Территория Нефтегаз № 6 2018
Читайте в номере:
Автоматизация
Бурение
HTML
Разработка трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) углеводородов в России приобретает все большее значение в связи с истощением традиционных ресурсов. При этом разработка ТРИЗ считается аналитиками наименее рискованным с экономической и технологической точек зрения способом развития ресурсной базы в России в среднесрочной перспективе, например по сравнению с проектами на Арктическом шельфе, так как данная ресурсная база расположена в основных изученных нефтегазовых провинциях с развитой инфраструктурой. Основными разведанными залежами ТРИЗ в России считаются доманиковые отложения высоковязкой нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, хадумская свита на Кавказе и запасы баженовской, тюменской и абалакской свит в Западной Сибири. Доля добычи ТРИЗ неуклонно растет. И примером такого роста может служить Западно-Сибирский регион. Здесь добыча так называемой легкой нефти постепенно снижается, как и прирост запасов по результатам поисково-разведочного бурения. Компании, добывающие нефть в Западной Сибири, вынуждены переориентироваться на объекты с более сложными условиями, такими как месторождения баженовской свиты.
Открытые в 1968 г. в Западной Сибири залежи баженовской свиты (глубина залегания – 2–3 м, мощность пласта – 20–60 м) на сегодняшний день представляют собой одну из наиболее полемических тем в российской геологии. По мнению академика Ивана Нестерова, общий объем запасов здесь составляет 150–180 млрд т. Его коллега академик Алексей Конторович более осторожен в прогнозах и считает более реальным дебит свиты – 15–20 млрд т. В то же время эксперт Агентства нефтегазовой информации Александр Хурушудов на основе аналитических данных пришел к выводу, что и эта оценка несколько завышена. Данный пессимистический прогноз, однако, не разделяет Министерство энергетики Российской Федерации, присвоившее изучению УВ-ресурсов баженовской свиты статус национального проекта. В настоящее время объем добычи соответствующих месторождений не превышает 1 млн т, но к 2025 г. прогнозируется его более чем 10-кратный рост при условии применения новых технологий.
Ряд экспертов склонны считать объемы ресурсов баженовской свиты сравнимымм по масштабам с запасом сланцевых углеводородов в США. При этом есть одно важное качественное отличие: баженовские залежи обладают ярко выраженной неравномерностью фильт- рационно-емкостных свойств пласта. Две скважины, пробуренные практически рядом и на одинаковую глубину, могут дать разный результат: из одной вырвется мощный фонтан, а другая окажется практически «сухой». Радикально новых подходов и технологий требует разработка данных запасов. Они относятся к классу трудноизвлекаемых или нетрадиционных.
Успешный опыт АО «ССК»
Добывающий сегмент нефтегазовой отрасли в наибольшей степени испытывает на себе влияние секторальных санкций США и Евросоюза. Прекращение финансирования проектов западными банками, запрет иностранным компаниям на передачу российским коллегам технологий и оборудования для освоения шельфовых (глубиной свыше 150 м) и сланцевых месторождений – все это существенно осложнило работу отечественных недропользователей и потребовало разработки импортозамещающих решений. Одним из примеров таких решений стал пилотный проект по бурению скважин на отложениях баженовской свиты Средне-Шапшинского месторождения, которое АО «СКК» в 2016–2017 гг. выполнило в тесном взаимодействии с ПАО «НК «РуссНефть» без привлечения иностранных сервисных организаций.
Лицензией на разработку Средне-Шапшинской группы владеет ПАО «НК «РуссНефть». Целевым считается пласт ЮС0 с аномально высоким давлением. С учетом неоднозначности информации и ограниченности опыта бурения в условиях баженовской свиты была создана совместная с ПАО «НК «РуссНефть» рабочая группа, в которую вошли геологи, технологи и специалисты по бурению. Перед началом бурения первой скважины специалистами ПАО «НК «РуссНефть» и АО «ССК» был проведен ряд встреч в целях определения и утверждения основных технологических решений.
Специалистами Ямальского филиала АО «ССК» на основе утвержденных решений был разработан детальный план мероприятий по предотвращению «прихватов» бурильной колонны, нефтегазопроявлений, обеспечению качественного цементирования направления, кондуктора и эксплуатационной колонны в целях исключения возможных межколонных и межпластовых перетоков, обеспечения качественного спуска и крепления хвостовика.
«В ходе выполнения пилотного проекта было пробурено семь эксплуатационных наклонно-направленных скважин, в том числе одна с горизонтальным окончанием, – рассказывает заместитель директора по строительству скважин и супервайзингу ямальского филиала ССК Магомед Атаев, – четыре скважины на кусте № 2 и три скважины на кусте № 3 Средне-Шапшинского месторождения. Сложность и уникальность произведенных строительных работ прослеживаются на примере скважины № 7117 (проектная глубина по стволу – 4067 м, куст № 2 Средне-Шапшинского месторождения с горизонтальным окончанием в баженовской свите с проходкой 596 м по целевому горизонту, июль 2017 г.). При бурении скважины использовался полимерно-глинистый буровой раствор с высокой термостабильностью, необходимый в условиях высоких забойных температур, имеющий высокий предел утяжеления без значительного изменения реологических характеристик и высокую ингибирующую способность, а также в компоновку низа бурильной колонны был включен датчик эквивалентной циркуляционной плотности. При бурении хвостовика применялся винтовой забойный двигатель ДРУ-120РС (RS120N743W) с телесистемой. Для шаблонировки использовали роторную компоновку низа бурильной колонны с последующим спуском компоновки хвостовика для многостадийного гидроразрыва пород на уровень залежей баженовской свиты. Для геонавигации по целевому пласту использовался метод гамма-каротажа (основанный на измерении естественной радиоактивности пород). Кроме того, производился анализ бурового шлама (литологическая характеристика выбуриваемой породы и ее люминесцентно-битумологический анализ)».
По уровню сложности и трудоемкости строительство подобных скважин сопоставимо с бурением для добычи сланцевого газа в США. «Скважина с продолжительным горизонтальным окончанием на уровне залежей баженовской свиты длиной около 600 м и вертикальной мощностью 30 м (2871–2905 м по вертикали) стала первой в практике ССК, – комментирует директор Ямальского филиала Евгений Гузеев, – но благодаря четкому взаимодействию с заказчиком, компетенции инженерно-технического персонала и слаженной работе буровой бригады Ямальского филиала задача была решена без осложнений и аварий, с оптимальными финансовыми затратами».
Дело мастера боится
Добыча нефти в Сибири всегда была делом непростым. Суровый климат, труднодоступность месторождений, отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры… А в случае с баженом к этому еще добавляются закономерные сложности освоения ТРИЗ. Но поставленная цель стоит того! Благодаря профессионалам высокого уровня квалификации, новым отечественным технологиям и оборудованию, грамотным решениям «ключи» к месторождениям баженовской свиты будут, несомненно, подобраны и нефтегазовые промыслы Западной Сибири обретут «второе дыхание».
АО «Сибирская Сервисная Компания» – одно из наиболее значимых российских негосударственных нефтесервисных предприятий. Основано 1 февраля 2000 г. Обеспечивает полный сервис по бурению и ремонту скважин для предприятий нефтегазодобывающего комплекса. Сегодня – это более 4,5 тыс. рабочих мест. География деятельности – ХМАО, ЯНАО, Томская обл., Красноярский край, Поволжский регион, Республика Коми, Иркутская обл., Республика Саха (Якутия).
Производственные достижения: на долю АО «ССК» приходится около 7 % общего ежегодного объема бурения (более 1,6 млн м проходки) и 8 % объема разведочного бурения в Российской Федерации. Количество выполняемых текущих и капитальных ремонтов скважин в год – порядка 3200 (стабильный ежегодный прирост показателей составляет 5–7 %).
АО «Сибирская Сервисная Компания»
125284, РФ, г. Москва,
Ленинградский пр-т, д. 31а, стр. 1, БЦ «Монарх», эт. 9
Тел./факс: +7 (495) 225-75-95
e-mail: cck@sibserv.com
Авторы:
С.А. Новиков, главный технолог по креплению скважин, АО «Инвестгеосервис»
В.Г. Журавчак, главный инженер проекта «Ямал СПГ», АО «Инвестгеосервис»
М.А. Ахметов, руководитель направления по инжинирингу, АО «Мессояханефтегаз»
HTML
Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины, а также для качественного цементирования скважин требуется привлечение самых современных разработок в этой области. Представляем новейшие технические решения для спуска обсадных колонн и для повышения качества цементирования методом вращения обсадных колонн при промывках перед цементированием и непосредственно во время цементирования, а также достижения ООО «ОКСЕТ» в этом сегменте нефтесервисных услуг.
TESCO Corporation (на момент написания статьи компания находится на стадии интеграции в Группу компаний NABORS) является мировым лидером на рынке предоставления в аренду систем верхнего привода, а также оказания сервисных работ по спуску обсадной колонны с применением собственной инновационной разработки. Компания на глобальном рынке – уже почти 25 лет, из них в России – 10 лет (с 2008 г.). До слияния двух корпораций ООО «ОКСЕТ» являлось дочерней компанией корпорации TESCO Corporation и в настоящее время продолжает оказывать услуги по спуску обсадных колонн от собственного имени, используя принадлежащее Обществу оборудование, произведенное TESCO Corporation.
ООО «ОКСЕТ» оказывает сервисные услуги по спуску обсадной колонны с применением инновационной разработки TESCO Corporation – системы Casing Drive System™ (CDS™). Данная технология была изобретена TESCO для бурения на обсадной колонне, но функционал настолько широк, что может использоваться для реализации разных задач. Путем снижения затрат на выполнение буровых работ и сокращения непроизводительных потерь времени мы повышаем реальную экономическую эффективность для заказчиков.
