамической вязкости агента вытеснения, изменяя концентрации КМЦ и наночастиц.
Далее был произведен сравнительный анализ нефтевытесняющих свойств водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (Al и Cu размерностью 50–70 нм). Полученные данные приведены в табл. 4.
Сутью полимерного заводнения является растворение полимера в воде с целью уменьшения ее подвижности. Полученное увеличение вязкости является причиной уменьшения отношения подвижностей «нефть – вода». Для достижения поставленной цели можно увеличить концентрацию водного раствора полимера, однако это увеличение имеет свои границы: концентрации КМЦ более 10 г/л отрицательно влияют на вытеснение нефти. В то же время при высоких концентрациях КМЦ плохо смешивается с водой и создает проблемы при закачке раствора в пласт. Полученные полимерные нанокомпозиты на основе КМЦ и наночастиц меди и алюминия обладают улучшенными по сравнению с их полимерными аналогами (КМЦ) свойствами: динамическая вязкость выше, способность вытеснения нефти лучше. Помимо вышеперечисленных свойств полимерный нанокомпозит (КМЦ + наночастицы Cu) имеет ярко выраженные бактерицидные свойства [9].
Данные, полученные из эксперимента по вытеснению нефти водными растворами КМЦ и КМЦ + наночастицы Al или Cu, показывают, что наночастицы улучшают свойства КМЦ по вытеснению нефти. Наиболее эффективные концентрации – это 3,0; 5,0; 7,0 г/л (рис. 2). При более высоких и низких концентрациях эффективность уменьшается. В качестве агента вытеснения нефти полимерный нанокомпозит КМЦ + Al эффективнее, чем КМЦ + Cu.
Выводы
1. Полимерные нанокомпозиты на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu размерностью 50–70 нм могут быть использованы в качестве агентов вытеснения нефти.
2. Наночастицы Al и Cu увеличивают динамическую вязкость водных растворов КМЦ.
3. Среди изученных различных составов концентрация водного раствора КМЦ
5 г/л является самой эффективной для применения в качестве агента вытеснения нефти. Это концентрация явилась и самой эффективной для полимерных нанокомпозитов.
4. Полимерные нанокомпозиты с Al эффективнее вытесняют нефть и сильнее увеличивают показатели динамической вязкости, чем их аналоги с наночастицами Cu.
Таблица 1. Динамическая вязкость водных растворов КМЦ
Table 1. The dynamic viscosity of aqueous solutions of CMC
Проба Specimen |
Состав Composition |
Н2О, л Н2О, l |
КМЦ, г/л CMC , g/l |
Динамическая вязкость Па•с, при 20 °С The dynamic viscosity Pa•с, at 20 °С |
1 |
Н2О + KMЦ Н2О + CMC |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
2 |
Н2О + KMЦ Н2О + CMC |
1,0 |
3,0 |
1,8 |
3 |
Н2О + KMЦ Н2О + CMC |
1,0 |
5,0 |
2,4 |
4 |
Н2О + KMЦ Н2О + CMC |
1,0 |
7,0 |
3,4 |
5 |
Н2О + KMЦ Н2О + CMC |
1,0 |
9,0 |
3,8 |
Таблица 2. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Al
Table 2. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Al nanoparticles
Проба Specimen |
Состав Composition |
Н2О, л Н2О, l |
KMЦ, г CMC, g |
Al (МНЧ), г Al (Magnetic nanoparticles – MNP), g |
Динамическая вязкость, Па•с The dynamic viscosity Pa•с |
1 |
Н2О + KMЦ + Al Н2О + CMC + Al |
1,0 |
1,0 |
0,05 |
1,8 |
2 |
Н2О + KMЦ + Al Н2О + CMC + Al |
1,0 |
3,0 |
0,05 |
2,0 |
3 |
Н2О + KMЦ + Al Н2О + CMC + Al |
1,0 |
5,0 |
0,05 |
5,4 |
4 |
Н2О + KMЦ + Al Н2О + CMC + Al |
1,0 |
7,0 |
0,05 |
7,1 |
5 |
Н2О + KMЦ + Al Н2О + CMC + Al |
1,0 |
9,0 |
0,05 |
8,0 |
Таблица 3. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Cu
Table 3. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Cu nanoparticles
Проба Specimen |
Состав Composition |
Н2О, л Н2О, l |
KMЦ, г CMC, g |
Сu (МНЧ), г Сu (MNP), g |
Динамическая вязкость, Па•с The dynamic viscosity Pa•с |
1 |
Н2О + KMЦ + Cu Н2О + CMC + Cu |
1,0 |
1,0 |
0,05 |
1,80 |
2 |
Н2О + KMЦ + Cu Н2О + CMC + Cu |
1,0 |
3,0 |
0,05 |
1,70 |
3 |
Н2О + KMЦ + Cu Н2О + CMC + Cu |
1,0 |
5,0 |
0,05 |
3,00 |
4 |
Н2О + KMЦ + Cu Н2О + CMC + Cu |
1,0 |
7,0 |
0,05 |
5,10 |
5 |
Н2О + KMЦ + Cu Н2О + CMC + Cu |
1,0 |
9,0 |
0,05 |
6,90 |
Таблица 4. Коэффициент извлечения нефти
Table 4. Oil recovery factor
№ No. |
Состав композиций Composition of the structure |
Коэффициент извлечения нефти, % Oil recovery factor, % |
1 |
КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) C MC (1 g) + H2O (1.01 g) |
44,0 |
2 |
КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) |
56,2 |
3 |
КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) |
67,0 |
4 |
КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) |
60,5 |
5 |
КМЦ (9 г) + H2O (1,0l г) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) |
41,0 |
6 |
КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г) CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) |
48,7 |
7 |
КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) |
58,2 |
8 |
КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) |
69,1 |
9 |
КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) |
64,8 |
10 |
КМЦ (9 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g) |
42,5 |
11 |
КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г) CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) |
46,2 |
12 |
КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г) CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) |
57,8 |
13 |
КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г) CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) |
68,4 |
14 |
КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г) CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) |
63,7 |
15 |
КМЦ (9 г) + H2O (1,0l) + Cu (0,05 г) CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g) |
41,8 |
Авторы:
В.Ю. Артеменков; ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).
Б.А. Ерехинский, e-mail: B.Erekhinskiy@adm.gazprom.ru; ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).
И.А. Заряев, ООО «Скважинные термотехнологии» (Нефтекамск, Республика Башкортостан, Россия).
Литература:
-
Волков В.А., Вонский Е.В., Кузнецова Г.И. Выдающиеся химики мира. М.: Высшая школа, 1991. 656 с.
-
Храмов Ю.А. Физики: Биографический справочник. М.: Наука, 1983. 400 с.
-
Осокин А.Б., Смолов Г.К., Витченко А.С., Васильева А.О. Обеспечение устойчивости добывающих скважин в особо сложных геокриологических условиях Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения: отчет ООО «Газпром добыча Надым». Надым, 2016.
-
Кудинов В.И., Савельев В.А., Головина Т.И. Экономическая эффективность внедрения тепловых методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Геология нефти и газа. 1998. № 5. С. 2–11.
HTML
Применение вакуума для теплоизоляции началось в конце XIX в. При этом теплоизоляция требовалась не для сохранения температуры теплоносителя, а напротив, для того, чтобы предотвратить нагревание сжиженных газов, имеющих отрицательную температуру. Первые опыты с вакуумом, применяемым в качестве теплоизолятора, проводил шотландский физик Джеймс Дьюар, получивший широкую известность в связи с работами по сжижению и низкотемпературным исследованиям газов, в рамках которых он и создал сосуд, впоследствии названый в его честь, – сосуд Дьюара. Данный сосуд представлял собой колбу с узким горлышком и двойными стенками, между которыми выкачан воздух, а обе внутренние поверхности стеклянных стенок покрыты серебром для уменьшения теплопритоков. Дьюар не увидел коммерческих перспектив своего изобретения, а потому не запатентовал его [1, 2].
В отличие от шотландца стеклодув Р. Бюргер из Берлина разглядел в изобретении Дьюара коммерческий потенциал. Он усовершенствовал конструкцию, поместив хрупкий стеклянный сосуд в кожух из оцинкованного железа, и в 1903 г. получил патент на «сосуд с двойными стенками и вакуумом между ними», основав фирму, получившую название Тhermos GmbH. Бытовые сосуды Дьюара, за которыми прочно закрепилось название «термос», ставшее именем нарицательным, с тех пор практически не изменились.
Промышленные технологии теплоизоляции типа «термокейс» получили свое развитие в ХХ в. и продолжают развиваться. Первые теплоизолированные (криогенные) трубопроводы с экранно-вакуумной изоляцией создавались для заправки космических ракет на стартовых комплексах: по ним в баки подавали криогенное топливо и окислитель – жидкие водород и кислород. Технологии экранно-вакуумной теплоизоляции нашли свое применение в различных отраслях промышленности, в том числе и в нефтегазовой отрасли при производстве теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ).
Применение ТЛТ для предотвращения оттаивания многолетнемерзлых пород вокруг ствола скважины
Опыт длительной эксплуатации газовых скважин в условиях Крайнего Севера, Тюменской области и Красноярского края показал, что добыча газа часто сопровождается приустьевыми обвалами, потерей устойчивости верхней части крепи с перекосом фонтанных арматур, смятием колонн и другими осложнениями, вызванными протаиванием высокольдистых пород вокруг ствола скважины. Мероприятия по ликвидации осложнений (периодическая засыпка грунта в приустьевые воронки, установка растяжек, капитальный ремонт скважин) связаны с большими эксплуатационными расходами и не исключают повторения этих негативных проявлений в будущем. В связи с протаиванием грунта приходится увеличивать расстояние между скважинами куста, что при кустовом способе добычи крайне нежелательно.
Одним из способов надежной защиты от растепления ММП вокруг ствола скважины на период ее эксплуатации является применение теплоизолированных лифтовых труб с экранно-вакуумной теплоизоляцией в качестве верхней секции лифтовой колонны. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводился мониторинг скважин, расположенных в зоне ММП, оборудованных ТЛТ. Экспериментальные скважины, оборудованные теплоизолированными лифтовыми трубами, были обустроены термометрическими трубками-сателлитами, спущенными по внешней стенке обсадной колонны на глубину до 60 м. В процессе отжига скважин на факел в этих трубках измерялась температура воздуха. По результатам измерений рассчитывались теплотехнические характеристики скважин.
Расчеты показали, что для сохранения околоскважинных пород с учетом температур на устьях скважин около 28–30 °С коэффициент теплоотдачи не должен превышать 0,1 Вт/м2.°С, что соответствует коэффициенту теплопроводности ТЛТ не более 0,012 Вт/м.°С. Впоследствии это значение коэффициента теплопроводности было зафиксировано в качестве нормативного требования в корпоративном стандарте
СТО Газпром 2-3,2-174-2007, регламентирующем технические требования к ТЛТ. При указанных выше коэффициентах теплопроводности ТЛТ, полученных в ходе промысловых испытаний, вокруг скважин будут формироваться ореолы оттаивания радиусом 3–6 м в зависимости от литологического состава и засоленности ММП. В случаях же эксплуатации нетеплоизолированных скважин прогнозируемый радиус ореола составит 9–12 м. Таким образом, сохранение ММП, вмещающих добывающие скважины на горизонтах ТП1–6 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, только с использованием ТЛТ позволяет в 2 раза сократить радиус оттаивания.
На основании вышеизложенного специалистами ПАО «Газпром» было принято комплексное решение по термостабилизации ММП приустьевых зон добывающих скважин Бованенковского месторождения с использованием в их конструкции ТЛТ и парожидкостных охлаждающих систем (рис. 2).
В 2001 г. на кустовой площадке № 64 Бованенковского месторождения реализован промышленный эксперимент, в ходе которого из скв. № 6401, оборудованной ТЛТ и парожидкостными термостабилизаторами, в течение 1,5 года осуществлялась добыча газа с дебитом около 700 тыс. м3/сут и температурой на устье около 30 °С. Мониторинг скважины в течение годового цикла показал, что ореол оттаивания, формирующийся вокруг добывающей скважины, в летний период выходит за пределы цементного кольца не более чем на 0,3 м. Зимой формирующийся ореол оттаивания полностью промерзает, т. е. вмещающие скважину многолетнемерзлые породы сохраняются в мерзлом состоянии.
На конец 2015 г. на Бованенковском месторождении, запущенном в эксплуатацию в 2012 г., построено и работает 296 добывающих газоконденсатных скважин на 33 кустовых площадках.
В соответствии с проектной документацией в скважины спущены ТЛТ [3].
В целях решения проблемы протаивания грунта вокруг ствола скважин целесообразно дополнительно к ТЛТ применить теплоизолированное направление обсадной колонны с вакуумной теплоизоляцией. При этом состояние вакуума в теплоизолированном направлении можно контролировать и при необходимости восстанавливать его непосредственно на функционирующей скважине.
Применение ТЛТ для предотвращения парафинообразования в лифтовой колонне
Проблема образования парафинов в колонне НКТ является одним из основных осложнений, возникающих при добыче нефти. На скорость парафинизации и толщину отложений влияет множество факторов: длина и диаметр колонны лифтовых труб, геотермический градиент ствола скважины, рабочее давление, вязкость нефти и т. д. Одним из главных факторов является понижение температуры нефти при ее движении от пласта к устью скважины в результате потери теплоты через стенки труб скважины в окружающие породы. Процесс образования парафинов может быть значительно ослаблен или вовсе исключен за счет применения ТЛТ. Исходя из опыта ПАО «Газпром», спуск ТЛТ на глубину до 1500 м позволит обеспечить сохранение устьевой температуры добываемой продукции скважины на уровне выше температуры образования парафинов.
На нефтяных скважинах Уренгойского НГКМ проводились испытания различных способов предупреждения и ликвидации асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Для борьбы с ними применялись тепловые, электромагнитные и другие методы, различные реагенты. В результате применения на скв. № 20135 опытной партии ТЛТ размером 114 х 73 мм со спуском подвески в интервале 0–2000 м был повышен на 30 % средний дебет нефти газлифтной эксплуатации, практически исключились тепловые обработки и в четыре раза сократились скребковые операции. На рис. 3 и 4 представлен комплекс оборудования, в том числе ТЛТ, для добычи высоковязкой нефти и борьбы с парафиновыми отложениями. Для сохранения температуры флюида, выходящего из скважины, предлагается установка в начало выкидной линии электронагревательных секций ТЛТ.
В продолжение нагнетательной линии и в качестве лифтовой колонны применены обычные ТЛТ с вакуумной теплоизоляцией без нагрева.
Применение ТЛТ для закачки горячей воды или пара в скважину при добыче высоковязкой нефти
Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор. Нагнетаемая холодная вода станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем – к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пластах. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя (перегретый пар, горячая вода).
В этом случае теплоноситель, проникая по хорошо проницаемому прослою, прогревает выше и ниже залегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов. Рекомендуется оборудовать нагнетательную скважину ТЛТ для уменьшения потерь при закачке в пласт теплоносителя.
Эффективность этого метода при добыче нефти рассмотрим на опыте применения его ОАО «Удмуртнефть», специалистами которого совместно с учеными ряда институтов проводились работы по созданию принципиально новых ресурсо- и энергосберегающих технологий, позволяющих вывести заведомо нерентабельные запасы высоковязкой нефти Гремихинского месторождения в разряд прибыльных.
В 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С. В результате были созданы, запатентованы и внедрены в производство технологии теплового воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) и его модификации [4].
Эти технологии уже более 30 лет были успешно внедрены на Гремихинском месторождении: ИДТВ – с 1986 г., ИДТВ(П) – с 1988 г., ТЦВП – с 1988 г. Распределение добычи нефти за счет тепловых методов и их экономическая эффективность представлены в таблице.
Об эффективности применения технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42 %) на опытных участках их применения, при том что прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20–25 % (информация 1998 г.).
Внедрение данных технологий в других нефтедобывающих районах с аналогичными условиями и вязкими нефтями может дать прирост добычи на уже обустроенных месторождениях.
Применение ТЛТ для предотвращения гидратообразования
Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, азот, сероводород) в соединении с водой образуют так называемые газовые гидраты – твердые кристаллические вещества, напоминающие по внешнему виду спрессованный снег, которые существуют при высоких давлениях и положительных температурах. При добыче газа гидраты могут образовываться на внутренней поверхности лифтовых труб.