Система CDS™ позволяет расширить возможности верхнего привода буровой установки и использовать его для свинчивания резьбовых соединений обсадной колонны. Система CDS™ полностью заменяет стандартный набор оборудования для спуска обсадных колонн. Наличие гидравлического вертлюга у системы CDS™ позволяет вращать обсадную колонну при спуске, циркуляции и расхаживании (к примеру, при больших коэффициентах трения вращение позволяет их кратно снизить), а также дает возможность осуществлять циркуляцию и долив во время спуска обсадных колонн. Дополнительно благодаря системе CDS™ можно приступить к проработке ствола скважины в месте получения посадки. Наличие дополнительного независимого моментомера TesTork™ (с беспроводной передачей данных WTTS) обеспечивает возможность регистрировать и контролировать в режиме реального времени и с записью в память на электронный носитель показатели момента свинчивания через адаптированную компьютерную систему.
Система оснащена регулируемыми по длине штропами, позволяющими на большинстве буровых установок брать трубу сразу с мостков. Грузоподъемность гидравлического элеватора для одиночных труб составляет 5 т, что более чем достаточно для одной трубки. Грузоподъемность самой CDS™ составляет 350–750 т. Также имеются новейшие компактные системы длиной всего 2 м. Поскольку CDS™ автоматизирована и управляется удаленно, при работе с нет необходимости привлекать верховых рабочих, в отличие от Fill Up Tool и спайдер-элеваторов. Соответственно, исключаются риски из-за работы с ключами, так как это не требуется при CDS™.
Преимущества применения CDS™ очевидны. Система исключает использование громоздких спайдер-элеваторов, привлечение верхового рабочего, использование циркуляционного оборудования (Fill-Up Tools), использование силовых ключей.
Таким образом, использование CDS™ существенно сокращает количество оборудования и персонала, требуемого для спуска обсадной колонны, обеспечивает высокий уровень механизации работ и устраняет необходимость работы персонала в особо опасных условиях.
В отличие от традиционного спуска колонн и свинчивания труб при помощи обыкновенных силовых ключей наши разработки, помимо непосредственно свинчивания труб, позволяют осуществ-
лять спуск колонны с доливом колонны во время спуска, с циркуляцией во время спуска, с одновременным расхаживанием и вращением при спуске, с проработкой при спуске колонны с созданием (передачей) нагрузки (части веса СВП). Применение данной технологии обусловливает минимизацию рисков получения дифференциального прихвата, посадок, прилипания колонны. Возможность вращения с нагрузкой в зоне осложнений (обвалов/осыпей горных пород, сужение, выпучивание и т. д.) способствует достижению плановых глубин спуска колонн. Кроме того, спуск с циркуляцией и вращением обеспечивает снижение коэффициента трения, что особенно актуально для скважин со сложными горно-геологическими условиями и сложными профилями (траекториями) ствола скважин, горизонтальных скважин вообще и ERD (англ. extended reach drilling wells – скважины с большим отходом от вертикали, БОВ) скважин в частности.
Особого внимания заслуживают наши достижения в области разработки оборудования и технологий для повышения качества цементирования колонн.
В числе факторов, влияющих на качество цементирования обсадных колонн:
• состояние ствола скважины и качество бурового раствора;
• центровка (центрирование) обсадной колонны относительно оси ствола скважины;
• расхаживание («вира – майна» либо вращение);
• сокращение времени на рабочие операции;
• скорость прокачки цемента.
На поиск решения повлияло то, что на ряд перечисленных факторов может оказать непосредственное влияние оснащение буровых установок специализированным оборудованием.
ООО «ОКСЕТ» с 2015 г. в Российской Федерации успешно применяет свою инновационную разработку – вращение колонны при цементировании. Система CDS™ может оснащаться системой Cementing Plug Launching System (CPLS™), представляющей собой специальный цементировочный вертлюг Swivel/Side Entry Sub™ (SSES™) с возможностью вращения обсадных колонн при цементировании. Данная система уникальна, не имеет аналогов в мире. Только CPLS™, в отличие от конкурентов, позволяет в оперативном режиме (10–20 мин) осуществлять переход после промывки на забое к цементированию обсадной колонны с вращением обсадной колонны.
Очевидно, что чем меньше времени ствол скважины остается открытым, тем лучше качество крепления. Поэтому отдельного внимания заслуживают не только технологические, но и технические преимущества. Габариты и вес CDS™ и CPLS™ меньше, чем конкурентов, следовательно, меньше времени требуется на подготовительно-заключительные работы (ПЗР), монтаж и демонтаж.
При вращении колонны перед и во время цементирования увеличивается коэффициент замещения бурового раствора цементным раствором и, соответственно, улучшается распределение. Кроме того, данная технология способствует минимизации заколонных перетоков и межколонных давлений.
Наш опыт, оборудование и технологии позволяют с честью выдерживать тяжелые горно-геологические и скважинные условия. Оборудование CDS & CPLS рассчитано на крутящий момент 67,8 кН.м. В России и СНГ мы выполняем работы на ряде проектов, и все они успешны. Качество сцепления цемента при вращении повышается кратно.
Приведем пример: у нас выполняются работы по спуску колонн и цементированию с вращением:
• ОК 178 мм глубиной 3222 м, TVD ~2700 м (частота 25 мин–1, крутящий момент при цементировании – 19 кН.м);
• ОК 245 мм глубиной 2656 м, TVD ~1000 м (частота 12 мин–1, крутящий момент при цементировании – 39,4 кН.м).
Мы спускали колонны в различных вертикальных скважинах:
• ОК 340 мм – на глубину 2854 м;
• ОК 273 мм – на глубину 3552 м;
• ОК 245 мм – на глубину 3855 м;
• ОК 194 мм – на глубину 4132 м.
Мы осуществляли спуск колонны в скважинах с большим отходом от вертикали (БОВ – ERD wells), при этом показатели говорят сами за себя:
• ОК 340 мм – на глубину 1605 м (зенитный угол – 72°);
• ОК 245 мм – на глубину 5630 м (зенитный угол – 75°, отход от вертикали – 4346 м);
• ОК 178 мм – на глубину 6997 м (зенитный угол – 75°, отход от вертикали – 5675 м, TVD – 2820 м).
Благодаря техническим и технологическим преимуществам оборудования производства TESCO Corporation буровые установки, оснащенные системами CDS™ выполняют операции по спуску обсадной колонны более безопасно и эффективно, ручные операции обсадными трубами на буровой площадке сведены к минимуму, а также минимизируются риски, обусловленные применением стандартных приводных (гидравлических) ключей.
Нашими заказчиками и операторами в России являются ПАО «НОВАТЭК», ОАО «Ямал СПГ», ООО «РН-Уватнефтегаз», АО «Мессояханефтегаз», АО «Роспан Интернешнл», АО «Инвестгеосервис», Группа Eriell, ОАО «ССК», ГК «Интегра» и др. Реализуется ряд проектов в Республике Казахстан.
Качество цементирования с вращением выше, чем без вращения:
• по проекту «Мессояха» – сплошное сцепление по всему интервалу цементирования выше на 89 %, по интервалу облегченного цемента улучшение на 67 %, по интервалу тяжелого цемента улучшение средних показателей более чем в 2,4 раза;
• по проекту «Ямал СПГ» – повышение коэффициента цементирования выше на 20 %, отсутствие заколонных перетоков и отсутствие межколонного давления на скважинах за счет совмещения технологий цементирования и вращения ОК.
Экономическая эффективность:
• в сравнении с обычным методом спуска колонн применение CDS™ позволило снизить временные затраты на 20 %;
• в сравнении с конкурентами CDS™ монтаж системы спуска быстрее в четыре раза, скорость спуска выше на 27–35 % (в зависимости от типоразмера колонн), монтаж цементировочной системы – быстрее в 8 раз, демонтаж систем – быстрее в 2–3 раза.
В таблице приведен краткий сравнительный анализ работ на ЮТГКМ.
В заключение хотелось бы отметить, что с использованием CDS™ во всем мире уже произведено спусков более 40 млн м обсадных труб.
Краткий сравнительный анализ работ по спуску и цементированию с вращением ОК-178 и ОК-245 на Южно-Тамбейском газоконденсатном месторождении с применением системы Casing Drive SystemTM (TESCO Corporation) и аналога (конкуренты)
Характеристики |
CDSTM TESCO (ОК-178) |
CDSTM TESCO (ОК-245) |
Аналог (OK-178) |
Аналог (OK-245) |
ПЗР к монтажу, ч:мин |
0:30 |
0:30 |
3:00 |
3:00–4:00 |
Монтаж, ч |
CDSTM – 1 |
CDSTM – 1 |
Аналог – 4 |
Аналог – 3–5 |
Скорость спуска, м/ч |
140 |
130 |
80 |
65–110 |
Монтаж цементировочного оборудования, ч:мин |
0:15 |
0:20 |
2:00 |
2:15 |
Демонтаж, ч |
CDSTM – 1 |
CDSTM – 1 |
Аналог – 2,5 |
Аналог – 2,5–3,0 |
Количество персонала, человек |
2 |
2 |
6 |
6 |
Длина, мм |
2920 |
3940 |
||
Ширина, мм |
720 |
1100 |
||
Высота, мм |
585 |
620 |
||
Вес в период эксплуатации, т |
2,15 |
4,20 |
||
Вес при траснпортировке, т |
2,60 |
4,40 |
ООО «ОКСЕТ»
125047, РФ, г. Москва,
1-я ул. Тверская-Ямская, д. 23, стр. 1
Тел.: +7 (495) 663-38-41, 782-85-90
e-mail: Moscow_BD@canrig.com
Авторы:
Г.Г. Гилаев; АО «Самаранефтегаз» (Самара, Россия).
А.А. Храмцов; АО «Самаранефтегаз» (Самара, Россия).
А.В. Семин; АО «Самаранефтегаз» (Самара, Россия).
А.А. Киекбаев, e-mail: KiekbaevAA@samng.rosneft.ru АО «Самаранефтегаз» (Самара, Россия).
Литература:
-
Гилаев Г.Г., Афанасьев И.С., Павлов В.А. и др. Начало нового этапа в освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России // Нефтяное хозяйство. 2011. № 6. С. 6–9.
-
Кочнева О.Е., Кочнев А.А. Перспективы дальнейшего освоения месторождений тяжелых нефтей и природных битумов в России // Master's Journal. 2014. № 2. С. 139–150.
-
ГОСТ 31378–2009. Нефть. Общие технические условия [Электронный источник]. Режим доступа: http://gostrf.com/normadata/1/4293796/4293796399.htm (дата обращения: 08.06.2018).
-
Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J., Dekker H. Classification and Nomenclature Systems for Petroleum Reserves. Special report for the XI World Petroleum Congress. London, Wiley, Chichester, 1983, Vol. 2, P. 325–343.
-
Alajmi H.M. Assessment of Development Methods for a Heavy Oil Sandstone Reservoir. Diss. for the Degree of Doctor of Philosophy. London, Imperial College, 2013. 270 p.
-
Crude Oil Facts [Электронный источник]. Режим доступа: www.nrcan.gc.ca/energy/facts/crude-oil/20064 (дата обращения: 08.06.2018).
-
Гилаев Г.Г., Исмагилов А.Ф., Манасян А.Э. и др. Разработка нефтяных месторождений Самарской области. От практики к стратегии. Самара: Нефть. Газ. Новации, 2014. 367 с.
-
Ахмадишин Ф.Ф. Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа: дис. … канд. техн. наук. Бугульма: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2016. 111 с.
-
Ахмадишин Ф.Ф., Чупров В.П. Погрешности измерений инклинометрических параметров при бурении параллельных скважин // Нефтяное хозяйство. 2009. № 4. С. 68–70.
-
Jueren Xie, Gang Tao. Analysis of Casing Connections Subjected to Thermal Cycle Loading [Электронный источник]. Режим доступа: www.researchgate.net/publication/267809511_Analysis_of_Casing_Connections_Subjected_to_Thermal_Cycle... (дата обращения: 08.06.2018).
Диагностика
Авторы:
Н.Н. Иванова, ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (Москва, Россия).
Б.В. Патраманский ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (Москва, Россия).
HTML
ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является ведущей российской компанией по оказанию услуг в области внутритрубной дефектоскопии (ВТД) трубопроводов и выполняет основные объемы работ в ПАО «Газпром» по ВТД линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ). ООО «НПЦ «ВТД» осуществляет диагностику трубопроводов с помощью внутритрубного диагностического оборудования собственной разработки и производства. Оборудование соответствует высоким требованиям по достоверности, надежности и безопасности, которые предъявляются отечественными и зарубежными стандартами в области диагностики. Благодаря постоянному совершенствованию технологии ВТД уровень аварийных отказов трубопровода снижается, обеспечивая тем самым безаварийную работу ЛЧ МГ ПАО «Газпром».
Внутритрубная диагностика сегодня является практически единственным инструментом, определяющим целостное состояние ЛЧ МГ. Компанией ООО «НПЦ «ВТД» создана технология обследования МГ, позволяющая получить достаточно достоверные данные о состоянии линейной части, в первую очередь о наличии дефектов на теле трубы и их параметрах. Это дефекты, заложенные в процессе производства трубы (расслоения, ликвации, плены, дефекты продольного сварного шва), при строительстве трубопровода (аномалии кольцевого сварного шва, вмятины, гофры, механические повреждения (задиры, риски)), а также дефекты, приобретенные трубой в период эксплуатации (коррозионные язвы, питтинги, колонии трещин стресс-коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), трещины одиночные по телу трубы и в зонах кольцевого и продольного сварных швов). Наряду с приведенными дефектами трубопровод может подверг- нуться упругопластическим изгибам в результате внешних воздействий – смещения промерзших грунтов, оползней, подмывов и других факторов.
Для обнаружения перечисленных типов дефектов ООО «НПЦ «ВТД» созданы комп- лексы внутритрубной дефектоскопии (КВД) трубопроводов диаметрами 219–1420 мм, закрывающие весь размерный ряд эксплуатируемых ПАО «Газпром» газопроводов. Кроме стандартного набора оборудования ООО «НПЦ «ВТД» созданы дополнительные внутритрубные приборы (ВП) – интроскопы, позволяющие различать наружные и внутренние дефекты и, самое главное, с помощью этих ВП производить ранжирование по степени опасности самого массового дефекта – аномалии кольцевых сварных швов. На рис. 1 в качестве примера высокой чувствительности интроскопа к дефектам приведена запись отфрезерованных надписей на внутренней поверхности трубы диаметром 1020 мм, полученная с помощью этого ВП. Высота шрифта составляет 30 мм и зависит от количества датчиков, считывающих сигналы. В результате обработки информации инженер-аналитик «видит» рельеф сварного шва внутри трубы и делает заключение о типе дефекта сварного шва и его опасности. Эксплуатирующая организация получает возможность из сотен аномалий отремонтировать несколько тех, которые являются опасными, без огромных затрат на вскрытие шурфов для проверки и подтверждения результатов ВТД.
Другой дополнительной услугой компании является определение напряженно-деформированного состояния (НДС) в местах упругопластических изгибов трубопроводов. Оказание услуги стало возможным с применением в КВД высокоточных навигационных модулей и благодаря разработанной методике, позволяющей определить место максимального НДС и оценить ее величину. В зонах с высоким НДС происходит аномально быстрый рост дефектов, а при увеличении НДС на трубе сначала образуется поперечная трещина, а затем труба разрывается.
Отличительной чертой технологии ООО «НПЦ «ВТД» является выделение из большого числа обнаруженных дефектов наиболее опасных, способных привести к отказам или к аварийному разрушению. Наиболее опасными из их числа являются одиночные трещины либо колонии трещин (КРН), которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину и приводят к отказу газопровода. Работа внутритрубных диагностических приборов базируется на магнитном методе контроля, в основе которого лежит принцип фиксирования чувствительными сенсорами (датчиками) полей рассеяния от дефекта при намагничивании его магнитной системой движущегося по трубопроводу ВП. При этом решающее значение для обнаружения трещиноподобного дефекта имеет его раскрытие, т. е. расстояние между его «берегами». Подавляющее число таких дефектов имеют раскрытие более 100 мкм – этого достаточно для их обнаружения, и при этом не возникает проблем с их поиском и идентификацией (определение типа дефекта – трещина, расслоение, непровар, металл за «бортом» и т. д.). Однако встречаются трещины в области продольного заводского шва, имеющие величину раскрытия около 10–50 мкм. Поля рассеяния таких дефектов недостаточны для их обнаружения. Поэтому ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает внутритрубные приборы, в основу работы которых положен электромагнитно-акустический (ЭМА) метод. Опытные образцы ВП показали хорошую чувствительность этого метода, не зависящего от величины раскрытия трещины. В настоящее время разработан и находится на стадии производства комплекс внутритрубного оборудования для диагностики газопроводов диаметром 1420 мм (рис. 2), в котором одновременно находят применение два метода: магнитный и акустический. Кроме обнаружения трещин комплекс будет способен точно измерять толщину стенки трубы и контролировать качество адгезии изоляционного покрытия на трубе. С созданием комплекса, способного обнаружить практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, перед газотранспортными обществами ПАО «Газпром» открываются перспективы:
• мониторинга имеющихся на трубопроводе дефектов, т. е. определения скорости роста тех или иных дефектов в целях обоснованного планирования ремонтов и срока очередного обследования;
• пересмотра нормативных документов, предписывающих удаление всех обнаруженных трещин, в то время как значительное количество неглубоких трещин при образовании консервируется и трубы с такими трещинами не требуют вырезки;
• экономии средств на замену труб и производство земляных работ.
Таким образом, современная внутритрубная диагностика и меры, принимаемые газотранспортными обществами по поддержанию целостности ЛЧ МГ, позволяют обеспечивать практически безаварийную эксплуатацию магистральных газопроводов ПАО «Газпром».
ООО «НПЦ «ВТД»
115533, РФ, г. Москва,
ул. Нагатинская, д. 5, пом. 401
Тел.: +7 (495) 229-23-59
e-mail: info@npcvtd.ru
Добыча нефти и газа
Авторы:
А.Н. Александров, e-mail: sania.alexandro2012@yandex.ru; ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
М.К. Рогачев, e-mail: rogatchev@mail.ru; ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
И.Р. Раупов, e-mail: inzirrr@yandex.ru ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
Литература:
-
Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. 168 с.
-
Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 238 с.
-
ГОСТ 11851–85. Нефть. Метод определения парафина (с изм. № 1, 2) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200024284 (дата обращения: 07.06.2018).
-
Потоловский Л.А. Методы исследования нефтей и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1955. 322 с.
-
Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов: Нормативно-методическая документация. М.: ЕСОЭН, 2016. 320 с.
-
Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии. М.: КолосС, 2003. 312 с.
-
Herschell W.H., Bulkey R. Konsistenzmessungen von Gummi-Benzollsungen // Kolloid-Zeitschrift, 1926, Vol. 39, Issue 4, P. 291–298.
-
Программа автоматизированной обработки вязкостно-температурных характеристик нефти для оценки фазового состояния в ней парафинов: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018615299 / Александров А.Н., Рогачев М.К., Лавренчук В.М. Правообладатель – ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный унивеситет»; № 2018612522; заявл. 15.03.2018; опубл. 04.05.2018, Бюл. № 59.
-
Тетельмин В.В., Язев В.А. Реология нефти: Учеб. издание. М.: Граница, 2009. 256 с.
-
Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, 2000. 89 с.