Откладываясь на стенках, гидраты резко уменьшают пропускную способность труб. Для борьбы с гидратообразованием на газовых промыслах в скважины вводят различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-й раствор CaCl2). Не менее эффективный вариант борьбы с гидратацией в скважине заключается в поддержании температуры потока газа выше температуры гидратообразования за счет использования в качестве НКТ теплоизолированных лифтовых труб. При этом сокращается, а иногда и вообще исключается использование ингибиторов.
Применение ТЛТ в морских скважинах
В последние годы интенсивно ведется освоение шельфовой зоны Арктики, Европейского Севера, Дальнего Востока и т. д. При эксплуатации морских скважин, добывающих нефть или газ, возникновение гидратообразования и парафиновых отложений сильно выражено в зоне морского дна, где нагретый флюид резко переходит в зону пониженной температуры. В некоторых случаях запуск подводных скважин может быть осложнен из-за существенных тепловых потерь и гидратообразования именно в зоне морского дна.
В этом случае применение ТЛТ особенно актуально.
Применение ТЛТ в морских скважинах также необходимо для поддержания экологического баланса. Изменение температуры всего на два градуса в зоне добычи нефти и газа из морских скважин может привести к необратимым экологическим последствиям.
При большем дебете глубоководных скважин значительно возрастает температура в подводной части ствола скважины. Если в затрубном пространстве обсадных труб в процессе строительства скважины остались изолированные пустоты, разогрев воздуха в них вызовет увеличение его давления, и как следствие может произойти смятие обсадной колонны. Для предотвращения таких случаев рекомендуется применять ТЛТ в подводной части колонны НКТ.
Технологическая и экономическая эффективность тепловых методов (1984–1997 гг.)
Technological and economic efficiency of thermal methods (1984–1997)
Показатели Indicators |
Гремихинское месторождение в зоне реагирования, всего Gremikhinskoye deposit in the reaction area, Total amount |
Из них по методам From these according to the methods |
|||
ВГВ The influence of hot water |
ИДТВ The impulse-dosed thermal influence |
ИДТВ(П) The impulse-dosed thermal influence with pause |
ТЦВП The heat and cyclic influence on the formation |
||
Дополнительная добыча нефти, тыс. т The additional oil production, thsd. t |
3432,6 |
679,4 |
1283,4 |
1107,8 |
362,0 |
Закачка теплоносителя, тыс. т The heal carrier injection, thsd. t |
12698,5 |
4327,8 |
4014,5 |
3427,3 |
929,1 |
Закачка холодной воды в пласт, тыс. т The injection of cold water into the formation, t |
4999,7 |
0 |
2232,1 |
2518,3 |
249,3 |
Закачка горячей и холодной воды, тыс. т The injection of hot and cold water, thsd. t |
17698,2 |
4327,6 |
6246,6 |
5945,6 |
1178,4 |
Удельный расход теплоносителя на 1 т дополнительной нефти, тыс. т Specific consumption of heal carrier at 1 t of additional oil, thsd. t |
3,7 |
6,2 |
3,4 |
3,2 |
2,8 |
Эффект, млн руб. Effect, mln RUB |
525 |
60 |
211 |
190 |
64 |
Конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), % The ultimate oil recovery factor (ORF), % |
39 |
29 |
37 |
40 |
45 |
Защита от коррозии
Авторы:
О.О. Штырев, e-mail: olegshtyr91@gmail.com Лаборатория конструирования и испытания полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
Штырев О.О. О недопустимости использования установки Taber Abraser и подобных ей для контроля сопротивления материалов внутренних полимерных покрытий труб нефтяного сортамента гидроабразивному износу при воздействии потока жидкой среды, содержащей механические
примеси // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 86–90.
HTML
Разнообразные жидкие среды, транспортируемые по нефтепромысловым трубопроводам, колоннам насосно-компрессорных и бурильных труб с внутренним полимерным покрытием, содержат значительное количество механических примесей, что вызывает интенсивный гидроабразивный износ материала покрытия. Вследствие этого значительно уменьшается толщина покрытия и, как результат, нарушается его работоспособность. Поэтому одним из основных требований, предъявляемых к внутреннему полимерному покрытию труб нефтяного сортамента, является сопротивление покрытия разрушению при воздействии абразивосодержащего потока жидкости. Показателем сопротивления покрытия разрушению в этих условиях является скорость уменьшения толщины покрытия. Известно, что при гидроабразивном изнашивании конструкционных материалов могут развиваться два принципиально разных механизма изнашивания: абразивный и усталостный.
Абразивный механизм изнашивания материала заключается в срезании твердой абразивной частицей определенного объема материала поверхностного слоя при каждом цикле воздействия этой частицы на материал. Подобный процесс аналогичен обработке материалов резанием.
Усталостный механизм изнашивания заключается в многократном деформировании абразивными частицами поверхностного слоя материала, что приводит к растрескиванию и выкрошиванию циклически нагружаемого объема материала.
Развитие абразивного или усталостного механизма изнашивания существенно зависит от энергии удара абразивной частицы, определяемой ее массой и скоростью потока абразивосодержащей жидкости, углом атаки абразивных частиц по отношению к поверхности материала, прочностными и деформационными характеристиками изнашиваемого материала, определяющими энергию активации процесса его разрушения. Сопротивление материала разрушению при абразивном и усталостном механизмах изнашивания определяется различными механическими свойствами этого материала.
При абразивном механизме изнашивания сопротивление материала разрушению возрастает с повышением его твердости. Полимерные материалы и покрытия на их основе не предназначены для использования в условиях абразивного изнашивания. В этом случае следует использовать металлы и сплавы с соответствующими механическими свойствами.
При усталостном механизме изнашивания сопротивление материалов возрастает со снижением их модуля упругости. Это подтверждается высоким сопротивлением разрушению эластомеров в этих условиях.
Механизм разрушения материалов при гидроабразивном изнашивании существенно зависит от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости. При малых углах атаки преобладает абразивный механизм изнашивания. Однако для его развития необходима достаточная скорость течения абразивосодержащей жидкости, обеспечивающая необходимую энергию воздействия абразивной частицы на материал для его срезания с поверхности. При больших углах атаки преобладает усталостный механизм изнашивания материалов.
Существенное влияния угла атаки на скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия нефтепромысловых трубопроводов подтверждается результатами контроля технического состояния этого покрытия диагностическими комплексами. Установлено, что наиболее интенсивное разрушение внутреннего полимерного покрытия трубопровода происходит на участках изменения направления потока транспортируемой абразивосодержащей жидкости, т. е. в местах установки фасонных изделий трубопроводов (отводов и тройников).
Для объективного моделирования процесса гидроабразивного изнашивания материалов полимерных покрытий при сертификационных и периодических испытаниях в лабораторных условиях и объективной оценки в этих условиях числового значения скорости изменения толщины покрытия важно воспроизвести механизм процесса гидроабразивного изнашивания материала внутреннего покрытия трубной продукции и оценить степень влияния различных эксплуатационных факторов на скорость этого процесса.
В ранее опубликованной тем же автором статье [1], посвященной механизму гидроабразивного изнашивания материалов внутреннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента, достаточно убедительно была обоснована недопустимость использования установки Taber Abraser и подобных ей для контроля сопротивления материалов полимерных покрытий гидроабразивному износу. Данный тип установок моделирует абразивный механизм изнашивания материалов закрепленным абразивом, аналогом шлифовального круга.
Автор статьи предполагал, что донес до специалистов испытательных лабораторий, проводящих периодические испытания внутреннего полимерного покрытия нефтепроводных труб, информацию о недопустимости испытаний на установках типа Taber Abraser, дающих неверную информацию о качестве покрытия. Однако ничего не изменилось, и подобные испытания продолжаются. Вероятно, это объясняется некомпетентностью специалистов лабораторий в области гидроабразивного износа.
Целью данной статьи является донесение до нефтяных компаний информации о несоответствии условий контроля сопротивления внутренних полимерных покрытий трубной продукции износу на установке Taber Abraser при периодических испытаниях в лабораторных условиях реальным воздействиям на это покрытие. Следствием подобного несоответствия является низкий срок службы трубной продукции с полимерным покрытием при высокой ее стоимости.
Для подтверждения вышесказанного в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина была отработана методика испытаний полимерных покрытий на гидроабразивный износ, позволяющая объективно моделировать реальный механизм гидроабразивного изнашивания внутреннего полимерного покрытия трубной продукции, используемой для строительства, реконструкции и ремонта промысловых трубопроводов на нефтяных месторождениях.
Испытания проводятся на струйно-абразивной установке, схема которой представлена на рис. 1.
Установка позволяет изменять в широком диапазоне скорость течения абразивосодержащей жидкости, концентрацию механических примесей в ней, угол атаки по отношению к поверхности покрытия.
В качестве модельной абразивосодержащей среды используют воду, содержащую требуемую концентрацию кварцевого песка с размером частиц 150–250 мкм.
При отработке методики испытаний определяют максимально допустимую продолжительность испытаний образцов с покрытием на износ в абразивосодержащей жидкости без ее замены, определяемую временем сохранения размера абразивных частиц более 100 мкм при исходном значении 100–250 мкм. Для этого через каждый час испытаний образцов с покрытием на гидроабразивный износ при заданной скорости истечения струи абразивосодержащей жидкости отбирают пробу абразивосодержащей жидкости и определяют интервал времени, в течение которого масса абразивных частиц, оставшихся на сетке сита с размером ячеек 100 мкм, составляет не менее 80 % от общей массы частиц в отобранной пробе.
В таблице приведены результаты исследования влияния продолжительности испытания покрытия на гидроабразивный износ на процентное содержание абразивных частиц размером до 100 мкм в отобранной пробе. Из приведенных данных видно, что продолжительность испытаний до 2 ч соответствует установленной норме.
В процессе испытаний контролируют следующие режимы:
-
давление в напорной линии, определяющее скорость истечения абразивосодержащей жидкости;
-
концентрацию абразива в абразивосодержащей жидкости.
Контроль концентрации абразива в отобранной пробе проводят после приготовления абразивосодержащей жидкости, т. е. перед проведением предварительных испытаний образцов на износ, затем перед началом основных испытаний образцов на износ и, наконец, после окончания основных испытаний образцов на износ. Полученные значения концентрации не должны различаться более чем на 5 %.
Перед испытаниями на гидроабразивный износ на поверхность испытываемого покрытия наносят с помощью трафарета фломастером координатные линии, вдоль которых необходимо контролировать относительное изменение глубины канавки образца с покрытием, образующейся при проведении испытаний материала покрытия на сопротивление гидроабразивному износу (рис. 2). На установке одновременно испытывают в одном и том же режиме 4 образца. В результате измерений глубины канавки по средней линии канавки, образующейся в результате испытаний, по 8 координатным осям получают 8 значений глубин канавки после испытаний на износ каждого образца. Измерение глубины канавки производят с помощью индикатора с точностью деления до 1 мкм и пределом измерения 1 мм в самой глубокой точке канавки по заданным координатам в соответствии со схемой, приведенной на рис. 2.
Общее количество полученных значений глубин канавки по заданным координатам четырех одновременно испытанных образцов с покрытием равно 32, что позволяет после статистической обработки результатов измерений определить скорость уменьшения толщины покрытия с требуемой вероятностью.
Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости течения абразивосодержащей жидкости с целью последующего расчета срока службы защитного покрытия при реальных скоростях течения абразивосодержащей жидкости в трубопроводах и колоннах труб в скважинах проводят испытания образцов с покрытием на гидроабразивный износ при скоростях течения струи абразивосодержащей жидкости 12,78; 15,0; 17,68; 20,8; 22,0; 24,0 и 26,0 м/с и заданной концентрации кварцевого песка.
Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости проводят испытания на гидроабразивный износ образцов с покрытием при концентрации кварцевого песка 1,0; 3,0; 5,0; 7,0 и 9,0 % и заданной скорости течения струи.
Для установления функциональной зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия проводят испытания на гидроабразивный износ образцов при углах атаки 15; 30; 45; 60; 75 и 90° и заданных значениях скорости течения абразивосодержащей жидкости и концентрации кварцевого песка.
На основании статистической обработки экспериментальных данных строят графики следующих зависимостей: скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости потока абразивосодержащей жидкости; скорости уменьшения толщины защитного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости; скорости уменьшения толщины покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия.
На рис. 3 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия на основе эпоксидной порошковой краски П-ЭП-7150 от скорости потока абразивосодержащей жидкости при концентрации кварцевого песка 3 % от объема. График носит нелинейный характер.
Из графика видно, что при увеличении скорости течения абразивосодержащей жидкости до 15 м/с скорость уменьшения толщины покрытия изменяется незначительно. При дальнейшем увеличении скорости течения абразивосодержащей жидкости интенсивность изменения скорости уменьшения толщины резко возрастает. На основании построенного графика была установлена функциональная зависимость скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от скорости потока абразивосодержащей жидкости при постоянной концентрации кварцевого песка 3 % от объема и угле атаки 45°.
(1)
где Vδ.исп – скорость уменьшения толщины покрытия; ж – скорость потока абразивосодержащей жидкости; A и β – постоянные, зависящие от прочностных и деформационных характеристик покрытия.
На рис. 4 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины полимерного покрытия на основе эпоксидной порошковой краски П-ЭП-7150 от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости при скорости течения струи 26 м/с и угле атаки 45°.
График имеет нелинейный характер.
С увеличением концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости скорость уменьшения толщины полимерного покрытия возрастает. При концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости до 0,5 % интенсивность уменьшения толщины полимерного покрытия наиболее высока. При больших концентрациях она существенно снижается.
На основании построенного графика была установлена функциональная зависимость скорости уменьшения толщины полимерного покрытия от концентрации кварцевого песка в абразивосодержащей жидкости:
Vδ.исп = γ•Kλ, (2)
где K – концентрация кварцевого песка; γ и λ – постоянные, зависящие от прочностных и деформационных характеристик покрытия.
На рис. 5 представлен график зависимости скорости уменьшения толщины защитного покрытия от угла атаки потока абразивосодержащей жидкости по отношению к поверхности покрытия при скоростях течения 24,0 и 12,78 м/с и концентрации кварцевого песка 3 %.
При скорости потока абразивосодержащей жидкости ж1 = 24 м/с график зависимости скорости уменьшения толщины покрытия от угла атаки носит экстремальный характер. При увеличении угла атаки до 60–70° скорость уменьшения толщины покрытия резко возрастает, однако при дальнейшем увеличении угла атаки происходит ее существенное снижение. Подобный характер графика свидетельствует о преобладании абразивного механизма износа материала покрытия при высокой скорости потока абразивосодержащей жидкости.
При более низкой скорости потока абразивосодержащей жидкости ж2 = 12,78 м/с изменение скорости уменьшения толщины покрытия при увеличении угла атаки незначительно. При этом максимальная скорость уменьшения толщины покрытия наблюдается при углах атаки 70–80°. Снижение интенсивности изменения толщины покрытия при изменении угла атаки и смещение точки экстремума графика в сторону больших углов при скорости течения потока
ж2 = 12,78 м/с свидетельствует о преобладании усталостного механизма износа покрытия при более низких скоростях течения абразивосодержащей жидкости.
Необходимо учитывать, что скорость течения транспортируемой среды в нефтесборных трубопроводах и скважинных колоннах труб не превышает 7 м/с. В этих условиях внутреннее полимерное покрытие труб будет подвергаться согласно проведенным исследованиям усталостному износу.
Для моделирования усталостного механизма износа внутреннего полимерного покрытия в лабораторных условиях сертификационные и периодические испытания этого покрытия следует проводить при углах атаки, близких к 90°.
Уравнения (1) и (2) позволяют пересчитать скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия, установленную в лабораторных условиях при ускоренных испытаниях (скорость потока абразивосодержащей жидкости – 12 м/с и концентрация кварцевого песка – 1 %), на скорость уменьшения толщины внутреннего полимерного покрытия труб в реальных условиях при фактических значениях скорости течения транспортируемой среды и концентрации механических примесей в нем.