-
Мохов М.А. Разработка методики расчета процесса движения трехфазных смесей (нефть – вода – газ) в вертикальных трубах: дисс. … канд. техн. наук. М.: Московский ин-т нефтехим. и газовой промышленности им. И. М. Губкина, 1984. 186 с.
Авторы:
А.М. Белых, ambelykh@udmurtneft.ru; ОАО «Удмуртнефть» (Ижевск, Россия).
Д.О. Перевощиков, DOPerevoshikov@udmurtneft.ru; ОАО «Удмуртнефть» (Ижевск, Россия).
И.М. Ганиев, e-mail: GanievIM@ufanipi.ru; ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Т.А. Исмагилов, e-mail: Ismagilovta@ufanipi.ru ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Литература:
-
Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. 2009. № 6. С. 33–35.
-
Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин // Нефтяное хозяйство. 2015. № 11. С. 34–37.
-
Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Ганиев И.М. и др. Оптимизация составов сшитых гелей на основе полимеров акриламида для водоизоляции в различных геолого-физических условиях // Мат-лы II Междунар. науч.-практ. конф. «Нефтепромысловая химия». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. С. 71–76.
-
Гелеобразующий состав, сухая смесь и способы его приготовления: пат. 2553816 РФ: МПК Е 21В33/13, G09К8/504, У21В43/22 / Муллагалин И.З., Коптяева Е.И., Каразеев Д.В. и др.; заявитель и патентообладатель – ООО «Уфимский научно-технический центр»; № 2014118305/03; заявл. 06.05.2014; опубл. 20.06.2015, Бюл. № 17. 13 с.
-
Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти: пат. 2064571 РФ: МПК Е21В33/138 / Исмагилов Т.А., Хисамутдинов Н.И. , Телин А.Г. и др.; заявитель и патентообладатель – Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр «Нефтегазтехнология»; № 94029846/03, заявл. 16.08.1994; опубл. 27.07.1996, Бюл. № 21.
-
Перевощиков Д.О., Белых А.М., Вакатова Е.В. и др. Опыт применения гелеобразующей композиции «Геопан-М» на месторождениях ОАО «Удмурт- нефть» // Инженерная практика. 2015. № 6–7. С. 34–37.
-
Белых А.М. Опыт применения термогелеобразующей композиции «Галка» на Гремихинском месторождении // Инженерная практика. 2013. № 5. С. 12–17.
-
Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений // Успехи химии. 2007. Т. 76. № 10. С. 1034–1052.
Защита от коррозии
HTML
«Приматек» системно и неуклонно развивает направление защитных покрытий для трубопроводов, оборудования и сооружений нефтегазовой отрасли. Компания создает новые материалы и совершенствует уже существующие с учетом требований рынка и применяемых технологий нанесения покрытий. Предприятия нефтегазовой отрасли, имеющие опыт работы с нами, знают ключевые принципы работы компании «Приматек», к числу которых относятся в первую очередь надежность поставок и выполнение принятых на себя обязательств при высоком конкурентоспособном качестве продукции.
В линейку материалов «Приматек» для нефтегазовой отрасли входит широкий ассортимент отдельных эффективных материалов и функциональных систем покрытий на их основе. Это технологичные системы на основе жидких эпоксидных и полиуретановых материалов, в том числе цинконаполненных, как для надземной, так и для подземной эксплуатации.
Четыре системы «Приматек» входят в Перечень рекомендуемых к применению при строительстве объектов нефте- химии и нефтепереработки систем АКЗ и ОГЗ защиты ПАО «НК «Роснефть» (табл.). Подтвержденный срок службы данных систем составляет 25 лет.
В особое направление деятельности компании «Приматек» выделены покрытия на основе порошковых материалов, предназначенные для защиты наружной и внутренней поверхностей трубопроводов и оборудования.
Порошковые покрытия «Приматек» для защиты внутренней поверхности трубопроводов предназначены для эксплуатации при широком диапазоне температур: 90 °С (PrimaTek InnoPipe 67), 120 °C (PrimaTek InnoPipe 120), 150 °С (PrimaTek InnoPipe 150). Разрабатываются покрытия, пригодные для эксплуатации при температуре до 190 °C.
При нанесении с предварительным грунтованием рекомендуется применять порошковые покрытия «Приматек» в системе с эпоксифенольным грунтом PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer, что обеспечивает заказчикам ряд значительных преимуществ, таких как технологичность, гарантированный результат и получение готовой проверенной системы покрытий, состоящей из материалов одного поставщика, а следовательно, что немаловажно, и ответственность за результат одного поставщика.


Так, по имеющимся в распоряжении компании данным, при реальной эксплуатации и при проверке на байпасных линиях катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала «Приматек» с праймером PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer показали более стабильные результаты, чем при применении других марок праймеров.
Один из примеров успешного проведения опытно-промышленных исследований рекомендованной системы – положительный опыт применения в течение года катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала PrimaTek InnoPipe 67 и жидкого эпоксифенольного праймера PrimaTek InnoPipe Epoxy Primer на байпасной линии нефтесборного трубопровода ГУ-2, ГУ-5, ГУ-9 Озек-Суат-УПСВ Озек-Суат ООО «РН-Ставропольнефтегаз». Убедительное преимущество продукции «Приматек» продемонстрировала успешная эксплуатация в течение двух лет катушки с внутренним покрытием на основе порошкового материала PrimaTek InnoPipe 67 и праймера другого изготовителя на нефтесборном трубопроводе к.23б-ПК69+70 ЦДНГ-4 Нонг-Еганского месторождения ПАО «ЛУКОЙЛ».
Перечисленные материалы уже прошли значительное количество сертификационных испытаний на различных заводах и доказали соответствие требованиям ведущих нефтегазовых компаний страны, таких как ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО НК «Роснефть». Кроме того, порошковое покрытие PrimaTek InnoPipe 67 было успешно испытано в качестве наружного покрытия деталей трубопроводов по требованиям ГОСТ Р 51164.
Разработано, успешно аттестовано и поставляется на ряд предприятий порошковое покрытие PrimaTek InnoPipe 67W для трубопроводов, предназначенных для транспортировки питьевой воды.
В настоящее время завершены лабораторные и успешно проходят опытно-промышленные испытания нового перспективного жидкого толстослойного эпоксидного покрытия Primapox OGT с высоким сухим остатком. Преимуществами указанного материала являются:
• высокий объемный сухой остаток – 96±2 %;
• толщина мокрой пленки 700 мкм без потеков;
• высокий глянец;
• быстрый набор прочности;
• возможность нанесения обычными аппаратами БВР без раздельной подачи компонентов.
Системы «Приматек», включенные в Перечень рекомендуемых к применению при строительстве объектов нефтехимии и нефтепереработки систем АКЗ и ОГЗ защиты ПАО «НК «Роснефть»
Грунтовочный слой |
Промежуточный слой |
Финишный слой |
Ориентировочная толщина системы покрытия, мкм | Срок службы системы | Макроклиматический район по ГОСТ 15150 | |||
Марка |
Ориентировочная толщина, мкм |
Марка |
Ориентировочная толщина, мкм |
Марка |
Ориентировочная толщина, мкм |
|||
Primapox LG Microzinc |
60 |
Primapox Metalcoat MRS |
120 |
Primatan TOP 40 |
< 60 |
240 |
Б |
УХЛ1, ХЛ1 |
Primapox ST – LT |
100 |
Primapox Metalcoat MRS |
180 |
Primatan TOP 55 |
60 |
240 |
Б |
УХЛ1, ХЛ1 |
Primapox Rapid Primer |
100 |
– |
– |
Primapox Metalcoat MRS |
100 |
200 |
Б |
УХЛ1, ХЛ1 |
Primapox ST – LT |
140 |
– |
– |
Primatan TOP 55 |
60 |
200 |
Б |
УХЛ1, ХЛ1 |
ООО «ПРИМАТЕК»
188300, РФ, Ленинградская обл., г. Гатчина,
ул. Железнодорожная, д. 45, корп. 3
Тел.: +7 (812) 457-04-01
e-mail: info@primatek.ru
Насосы. Компрессоры
Авторы:
Т.Р. Долов, e-mail: dolovtemir@yandex.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
В.Н. Ивановский, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
С.В. Меркушев, e-mail: sergej.merkushev@lp.lukoil.com; ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия).
А.В. Жуланов, e-mail: aleksey.zhulanov@lp.lukoil.com; ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия).
Д.Н. Красноборов, e-mail: dnk@list.ru ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия).
Литература:
-
Ивановский В.Н., Елагина О.Ю., Гантимиров Б.М. и др. Анализ работы различных конструкций клапанных пар скважинного штангового насоса // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 9. С. 92–99.
-
ГОСТ Р 51896–2002. Насосы скважинные штанговые. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200030169 (дата обращения: 04.06.2018).
-
Долов Т.Р., Деговцов А.В., Герасимов И.Н., Клименко К.И. К вопросу об эффективности клапанных узлов скважинных штанговых насосов // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2016. № 1. С. 97–105.
-
Ивановский В.Н., Долов Т.Р. Исследование эффективности работы клапанных узлов скважинных штанговых насосных установок // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2014. № 2. С. 29–33.
-
Якимов С.Б., Подкорытов С.М. Комплексное исследование качества клапанных пар штанговых насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2012. № 3. С. 6–16.
HTML
Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих в мире нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.
Работа данных насосов лимитируется работоспособностью ряда узлов, которые являются «слабыми» элементами конструкции. Для выявления таких элементов была проанализирована выборка из 10 тыс. скважин. Установлено, что более 30 % отказов СШН связано с неправильной работой клапанных узлов.
Наиболее часто, более чем в 90 % случаев, в штанговых насосах применяются шариковые клапаны, которые могут различаться по материалам, геометрии посадочной поверхности, конструкции седла и клетки. Для обеспечения эффективной работы клапанов необходимо проводить подбор конструкции для определенных условий эксплуатации. Выбор конструкции и материалов клапанных узлов осуществляется на основе стендовых и промысловых испытаний. Разработанные методика испытаний и рекомендации по применению различных конструкций приведены в [1]. Таким образом, зная характеристики работы клапанов, потребитель имеет возможность выбирать оптимальную конструкцию, которая будет наиболее эффективной в определенных условиях эксплуатации, что позволит увеличить ресурс всей насосной установки.
Необходимо также определить, как влияет свободный газ на работу клапанных узлов, и определить оптимальное соотношение твердостей материала седла и шара для обеспечения притирания рабочих поверхностей, что повысит герметичность клапана.
ВЛИЯНИЕ СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАБОТУ КЛАПАННЫХ УЗЛОВ
Для определения влияния свободного газа на работу клапанного узла разработана математическая модель, адаптированная для программного пакета STAR-CCM+. В качестве рабочей смеси была выбрана газожидкостная смесь (воздух + глицерин). Визуализация процессов компьютерных испытаний приведена на рис. 1.
Содержание газа менялось от 0 до 15 %. Из графика на рис. 2 видно, что содержание газа до 15 % объема несущественно влияет на величину изменения коэффициентов гидравлического сопротивления и общей гидродинамической характеристики работы клапана: коэффициент гидравлического сопротивления изменяется в пределах 10– 15 %. Это подтверждается положениями ГОСТ Р 51896–2002 [2], согласно которому штанговые насосы стандартного исполнения применяются для добычи нефти при наличии свободного газа на приеме насоса не более 10 %.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕСУРСА КЛАПАНА
Помимо гидродинамических характеристик работы клапана на эффективность работы клапанных узлов и всей установки в целом влияет ресурс клапана. Для определения ресурса важно знать значение ударной нагрузки при соударении запорного элемента и посадочной поверхности седла. Следствием больших величин данной нагрузки будет износ как шара, так и посадочной поверхности седла, что, в свою очередь, приводит к потере герметичности и большим утечкам через клапан.
Для определения ударной нагрузки на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана математическая модель, позволяющая рассчитывать величину контактных напряжений по площади соударения запорного элемента и посадочной поверхности седла. Данная модель позволила также провести компьютерные испытания клапанов различной конструкции для определения наработки до отказа.
Исходными параметрами для расчета ударной нагрузки и ресурса в математической модели являются: P1 – давление на выходе из клапанного узла, МПа; 1 – кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с; 1 – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; Q1 – массовый или объемный расход жидкости на входе в клапан, кг/c, м3/c; d1 – диаметр шара, мм; d2 – средний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d3 – внешний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d4 – внутренний диаметр посадочной поверхности седла, мм; d5 – внешний диаметр седла, мм; L1 – высота подъема запорного элемента, мм; v1 – скорость жидкости при прохождении через седло, м2/с; v2 – скорость жидкости при прохождении вокруг шара, м2/с; а – угол отклонения оси клапана от вертикали, град.; m2 – масса запорного элемента, кг.
Расчетная схема разработанной математической модели (рис. 3) предназначена для определения значений напряжений, возникающих при соударении запорного элемента и седла, с дальнейшим определением наработки до отказа клапанной пары. Модель учитывает физико-химические свойства откачиваемого флюида и запорного элемента. Величина ресурса клапанного узла значительно зависит от конструкции узла и вида перекачиваемой среды. Визуализация результатов моделирования и блок-схема представлены на рис. 4, 5.
Рассмотрим алгоритм расчета подробнее. Изначально вводятся исходные данные для расчета. С учетом массовой характеристики запорного элемента и значения давления на клапане определяется усилие прижатия. Далее определяем угол отклонения оси клапана от вертикали. Если клапаны расположены вертикально, ведем расчет значения ударной нагрузки запорного элемента о седло и определяем максимальную и минимальную наработку до отказа. В случае если отклонение оси клапана не равно нулю, определяем значение эксцентриситета и далее расчет ведем по аналогии с вертикальным положением оси клапана. В результате получаем значения наработок различных клапанных пар и выбираем оптимальную конструкцию для данных условий эксплуатации.
Итогом расчетов математической модели является значение срока службы – 5.106 циклов (рис. 6). Исходными параметрами к данному расчету являются: модель клапана типа K-253-222; величина ударной нагрузки при посадке запорного элемента на седло – 5,7 кН; вязкость жидкости 15.10–6 м2/с; расход жидкости – 5 м3/сут; материал изготовления запорного элемента и седла – твердый сплав Stellite. Указанный срок службы при частоте двойных ходов плунжера штангового насоса n = 10 1/мин в переводе на сутки работы составляет 347 дней, что хорошо коррес- пондирует с наработками клапанных узлов СШН типа K-253-222 в условиях Западной Сибири и многих регионов Поволжья.
С использованием данной математической модели были проведены испытания в целях определения величины ресурса различных материалов запорного элемента и седла. Было установлено, что величина напряжений по площади контакта запорного элемента и седла имеет минимальное значение при отношении твердости запорного элемента и седла тв.зап.элемента/тв.седла и составляет 1,01–1,05.
Для подтверждения приведенных результатов математического моделирования были проведены физические испытания клапанных узлов, описанные в [1] и [3]. До и после испытаний производились замеры твердости запорных элементов и посадочной поверхности, а также определение геометрических параметров шаров и седел клапанов [1, 4]. Результаты замеров сравнивались с параметрами, указанными в технической документации и представленными в [5].
На посадочной поверхности седла замер твердости производился по краю и по центру кромки, а на шаре – рандомно, как видно из рис. 7. Твердость деталей клапанных узлов замерялась с помощью твердомера MarSurfLD 120/UD 120.
Результаты физического и математического эксперимента имеют хорошую сходимость, что подтверждает правильность выбранной методики определения оптимальной конструкции клапанных узлов и определения расчетного ресурса данного вида нефтедобывающего оборудования.
Замеры, приведенные в таблице, показали, что отношение твердости поверхности шара к поверхности седла в первом случае составляет 1,02; во втором – 1,12; в третьем – 1,54. Клапанная пара под первым номер показала лучшие характеристики работы, имея самые близкие по прочности материалы седла и шара. Это свидетельствует о том, что клапанные пары с близкими значениями твердости запорного элемента и седла лучше притираются друг к другу и показывают лучшие показатели герметичности при работе. Полученные результаты физических испытаний совпадают с представленными ранее результатами математического моделирования расчета напряжений, возникающих при соударении запорного элемента о седло.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании теоретических и экспериментальных работ даны рекомендации по проектированию клапанных узлов с соотношением твердостей запорного элемента и седла в диапазоне 1,01–1,05.
Результаты исследований легли в основу выбора конструкций клапанов скважинных штанговых насосов, которые успешно применяются в осложненных условиях добычи нефти на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Результаты промышленного использования выбранных клапанных узлов показали прекрасное состояние узлов после работы в скважинах в течение 380–540 сут, что позволило использовать выбранные клапанные узлы в скважинах повторно.
Нефтепромысловая химия
Авторы:
Л.А. Магадова, e-mail: lubmag@gmail.com; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Л.Ф. Давлетшина, e-mail: luchiad@mail.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
З.Р. Давлетов, e-mail: zaurdavletov@mail.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
А.К. Котцова, e-mail: anya.kottsova@gmail.com; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Ю.Ж. Вагапова, e-mail: juliatuesdays@yandex.ru ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. Москва: Недра, 1977. С. 14.
-
Кривцова Л.Д. Учебно-методическое пособие по геологии. Рязань, 2010. С. 23–25.
-
Иванов Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. Москва: Металлургия, 1986. С. 119.
-
Силин М.А., Магадова Л.А., Толстых Л.И. и др. Промысловая химия: Учебное пособие. М.: ИЦ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. С. 129–136.
-
Фарманзаде А.Р., Литвин В.Т., Рощин П.В. Подбор основы кислотного состава и специальных добавок для обработки призабойной зоны пласта баженовской свиты // Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 3–4 (34). С. 68–72.
-
Черепанова Н.А., Попова Л.В., Веремко Н.А., Сокрюкин Е.В. Первый опыт применения отклоняющихся кислотных составов в терригенных коллекторах Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2014. № 9. С. 31–34.
-
Магадова Л.А., Давлетшина Л.Ф., Пахомов М.Д., Давлетов З.Р. Исследование растворения породы терригенных пластов во фторсодержащих кислотных составах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 12. С. 94–100.
-
Медведева Н.А., Уваров С.Г., Береговой А.Н. и др. Методика выбора кислотной композиции для проведения успешной обработки низкопроницаемых карбонатных и терригенных коллекторов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2015. № 5. С. 21–25.
-
РД-39-1-442–80. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных породах / Усачев П.М., Карташев Н.А., Казакова A.B. и др. М.: ВНИИ, 1980. 39 с.
-
Литвин В.Т., Фарманзаде А.Р., Орлов М.С. Подбор кислотного состава для низкопроницаемых высокоглинистых пластов баженовской свиты (часть 1) // Интернет-журнал «Науковедение». 2015. Т. 7. № 5 [Электронный источник]. Режим доступа: https://naukovedenie.ru/PDF/214TVN515.pdf (дата обращения: 06.06.2018).
-
Васянин Г.И., Насибулин И.М., Кормильцев Ю.А. и др. Подбор эффективных кислотных составов для обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах // Нефтепромысловое дело. 2009. № 4. С. 17–21.
-
Гайнетдинов Р.Ф., Рахимов Р.Л., Насибулин И.М. Повышение эффективности кислотного воздействия на основании результатов исследования керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 11. С. 46–52.
-
Глущенко В.Н., Пташко О.А. Фильтрационные исследования новых кислотных составов для обработки карбонатных коллекторов // Вестник Пермского нац. исслед. политех. ун-та. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. Т. 13. № 11. С. 46–56.