Результаты влияния продолжительности испытания материала покрытия на гидроабразивный износ на процентное содержание абразивных частиц размером до 100 мкм в отобранной пробе
The results of the impact of the duration of testing material coatings on hydro abrasive depreciation and on the percentage content of abrasive particles up to 100 microns in the selected sample
Продолжительность испытаний, ч Test duration, h |
Общая масса частиц кварцевого песка в отобранной пробе, г The total mass of quartz sand particles in the selected sample, g |
Масса частиц кварцевого песка размером до 100 мкм в отобранной пробе, г Mass of quartz sand particles with a size up to 100 µm in the selected sample, g |
Процентное содержание частиц до 100 мкм в отобранной пробе, % The percentage of particles up to 100 µm in the selected sample, % |
0,5 |
496 |
25 |
5 |
1,0 |
378 |
32 |
8,5 |
1,5 |
383 |
35 |
9,1 |
2,0 |
214 |
30 |
14 |
Насосы. Компрессоры
Авторы:
Р.С. Халиков, e-mail: Ruslan_khalikov@mail.ru, ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Бедрин В.Г., Хасанов М.М., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А., Пашали А.А., Литвиненко К.В., Еличев В.А., Прадо М. Сравнение технологий ЭЦН для работы с большим содержанием газа в насосе на основе промысловых испытаний // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 20008 [Электронный ресурс]. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/117414-RU (дата обращения: 23.03.2017).
-
Ануфриев С.Н., Каплан А.Л., Погорелов С.В. Опыт эксплуатации УЭЦН в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Инженерная практика. 2011. № 2. С. 16–17.
-
Дроздов А.Н. Исследования характеристик насосов при откачке газожидкостных смесей и применение полученных результатов для разработки технологий водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство. 2011. № 9. С. 108–111.
-
Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины // Нефтегазовое дело. 2005. № 2. С. 1–12.
-
Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М. – Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2006. С. 277–314.
-
Канаевская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М. – Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2002. С. 22–23.
-
Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. М.: МИНГ, 1987. 71 с.
-
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Российский гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. С. 210–230.
-
Пашали А.А. Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора: дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2011. 192 с.
-
Ansari A.M., Sylvester N.D., Sarica C., Shoham O., Brill J.P. A Comprehensive Mechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores. SPE Production & Facilities. May, 1994, P. 143–152.
-
Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes. JPT, May, 1973, P. 607–617.
-
Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. SPE Monograph, Vol. 17, Richardson, Texas, 1999.
-
Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation. PhD dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 2004.
HTML
По мере выработки запасов углеводородов и растущих потребностей общества в энергии УЭЦН применяются во все более сложных геологических условиях. Тенденция интенсификации добычи нефти приводит к эксплуатации скважин с низкими забойными давлениями, следствием чего является работа погружного глубинно-насосного оборудования со значительной долей газовой фазы в потоке смеси. В зависимости от свойств добываемой продукции и геолого-физических особенностей нефтяной залежи характеристики работы насосной установки могут отличаться от «шаблонных», существенно ухудшаясь при наличии большой доли перекачиваемого газа. Эффективность добычи связана с техническими возможностями существующего насосного и защитного оборудования.
В работе рассматриваются результаты промысловых испытаний УЭЦН двух российских производителей. Целью исследования являлась оценка эффективности работы насосов в условиях скважины с высоким газовым фактором. Критериями являлись стабильность работы оборудования, экономический эффект от внедрения таких комплектаций, отсутствие отказов в течение испытаний. Одной из задач была проверка границ применимости технологии УЭЦН с газозащитными модулями. В ходе испытаний на тестовой скважине показатели объемного-расходного газосодержания в условиях приема глубинно-насосного оборудования достигли 95 %.
Данные исследования потребовали участия большого количества инженерно-технических работников промысла, специалистов научно-технического центра, представителей поставщиков оборудования, а также РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина. В статье автор приводит результаты проделанной им работы: математическое моделирование тестовой скважины, обработка промысловых данных и сравнительный анализ полученных расчетных параметров. Более подробно результаты разборов установок и исследований на стенде будут представлены позднее в научных публикациях коллектива авторов (серия стендовых испытаний позволила определить технические возможности испытываемых газосепараторов, мультифазных и электроцентробежных насосов в условиях, близких к промысловым).
Решения в области обеспечения работы погружных центробежных насосов с повышенным содержанием газа
Центробежный насос чувствителен к наличию газовой фазы в откачиваемой смеси, поэтому, чтобы избежать значительной деформации напорно-расходной характеристики, применяют различные газозащитные технологии [1].
Выделяют два подхода:
-
предупреждение попадания в насос избыточного количества свободного газа (большее заглубление под динамический уровень, спуск ниже интервала перфорации, подлив жидкости, периодическая эксплуатация, применение газосепараторов);
-
обеспечение работы погружной установки с избыточным свободным газом (применение открыто-лопастных, центробежно-вихревых, центробежно-осевых рабочих ступеней, использование конической сборки, диспергирующих устройств, предвключенных мультифазных насосов).
Бльшая часть газозащитных технологий успешно применяется на производстве. Известно, что АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» на месторождениях применяло мультифазные насосы МФОН производства ЗАО «Новомет», MVP Centrilift, многофазные насосы осевого потока «Посейдон» компании REDA [2]. В статье приводятся диапазоны, связанные с работой предвключенных мультифазных насосов, которые позволяют эксплуатировать скважину с содержанием свободного газа на приеме насоса до 75 %.
При таких параметрах одним из возможных факторов вредного влияния свободного газа в откачиваемой жидкости на рабочие параметры центробежного насоса является искусственная газовая кавитация. В межлопаточных каналах образуются газовые каверны, которые не участвуют в общем течении смеси и приводят к уменьшению пропускной способности каналов, нарушают энергообмен между насосом и перекачиваемой средой. Отличия в степени влияния газа на характеристики ЭЦН при откачке различной нефти связаны также с их пенообразующими свойствами, под которыми понимается способность жидкости образовывать устойчивые пленки. При малых значениях пенообразующей способности жидкости большинство ступеней насоса работают в режиме частичной кавитации. Это приводит к снижению напорно-расходной характеристики, неконтролируемому колебанию частоты вращения, загрузки двигателя и преждевременному отказу оборудования. Увеличение пенообразующих свойств жидкой фазы ГЖС приводит к созданию прочной и эластичной оболочки вокруг пузырьков газа, находящегося в жидкости, и не дает им объединяться друг с другом [3].
Однако при слишком большом значении входного объемно-расходного газосодержания даже при перекачивании газожидкостной смеси с высокими пенообразующими свойствами может возникнуть ситуация, когда насос будет работать в кавитационном режиме.
Для защиты погружного насоса от вредного влияния свободного газа производители насосного оборудования, участвовавшие в сравнительных испытаниях, подобрали дизайн насосной установки со специальными газозащитными модулями. Состав объекта испытаний для первого производителя: «электроцентробежный насос (с центробежно-вихревыми ступенями) – мультифазный насос – газосепаратор» (технология 1); для второго производителя: «электроцентробежный насос – мультифазный насос – сдвоенный газосепаратор» (технология 2). Данные установки были поочередно спущены в тестовую скважину для опытно-промышленных испытаний.
Рассмотрим принципы действия технологий. Роторные газосепараторы при вращении вытесняют жидкость на периферию и далее через переходный канал пропускают вверх в насос, в то время как газ концентрируется около вала и через выпускные каналы движется в межтрубное пространство (шнек создает напор, рабочее колесо закручивает поток газожидкостной смеси, сепарационные барабаны производят отделение газа от жидкости с последующим выводом его в затрубное пространство и подачей жидкости на прием насоса). Одним из недостатков таких газосепараторов является «полетоопасность» оборудования.
Диапазоны применимости данной технологии: плотность жидкости 700–1400 кг/м3; pH 5,0–8,5; максимальное КВЧ 100–500 (возможны варианты до 1000 мг/л); максимальная твердость частиц: 5–7 баллов по Моосу; расход преимущественно до 250 м3/сут (есть конструкции, позволяющие работать и при более 600 м3/сут).
Предвключенный мультифазный насос перекачивает газожидкостную смесь, предотвращая образование неподвижных газовых пробок.
Центробежно-вихревые ступени отличаются от традиционных наличием дополнительных лопаток (импеллеров) на заднем диске рабочего колеса. Импеллеры создают вихревой эффект, чем обеспечивается эффективное диспергирование газоводонефтяной среды и повышается напорность насоса во всем диапазоне подач, особенно при малых подачах, при этом сохраняется высокий КПД ступеней.
Опытно-промысловые испытания
Промысловые исследования проводились для сравнительной оценки эффективности работы УЭЦН разных производителей в одинаковых условиях, т. е. в одну скважину (рис. 2) поочередно были установлены УЭЦН каждого производителя.
Наработка на отказ исследуемых насосных установок каждого производителя должна составить не менее 100 сут при поддержании определенного технологического режима эксплуатации скважины, обеспечивающего максимально допустимую депрессию на пласт. Тестовая скважина эксплуатировалась со средним дебитом жидкости 28 м3/сут, при этом дебит газа составлял 34–38 тыс. м3/сут.
Результаты промысловых испытаний позволили сравнить технологические показатели работы погружных насосных установок. Общая картина промысловых исследований показала, что УЭЦН двух производителей отработали в тестовой скважине с содержанием свободного газа у приемной сетки газосепаратора более 95 % по объему. Газовый фактор в период испытаний в среднем достигал 1350 м3/м3 при давлении на приеме ≈40 атм. Расчетное объемно-расходное газосодержание на приеме оборудования до сепарации равнялось 96–97 %.
Оценивались энергетические характеристики погружных установок – зависимость удельного расхода энергии (кВт потребляемой мощности на добытую 1 т нефти) от времени. Используемые компоновки показали возможность работы в осложненных условиях тестовой скважины, однако оборудование, четверть ступеней которого – мультифазные (71 из 297 ступеней по технологии 2 в отличие от 20 мультифазных ступеней из 378 по технологии 1), характеризующиеся более низкими КПД, является менее энергоэффективным. Это подтвердили и стендовые испытания, и результаты анализа данных выгрузки станции управления: на рис. 5, 6 видны продолжительные периоды эксплуатации с величинами 1 кВт/т (технология 1) и 1,5 кВт/т (технология 2).
Для оценки общей сепарации газа затрубное пространство тестовой скважины соединялось с выкидной линией соседней скважины. Проведенное исследование позволило замерить дебит газа, поступающего в затрубное пространство, и отдельно оценить количество газа, поступающего из НКТ.
Подготовка математической модели добывающей скважины с УЭЦН
Два наиболее важных параметра при оценке условий работы ЭЦН в случае высокого газового фактора – это газосодержание свободного газа в потоке смеси и сепарация в условиях приема.
Объемное газосодержание у входа в насос (вх) является одним из основных факторов, определяющих влияние газа на работу ЭЦН по следующей формуле:
, (1)
где Qгвх, Qж – объемный расход свободного газа и дебит жидкости при термодинамических условиях у входа в насос [3].
Коэффициент естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования – это отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство Vгз, к общему объему (объемному расходу) Vг газа у приема погружного оборудования при данных термобарических условиях [8]:
. (2)
В отечественной и зарубежной нефтяной практике предложен целый ряд методик оценки сепарации газа на приеме скважинного оборудования. В работе расчет естественной сепарации производился по методике П.Д. Ляпкова [7] и по методике Р. Маркеза [13]. Наиболее известны следующие методики:
П.Д. Ляпкова (1987), Caetano (1992), Alhanati (1993), Serrano (1999), Р. Маркеза (2004) [9].
В случае если по скважине производили раздельный замер дебита газа (затрубное пространство, НКТ) и режим работы скважины – стационарный, коэффициент общей сепарации можно рассчитать следующим образом:
Qгз = Qго – Qгнкт, (3)
где Qгз – дебит газа при стандартных условиях (дебит из затруба), м3/сут;
Qго – дебит газа при стандартных условиях (совместный замер из НКТ и затруба), м3/сут; Qгнкт – дебит газа при стандартных условиях (замер дебита только из НКТ), м3/сут.
Далее параметры необходимо пересчитать для термобарических условий приема глубинно-насосного оборудования:
Qж(Pпр, Tпр) = Qн•bн(Pпр, Tпр) + Qв•bв(Pпр, Tпр), (4)
Qго(Pпр, Tпр) = bг(Pпр, Tпр) х (Qго – Qн•Rs(Pпр, Tпр)), (5)
Qгз(Pпр, Tпр) = bг(Pпр, Tпр)•Qгз, (6)
, (7)
м3/м3; Кс – коэффициент общей сепарации газа, д. ед.; Rs – газосодержание нефти, м3/м3.
При численном моделировании свойств и поведения флюидов в пласте и скважине широкое распространение получила модель нелетучей нефти (black oil model), когда производят аппроксимацию системы двумя компонентами: нелетучим (нефтью) и летучим (газом), растворимым в нефтяной фазе [6].
Основываясь на данной модели, в работе производились расчеты физико-химических свойств скважинной продукции (PVT-свойств) по известным эмпирическим зависимостям, полученным исследователями в результате аппроксимации экспериментальных данных.
Для оценки количества растворенного газа, остающегося в нефтегазовой смеси при давлениях ниже давления насыщения, используют корреляции Standing (1947), Lasater (1958), Vasquez and Beggs (1980), Glaso (1980), Al-Marhoun (1988), Labedi (1990), Kartoatmojo and Schmidt (1991), Petrosky and Farshad (1993) и т. д.
Расчет в работе производился по корреляции Standing, базирующейся на 105 экспериментах.
(8)
(9)
где γг – относительная плотность газа по воздуху (ρгаза/(ρвозд), д. ед.; φ – мольная доля газа; Pпр[МПа] – давление на уровне приема глубинно-насосного оборудования в МПа.
Газосодержание в любой точке скважины определяется в зависимости от термобарических условий (рис. 7).
Объемный коэффициент газонасыщенной нефти требуется для сопоставления объемов нефти на поверхности (товарной нефти) к объемам пластовой нефти и изменяется в зависимости от давления и температуры. Используя известные корреляции, можно привести дебиты на поверхности к условиям приема погружного оборудования. Наиболее известны эмпирические корреляции Шилова, Гиматудинова, Standing, Vasquez and Beggs, Glaso, Al-Marhoun и т. д.
В работе расчет производился по корреляции Standing:
. (10)
Так, используя известные корреляции (табл. 1), была получена расчетная модель PVT-свойств, которая использовалась далее для оценки условий работы внутрискважинного оборудования в ходе опытно-промысловых исследований.
Для расчета градиента давления в стволе скважины использовалась механистическая модель Ansari et al. и эмпирическая Beggs & Brill. Подробнее можно ознакомиться в работах [4], [5], [10]–[12].
В табл. 2 представлены входные и выходные параметры численной модели (замеры на скважине и результаты расчетов). Для проведения качественных стендовых испытаний, при которых будет дан ответ, как отработало оборудование в скважине, необходимо знание условий его работы на промысле. Особенно важно знать параметры объемно-расходного газосодержания в условиях приема глубинно-насосного оборудования, а также количество газа, поступающего в каждый элемент насосной установки (мультифазная секция, центробежный насос). Данные значения нельзя получить прямым измерением, поэтому требуются расчеты по зависимостям.
В ходе работы насоса с газом происходит деформация его напорно-расходной характеристики. Суммарный напор зачастую снижается до предельных значений, при которых происходит срыв подачи, и давление, развиваемое насосом, оказывается недостаточным для подъема жидкости на поверхность.
В целях понимания степени деформации характеристик, в том числе, проводили серию экспериментов на лабораторной установке, но предварительно данные величины были получены в расчетах. Результаты представлены на рис. 8–10. При подборе оборудования некорректный учет деградации характеристик ЭЦН приводит к недостижению целевого режима.
Детальные математические модели сложных систем и процессов, таких как течение многофазного потока в пласте, насосе, скважине, довольно сложны в реализации. Поэтому они, как правило, носят идентификационный характер, т. е. требуется эмпирически определять отдельные параметры по экспериментальным данным. Комбинация современных методов инженерных расчетов, промысловых и стендовых испытаний позволила дать комплексную сравнительную оценку испытываемому оборудованию.
Выводы
Подготовленная расчетная модель позволила оценить степень деформации напорно-расходных характеристик в рабочей точке и оценить величину текущего (с учетом деградации) перепада давления. На основе узлового анализа показано недостижение потенциала добычи. Расчеты объемно-расходного газосодержания и оценка условий работы глубинно-насосного оборудования способствовали проведению серии лабораторных экспериментов.
Промысловые исследования доказали возможность эксплуатации скважин установками центробежных насосов с электрическими приводами с содержанием свободного газа на приеме насоса до 95 % при дополнении традиционного насосного оборудования мультифазными ступенями и газозащитными модулями. Был проведен сравнительный анализ компоновок двух отечественных производителей.
Таблица 1. Методики и корреляции
Table 1. Methodology and correlations
Параметры Parameters |
Авторы Authors |
Псевдокритические давление и температура False critical pressure and temperature |
Standing |
Коэффициент сверхсжимаемости Super compressibility ratio |
Dranchuk |
Вязкость дегазированной нефти The viscosity of the degassed oil |
Beggs & Robinson |
Давление насыщения The saturation pressure |
Standing |
Объемный коэффициент нефти The volumetric oil ratio |
Standing |
Газосодержание Gas content |
Standing |
Градиент давления The pressure gradient |
Ansari et al.; Beggs & Brill |
Коэффициент естественной сепарации The ratio of natural separation |
П.Д. Ляпков; Р. Маркез P.D. Lyapkov; R. Marcez |
Таблица 2. Технологические параметры (данные промысловых исследований и результаты численного моделирования тестовой скважины)
Table 2. Technological parameters (data from field researches and computational modelling results of test well)
№ п/п No. |
Параметр Parameter |
Значение по технологии 1 The value according to the technology 1 |
Значение по технологии 2 The value according to the technology 2 |
1 |
Дебит газа (замер на поверхности), м3/сут Gas flow rate (the measurement on the surface), m3/day |
37 625,8 |
33 929,0 |
2 |
Дебит жидкости (замер на поверхности), м3/сут Liquid flow rate (the measurement on the surface), m3/day |
29,4 |
26,0 |
3 |
Давление на приеме установки, атм The pressure on the installation receiver, atm |
41,7 |
39,0 |
4 |
Дебит газа (прием установки, до сепарации), м3/сут Gas flow rate (facilty receiver, before separation), m3/day |
909,5 |
869,7 |
5 |
Дебит жидкости (прием установки, до сепарации), м3/сут Liquid flow rate (facilty receiver, before separation), m3/day |
30,8 |
27,1 |
6 |
Объемно-расходное газосодержание смеси (до естественной сепарации), % Volume-consumable gas content of the mixture (before natural separation), % |
96,7 |
97,0 |
7 |
Коэффициент естественной сепарации (по П.Д. Ляпкову), % Coefficient of natural separation (according to P.D. Lyapkov), % |
66,0 |
68,7 |
8 |
Коэффициент естественной сепарации (по Р. Маркезу), % Coefficient of natural separation (according to R. Marchesi), % |
76,7 |
71,6 |
9 |
Коэффициент искусственной сепарации (газосепаратор). Диапазоны в связи
The artificial separation ratio (gas separator). Ranges due to the calculations |
91,3–92,1 |
91,3–92,1 |
10 |
Общий коэффициент сепарации (для второй технологии был совершен раздельный замер газа из НКТ и из затрубного пространства), % The general separation ratio (separate gas measurement was made from the pump-compressor tube (PCT) and from annulus space for second technology), % |
97,3–98,0 |
97,5 |
11 |
Дебит газа (на входе в газосепаратор, после естественной сепарации), м3/сут
Gas flow rate (at the input of the gas separator, after the natural separation), |
211,6–309,3 |
247,3–272,3 |
12 |
Объемно-расходное газосодержание смеси (на входе в газосепаратор, после естественной сепарации), % Volumetric consumable gas flow rate content of the mixture (at the input of the gas separator, after the natural separation), % |
87,3–90,9 |
90,1–90,9 |
13 |
Дебит газа в затрубном пространстве после общей сепарации, м3/сут Gas flow rate in the annulus space after general separation, m3/day |
885,1–891,1 |
848,3 |
14 |
Дебит газа (в мультифазной секции на первой ступени), м3/сут Gas flow rate (multiphase section at the first stage), m3/day |
18,35–24,37 |
21,5 |
15 |
Объемно-расходное газосодержание смеси (в мультифазной секции на первой ступени), %
Volumetric consumable gas flow rate content of the mixture (multiphase section |
37,3–44,2 |
44,1 |
Охрана труда и промышленная безопасность
HTML
По Приказу Минздравсоцразвития России от 17 декабря 2010 г. № 1122н работнику полагается выдавать 100 мл защитного средства, 200 мл очищающей пасты и 100 мл регенерирующего крема ежемесячно. Однако на производствах сложно проследить, правильно ли сотрудник применяет ДСИЗ, использует ли он достаточное количество крема или пасты, необходимое для защиты кожи. Поэтому предприятиям необходима система для рационального снабжения работников обязательными средствами защиты. В качестве решения некоторые компании выбирают дозаторы. Производитель ДСИЗ «Скинкеа» и ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» провели исследование того, насколько эффективна эта методика на производстве.
В 2016 г. систему дозаторов опробовали три филиала ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород. Часть наиболее востребованной номенклатуры (защитного крема и очищающей пасты в тубах по
100 и 200 мл, соответственно) заменили той же продукцией в упаковках объемом 2000 мл. На предприятиях установили по два дозатора с инструкцией по эксплуатации и правилами применения СИЗ. Сотрудникам продемонстрировали, как работают приспособления, и раздали обучающие материалы.
Производственные испытания длились три месяца. За их ходом наблюдали заместитель начальника отдела охраны труда ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» С.Н. Жуковцев, инженеры по охране труда и специалисты из «Скинкеа».
В результате филиалы на 10 % снизили затраты на покупку ДСИЗ, увеличив при этом эффективность их применения. Крупногабаритная продукция оказалась оптимальной в эксплуатации и дешевле аналогов в индивидуальных упаковках.
Инженеры отметили массовый интерес к дозаторам, что говорит о формировании культуры пользования ДСИЗ. Благодаря предварительному обучению, работникам стало проще понимать и соблюдать этапность нанесения средств. Дозаторы позволили использовать дерматологические средства защиты по месту и мере необходимости.
Методика оптимизировала организационные процессы. Так, кладовщики перестали тратить время на подбор и выдачу сотрудникам индивидуальных тюбиков.
Результаты исследования показали, что дозаторы – эффективный способ экономии денег и развития производственной культуры, простое обеспечение работников ДСИЗ.
ЗАО «Скинкеа»
119571, г. Москва,
пр-т Вернадского, д. 125а
Тел.: +7 (495) 785-24-77
e-mail: info@skincare.ru
www.skincare.ru
Авторы:
А.Л. Терехов, e-mail: A_Terekhov@vniigaz.gazprom.ru; ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
А.М. Семенцев, e-mail: A_Sementsev@vniigaz.gazprom.ru, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Литература:
-
Малышев Д.В. Метод комплексной оценки профессионального риска // Проблемы анализа риска. 2008. Т. 5. № 3. С. 40–59.
-
Терехов А.Л. Повышение безопасности персонала при внедрении мероприятий по снижению шума на предприятиях газовой промышленности // Труд и социальные отношения. 2016. № 1. С. 117–131.
-
Терехов А.Л., Сафонов А.Л. Повышение безопасности производственных процессов путем снижения шума трубопроводов // Труд и социальные отношения. 2016. № 4. С. 163–173.
-
Терехов А.Л., Дробаха М.Н. Современные методы снижения шума ГПА / Под ред. Р.О. Самсонова. СПб.: Недра, 2008.
-
Терехов А.Л. Шум газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистральных газопроводов и способы его снижения. М.:
ООО «ВНИИГАЗ», 2003. -
Терехов А.Л., Власов Е.Н. Снижение шума на компрессорных станциях магистральных газопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005.
-
Минаев Д.А. Повышение эффективности методов снижения шума центробежных нагнетателей на компрессорных станциях магистральных газопроводов: автореф. дис. … канд. техн. наук. М., 2010. 23 с.
-
Терехов А.Л., Сулин В.А., Котишевский Г.В. и др. Обзор технических решений по снижению шума на предприятиях добычи и транспорта газа // Мат-лы Международной акустической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения Е.Я. Юдина. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014. С. 257–267.
HTML
Основной частью магистрального газопровода, предназначенной для увеличения его пропускной способности за счет повышения давления с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА), является компрессорная станция. Современные компрессорные станции представляют собой комплекс зданий и сооружений, предназначенных для надежного и безопасного обеспечения основных и вспомогательных технологических процессов – очистки газа от жидких и механических примесей, сжатия газа, охлаждения газа после сжатия, измерения и контроля технологических параметров, управления режимами работы всего газопровода путем регулирования параметров работы газоперекачивающих агрегатов.
Используемые на компрессорных станциях центробежные нагнетатели определяют схемы обвязок ГПА, характерных для неполнонапорных нагнетателей со степенью сжатия 1,23–1,25 (применяются на станциях подземного хранения газа) и полнонапорных нагнетателей со степенью сжатия до 1,45–1,51 (применяются для транспортировки газа на магистральных газопроводах). Технологическое оборудование компрессорной
станции – привод, редуктор и нагнетатель – располагается, как правило, в двух залах: машинном и нагнетателей, где обеспечивается выполнение основного технологического процесса на станции. От надежного и безопасного обеспечения операций в этих залах во многом зависит безопасность работы компрессорной станции.
Базовым блоком газового компрессора в настоящее время остается центробежный нагнетатель. Научно-технические достижения в компрессоростроении позволяют проектировать и создавать нагнетатели, удовлетворяющие самым разнообразным технологическим потребностям газовой промышленности. Однако в условиях отсутствия четких правил акустического совершенствования стационарных энергетических машин при их проектировании недостаточно внимания уделяется оценке элементов проточной части машины в целях снижения уровня аэродинамического шума в источнике его возникновения. Имеющиеся рекомендации по снижению шума лопаточных машин малочисленны и, как правило, получены на основании исследований транспортных энергетических машин (судовых, авиационных), имеющих значительные отличительные как конструктивные, так и технологические особенности по сравнению со стационарными машинами. Уровни звуковой мощности этих нагнетателей значительно превышают допустимые санитарные нормы, вследствие чего необходимо совершенствование геометрических элементов проточной части для уменьшения шума в источнике генерации. В связи с этим при всей своей надежности и работоспособности нагнетатель является одним из основных источников шума на компрессорной станции.
Основным направлением повышения безопасности условий труда в настоящее время является комплексный подход к анализу и оценке рисков, основанный на знании специфики производственных процессов. Принятая практика контроля и учета профессиональных рисков разделяет их на три вида [1]:
• риск травматизма;
• риск повреждения здоровья неблагоприятными условиями труда (риск профессиональных заболеваний);
• риски от аварий и чрезвычайных ситуаций на опасных производственных объектах.
Анализируя условия труда на компрессорных станциях [2, 3], следует отметить, что здесь имеет место значительный уровень риска повреждения здоровья из-за неблагоприятных условий труда, связанных в первую очередь с повышенным уровнем шума на рабочих местах. Неблагоприятные условия труда ремонтного и эксплуатационного персонала компрессорных станций обусловливают вероятность неблагоприятных событий – получение производственной травмы из-за рассеянного внимания под воздействием интенсивного шума, а также возникновение незамеченного из-за шума инцидента на технологическом оборудовании, который без принятия персоналом экстренных мер может перерасти в техногенную аварию.
Для укрупненного расчета коэффициента общей заболеваемости от воздействия вредных условий в современных условиях производства на компрессорной станции необходимо учитывать, что трудящиеся, длительное время находящиеся при шумовом воздействии, испытывают раздражительность, головные боли, головокружение, снижение памяти, повышенную утомляемость, понижение аппетита, боли в ушах и т. д. Такие сдвиги в работе ряда органов и систем организма человека вызывают негативные изменения в эмоциональном состоянии человека вплоть до стрессовых. При этом появляется усталость в связи с повышенными энергетическими затратами и нервно-психическим напряжением, снижается концентрация внимания, нарушаются физиологические функции, ухудшается речевая коммутация. Все это снижает работоспособность человека и его производительность, качество труда, повышает опасность возникновения несчастного случая.
Сравнение работоспособности человека в различных условиях показало, что при работах, требующих повышенного внимания, при увеличении уровня звукового давления от 70 до 90 дБ имеет место снижение производительности труда на 20 %. Поэтому можно сказать, что шумы средних уровней, ниже 80 дБ, не вызывающие потери слуха, тем не менее оказывают утомляющее, неблагоприятное влияние. Воздействие постоянного шума такого уровня аналогично влиянию стрессового, напряженного труда.
Необходимо отметить, что, являясь одним из компонентов рабочей среды, шум усиливает синергетический эффект воздействия неблагоприятных условий труда на организм человека. Для изучения влияния шума и нервной нагрузки, исходя из предположения о первичности воздействия шума на нервную систему как по непосредственным, так и по отдаленным эффектам, принимают, что изменение громкости в два раза соответствует изменению уровня звука на 6 дБ.
Шум нагнетателей природного газа на компрессорной станции по своей природе является аэродинамическим, включающим в себя вихревой шум и шум от неоднородности потока. Также в некоторых случаях может присутствовать шум механического происхождения, обусловленный дисбалансом ротора или шумом подшипников.
Экспериментальные исследования уровня шума от различных конструктивных параметров установки [4–6] позволили сделать ряд заключений по акустическому совершенствованию центробежных нагнетателей. Определено, что на борьбу с шумом газотранспортного оборудования в источнике возникновения и снижения шума центробежных нагнетателей оказывают влияние следующие характеристики:
-
соотношение чисел лопаток рабочего колеса и лопаток диффузора ступени центробежного нагнетателя – в целях снижения шума при высокой экономичности и устойчивой работе ступени в широком диапазоне по расходу целесообразно применять лопаточный диффузор с двухъярусной решеткой либо лопаточные решетки с имитаторами на входе для выбора оптимального соотношения числа лопаток ротора и статора;
-
угол наклона лопаток диффузора и рабочего колеса – при наклоне лопаток диффузора на 30° уровень суммарного шума снижается на 3–6 дБ для диффузора с 20 лопатками. Уровень снижения суммарного шума составил 1,0–2,5 дБ для ступени с наклонными лопатками рабочего колеса с углом наклона 30° и прямыми лопатками диффузора с равномерным угловым шагом;
-
неравномерность углового шага лопаток диффузора – уменьшение общего уровня шума в ступенях центробежного нагнетателя при различной угловой неравномерности по шагу лопаток диффузора (0–8°) составляет приблизительно 5–12 дБ. При увеличении угла более 8° снижается экономичность компрессорной станции;
-
комплекс геометрических параметров проточной части модельной ступени центробежного компрессора – применение лопаточного диффузора с углом наклона 0° при переменном шаге лопаток диффузора с амплитудой неравномерности 6° позволяет снизить уровень сиренного шума на 3–10 дБ, а суммарного шума – на 2–4 дБ в зависимости от режима;
-
величина подрезки выходных кромок рабочего колеса – уровень шума снижается на 2–3 дБ при увеличении угла подрезки до 25°.
Также были определены технологические возможности нагнетателя для снижения уровня шума [7].
Шум исследованных центробежных нагнетателей по спектральной характеристике является широкополосным, по временной – постоянным. Максимальное шумоизлучение центробежных нагнетателей наблюдается в октавных полосах частот со среднегеометрическими значениями частот 63; 125; 1000 Гц.
Исследования показали, что варьирование режимов работы приводит к значительному изменению основных шумовых характеристик исследованных центробежных нагнетателей в процессе их эксплуатации. Поэтому при проектировании шумозащитных мероприятий требуется внесение соответствующих корректировок.
На основании полученных экспериментальных данных была выполнена оценка влияния переменных режимов работы центробежных нагнетателей на уровень шума, субъективно воспринимаемый работниками газотранспортных объектов.
Значение уровня звука в дБА численно совпадает со значением уровня громкости (Lф) в фонах. Для измерения уровня субъективно воспринимаемой громкости (Gс) применяется линейная шкала, соответствующая человеческому восприятию громкости, единицей измерения в которой является сон. При этом 1 сон соответствует уровню громкости 40 фон.
В интервале 40 < Lф < 120 значение уровня громкости в фонах связано с величиной субъективной громкости в сонах соотношением:
. (1)
Расчеты, проведенные на основе полученных экспериментальных данных (табл.) для исследованных групп центробежных нагнетателей Н-196-1,45 и 7V-3/100-1,7, показывают, что в результате варьирования режимов работы и шумового режима происходит увеличение субъективно воспринимаемой громкости в 1,32 и 1,41 раза, соответственно, а для выборки центробежных нагнетателей НЦ-6,3-56-1,45 (СПЧ 1,35) –
в 1,74 раза.