-
Подопригора Д.Г., Шангаева Л.А., Усенков А.В., Илюшин П.Ю. Разработка кислотного состава для обработки призабойной зоны скважин в условиях высоких температур // Нефтяное хозяйство. 2016. № 4. С. 122–124.
-
Силин М.А., Магадова Л.А., Цыганков В.А. и др. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов: Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. C. 22.
-
Bergman I. Silica Powders of Respirable Size. II. Dissolution Rates in Dilute Hydrofluoric Acid // J. appl. Chem. 1962. No. 12. P. 336–341.
-
Bergman I. Silica Powders of Respirable Size. IV. The Long-Term Dissolution of Silica Powders in Dilute Hydrofluoric Acid: an Anisotropic Mechanism of Dissolution for the Coarser Quartz Powders // J. appl. Chem. 1963. No. 13. P. 356–361.
-
Blumberg A.V., Stavrinou S.C. Tabulated Functions For Heterogeneous Reaction Rates: The Attack Of Vitreous Silica By Hydrofluoric Acid // J. Phys. Chem. 1960. No. 10. P. 1438–1442.
-
Леко В.К., Комарова Л.А. Кинетика травления кварцевого стекла в плавиковой кислоте // Стекло и керамика. 1973. № 11. С. 15.
-
Ты Тхань Нгиа, Велиев М.М., Ле Вьет Хай. Исследование новых композиционных составов на основе хелаторов и плавиковой кислоты для повышения продуктивности добывающих скважин с повышенными пластовыми температурами // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 42–48.
-
Подопригора, Д.Г. Обоснование технологии кислотного освоения высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью: дис. … канд. техн. наук. СПб., 2016. 123 с.
-
Нефтепромысловая химия: Лабораторный практикум / Под ред. М.А. Силина. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. Ч. 3. С. 51–52.
-
Нефтепромысловая химия: Лабораторный практикум / Под ред. М.А. Силина. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. Ч. 4. С. 90–91.
-
Таранов С.Р., Латкин А.С. Гидродинамика растворения кварца в растворах, содержащих плавиковую кислоту // Вестник Камчатского гос. тех. ун-та. 2003. № 2. С. 183–189.
-
Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1971. С. 9.
-
Гаврилова Н.Н., Назаров В.В., Яровая О.В. Микроскопические методы определения размеров частиц дисперсных материалов: Учебное пособие. М.: РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2012. С. 37–45.
-
Пущаровский Д.Ю. Рентгенография минералов. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. С. 48–50.
-
Ковба Л.М., Трунов В.К. Рентгенофазовый анализ. М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 1976. С. 35–50.
Переработка нефти и газа
HTML
Современный импортозамещающий адсорбент нового поколения предназначен для удаления соединений серы из углеводородного сырья. Применение Alusorb COS обеспечивает соответствие европейским стандартам качества при производстве сжиженных газов.
Адсорбент нового поколения Alusorb COS, разработанный специалистами Салаватского катализаторного завода, обладает уникальной способностью адсорбировать серооксид углерода (COS) и повышенной емкостью по кислым газам (углекислому, сероводороду, меркаптанам). Такие свойства разработанного адсорбента важны при производстве нефтепродуктов и сжиженных газов. Наличие в углеводородном сырье серы в активной форме вызывает интенсивную коррозию оборудования. Кроме того, в связи с усилением мер по охране окружающей среды объемы и состав выбросов в атмосферу, а также соответствие различных видов производимого топлива требованиям европейских и мировых нормативов находятся под постоянным контролем. Несоответствие экостандартам уменьшает конкурентоспособность отечественной продукции на внешних рынках и существенно снижает ее стоимость. Все эти ограничения, наряду с постоянным ростом объемов добычи и переработки углеводородов, сделали внедрение современных технологий удаления серы задачей номер один в нефтехимии.
Салаватский катализаторный завод завершил разработку адсорбента Alusorb COS в 2014 г. В 2015–2016 гг. были проведены опытно-промышленные испытания нового материала в сравнении с импортным аналогом на базе Отделения очистки ШФЛУ (широкой фракции легких углеводородов) Гелиевого завода ООО «Газпром добыча Оренбург». Исследования показали, что оба адсорбента обеспечивают практически одинаковый уровень очистки сырья от общей серы и серооксида углерода, однако выработка конечного продукта – пропан-бутана технического (ПБТ) – при использовании российского Alusorb COS увеличилась с 30 до 65 %.
По итогам испытаний в 2016 г. Отделение очистки ШФЛУ Гелиевого завода полностью перешло на использование адсорбента Салаватского катализаторного завода. В 2018 г. начнется строительство мощностей Отделения очистки сжиженных углеводородов, которое также будет работать на отечественном Alusorb COS. Запуск нового отделения на Гелиевом заводе в Оренбурге запланирован на 2019–2020 гг. Использование нового адсорбента сразу на двух этапах подготовки углеводородного сырья обеспечит гарантированное соответствие качества ПБТ европейским стандартам.
Салаватский катализаторный завод – инновационное предприятие, занимающееся производством и реализацией катализаторов, силикагелей, синтетических цеолитов и другой продукции. Салаватский катализаторный завод осуществляет инжиниринг процессов осушки и очистки газов и жидкостей, проектирование сорбционных систем и обеспечивает выполнение полного цикла работ по повышению эффективности действующих установок. В числе постоянных заказчиков – крупнейшие российские и зарубежные компании, включая ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «СИБУР Холдинг», Госкорпорацию «Росатом», ОАО «ТАИФ», ПАО «ЛУКОЙЛ», ТОО «Корпорация Казахмыс», РУП «ПО Белоруснефть», ГК SOCAR и др.
ООО «Салаватский катализаторный завод»
453256, РФ, Республика
Башкортостан, г. Салават, ул. Молодогвардейцев, д. 30, лит. А, пом. 19
Тел.: +7 (3476) 39-20-30, 39-27-84
e-mail: mail@skatz.ru
Специальное оборудование
HTML
ООО «РегионТермоСтрой» – одно из ведущих предприятий России, 30 лет успешно работающее в области производства огнеупорных материалов, защиты металлоконструкций от высоких температур, ремонта любых промышленных печей и дымовых труб.
История предприятия началась в 1988 г., когда в г. Уфе для удовлетворения потребностей предприятий нефтепереработки Республики Башкортостан в материалах для футеровки промышленных печей и дымовых труб был организован Уфимский научный проект- но-производственный центр (НППЦ) «Стромвермита».
На производственных площадях НППЦ «Стромвермита» был начат выпуск вспученного вермикулита и керамовермикулитовых изделий. Эти удобные и универсальные материалы нашли свое применение более чем в 200 областях, в частности в нефтегазовом комплексе.
Вермикулит в процессе обжига увеличивает свой объем до 15 раз. После охлаждения этот уникальный природный материал сохраняет вспученность. Образовавшиеся тонкие прослойки воздуха между листочками слюды придают вспученному вермикулиту такие качества, как низкая теплопроводность, высокая огнестойкость и звукопоглощение. Поэтому изделия из вспученного вермикулита являются эффективным высокотемпературным теплоизоляционным материалом. Керамовермикулитовые изделия негорючи, биостойки, нейтральны к действию щелочей и кислот, имеют устойчивые по времени прочностные, деформационные и теплотехнические характеристики.
В 2014 г. в связи со сменой собственника НППЦ «Стромвермита» был переименован в Общество с ограниченной ответственностью «РегионТермоСтрой». Сегодня ООО «РегионТермоСтрой» выпускает в год до 7 тыс. м3 вспученного вермикулита и до 2 тыс. м3 керамовермикулитовых блоков и плит. Керамовермикулит успешно применяется на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности как в Республике Башкортостан, так и за ее пределами.
На сегодняшний день продукция предприятия, в числе которой мертель, шамот, шамотный порошок, жаростойкий бетон, вермикулит вспученный, агровермикулит, керамовермикулитовые изделия (КВИ, ПКВЛ, ПКВЛз), шамотные изделия, горелочные камни, сорбент ВЕРТ-С для аварийного сбора разливов нефтепродуктов, завоевала доверие у наших заказчиков во всех уголках России. В числе партнеров предприятия такие компании, как ПАО «Транснефть», ПАО «НК «Роснефть», АО МХК «ЕвроХим», ПАО «Мечел», ООО «Камский кабель» и многие другие.
Высокие эксплуатационные качества изделий, технологичность монтажа, современный внешний вид, конкурентная цена обеспечили широкий спрос промышленных предприятий на продукцию ООО «РегионТермоСтрой». Материалами нашего производства футерованы многие установки нефтепереработки, так называемые Гурьевские печи, печи подогрева пропилена, кольцевые и туннельные печи обжига кирпича, паровые и водогрейные котлы и многие агрегаты и установки. С использованием наших материалов производится огнезащита печей в деревянных строениях.
Помимо поставок высокоэффективных футеровочных материалов, ООО «РегионТермоСтрой» предлагает услуги по модернизации и реконструкции печей промышленного типа – заменяет многослойные шамотные и бетонные футеровки, имеющие низкие эксплуатационные характеристики, на более эффективные однослойные из керамовермикулита.
К запросу каждого клиента ООО «РегионТермоСтрой» подходит индивидуально, при необходимости корректируя и дорабатывая проект. При этом разработка проекта осуществляется с приложением ТЭО и расчетов по повышению надежности и эффективности эксплуатационных характеристик объекта. Проекты, созданные ООО «РегионТермоСтрой», гарантированно примет Ростехнадзор. К тому же за счет поставки качественных материалов собственного производства бюджет проект может быть существенно ниже, чем предложенный конкурентами.
Конечно, секрет успешного развития предприятия заключается не только в свойствах уникального материала, с которым нам приходится работать, но и в сотрудниках предприятия – сплоченной команде высококвалифицированных специалистов.