Создание малошумных агрегатов возможно только в том случае, если акустические требования будут учтены на всех этапах проектирования, создания и опытной эксплуатации. Это, в свою очередь, обусловливает настоятельную необходимость разработки и внедрения в инженерную практику надежных методов расчета акустических характеристик конструкций, позволяющих оценить ожидаемые уровни шума и его влияние на человека на всех этапах разработки, в том числе на самых ранних, когда выбираются основные параметры узлов проектируемой конструкции. При этом обязательно должны быть использованы методы прогнозирования шума нагнетателей.
Анализ методов прогнозирования шума вентиляторов и компрессоров подробно рассмотрен в [5, 6]. Следует выделить основные методы, признанные для расчета уровня шума в газовой отрасли:
- метод Смита и Хауса – в данном методе расчета принимаются во внимание обычные источники широкополосного (белого) и дискретного шумов. Считается, что белый шум вызывается вихревыми следами и турбулентностью набегающего потока. Уровень звукового давления широкополосного шума Lшп может быть определен как:
Lшп = 10lgG + ∆F+ α + 75 + 50lgW/1000, (2)
где G – расход рабочего тела; ΔF – корректирующее значение в зависимости от относительной скорости рабочего тела и стороны излучения; α – отклонение угла входа потока в решетку от угла, соответствующего максимуму подъемной силы лопаток; W – относительная скорость входа потока в решетку.
Уровень звукового давления дискретного шума Lд определяют как:
, (3)
где S/C – отношение осевого зазора между ротором и статором к хорде лопаток направляющего аппарата;
-
метод Ниекерка – основан на эмпирическом подходе к определению звукового давления при изменении числа оборотов рабочего колеса в диапазоне 900–2100 об/мин. Подробное описание формулы для определения уровня звукового давления приведено в [5, 6]. Выражение имеет сложный вид и учитывает зависимость уровня звука от самых разнообразных конструкторских и технологических параметров. В общем виде можно представить, что уровень звукового давления, определяемой по данной методике, будет являться сложной функцией от числа лопаток рабочего колеса, геометрии лопаток (радиус у вершины, средний радиус, отношение радиусов у корня и вершины, величина хорды на среднем диаметре), угловой скорости вращения рабочего колеса, густоты решетки ротора, степени геометрического подобия рабочих лопаток и лопаток входного направляющего аппарата и др. При этом учитывается значительное количество поправочных коэффициентов, зависящих от различных технологических параметров и характеристик перекачиваемой среды;
-
метод Ю.И. Петрова – метод основан на использовании аэроакустических характеристик плоских решеток профилей, полученных при продувке симметричного профиля ЦАГИ. Аэроакустическое проектирование осуществляется методом последовательных расчетов. Для расчета шума проектируемого нагнетателя с помощью аэроакустических характеристик плоских решеток профилей необходимо иметь следующие данные: геометрические размеры рабочих колес, скорость потока на входе в рабочее колесо, закономерность изменения уровня шума, излучаемого различными сечениями рабочего колеса. Интенсивность шума, излучаемого элементарной площадью рабочего колеса, равна ∆Irdrdφ, а всей площадью
, (4)
где r и φ – геометрические параметры радиуса и угла рабочего колеса. Для окончательного расчета также используются поправки, учитывающие истинные значения скорости набегающего потока на периферийное сечение лопатки рабочего колеса, устанавливаемые эмпирически.
Методы снижения шума, основанные на выполнении конструкторских и технологических мероприятий, направленных на источник возникновения шума, базируются на многолетних теоретических и экспериментальных исследованиях в области технической акустики и на опыте практического внедрения средств снижения шума на предприятиях газовой отрасли. В результате определены мероприятия, позволяющие добиться существенного снижения шума, что скажется на защищенности персонала, а следовательно, обеспечит повышение безопасности выполнения технологических процессов при сохранении надежности и экономичности конструкций.
Рассмотренные выше мероприятия по улучшению шумовых характеристик нагнетателей являются наиболее эффективными и предпочтительными для внедрения.
Тем не менее известны мероприятия по борьбе с шумом нагнетателей на путях его распространения [4, 8], такие как архитектурно-планировочные мероприятия, установка глушителей шума в потоке газа внутри трубопроводов на входе и выходе из нагнетателя, акустических экранов в залах нагнетателей, использование звукоизолирующих кожухов, применение акустической облицовки помещений, звукоизоляция ограждающих конструкций компрессорного цеха.
Рассмотренные в работе методы воздействия на источник возникновения шума, а также организационно-технические мероприятия по защите от шума на путях его распространения приведут к снижению рисков профессиональных заболеваний на компрессорных станциях.
Результаты расчета изменения субъективной громкости при варьировании режимов работы исследованных центробежных нагнетателей
The results of calculation of change of the subjective volume in variation process of the modes of the investigated centrifugal pumps
Исследованные типы центробежных нагнетателей Investigated types of centrifugal pumps |
Усредненные значения уровня звука, дБА = Lф, фон Average sound level, dBA = the value of the volume level, background |
Gс, сон The level of subjectively perceived volume, sone |
|||
Мах |
Min |
Max |
Min |
Max/Min |
|
Н-196-1,45 |
109 |
105 |
119 |
91 |
1,32 |
НЦ-6,3-56-1,45 (СПЧ 1,35) |
107 |
99 |
104 |
60 |
1,74 |
7V-3/100-1,7 |
97 |
92 |
52 |
37 |
1,41 |
Переработка нефти и газа
Авторы:
Д.А. Рычков, e-mail: Rychkov@tngg.ru; ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, Россия).
В.В. Прытков, e-mail: Prytkov@tngg.ru; ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, Россия).
А.Н. Ефимов, e-mail: A.Efimov@ygd.gazprom.ru; ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия).
Д.А. Яхонтов, e-mail: D.Yahontov@ygd.gazprom.ru; ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия).
Т.Ф. Кадыров, e-mail: T.Kadyrov@ygd.gazprom.ru, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, Россия).
Литература:
- СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам.
HTML
Подготовка добываемого на Ямбургском НГКМ газоконденсатного флюида осуществляется на УКПГ-1В централизованно, данная установка предназначена для подготовки валанжинского газа до требований ОСТ 51.40-93 и получения товарного нестабильного конденсата в соответствии с ТУ 0271-002-05751745-2003. На установке реализован промысловый вариант технологического процесса низкотемпературной абсорбции (ПНТА) на температурном уровне концевой ступени разделения углеводородов –28…–32 °С.
Установка работает с 1991 г. и за истекший период подвергалась многочисленным реконструкциям, которые исправили недостатки проекта и повысили ее эффективность как по выходу целевого продукта (нестабильного конденсата), так и в части предупреждения гидратообразования.
Подготовка газоконденсатного флюида на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ характеризуется следующими особенностями:
• схема установки разделена на две идентичные по составу оборудования очереди (I и II), загрузка которых может варьироваться в зависимости от параметров в низкотемпературном абсорбере;
• в состав оборудования УКПГ-1В входят как эжекторы, так и турбодетандерные агрегаты, установленные одновременно на каждой технологической нитке;
• пластовый флюид на УКПГ поступает тремя потоками, имеющими различные входные давления: два потока – с установок предварительной подготовки газа (УППГ-2В и УППГ-3В), один – с собственной системы сбора УКПГ-1В;
• в перспективе ожидается поступление сырья на вход на УКПГ-1В тремя потоками с разными давлениями, поскольку ожидается ввод в эксплуатацию новых скважин, обладающих значительно различающимися устьевыми параметрами, это должно обеспечить более рациональное использование энергии пласта;
• существует ограничение по входному давлению на установку, заключающееся в том, что подача конденсата с разделителей первой ступени на орошение низкотемпературного абсорбера (НТА) невозможна при давлении в разделителе ниже требуемого в НТА.
Описанные особенности подготовки газоконденсатного флюида на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ накладывают ограничения на возможности по добыче газа и конденсата. Часть проблем удается решить в рамках ежегодно выполняемых работ по авторскому сопровождению проекта разработки. Вопросы реконструкции дожимной компрессорной станции (ДКС) и приема пластового флюида нового фонда скважин рассматриваются в выполняемом в настоящее время проекте реконструкции ДКС. Вопросы повышения эффективности промысловой подготовки добываемого флюида регулярно рассматриваются в рамках работ по авторскому сопровождению проекта разработки.
Важной составляющей эффективности подготовки добываемого флюида является удельный выход конденсата, представляющий собой отношение массы добываемого конденсата к объему добываемого на промысле товарного газа. Для определения путей повышения удельного выхода конденсата на УКПГ-1В с учетом имеющихся ограничений спланирована серия технологических расчетов с применением системы технологического моделирования HYSYS. В работе использовалась модель УКПГ-1В (рис. 1), созданная в рамках предшествующих работ по договору между ООО «ТюменНИИгипрогаз» и ООО «Газпром добыча Ямбург». Для запланированных расчетов модель была адаптирована (настроена на фактические параметры работы УКПГ) за период, предшествующий выполнению расчетов. При этом использовались данные о фактических параметрах работы УКПГ-1В, выходах товарной продукции, а также об экспериментальном компонентно-фракционном составе нестабильного конденсата (НК) на выходе УКПГ-1В.
Для расчета актуального компонентно-фракционного состава пластового флюида на входе УКПГ использовалась оригинальная методика расчетно-технологического мониторинга (РТМ), разработанная специалистами
ООО «ТюменНИИгипрогаз», опирающаяся на фактические режимные параметры установки и использующая модель HYSYS. Последующие расчеты выполнялись с одним и тем же составом пластового флюида на входе УКПГ.
Дальнейшие расчеты были проведены в две серии: первая серия предусматривала расчет удельного выхода конденсата с УКПГ-1В при изменении термобарических условий (температуры и давления) в НТА, вторая – определение влияния давления на выходе с ДКС на удельный выход конденсата с УКПГ-1В при постоянных термобарических условиях в НТА. Для каждого расчета анализировалось также содержание целевых компонентов в продуктах промысловой подготовки.
Результаты первой серии расчетов представлены на рис. 2–6.
Как видно из рис. 2, увеличение удельного выхода конденсата на УКПГ-1В возможно лишь при повышении давления в НТА выше текущего или понижении температуры ниже –32 °С. Подобное изменение технологического режима скажется и на характеристиках товарной продукции (несмотря на то что товарный газ при всех расчетных режимах обеспечит требования
СТО Газпром 089-2010 [1]). Из рис. 3 видно, что снижение давления в НТА приведет к незначительному снижению потенциального содержания углеводородов С3+ и заметному повышению потенциального содержания углеводородов С5+ в товарном газе (а соответственно, к росту потерь соответствующих углеводородов с газом).
На рис. 4 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов С1–С2 (массовая доля от потенциального содержания в добываемом газе) в газ сепарации (ГС) и нестабильный конденсат (НК) от термобарических параметров в НТА, из которых видно, что снижение температуры в НТА, как и повышение давления, влечет за собой рост извлечения углеводородов С1–С2 в нестабильный конденсат и соответствующее снижение – в товарный газ.
На рис. 5 представлены расчетные зависимости извлечения углеводородов С3–С4 в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления и снижение температуры в НТА сопровождается снижением извлечения углеводородов С3–С4 в газ сепарации и ростом их извлечения в нестабильный конденсат.
На рис. 6 представлены расчетные зависимости содержания углеводородов С5+ в ГС и НК от температуры и давления в НТА. Из рисунка видно, что повышение давления в НТА приведет к повышению извлечения углеводородов С5+ в газ сепарации и к снижению их извлечения в нестабильный конденсат.
Снижение температуры в НТА при постоянном давлении приведет к снижению извлечения углеводородов С5+ в товарный газ и росту их извлечения в нестабильный конденсат.
Таким образом, в результате анализа представленных расчетных зависимостей сделаны следующие выводы:
• повышение давления в НТС выше текущего значения (3,8 МПа) может привести к повышению удельного выхода конденсата, но будет сопровождаться ростом содержания углеводородов С1–С4 и снижением извлечения углеводородов С5+ в нестабильный конденсат, при этом содержание этих углеводородов в товарном газе, напротив, возрастет;
• снижение температуры в НТА ниже текущей (–32 °С) при постоянном давлении может привести к росту удельного выхода конденсата с УКПГ, при этом извлечение всех углеводородов (включая углеводороды С1–С4) в нестабильный конденсат возрастет.
С учетом сделанных по расчетным зависимостям выводов снижение температуры в НТА является более предпочтительным по сравнению с повышением давления, к тому же повышение давления чревато корректировкой сроков реконструкции ДКС и большими энергозатратами на компримирование.
Для оценки эффективности текущего режима компримирования на ДКС УКПГ-1В была выполнена вторая серия расчетов. В этой серии расчеты УКПГ выполнялись на двух уровнях давления в НТА: 3,8 МПа (фактический режим) и 5,0 МПа при различных давлениях на выходе с ДКС (и постоянной температуре в НТА). Все результаты расчетов (рис. 7 и 8) оценивались по величине удельного выхода конденсата.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что фактический режим работы ДКС обеспечивает практически максимально возможный удельный выход НК при текущем давлении в НТА. Повышение перепада давления между НТА и выходом с ДКС, т. е. повышение давления на выходе с ДКС, не приведет к ощутимому росту удельного выхода конденсата.
Проведенные расчеты позволяют утверждать, что повышение эффективности промысловой подготовки газа на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением режимов работы дожимного комплекса. Теоретически повышение удельного выхода конденсата может быть достигнуто снижением температуры в НТА, однако этот вопрос требует более детальной проработки с оценкой возможностей действующего теплообменного оборудования. Учитывая взаимосвязь удельного выхода с составами товарной продукции, для принятия решения об изменении режима работы УКПГ может потребоваться и экономическая оценка возможных мероприятий. Несмотря на то что повышение эффективности промысловой подготовки на УКПГ-1В не может быть достигнуто изменением температуры и давления в ПНТА и на выходе ДКС, вопрос обеспечения текущей эффективности подготовки газа продолжает оставаться актуальным. Актуальность этого вопроса объясняется падением пластового давления по скважинам старого фонда, а также тем, что помимо старого фонда на УКПГ-1В поступает сырье с еще двух групп скважин, обладающих значительно различающимися устьевыми параметрами. Обеспечение проектных уровней добычи конденсата на УКПГ-1В в этих условиях требует проведения реконструкции. На это должны быть направлены технические решения для обеспечения подачи конденсата с первой ступени сепарации на орошение абсорберов А-2 в системе ПНТА, а также для приема продукции скважин нового фонда с более высоким давлением и ввода в эксплуатацию второй очереди компрессорной ДКС УКПГ-1В.
Разработка и эксплуатация месторождений
Авторы:
Ю.А. Харченко, e-mail: doc.2004.8@yandex.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Р.М. Тер-Саркисов; Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (Москва, Россия).
П.К. Калашников, e-mail: kalashnikov_pk@bk.ru, ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Разработка производственных технологий и организационно-технологических проектов для строительства судов типа FPSO // НИР «База СПГ». Режим доступа: http://rgmt.spb.ru/catalog/upload/files/Baza_SPG.pdf (дата обращения: 12.01.2017).
-
Наставление по борьбе за живучесть судов Минречфлота РФ: Руководство. РосКонсульт, 2004.
-
Davison, Ian. Maersk Ngujima-Yin FPSO, Down Man Of Non-Essential Personnel Due To Loss Of Emergency Power. Maersk FPSO’s, 2008. Режим доступа: http://www.drillsafe.org.au/12-08_pres/DrillSafe_Forum_Dec08_MAERSK_Ian_Davidson_FPSO_Power_Interrup... (дата обращения: 12.01.2017).
-
Clark, Judy. Canada's Terra Nova Field To Get Ice-Resistant FPSO This Fall. Oil and Gas Journal, 2001. Режим доступа: http://www.ogj.com/articles/2001/05/canadas-terra-nova-field-to-get-ice-resistant-fpso-this-fall.htm... (дата обращения: 12.01.2017).
HTML
Плавучие нефтегазодобывающие комплексы судового типа (ПНК СТ, по международной классификации – FPSO), в отличие от полупогружных ТLP- и SPAR-платформ, обладают значительно большей остойчивостью и запасом плавучести, что повышает их живучесть по сравнению с другими типами платформ [1]. Большая площадь ватерлинии и ее рост при увеличении осадки в силу особенностей формы корпуса обеспечивают больший запас времени на ведение борьбы за живучесть, позволяют применять различные методы борьбы с авариями, часть которых на других типах платформ может быть неприемлема, например методы контрзатопления для восстановления остойчивости.
Рис. 1. FPSO Р-34 во время аварии
Fig. 1. FPSO P-34 in the time of the accident
Поскольку ПНК СТ в массе своей являются переоборудованными танкерами или имеют корпуса судового типа, им присущи не только все преимущества корпусов судового типа, но и конструктивные недостатки танкеров, которые усугубляются повышенной нагрузкой на главной палубе от оборудования верхнего строения, неравномерной загрузкой грузовых танков, сильно разветвленной системой трубопроводов и большего в десятки раз количества соединений труб и арматуры [1].
Например, на танкере операции с балластом проводятся только в период проведения грузовых операций по предварительно рассчитанной схеме, поэтому системы управления балластом не относятся к системам первой категории важности, не имеют резервирования, процессы балластировки характеризуются низкой интенсивностью и не требуют быстродействующей системы управления [2]. Кроме того, такие операции, как правило, не проводятся в штормовых условиях. В случае ПНК СТ изменение загрузки грузовых танков происходит постоянно, постоянно же осуществляется балластировка, а в период отгрузки продукции загрузка танков и балластных цистерн существенно меняется. Если отгрузка продукции проводится в суровых арктических условиях, то определение истинных параметров посадки ПНК СТ представляет известную проблему: ее расчет по данным датчиков уровня в танках и цистернах в условиях качки отличается большой погрешностью. Поэтому даже незначительный для танкера инцидент для ПНК СТ может иметь серьезные последствия. Так, простой отказ электроэнергетической системы на бразильском FPSO P-34 в октябре 2002 г. привел к критическому крену 35° из-за нарушения работы клапана системы управления балластом (рис. 1). С FPSO было эвакуировано
76 человек персонала. Гибели FPSO удалось избежать благодаря благоприятным погодным условиям и подаче через 4 дня электропитания от судна обеспечения по аварийной схеме.
Кроме того, у ПНК СТ экстремальная для судов величина удельной горючей нагрузки, однако состав, тип, производительность и конструкция систем пожаротушения не всегда ей адекватны. Основным средством борьбы с пожаром технологического комплекса ПНК СТ является водопожарная система, но во время пожара на открытые трубопроводы водопожарной системы, проложенной через конструкции технологического модуля, воздействует тепловое излучение от открытого пламени, что приводит к пульсациям давления в трубопроводе вплоть до его разрушения. Так, на FPSO Maersk Ngujima-Yin во время пожара в модуле технологического комплекса из-за теплового воздействия в трубопроводах водопожарной системы наблюдались сильные пульсации давления и гидравлические удары, из-за чего остановились пожарные насосы с дизельным приводом [3]. Из-за пульсаций давления в напорном трубопроводе со сбоями работала система водяного орошения, а система пожаротушения мелкодисперсной водой не сработала по причине отказа клапана-регулятора давления азота после воздействия на него высокой температуры.
В конструкциях современных ПНК СТ специальной постройки уже учтены многие особенности их эксплуатации, максимально внедряются технические решения, апробированные в судостроении и выработанные по результатам анализа инцидентов на ПНК СТ, находящихся в эксплуатации. Деление ПНК СТ на противоаварийные зоны осуществляется с учетом удельной горючей нагрузки и конструкции корпуса. Применяются огне- и теплозащитные покрытия переборок, палуб, подволоков на границах противоаварийных зон, огнестойкие кабели [2]. Трассировка кабелей электрического питания и цепей управления выполняется с учетом их резервирования по разным противоаварийным зонам.
Все FPSO, эксплуатирующиеся в Северном, Норвежском морях, в северной части Атлантического океана, имеют избыточной высоты надводный борт и бак, единую электроэнергетическую систему, распределенную резервированную схему управления и электропитания ответственных потребителей.
Однако длительное нахождение под волновой нагрузкой определяет повышенные проявления усталостных разрушений набора корпуса. Проектированию и моделированию нагрузок на корпус ПНК СТ должно уделяться пристальное внимание, а элементы набора корпуса должны быть рассчитаны на частые экстремальные нагрузки, в том числе возникающие при воздействии на ПНК СТ аномально высоких волн (рис. 2).
Особое внимание должно уделяться конструкции элементов набора корпуса, должны быть по максимуму исключены локальные и узловые перенапряжения.
Наличие в танках ПНК СТ недостаточно очищенной от примесей продукции обусловливает высокую коррозионную нагрузку на материал корпуса, в связи с чем набор корпуса выполняется с повышенными надбавками на коррозию. Грузовые танки выполняются с плоскими стенками, с большими углами закругления.
На ПНК СТ Норвегии и Великобритании широко применяется разграничение опасных зон верхнего строения огне-взрывозащитными барьерами как в горизонтальной плоскости вдоль верхней палубы, так и в поперечном к основной плоскости направлении (рис. 3) [4]. При этом четко разграничиваются четыре области:
• жилая зона;
• зона турели;
• зона производства;
• палуба кормовой оконечности с отгрузочным устройством и факельной системой.
Особое внимание уделяется защите грузовых танков. Со стороны технологического комплекса они защищены взрыво-огнезащищенной непрерывной палубой верхнего строения и взрыво-огнезащищенной главной палубой. Главная палуба оснащена системами орошения и подачи высокодисперсной пены.
Вертикальные взрыво-огнезащитные щиты рассчитаны на отражение и рассеивание ударной волны взрыва в сторону борта и отражение теплового излучения открытого пламени. Щиты оснащаются системой водяного орошения.
Все ПНК СТ оснащены эвакуационными тоннелями из зоны производства в убежище [2]. Убежище располагается на одном уровне с диспетчерской и непрерывной палубой технологического комплекса.
Особое внимание уделяется применению на ПНК СТ быстродействующих противопожарных систем. Если реакция противопожарной системы на взрыв и возгорание не превышает 2–3 с, пожар удается локализовать с минимальным ущербом. При этом большую роль играет наличие огне- и теплозащиты оборудования, трубопроводов, кабелей и т. д. В этом случае даже после значительного по объемам возгорания основное оборудование сохранит свою работоспособность. Таким образом, наличие дополнительной покровной огне- и теплозащиты необходимо не только для обеспечения температурного режима оборудования и защиты персонала, но и для минимизации повреждений и, как следствие, уменьшения длительности восстановительных работ.
Все ПНК СТ оснащаются вертолетными площадками с избыточной площадью, что обусловлено необходимостью посадки и взлета вертолета, в том числе в сложных погодных условиях, например при эвакуации персонала.
Наличие на ПНК СТ системы отгрузки продукции предъявляет особые требования к надежности систем динамического позиционирования, конструкции кормовой оконечности и к ее обводам, расположению в корме критического оборудования. Кормовая оконечность должна быть максимально защищена от возможных столкновений с челночным танкером, невыполнение этих требований может привести к тяжелым последствиям.
Отгрузочные устройства необходимо оснастить шлангом как можно большей длины. Система хранения шланга на катушке ограничивает его длину 140–150 м, что недостаточно для соблюдения безопасной дистанции между танкером и ПНК СТ при отгрузке при волнении моря до 4 баллов.
Безопасная дистанция определяется параметрами движения ПНК СТ и танкера, динамическими характеристиками их движительно-рулевого комплекса. Так, например, винторулевая колонка типа «Азипод», применяемая в качестве движителя на арктических челночных танкерах, может осуществить реверс за время около 60 с. Таким образом, при реверсе со скорости хода 1,5 узла из-за инерции системы динамического позиционирования, отработки команд управления движительным комплексом и инерции движения танкер водоизмещением 100 тыс. т до остановки пройдет дистанцию не менее 200 м.
Важны для безопасности ПНК СТ не только длина отгрузочного шланга, но и его внутренний диаметр, поскольку этот параметр влияет на производительность системы отгрузки, а уменьшение времени отгрузки снижает риск столкновения ПНК СТ с челночным танкером.
Особое внимание должно уделяться разработке энергетических систем ПНК СТ. Электроэнергетическая система должна быть достаточно мощной, чтобы одновременно обеспечить работу потребителей технологического комплекса и работу движительного комплекса большой мощности, способного развернуть ПНК СТ или удерживать необходимый курсовой угол при максимальном волнении, ветре или ледовой нагрузке. Невозможность развернуть платформу в безопасном направлении из-за недостаточности мощности движительного комплекса может стать причиной сильного крена, повреждения райзеров и элементов якорной системы удержания, что может привести к тяжелой аварии или гибели ПНК СТ. Мощные движительные комплексы также нужны для поддержания безопасного курсового угла при аварийном сбросе продукции на факел, взлете или посадке вертолета, а также при пожаре на верхнем строении.
Наличие множества противоаварийных систем с большой потребляемой мощностью требует установки на ПНК СТ аварийных источников электроэнергии значительной мощности. При концентрации мощности аварийных источников энергии в одном агрегате средства борьбы с авариями зачастую становятся неработоспособными, что приводит, в том числе, к затруднению или исключению возможности использования вертолетов для эвакуации персонала. Необходимо распределение мощности аварийных источников энергии по противоаварийным зонам, широкое применение агрегатов бесперебойного электропитания с аккумуляторной поддержкой большой мощности и с длительными токами разряда.
В общем виде живучесть в первую очередь ПНК СТ, построенных из переоборудованных танкеров, значительно хуже живучести нефтеналивных судов.
Несмотря на перечисленные выше мероприятия по повышению уровня живучести, в настоящее время конструкции всех ПНК СТ, в том числе и специальной постройки, не предусматривают ведение длительной борьбы персонала и экипажа за живучесть. Например, температура горения при углеводородном пожаре нарушает конструкционную прочность металла несущих конструкций технологического комплекса за 30–40 мин, однако сведений по их огневой и тепловой защите на действующих ПНК СТ обнаружено не было. Также нет информации о применении на FPSO систем информационной поддержки экипажа при борьбе за живучесть (СИП БЖ).
Основные конструктивные и организационно-технические мероприятия, действующие в настоящее время, направлены на возможность быстрой локализации аварии, а в случае если это не удалось за короткое время, то на обеспечение безопасного укрытия персонала и экипажа в убежище и осуществление его спасания.
Тактика отказа от борьбы за живучесть платформы целесообразна, когда ПНК СТ построено на базе уже находившегося в эксплуатации и окупившего затраты на его постройку танкера. Стоимость такого ПНК СТ, как правило, не превышает 800 млн долл. США. Кроме того, как правило, ПНК СТ находятся на незначительном расстоянии от берега, и благодаря использованию вертолетов можно осуществить быструю эвакуацию персонала и доставку на платформу специалистов аварийно-спасательных служб.
В случае с технологическими платформами для условий Арктического шельфа условия существенно меняются. Стоимость платформы в ледостойком исполнении может превысить 5 млрд долл. США, а ее удаленность от берега до 600 км и сложные природно-климатические условия могут исключить надежное применение вертолетов для эвакуации персонала и экипажа.
Конструкция ПНК СТ, организационные технические мероприятия должны быть направлены не только на минимизацию вероятности возникновения аварии или инцидентов, но и обеспечивать полноценную борьбу за живучесть ПНК СТ персоналом и экипажем даже в автономном режиме, а при угрозе гибели платформы – безопасную эвакуацию персонала и покидание ПНК СТ экипажем.
Сварка
HTML
Сварочное производство является главным технологическим процессом при строительстве, эксплуатации и ремонте объектов добычи и транспортировки газа. Как отметил в приветственном слове к участникам Отраслевого совещания начальник Департамента ПАО «Газпром» Александр Филатов, технический уровень сварочного производства компании за последние годы существенно вырос, и свою роль в этом сыграли подобного уровня регулярные встречи представителей департаментов и дочерних обществ «Газпрома», ведущих научно-исследовательских институтов, центров и вузов, ремонтно-строительных подрядных организаций, отечественных и зарубежных компаний – изготовителей труб и фитингов, производителей сварочного оборудования и материалов, приборов и средств неразрушающего контроля качества сварных соединений.
«К наиболее значимым положительным изменениям относится начало системной работы по разработке комплексных нормативных документов в области технологий сварки и контроля сварных соединений, укрепление служб главного сварщика дочерних обществ, создание базы данных современного сварочного оборудования, внедрение новых методов неразрушающего контроля, сварочных материалов, организация контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте газопроводов, а также инспекционного контроля на заводах по производству труб и трубной продукции, – отметил Александр Филатов. – Важным итогом реализации научно-технической политики ПАО «Газпром» стали также разработка и внедрение новых отечественных высокопроизводительных технологий сварки и неразрушающего контроля качества кольцевых сварных соединений труб, широкое применение технологии ремонта без стравливания газа. Реализация новых уникальных газопроводных проектов ПАО «Газпром» ставит перед сварочным производством ответственные задачи по организации дополнительных исследований в области свариваемости, разработке новых высокопроизводительных методов сварки и оборудования, обеспечению необходимого качества сварных соединений, разработке новых нормативных документов по технологиям сварки и контролю качества сварных соединений высокопрочных труб».
Начальник отдела главного сварщика ПАО «Газпром» Евгений Вышемирский ознакомил участников совещания с итогами реализации программ развития сварочного производства ПАО «Газпром», инициативами компании по сокращению доли ручной дуговой сварки, результатами импортозамещения сварочного оборудования и материалов, основными направлениями дальнейшего развития корпоративного сварочного производства. Им были особо отмечены отечественные разработки систем контроля качества сварных соединений и их квалификационные испытания, проведенные лабораторией сварки и контроля ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также большой объем научно-исследовательских работ Института по разработке и совершенствованию нормативных документов, аттестации технологий сварки и экспертизе технических условий на сварочное оборудование.
В общей сложности на совещании было заслушано 62 доклада, в том числе семь стендовых. Представитель ООО «Научно-исследовательский и испытательный центр по сварочным технологиям и неразрушающему контролю «Спектр» Петр Пискорский рассказал об особенностях сварочных работ и требований к ним при строительстве заводов СПГ. Оптимизации норм оценки допустимости дефектов сварных соединений, выявляемых по результатам радиографического контроля, был посвящен доклад Олега Филиппова (ПАО «Транснефть»). С результатами формирования основополагающих стандартов ПАО «Газпром» по сварке и неразрушающему контролю качества сварных соединений аудиторию ознакомил Денис Копылов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). Передовые разработки по неразрушающему контролю сварных швов разрезных тройников представил сотрудник ООО «ТДВ Евразия» Ларен Фабри.
Впервые в мире
В ходе совещания участники подробно обсудили достижения и проблемы сварочного производства, отметили лидирующую роль Группы «Газпром» в применении передовых технологий сварки и разработке нормативных документов, высокий технический уровень докладов. Особого внимания заслуживали представленные в рамках совещания технологии, не имеющие мировых аналогов, такие как
контактно-стыковая сварка оплавлением и лазерная сварка труб.
Стыковой контактной сварке труб магистральных газопроводов, в частности, были посвящены доклады Владимира Хоменко (Союз НГС РФ) и Александра Теренина (ЗАО «Псковэлектросвар»). Результаты аттестации технологии лазерной сварки труб большого диаметра привел в своем выступлении представитель ООО «УТС ИНТЕГРАЦИЯ» Илья Бегунов. О локализации промышленных технологий сварки волоконными лазерами ведущего мирового производителя IPG Photonics рассказал сотрудник компании «ИРЭ-Полюс» Николай Грезев.
Помимо пленарного заседания программа Отраслевого совещания включала три «круглых стола». На первом главные сварщики дочерних обществ ПАО «Газпром» обсуждали вопросы аттестации специалистов своего направления. Второй «круглый стол» проходил в лаборатории томографических исследований ООО «Остек СМТ» в г. Владимире. На третьем «круглом столе» поднимались вопросы качества кольцевых сварных соединений и формы исполнительной документации, сопутствующей сварке и неразрушающему контролю.
С новинками сварочного оборудования участники совещания могли ознакомиться на специализированной выставке, также организованной на площадях ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в которой приняли участие ЗАО «Завод сварочного оборудования «Уралтермосвар», ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор», OOO «Группа ПРОМАВТО», ООО «Кемппи», ООО «Рутектор» и другие компании, общим числом более двадцати.
По итогам обсуждения докладов и демонстрации нового оборудования было признано, что Отраслевое совещание на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по праву стало важнейшим мероприятием по реализации технической политики в области сварочного производства ПАО «Газпром», позволяющим оценить итоги проведенной работы и определить вектор дальнейшего развития данного направления.