ООО «РегионТермоСТрой» приглашает всех к долгосрочному сотрудничеству. Мы предлагаем своим клиентам гибкие цены, высокое качество продукции, гарантию на реализованные проекты и оперативное выполнение работ.
ООО «РегионТермоСтрой»
450028, РФ, Республика Башкортостан,
г. Уфа, ул. Производственная, д. 6
Тел./факс: +7 (347) 267-17-59,
+7 (347) 285-03-14
e-mail: rts-rf@mail.ru
Транспорт и хранение нефти и газа
Авторы:
Д.А. Дроздов, e-mail: drozdov_mail@mail.ru ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России» (Москва, Россия).
Литература:
-
Лурье М.В., Марон В.И., Мацкин Л.А. и др. Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов. М.: Недра, 1979. 256 с.
-
Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 456 с.
-
Яблонский В.С., Юфин В.А., Бударов И.П. Последовательная перекачка нефтепродуктов и нефтей по магистральным трубопроводам. М.: Гостоптехиздат, 1959. 148 с.
-
Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
-
Серегин Е.П., Босенко А.И., Бычков В.Е. и др. Экономия горючего / Под ред. Е.П. Серегина. М.: Воениздат, 1986. 190 с.
-
Данильченко И.Г. Сокращение потерь горючего при транспортировке по полевым магистральным трубопроводам: дис. … канд. техн. наук. М., 1985. 295 с.
-
РД-03.220.99-КТН-187–14. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефтепродуктов по магистральным трубопроводам методом последовательной перекачки. М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. 63 с.
-
Короленок А.М., Лурье М.В., Тимофеев Ф.В. Расширение ассортимента светлых нефтепродуктов, транспортируемых по трубопроводам методом последовательной перекачки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 40–43.
-
Середа В.В., Мельников Д.И., Дроздов Д.А. Использование сборно-разборных трубопроводов в системе нефтепродуктообеспечения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 3. С. 29–37.
-
Кравцов М.Ф., Данильченко И.Г., Пирогов Ю.Н. и др. Полевые магистральные трубопроводы повышенной производительности. Руководство по эксплуатации. М.: Воениздат, 1982. 368 с.
-
Комаров Л.Д., Николаев В.В., Супонько К.П. и др. Полевой магистральный трубопровод ПМТ-100 / Под ред. Н.М. Зюзина.: Военное изд-во МО СССР, 1958. 152 с.
-
Приказ Министерства обороны РФ от 31.12.2012 № 3904 «Инструкция об организации обеспечения качества компонентов жидкого ракетного топлива и горючего в Вооруженных Силах Российской Федерации» [Электронный источник]. Режим доступа: https://lektsii.org/3-24872.html (дата обращения: 30.05.2018).
-
ГОСТ 3900–85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. М.: ИПК «Издательство стандартов», 2000. 38 с.
-
ГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром. М.: ИПК «Издательство стандартов», 1997. 15 с.
-
Пат. 2277201 РФ, МПК F17D 3/03. Способ последовательной перекачки нефти различного качества / Евлахов С.К.; заявитель и патентообладатель – ОАО «АК «Транснефть»; № 2004107773/06; заявл. 16.03.2004; опубл. 27.05.2006, Бюл. № 15. 8 с.
-
ГОСТ 2517–2012. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. М.: Стандартинформ, 2014. 32 с.
-
Думболов Д.У., Дроздов Д.А. Основные подходы к определению объема смеси и новый метод ее идентификации при последовательной перекачке нефтепродуктов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2012. № 8. С. 92–98.
-
Думболов Д.У., Зарукин А.И., Дроздов Д.А., Середа С.В. Применение оптоволоконных датчиков для идентификации границ смесеобразования топлив при их последовательной перекачке // Труды 25 ГосНИИ МО РФ. 2014. Вып. 56. С. 524–528.
Литература:
-
Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers // Proceedings of the First International Congress on Rheology. 1048. Vol. 2. P. 135–141.
-
Virk P.S. Drag Reduction Fundamentals // AIChE Journal. 1975. Vol. 21. No. 4. P. 625–655.
-
Петерфалви Ф. Внесение химреагентов для снижения трения в трубопроводы высокого давления для транспортировки жидких углеводородов компании MOL // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 29–41.
-
Жолобов В.В., Варыбок Д.И., Морецкий В.Ю. К вопросу определения функциональной зависимости гидравлической эффективности противотурбулентных присадок от параметров транспортируемой среды // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 4. С. 52–57.
-
Голунов Н.Н. Использование противотурбулентных присадок в зоне контакта партий разносортных нефтепродуктов для уменьшения смесеобразования при последовательной перекачке: автореф. дисс. … канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006. 24 с.
-
Голунов Н.Н., Лурье М.В. О способе уменьшения смеси при последовательной перекачке нефтепродуктов // Изв. вузов. Нефть и газ. 2006. № 3. С. 49–52.
-
Голунов Н.Н. Параметры последовательной перекачки нефтепродуктов с использованием малых противотурбулентных добавок для уменьшения объема образующейся смеси // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 5. С. 68–72.
-
Голунов Н.Н. Уменьшение смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 68–73.
-
Голунов Н.Н., Лурье М.В. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4 (24). C. 32–37.
-
Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Изд. дом «Недра», 2017. 476 с.
Авторы:
Н.Н. Голунов, e-mail: golunov.n@gubkin.ru; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
М.В. Лурье, e-mail: lurie254@gubkin.ru ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Литература:
-
Марон В.И., Ерошкина И.И., Прохоров А.Д., Челинцев С.Н. Профиль скорости и гидравлическое сопротивление в потоке с малыми полимерными добавками в трубопроводе // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2000. № 12. С. 8–9.
-
Ерошкина И.И. Повышение пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов на основе применения противотурбулентных присадок: дис. … канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. 146 с.
-
Челинцев Н.С. Исследование особенностей трубопроводного транспорта дизельных топлив с противотурбулентной добавкой: дис. … канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 139 с.
-
Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4 (24). С. 32–37.
-
Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. Изд. 3-е, перераб. и доп. М.: Наука, 1970. 904 с.
-
Лурье М.В., Подоба Н.А. Модификация теории Кармана для расчета сдвиговой турбулентности // Доклады Академии наук СССР. 1984. Т. 279. № 3. С. 570–575.
-
Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 2017. 476 с.
-
Reichardt H. On the Velocity Distribution in a Rectilinear Turbulent Couette Flow. Zeitschrift fr Angewandte Mathematik und Mechanik, Special Supplement, 1956, P. 26–29.
-
Reichardt H. Gesetzen und Bigkeiten der Geradlinigen Turbulenten Couette Strmung. Mitteilungen aus dem Max-Planck-Institut fr Strmungsforschung ber Vielfachverzweigungen fr bestimmte Verteilungen der Durchflumenge. Getittingen, 1959. 290 s.
-
Robertson J.M., Johnson H.F. Turbulence Structure in Plane Couette Flow // J. of Eng. Mech. Div., 1970, Vol. 96, Issue 6, P. 1171–1182.
-
El Telbany M.M.M., Reynolds A.J. Velocity Distributions in Plane Turbulent Channel Flows // J. Fluid Mech., 1980, Vol. 100, P. 1–29.
HTML
Реализованная концепция газоизмерительной станции позволяет по-новому взглянуть на проблему контроля баланса газа в зоне ответственности газотранспортных предприятий. Более чем трехкратное сокращение затрат на капитальное строительство и техническое обслуживание делает это решение незаменимым в вопросе контроля потерь газа и его потребления на технологические нужды.
Контроль баланса газа в зоне ответственности газотранспортных предприятий является весьма актуальной задачей, поскольку позволяет оценить объем газа, расходуемый на технологические нужды, а также в виде потерь в системах распределения.
Существующие принципы построения многониточных газоизмерительных станций (ГИС) не применимы для решения данной проблемы из экономических соображений – высокой стоимости капитального строительства и затрат на техническое обслуживание.
Научно-производственное объединение «Вымпел» при участии ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ВНИИР) и ООО «Газпром трансгаз Москва» разработало и реализовало принципиально новую концепцию построения ГИС на базе магистральных ультразвуковых измерительных комплексов «Вымпел-500» с условным диаметром до DN 1400.
Концепция однониточной газоизмерительной станции (ОГИС) предусматривает уход от традиционной многониточной схемы построения ГИС и переход на ультразвуковой измерительный комплекс «Вымпел-500» большого диаметра (DN 700–1400), встроенный непосредственно в магистральный трубопровод.
Как и магистральный трубопровод, измерительный комплекс расположен под землей в специальном кессоне (рис. 1) с возможностью проведения его технического обслуживания.
В измерительном комплексе использована многохордовая схема расположения измерительных каналов с погружными пьезоэлектрическими датчиками углового ввода.
В качестве узла поверки на месте эксплуатации используется байпасный трубопровод с существующей запорной арматурой, предназначенный для обхода компрессорной станции, c возможностью встраивания в него эталона сличения.
Основным преимуществом однониточной ГИС является сокращение в несколько раз затрат на капитальное строительство объекта ГИС и его техническое обслуживание. Это достигается благодаря использованию существующей арматуры магистрального трубопровода и байпасного трубопровода компрессорной станции.
Высокая стабильность измерения расхода (0,15 %) обеспечивается рядом технических решений:
-
количество измерительных каналов в четыре раза больше, чем у стандартных ультразвуковых расходомеров (16 против 4, соответственно);
-
температура окружающей среды и рабочей среды постоянна в летний и зимний периоды благодаря подземному расположению измерительного комплекса (допускается и надземное расположение);
-
длина прямого участка существующего магистрального трубопровода перед узлом измерения превышает DN 100.
Контроль метрологических характеристик осуществляется непрерывно за счет наличия дублирующего измерительного комплекса, каждый из которых содержит по восемь измерительных каналов.
Важной особенностью данного решения является поверка измерительного комплекса непосредственно на объекте, без его демонтажа и сброса давления в системе.