Авторы:
HTML
Надежное передовое решение для сварки
Комплекс Saturnax 09 – один из самых надежных, позволяющих работать с несколькими процессами сварки. SERIMAX предлагает своим клиентам уникальный инструмент с широким полем применения и гарантией совместимости со всеми типами трубопроводных проектов. Диапазон применяемых процессов – от традиционного двухголовочного GMAW (дуговая сварка в защитных газах) до двухголовочной PGMAW (импульсно-дуговая сварка в защитных газах) – охватывает также сварку с холодным переносом металла CMT. Комплекс Saturnax 09,
созданию которого предшествовал долгий период разработок и совершенствования сварочных комплексов, предназначен для сварки любых типов кромок (V, J, K) при любом положении (1G, 2G, 5G, 6G), даже на классических кольцах SERIMAX.
Сделано сварщиками для сварщиков
Стоит отметить, что новый комплекс SERIMAX отвечает требованиям по сокращению среза: чем меньше срез (расстояние от голого конца трубы до покрытия), тем меньше защитных материалов необходимо использовать на производственной линии и на месте укладки. Saturnax 09 при сварке бетонного элемента под углом 90° уменьшает длину среза на стыке на 70 мм, а с бетонным элементом под углом 45° может уменьшить ее до 100 мм.
Используя богатый опыт участия в реализации самых сложных проектов,
команда разработчиков SERIMAX создала продукт, отвечающий широкому спектру технических задач. Saturnax 09 – это, помимо вышеперечисленного, передовое решение с точки зрения техники безопасности, в частности за счет автоматической системы дымоудаления. Практичность и эргономика Saturnax 09 устанавливает новые стандарты качества (универсальный двуручной контроллер защелки ролика, выравнивание горелки и т.д.).
Прочен, легок в использовании и прост в обслуживании
Команда разработчиков сумела добиться снижения массы и повышения легкости обслуживания сварочного комплекса. Для сварочной системы вес комплекса является существенным критерием, поскольку в среднем комплекс используется около 100 раз за смену. Также крайне важно, чтобы новый комплекс был функционален в любой системе сварки. Сварщики, ранее работавшие на предыдущих продуктах линейки Saturnax, с легкостью осваивают Saturnax 09. Новый комплекс надежен, легкодоступен и прост в обслуживании.
Saturnax 09 – новый продукт SERIMAX, гарантирующий победу на новых рынках и задающий новые стандарты качества сварки. Saturnax 09 создает успех!
Saturnax 09 – универсальная система орбитальной сварки неповоротных стыков трубопроводов из высококачественных материалов. Она отличается повышенной производительностью и качественным результатом, который обеспечивается многофункциональными возможностями сварки и двумя независимыми системами сварочных горелок. На трубах свыше 22 дюймов также возможно использование до четырех синхронизированных сварочных головок. Saturnax 09 имеет малый вес и габариты, что позволяет использовать меньшую длину трубы без изоляции. Это сводит к минимуму операции нанесения покрытия на производственной площадке. Передовая модульная концепция с автоматической настройкой подключаемых устройств позволяет сократить затраты на обслуживающий персонал и снизить требования к сварочной квалификации на производственной площадке. Более того, благодаря встроенной системе отвода газов данная сварочная система соответствует самым строгим требованиям к охране
и гигиене труда и охране окружающей среды и обеспечивает защиту как персонала, так и окружающей среды.
ПРЕИМУЩЕСТВА:
-
повышенная производительность;
-
возможность использования различных технологий сварки;
-
2 независимые горелки на каждой сварочной головке;
-
до 4 синхронизированных сварочных головок;
-
встроенная система обеспечения и контроля качества в режиме реального времени;
-
сниженные затраты на укладку трубопровода;
-
меньшая длина трубы без изоляции;
-
сниженная потребность в запасных частях;
-
встроенная система отвода газов.
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ:
-
габаритные размеры: длина – 250 мм, ширина – 420 мм, высота – 366 мм;
-
вес сварочного аппарата – 15 кг;
-
рабочая температура – от –40 до 60 °C;
-
разделка кромки: J-образная для сварки по узкому зазору и V-образная по стандарту API.
ВОЗМОЖНОСТИ ПО ДИАМЕТРУ ТРУБ:
- минимальный наружный диаметр: 6,63”/168,5 мм без ограничения максимального диаметра.
ВОЗМОЖНОСТИ ПО СВАРОЧНОМУ ПОЛОЖЕНИЮ:
-
5G (S-образная укладка труб, наземные трубопроводы);
-
2G (J-образная укладка труб);
-
1G (предварительно собираемые конструкции, двойное соединение);
-
6G (сборные конструкции, J-образная укладка труб).
ОСОБЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ВОЗМОЖНОСТИ:
Процессы сварки:
-
сварка плавящимися электродами в среде защитных газов с переносом металла силами поверхностного натяжения (STT), сварка плавящимися электродами в среде защитных газов
с холодным переносом металла (CMT); -
двухдуговая импульсная сварка плавящимися электродами в среде защитных газов;
-
дуговая сварка порошковой проволокой (FCAW);
-
стандартная однодуговая или двухдуговая сварка плавящимися электродами в среде защитных газов.
Скорость сварки:
- 20–150 см/мин.
Свариваемость материалов:
-
углеродистая сталь (классы от A до X100);
-
антикоррозионный сплав «Инконель» на основе никеля;
-
антикоррозионный сплав на основе нержавеющей стали;
-
антикоррозионный сплав «Дуплекс/Супердуплекс»;
-
антикоррозионный сплав для минусовых температур.
ТРЕБОВАНИЯ К ИСТОЧНИКАМ ПИТАНИЯ:
-
электроэнергия: 70 кВА – 440 В трехфазного переменного тока + 220 В двухфазного переменного тока – 50/60 Гц;
-
пневматическое питание: 8 бар, сухой воздух;
-
защитный газ: двойная смесь (Ar–CO2) или тройная смесь (Ar–He–CO2).

ООО «Серимакс»
119530, РФ, г. Москва,
Очаковское ш., д. 32, стр. 15
Тел.: +33 (0) 1-60-21-67-04
Моб.: +33 (0) 6-03-25-00-43
e-mail: samer.mohamad-ext@serimax.com
www.serimax.com
Авторы:
О.И. Филиппов; ПАО «Транснефть» (Москва, Россия).
И. Колесников; Лаборатория сварки и неразрушающего контроля ООО «НИИ Транснефть» (Москва, Россия).
А.С. Куркин, e-mail: ackurkin@mail.ru, ФГАУ «Научно-учебный центр «Сварка и контроль» при Московском государственном техническом университете им. Н.Э. Баумана» (Москва, Россия).
Литература:
Алешин Н.П., Галкин Д.И., Колесников О.И., Сорокин А.С. Статистическая оценка результатов расшифровки радиографических снимков сварных соединений // Сварка и диагностика. 2015. № 1. С. 11–14.
Алешин Н.П., Галкин Д.И. Совершенствование критериев оценки качества по результатам радиографического контроля сварных соединений трубопроводов // Сварка и диагностика. 2015. № 4. С. 39–42.
Куркин А.С., Макаров Э.Л. Методика расчета ресурса сварных конструкций с наличием дефектов // Сварка и диагностика. 2012. № 5. С. 41–44.
ВСН 012-88-2. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.
РД 25.160.10-KTH-016-15. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных трубопроводов.
HTML
Несмотря на развитие различных методов контроля, радиографический остается основным методом оценки качества сварных стыков при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов.
Его главные достоинства – возможность получения большого объема достоверной информации о форме и размерах дефектов в сварных соединениях и относительно слабое влияние субъективных факторов на результаты контроля. Важно и то, что этот метод является традиционным методом приемочного контроля трубопроводов, накоплен многолетний опыт его практического применения. Недостатками являются получение, как правило, лишь одной проекции дефекта и низкая выявляемость трещиноподобных дефектов. Главный недостаток методики контроля, требующий устранения, – отсутствие в отраслевой нормативной документации критериев оценки опасности обнаруженных несплошностей. Это снижает достоверность результатов контроля и приводит к необоснованным ремонтам сварных соединений. Следует иметь в виду, что каждый такой ремонт – это не только дополнительные затраты, но и риск появления новых дефектов.
Согласование критериев оценки дефектов затрудняет столкновение интересов специалистов по строительству и по эксплуатации нефтепроводов.
В существующих отраслевых нормах не учитывается степень нагруженности конструкции, поэтому их основной функцией остается поддержание технологической дисциплины при строительстве и ремонте. Стремясь избежать ремонта, строители обычно выступают за ослабление норм. Специалисты по эксплуатации опасаются аварий и требуют ремонта всех найденных несплошностей. Проведенные в ходе НИР расчеты и эксперименты были нацелены на то, чтобы обеспечить безопасность и при этом избежать перебраковки.
В нормативных документах предусмотрено выявление по результатам контроля множества разнообразных дефектов. Рис. 1 показывает, насколько трудно по рентгенограмме различить подрез, зашлакованный карман и несплавление.
Это затруднение испытывают не только рядовые работники, но и высококвалифицированные специалисты. Расшифровки снимков, проведенные различными дефектоскопистами независимо друг от друга, показали, что лишь для нескольких разновидностей дефектов (пора, скопление пор) согласованность результатов превышает 70 %, а для некоторых оказывается ниже 30 % [2]. Таким образом, большой ассортимент трудноразличимых дефектов снижает объективность результатов контроля.
Между тем степень опасности этих разновидностей дефектов различна, и их допустимые размеры в нормативной документации существенно различаются. Целесообразно всем дефектам, дающим одинаковые изображения на снимке, присвоить единое название и установить для них одну и ту же норму, ориентируясь на худший из возможных вариантов.
Для оценки опасности различных дефектов в процессе эксплуатации были проведены расчеты долговечности трубопровода с такими дефектами с помощью программного комплекса «Ресурс сварных конструкций», разработанного в МГТУ им. Баумана [3]. Исходными данными были размеры дефекта, найденного при контроле, свойства материала и эксплуатационная нагрузка. Рассмотрен рост трещин под действием циклических изменений внутреннего давления, приводящий к разрушению трубы.
Согласно отраслевым нормам возможен сброс давления в нефтепроводе до нуля в среднем один раз в сутки, что дает 10 тыс. циклов за 30 лет эксплуатации. Кроме внутреннего давления в расчете были учтены другие нагрузки, включая сварочные остаточные напряжения. Для получения свойств материала была проведена серия испытаний образцов из сварных соединений стали К56.
Мерой опасности трещиноподобного дефекта является коэффициент интенсивности напряжений (КИН). Как показали расчеты, наибольшее влияние на опасность дефектов оказывают размеры в направлении толщины стенки трубы: высота дефекта (рис. 2) и его расстояние от ближайшей поверхности (рис. 3). Именно эти размеры труднее всего определить средствами радиографического контроля.
На рис. 2 представлены результаты расчета для трубы диаметром 1000 мм с толщиной стенки 20 мм при уровне напряжений вдали от дефекта 250 МПа. КИН растет по мере увеличения высоты дефекта. При постоянном размере дефекта его расположение в глубине сечения незначительно влияет на КИН, но при приближении к поверхности КИН резко возрастает. При расчете для каждого дефекта прослеживали историю его развития: от начала роста трещины до выхода на поверхность и прорастания насквозь (рис. 4).
Рассматривали также взаимное влияние дефектов в цепочке или скоплении. Наибольшую опасность представляет дефект, выходящий на поверхность, такой как подрез. В этом случае для трубы с толщиной стенки 8 мм при длине дефекта вдоль поверхности 40 мм опасный размер дефекта по толщине составляет менее 2 мм (рис. 5).
Расчеты показали, что при постоянных размерах дефекта его опасность снижается по мере роста толщины стенки трубы (рис. 6). Таким образом, наибольшую опасность представляют дефекты в тонкостенных трубах. При высоте дефекта менее 1,5 мм необходимая долговечность достигается вне зависимости от его расположения в сечении и для любой трубы с толщиной стенки 8 мм и выше.
Для проверки проведенных расчетов были изготовлены и испытаны сварные образцы с дефектами (рис. 7). Для создания дефектов заданного размера была разработана специальная методика, позволяющая имитировать появление несплавлений, шлаковых включений и пор.
Проведенные испытания позволили обосновать предлагаемые изменения норм оценки допустимых размеров несплошностей. Была подтверждена возможность существенного увеличения допустимых размеров дефектов, но только в случае применения дополнительных методов контроля, позволяющих оценивать высоту и глубину залегания дефекта. Были также сварены натурные образцы для циклических гидроиспытаний с заложенными дефектами заданных размеров в кольцевом сварном шве. Они успешно прошли испытания на стенде АО «Транснефть-Диаскан».
Основное направление изменений, вносимых по результатам проведенных исследований в отраслевые нормы допустимости дефектов, выявленных по результатам радиографического контроля, – унификация и сокращение ассортимента дефектов (рис. 8).
Их предлагается разделить на три класса (непротяженные, протяженные и группа дефектов). Протяженным называется дефект с отношением максимального размера на снимке к размеру в перпендикулярном направлении больше 3.
Отдельно следует рассмотреть различные цепочки и скопления дефектов.
В существующих документах предусмотрена сложная процедура оценки их размеров, приводящая иногда к объединению весьма удаленных друг от друга дефектов. В новых нормах группой называются три и более дефекта, если расстояние между ближайшими краями каждой пары дефектов – не более трех максимальных размеров дефектов этой пары, в противном случае дефекты являются одиночными.
Результаты проведенных расчетов свидетельствуют также о возможности существенного увеличения допустимой длины несплошности. В действующих нормах она установлена, как правило, на уровне удвоенной толщины стенки трубы. Из рис. 9 видно, что увеличение длины в два раза, до четырех толщин равноценно увеличению глубины поверхностного дефекта на 25 %. Дальнейшее увеличение длины практически не влияет на долговечность. Эти расчеты были также подтверждены натурными испытаниями.
Допустимую высоту несплошности также можно заметно увеличить, но только если дополнить радиографический контроль ультразвуковым. Метод контроля должен обеспечивать достаточную точность измерения высоты и глубины залегания дефекта.
Авторы:
И.М. Розенштейн, НПП «Форт» (Подольск, Россия).
Литература:
-
Розенштейн И.М. Аварии и надежность стальных резервуаров. М.: Недра, 1995. 253 с.
-
Розенштейн И.М. Особенности хрупкого разрушения сварных стальных конструкций // Заводская лаборатория. 2007. № 3. С. 53–57.
-
ГОСТ 25.506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.
-
СТ СЭВ 3972-83. Надежность строительных конструкций и оснований. Конструкции стальные. Основные положения по расчету.
-
Поповский Б.В., Филиппов В.В., Яковлева С.П., Розенштейн И.М. Местная термическая обработка сварных соединений вертикальных стальных резервуаров для хранения нефтепродуктов // Безопасность труда в промышленности. 2012. № 8. С. 72–74.
HTML
Интерес к проблеме хрупкого разрушения стальных конструкций обострился в 1870-х гг. Это было связано с применением стали, получаемой в бессемеровском конверторе продувкой жидкого чугуна воздухом. Сталь насыщалась азотом, что приводило к повышению ее хладноломкости (росту переходной температуры хрупкости t°k).
Эта проблема была разрешена в конце 1940-х гг. путем перехода на продувку конверторов чистым кислородом.
Проблема хладноломкости бессемеровской стали подстегнула совершенствование ударных испытаний. В 1905 г. они были стандартизованы (редчайший по тем временам случай), причем сразу в такой форме, что уже более 100 лет не удается их улучшить, несмотря на периодические попытки «усовершенствования» и многочисленные научные публикации. Повторяются редкие эксперименты в этой области и сейчас: энтузиазм ограничивает лишь дороговизна образцов.
В конце 1940-х – начале 1950-х гг. в СССР был острый дефицит стали, не хватало емкостей для хранения нефтепродуктов. Для сварных РВС попробовали применить сталь марки Ст3кп. Тут же было зафиксировано несколько случаев ХР РВС. Тогда для предупреждения ХР нашли экономное и точное решение: вместо увеличения толщины стенки, как традиционно поступают и теперь, для снижения напряжения в стенке и повышения, как кажется, надежности, разработали ЧМТУ 5232-55 на резервуарную сталь толщиной до 12 мм (в то время в большей толщине не было нужды), применив дополнительное раскисление стали алюминием в ковше, что снизило гарантированную t°k с –20 до –40 °С. Прочностные характеристики стали остались неизменными. За этим решением стоял не расчет, а опыт и инженерная интуиция. Температурный подход к проблеме ХР РВС оказался эффективным, хотя в этом смысле и не был отмечен.
Резко усилился интерес к проблеме ХР в середине 1940-х гг. в связи с авариями сварных танкеров. Одной из причин аварий было то, что при переходе от клепаных конструкций к сварным не были учтены опасности, создаваемые сваркой.
Для борьбы с ХР была применена подоспевшая к тому времени и сразу ставшая модной новая дисциплина – «механика разрушения», основанная на силовом подходе к ХР. О температурном подходе, о том, что ХР и хладноломкость – синонимы, начисто забыли.
Проблема ХР сварных конструкций рассматривается на примере РВС, сваренных из малоуглеродистой и низколегированной стали. Необходимо сразу условиться о том, какое событие подразумевается под термином ХР, поскольку единого мнения на этот счет еще нет.
Чтобы говорить о ХР, достаточно установить наличие одного из следующих четырех условий (остальные становятся избыточными):
1) разрушение при внешнем напряжении ниже т;
2) образование кристаллографически хрупкого излома по плоскостям;
3) отсутствие пластических деформаций («подрастания» и «утяжки»), ХР происходит только за счет упругой энергии, накапливаемой в стенке РВС, в том числе остаточных сварочных напряжений;
4) нестабильное распространение ХР.
Стенка РВС – чрезвычайно удобная конструкция для исследования ХР сварных конструкций. В отсутствие ветра в стенке РВС наблюдается одноосное напряженное состояние, отсутствует динамика, перегрузки невозможны, величина внешнего усилия всегда точно известна и не может превышать 0,7 σт в первом поясе и 0,8 σт – в остальных (это предусмотрено при проектировании). Для споров о том, что ХР РВС происходит при σ< σт, нет причин. Поэтому пластических деформаций в стенке РВС не бывает, как и вязкого разрушения, – просто не хватит запаса упругой энергии, накапливаемого в стенке, точнее, в той ее части, которая может быть использована на ХР. Для распространения хрупкой трещины упругой энергии остаточных сварочных напряжений и напряжений, накапливаемых в стенке при заполнении РВС жидкостью, хватит с запасом. Известны случаи разветвления ХР, когда две трещины распространялись одновременно параллельно друг другу, причем расстояние между ними не превышало нескольких сантиметров.
Не имеет инженерного смысла противопоставлять хрупкое и квазихрупкое разрушение. Видимо, стерильно хрупкого разрушения без микропластичности в реальных стальных конструкциях вообще не бывает: как минимум теряют четкость линии Дебая на поверхности хрупкого излома, что обнаруживается при рентгеноструктурном анализе, а это уже признак микропластичности, которой не избежать. Внедрение в механику разрушения термина «квазихрупкость» едва ли можно толковать как научное достижение.
Если произошло ХР РВС, то оно обязательно нестабильно, сопровождается сколом по плоскостям, иначе не бывает, и никакого инженерного значения не имеет отклонение квазихрупкого разрушения от стерильно хрупкого разрушения, т. е. фактическое значение поверхностной энергии излома, хотя именно на ней построена механика разрушения. Только с помощью рентгеноструктурного анализа задним числом можно узнать, было ли разрушение хрупким или квазихрупким.
С инженерной точки зрения характер разрушения однозначно определяется макроскопическим видом излома.
ХР возникает в точке в сварном соединении и, пройдя в нем 3–5 см, переходит на основной металл и распространяется параллельно сварному шву. Вероятно, на основной металл хрупкую трещину «отбивают» остаточные напряжения, что подтверждает их существенную роль в ХР.
Кристаллографически вязкое разрушение распространяется по плоскостям среза за счет запаса потенциальной энергии накопленной жидкостью, закачанной в РВС, и реализуется только на конечной стадии разрушения. Расход энергии в случае вязкого разрушения на несколько порядков больше, чем при ХР. Такого параметра, как скорость вязкого разрушения, в природе, видимо, не существует, она зависит от скорости деформирования. Вероятно, вязкое разрушение не сочетается, не взаимодействует с упругой волной, распространяющейся со скоростью 5000 м/с, и с хрупкой трещиной, распространяющейся со скоростью около 1000 м/с.
При распространении ХР отраженная волна разгрузки, учитывая размеры РВС и скорость ХР, не успевает вернуться к вершине нестабильной хрупкой трещины и изменить поле упругих напряжений перед ее вершиной. Трещина фактически распространяется в поле одинакового упругого напряжения, ее вершина как бы автономна, что подтверждает и одинаковый характер излома по всей длине ХР.
При анализе робертсоновских испытаний малоуглеродистой и низколегированной стали установлено, что визуально «грубость» шевронного излома находится в прямой зависимости от величины напряжения, при котором испытывается образец: чем выше напряжение, тем грубее излом. То же самое относится и к поверхности хрупкой трещины РВС.
В стенке РВС ХР чаще начинается в более толстых нижних листах, обладающих более высокой t°k и получающих большее число проходов при сварке. Определенную роль в повышении склонности к ХР более толстых листов играет «геометрический фактор» ХР, хотя по результатам стандартных ударных испытаний они могут не уступать более тонким листам.
Имеется в виду, что склонность к ХР листов различной толщины (10 мм и более) контролируют по результатам испытаний стандартных ударных образцов одинакового сечения. Они могут значительно отличаться по толщине и хладноломкости (в лучшую сторону) от листов реальной (большей) толщины, из которых сварена конструкция.
При распространении в стенке хрупкой трещины ее края теряют устойчивость, раскрываются, и из разрыва вырывается поток жидкости, хранившейся в РВС. Кристаллографически хрупкое разрушение, переходя с нижних поясов на более тонкие верхние, с более низкой t°k, может смениться вязким и продолжиться за счет потенциальной энергии находившейся в РВС жидкости.
Реактивная сила потока отрывает стенку от днища и крыши, распрямляет ее, сгибает вдвое по высоте, и она «улетает» на 20–40 м, иногда вместе с крышей, в сторону, противоположную направлению изливающегося потока, на обвалование или на соседний РВС.
Понять особенности ХР РВС и ХР лабораторных образцов помогают робертсоновские испытания, показавшие, что ХР лабораторного образца происходят в два этапа:
1) возникновение ХР при напряжении, превышающем предел текучести, и температуре ниже климатической, сопровождаемое макропластичностью: утяжкой и подрастанием (вязким изломом) искусственного концентратора;
2) нестабильное распространение кристаллографически хрупкого излома со скоростью около 1000 м/с. При робертсоновских испытаниях наблюдали распространение ХР при σ= 0,1σт, и это еще не нижний предел. Принципиальным различием между ХР РВС и разрушением лабораторных образцов является то, что ХР РВС проходит в одну стадию при внешнем напряжении постоянной величины иногда значительно ниже предела текучести, при климатической температуре и, следовательно, не может сопровождаться макропластичностью: на ее реализацию просто не хватит упругой энергии.
ХР РВС – неожиданное событие, ничто не предвещает его приближения. Нагрузка, при которой происходит ХР РВС, и место, в которой оно возникает, непредсказуемы: имеет место случайное событие.
В 1950-х гг. рассказывали, что однажды списанный РВС был передан ученым с разрешением проводить любые испытания, однако хрупко разрушить его так и не удалось.
ХР лабораторных образцов происходит при σ≥σт и сопровождается макропластической деформацией, что наглядно иллюстрируется диаграммами растяжения, приведенными в ГОСТ «Методы механических испытаний металлов» [3], на которых точка разрушения отвечает напряжению, превышающему σт, чего не бывает при ХР РВС. Нужно обладать большой волей и фантазией, чтобы в указанном примере разглядеть проявление упругости и не заметить пластичности, и не догадаться, что процесс развивается за счет энергии, накопленной в системе «образец – машина», а не только в образце.
При изготовлении РВС методом рулонирования все сварные швы, кроме монтажных, выполняются на заводе автоматической сваркой и, как свидетельствует многолетний опыт, в качестве источника ХР «не замечены».
Опасность ХР РВС создают монтажные вертикальные швы первого, реже – второго и третьего поясов.
Остаточные сварочные напряжения в направлении вертикальных швов формально не суммируются с напряжениями от внешней нагрузки, поскольку они направлены вдоль горизонтальных швов, т. е. под углом 90° к монтажным швам. Можно предположить, что взаимодействие между полями вертикальных и горизонтальных остаточных напряжений все же имеет место, чему способствуют нарушения проектной
геометрической формы стенки реального РВС в области монтажных швов.
ХР РВС является случайным, редким, точнее, очень редким событием. Его реализация возможна, если в сварном (монтажном) соединении имеется область с переходной температурой хрупкости выше температуры окружающей среды. Учитывая, что ХР встречается в начале эксплуатации РВС в монтажных швах, при климатической температуре и внешнем напряжении постоянной величины ниже предела текучести можно предположить, что основную роль в возникновении ХР РВС играют остаточные сварочные напряжения.
В начале эксплуатации РВС остаточные напряжения, частично суммируясь с напряжениями от внешней нагрузки, уменьшаются, когда их сумма по величине достигает σт и постепенно устраняются. ХР РВС, т. е. разрушение при напряжении ниже σт становится невозможным.
Во время гидравлических испытаний и в начале эксплуатации РВС в первую зиму, очень редко – во вторую, когда сварочные напряжения еще, вероятно, частично сохранились, создаются условия для возникновения ХР РВС. Они наблюдались и на РВС, находившихся в эксплуатации длительное время, после ремонта с применением сварки.
В одной из последних работ Н.С. Стрелецкий писал с пометкой «для обсуждения», что аварии происходят и при правильном расчете, и при завышенных запасах, что перекликается с данными об авариях РВС.
Поскольку ХР РВС наблюдались только в начале эксплуатации, с накоплением повреждений они, как принято считать, не связаны.
В сварных соединениях нижних поясов РВС вместимостью от 20 тыс. м3, возводимых методом рулонирования, встречаются трещины, появление которых связано с накоплением повреждений. Зарождаются они на поверхности монтажных сварных соединений одновременно снаружи и внутри и распространяются навстречу друг другу, приводя к течи. Их появлению способствуют остаточные угловые деформации в области монтажных сварных соединений РВС. Они приводят к появлению моментов напряжения. Это трещины малоцикловой усталости. Их важной особенностью является то, что распространяются они только стабильно, не приводя к катастрофам. Их обнаружение не требует немедленного вывода РВС из эксплуатации. После ремонта РВС возвращается в строй. Вероятно, стабильность распространения трещины малоцикловой усталости связана с тем, что пластическая деформация в ее вершине устраняет упругие остаточные напряжения, определяющие характер разрушения.
ХР сварного лабораторного образца можно получить только при охлаждении ниже климатической температуры, только при растущем внешнем напряжении выше или значительно выше σт точнее – при напряжении, равном временному сопротивлению, в искусственно созданном концентраторе. К этому моменту остаточные напряжения в лабораторном образце в значительной степени удаляются. Это достоверное событие: оно реализуется за счет потенциальной энергии испытательной машины. Приведенные данные, сформулированные на основании анализа разрушений реальных РВС и лабораторных исследований, позволяют утверждать, что ХР РВС и лабораторного образца происходят в разных интервалах температур за счет различных по величине и характеру напряжений (остаточных и внешних).
ХР РВС – случайное, непредсказуемое, невоспроизводимое событие. ХР лабораторного образца – достоверное, предсказуемое, воспроизводимое событие.
Имеется нормативный документ [4], устанавливающий, «что при расчетах стальных конструкций и их элементов, имеющих собственные остаточные напряжения (от сварки, прокатки, холодной правки), следует применять гипотезу об алгебраическом суммировании условных деформаций с деформациями от внешней нагрузки». Причем собственные остаточные напряжения допускается не учитывать в расчете.
Однако при оценке опасности ХР РВС остаточные сварочные напряжения учитывать необходимо: они играют существенную роль в качестве источника упругой энергии.
Основная опасность ХР РВС связана со сваркой. Ее влияние усиливается с увеличением геометрического фактора толщины листа и числа проходов при сварке.
Ранее на основании анализа робертсоновских испытаний был сделан вывод о том, что опасность ХР не зависит от величины внешнего напряжения. Такой вывод уместен (доказан [1]) для лабораторных испытаний, в которых геометрия образца отвечает проектной форме.
В стенке реального РВС, особенно в монтажных сварных соединениях, всегда имеются геометрические погрешности формы, которые, возможно, увеличивают опасность ХР, делая стенку чувствительной к величине действующего в ней напряжения.
Можно представить следующий механизм возникновения ХР в сварном соединении РВС.
Первая стадия ХР – возникновение хрупкой трещины – отсутствует при разрушении сварных конструкций. Любопытно отметить, что первая стадия является своеобразной энергетической защитой РВС от ХР, подобно сифону. Имеет место только вторая стадия – нестабильное распространение кристаллографически ХР при климатической температуре. Можно предположить, что ХР в сварном шве РВС возникает при первом или повторных нагружениях, когда остаточные напряжения в основном еще сохраняются и питают упругой энергией ХР. Количественные характеристики точки, в которой произошло разрушение кристалла или кристаллов, прежде всего t°к, неизвестны. Случайный характер разрушения поврежденного сваркой кристалла, вероятно, объясняет и случайный характер ХР РВС. Разрушение одного или нескольких кристаллов, поврежденных сваркой, запускает процесс превращения ХР в энергетически выгодную нестабильно распространяющуюся хрупкую трещину. Становится возможным случайное событие: ХР РВС при σ < σ т.
Для объяснения ХР еще остается «старый» способ, температурный. В научных работах, посвященных ХР, термин «температурный» теперь не в моде, его стараются избегать, упуская из виду, что миллионы тонн стали металлургическая промышленность поставляет после испытания на ударную вязкость, т. е. после условной температурной оценки ее склонности к ХР.
Предложенная схема построена на одностадийности ХР РВС, на температурном факторе, объясняет гипотезу, как ХР РВС происходит при внешнем напряжении менее σт что при ХР РВС невозможны утяжка и подрастание . Она подтверждает, что ХР РВС – случайное событие.
В виде, представленном 100 лет назад в качестве фундамента механики разрушения, уравнение Гриффитса в большинстве случаев не имеет решения с инженерной точностью. В случае ХР РВС никогда не известен запас упругой энергии, подводимой упругими волнами со скоростью 5 тыс. м/с к вершине трещины, распространяющейся со скоростью порядка 1 тыс. м/с. Неизвестен расход упругой энергии на образование излома (за исключением стеклянных колб). Само событие ХР остается случайным, не воспроизводимым и количественно не оценимым.
В настоящее время проблема ХР РВС имеет косвенное решение.
Известны места сварных соединений, в которых наблюдались ХР [5], – это перекрестия сварных швов нижних поясов, примерно 1 % длины сварных соединений стенки. Их можно подвергнуть местной термической обработке. Оборудование и технологии для местной термообработки сварных соединений емкостей разработаны. Их применение не скажется заметно на сроках строительства и стоимости новых РВС. В старых РВС, как отмечалось в статье, ХР не наблюдается. Местная термическая обработка небольших участков сварных соединений сделает опасность ХР РВС ничтожной.
Выводы
1. ХР РВС происходит при внешнем напряжении σ < σ т.
2. ХР РВС может быть только кристаллографически хрупким и нестабильным.
3. ХР РВС реализуется за счет упругой энергии, остаточных и внешних напряжений.
4. ХР РВС происходит в одну стадию –
разрушение в охрупченной зоне кристаллов и превращение разрыва в нестабильную трещину. Этому способствует высокая скорость распространения ХР и пластического деформирования, сопровождающего ее. Становится возможным повышение переходной температуры стали, «увязания», выше температуры окружающей среды.
5. ХР лабораторного образца – достоверный процесс, ХР РВС – случайный процесс: его невозможно воспроизвести в лаборатории.
6. Опасность ХР РВС не может быть представлена в терминах внешнего напряжения.
7. Механика разрушения не применима для описания ХР РВС, потому что расчетная схема, положенная в основу ее применения, не реализуется на практике при ХР РВС.
8. Опасность ХР РВС может быть сравнительно, качественно оценена значением переходной температуры хрупкости t°k, которая не является константой стали.

← Назад к списку
- научные статьи.