Для этих целей на байпасе к компрессорной станции строится узел поверки с возможностью монтажа/демонтажа эталона-переносчика. Эталон-переносчик монтируется только на период проведения поверки, в остальное время он может использоваться для поверки других аналогичных замерных узлов.
Эталон-переносчик играет роль «синхронизатора» показаний измеренного расхода всех узлов измерения двух и более однониточных ГИС. Если магистральный трубопровод оснащен однониточной ГИС на входе и выходе газотранспортного предприятия, то погрешность контроля баланса газа между входным и выходным газопроводом после «синхронизации» с эталоном-переносчиком составляет 0,2 %.
В качестве эталона-переносчика используется 8-канальный измерительный комплекс «Вымпел-500» с пределом погрешности 0,3 %, откалиброванный на газе при рабочем давлении. Для магистрального измерительного узла DN 1400 используется эталон-переносчик DN 1000.
Поверочные стенды
Первичная поверка магистральных измерительных комплексов DN 600–1400 осуществляется на поверочном стенде «Вымпел-80000» (рис. 2), комплексов DN 50–600 – на стенде «Вымпел-15000» (рис. 3), соответственно.
«Вымпел-80000» воспроизводит единицы объемного расхода газа в диапазоне 800–80 000 м3/ч, «Вымпел-15000» – в диапазоне 30–20 000 м3/ч. Оба стенда имеют расширенную неопределенность 0,3 % во всем диапазоне расходов и входят в Государственную поверочную схему как эталоны 1-го разряда.
В качестве эталонов в поверочных установках применены 8-канальные ультразвуковые расходомеры «Вымпел-500». Для установки «Вымпел-80000» создан эталонный блок, состоящий из четырех параллельно расположенных расходомеров «Вымпел-500» DN 500. Для установки «Вымпел-15000» используется эталонный расходомер соответственно типоразмеру поверяемого средства измерения: DN 80, DN 150, DN 200, DN 300, DN 400 или DN 500. Каждый из эталонных расходомеров имеет расширенную неопределенность 0,2 %, подтвержденную на первичном государственном эталоне расхода (ФГУП «ВНИИР»).
Метрологические стенды «Вымпел-80000» и «Вымпел-15000» аттестованы, в том числе, для поверки средств измерений других производителей, принципов действия в диапазоне типоразмеров DN 50–1400.
Опытно-промышленные испытания
В 2015–2017 гг. были проведены опытно-промышленные испытания ОГИС DN 1400 на производственной базе филиала ООО «Газпром трансгаз Москва» – Донское ЛПУМГ. Целью испытаний являлось:
-
проверка работоспособности, метрологических и эксплуатационных характеристик магистрального измерительного комплекса DN 1400 в реальных условиях эксплуатации (рис. 4);
-
определение возможности применения магистрального измерительного комплекса DN 1400 на объектах ПАО «Газпром».
В ходе испытаний производились:
-
сличения показаний основного и дуб- лирующего комплексов ОГИС DN 1400 друг с другом, а также со штатной многониточной ГИС;
-
поверка комплекса на месте эксплуатации;
-
замена ультразвуковых преобразователей под давлением и др.
Контроль метрологических характеристик путем сравнения показаний основного и дублирующего измерительных комплексов DN 1400 проводился непрерывно на протяжении всех испытаний. Расхождения значений не превышали 0,15 %.
В ходе поверки измерительного комплекса DN 1400 на месте эксплуатации с помощью эталона сличения «Вымпел-500» DN 500 расхождение показаний не превысило 0,3 %, что обеспечило успешное прохождение поверки.
Для подтверждения ремонтопригодности измерительного комплекса «Вымпел-500» DN 1400 без остановки процесса транспорта газа выполнена процедура демонтажа/монтажа и замена под давлением ультразвуковых преобразователей. При замене расхождение расходов основного и дублирующего УЗПР не превысило 0,06 %. Таким образом, было показано, что замена пары ультразвуковых преобразователей не влияет на метрологические характеристики комплекса.
По результатам опытно-промышленных испытаний магистральный измерительный комплекс рекомендован к применению на объектах ПАО «Газпром» для хозрасчетных измерений природного газа на границе зон ответственности дочерних обществ.
В перспективе оснащение приграничных компрессорных станций однониточными ГИС позволит точно контролировать объем потерь газа в Единой системе газоснабжения и тем самым поможет свести их к минимуму.
ООО «НПО «Вымпел»
143530, РФ, Московская обл.,
Истринский р-н, г. Дедовск,
Школьный пр-д, д. 11
Тел: +7 (495) 992-38-60
Факс: +7 (495) 992-38-60 (доб. 105)
e-mail: dedovsk@npovympel.ru
Экология
Авторы:
Э.Р. Бабаев, e-mail: elbeibabaev@yahoo.de Институт химии присадок им акад. А.М. Кулиева Национальной академии наук Азербайджанской Республики (Баку, Азербайджанская Республика).
Литература:
-
Macaulay B.M., Rees D. Bioremediation of Oil Spills: a Review of Challenges for Research Advancement // Annals of Environmental Science. 2014. Vol. 8. P. 9–37.
-
Trindade P.V.O., Sobral L.G., Rizzo A.C.L., Leite S.G.F., Soriano A.U. Bioremediation of a Weathered and a Recently Oil-Contaminated Soils from Brazil. A Comparison Study // Chemosfere. 2005. No. 58. P. 515–522.
-
Бабаев Э.Р. Микробиологическая деструкция нефти в почвах Апшеронского полуострова // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 11. С. 64–69.
-
Joshi P.A., Pandey G.B. Screening of Petroleum Degrading Bacteria from Cow Dung // Research Journal of Agricultural Science. 2011. No. 2. P. 69–71.
-
Филатов Д.А. Биодеградация углеводородов нефти в почве с применением светокорректирующих полимерных пленок: aвтореф. дисc. … канд. хим. наук. Томск, 2009. 23 с.
-
Каюкова Г.П., Егорова К.В., Габитова Р.К. и др. Преобразование тяжелой нефти в процессе химической и биологической деградации в почве // Нефтехимия. 2000. Т. 40. № 2. С. 92–102.
-
Сваровская Л.И., Филатов Д.А., Гэрэлмаа Т., Алтунина Л.К. Оценка степени биодеструкции нефти методами ИК и ЯМР 1Н спектроскопии // Нефтехимия. 2009. Т. 49. № 2. С. 153–158.
-
Бабаев Э.Р., Мовсумзаде М.Э. Преобразование нефти в процессе ее микробиологической деградации в почве // Башкирский химический журнал. 2009. Т. 16. № 3. С. 80–87.
-
Бакулин М.К., Захаров В.Ю., Чеботарев Е.В. Интенсификация биодеградации микроорганизмами нефти и нефтепродуктов под влиянием перфтордекалина // Прикладная биохимия и микробиология. 2002. Т. 40. № 3. С. 317–322.
Энергетика
Авторы:
А.Т. Замалиева, e-mail: Albina-0587@rambler.ru; ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Россия).
Г.И. Беляева, e-mail: gulnazka16@mail.ru; ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, Россия).
М.Г. Зиганшин, e-mail: mjihan@mail.ru ФГБОУ ВО «Казанский государственный архитектурно-строительный университет» (Казань, Россия).
Литература:
-
Кантюков Р.Р., Сорвачев А.В. Своевременное обновление газотранспортного оборудования – основа стабильной работы компрессорных станций // Газовая промышленность. 2015. № 9 (727). С. 38–39.
-
Кантюков Р.А., Гимранов Р.К., Рыженков И.В. и др. Автоматизированная система мониторинга состояния окружающей среды // Химическая промышленность сегодня. 2015. № 3. С. 25–32.
-
Замалиева А.Т., Зиганшин М.Г. Натурные и численные исследования эффективности циклонного фильтра для очистки выбросов ТЭС // Сб. докладов Междунар. науч.-техн. конф. «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVII Бенардосовские чтения). 2013. С. 100–103.
-
Замалиева А.Т., Беляева Г.И. Изменение аэродинамических свойств и энергоэффективности в циклонных аппаратах для очистки газа на ГРС // Сб. трудов науч.-практ. семинара в рамках XXVI Международной Чугаевской конференции по координационной химии «Основные направления повышения энергоресурсоэффективности и экологической безопасности газотранспортных систем». 2014. С. 161.
-
Ейтс Дж. Основы механики псевдоожижения с приложениями. М.: Мир, 1986. 288 с.
-
Василевский М.В. Обеспыливание газов инерционными аппаратами. Томск: Изд-во Томского политех. ун-та, 2008. 258 с.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Гилязиев М.Г. и др. Разработка математической модели участка газотранспортной системы // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 3–7.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лебедев Р.В. и др. Аналитическое исследование на наличие бифуркационных явлений при течении нелинейно-вязких жидкостей в каналах сложной геометрии // Вестник технолог. ун-та. 2015. Т. 18. № 3. С. 223–225.
-
Замалиева А.Т., Беляева Г.И. Повышение энергоэффективности циклонных устройств для очистки выбросов в промышленности посредством натурных и численных исследований // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 106–111.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лившиц С.А. и др. Решение стационарного уравнения теплопроводности с химическим и диссипативным источником тепла в бесконечной круглой трубе для ньютоновской жидкости // Вестник технолог. ун-та. 2015. Т. 18. № 11. С. 200–205.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лившиц С.А. и др. Решение стационарного уравнения теплопроводности с химическим источником тепла при граничных тепловых условиях 3-го рода в бесконечной круглой трубе // Вестник технолог. ун-та. 2015. Т. 18. № 9. С. 222–225.
-
Беляева Г.И., Замалиева А.Т. Исследование возвратно-поточного элемента мультициклона для очистки газа на газораспределительных // Газовая промышленность. 2017. № 6. С. 118–123.
← Назад к списку
- научные статьи.