Территория Нефтегаз № 8 2015

01.08.2015 10:00 Определение направления действия максимального горизонтального напряжения по данным инклинометрии вертикальных скважин

Одной из ключевых задач при описании напряженно-деформированного состояния горной породы является определение направления действия максимального горизонтального напряжения. Сегодня эта задача решается путем проведения дополнительных внутрискважинных исследований, что влечет дополнительные финансовые затраты. Мы предлагаем способ, основанный на подробном изучении инклинометрии вертикальных скважин. На этапах бурения и заканчивания главными задачами являются устойчивость скважины в процессе бурения и сохранение целостности в процессе ее эксплуатации. Первая задача была традиционной задачей геомеханики, вторая в последнее время находилась в центре внимания, особенно на месторождениях на поздней стадии эксплуатации. Изменение напряжения и перегрузка, вызванные уплотнением пласта-коллектора в процессе эксплуатации, выдвигают особые технические требования, такие, как, например, прогнозирование изменения градиента давления гидроразрыва и его влияние на ствол скважины. Это часто приводит к высоким затратам на оборудование и расходам, связанным с увеличением продолжительности процесса бурения. Ключевым компонентом геомеханической модели является знание текущего напряженно-деформированного состояния горной породы. Большинство обвалов стенок скважины происходит за счет действия напряжений в окружности ствола скважины, превышающих предельную прочность горной породы. Это так называемые касательные напряжения, которые являются сдерживающей силой, препятствующей возникновению обвалов, и в то же время при чрезмерном дисбалансе по радиусу скважины приводят к разрушению ее стенок. Возникновение этого эффекта происходит за счет изменения исходного поля напряжений горной породы в процессе бурения и за счет действия внутрискважинного давления.

Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние породы, направление действия горизонтального напряжения, инклинометрия, стресс.

Авторы:

А.А. Подъячев, ассистент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Самарский государственный технический университет (Самара, Россия), e-mail: smtu@bizfix.ru;
И.В. Доровских, к.т.н., Самарский государственный технический университет (Самара, Россия), e-mail: dorovskikhiv@gmail.com;
В.В. Живаева, к.т.н., заведующая кафедрой бурения нефтяных и газовых скважин, Самарский государственный технический университет (Самара, Россия), e-mail: bngssamgtu@mail.ru

Литература:

1. Guizhong C., Chenevert M.E., Sharma M.M., Yu M. A study of wellbore stability in shales including poroelastic, chemical, and thermal effects. Journal of Petroleum Science and Enginnering, 2003, No. 38. P. 27–32.
2. Bradley W.B. Mathematical concept – stress cloud can predict borehole failure. Oil Gas J., 1979a.
3. Bradley W.B. Failure of indicate boreholes. J. Energy Resour. Technol., Trans. ASME 101. 1979b.

Ссылка для цитирования: Подъячев А.А., Доровских И.В., Живаева В.В. Определение направления действия максимального горизонтального напряжения по данным инклинометрии вертикальных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 16–18.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Прогнозирование пластового давления в глинисто-сланцевых коллекторах на примере региона С в бассейне Ордос

Показана превалирующая составляющая адсорбционного газа в общем объеме сланцевых залежей. Пластовое давление непосредственно влияет на адсорбцию сланцевого газа, а также на проектирование гидравлического разрыва пласта (ГРП). Правильный прогноз пластового давления играет ключевую роль не только при подсчете запасов сланцевой залежи, но и для проектирования системы разработки. В регионе С бассейна Ордос в пластах С7, С9 прогнозировалось аномально низкое пластовое давление (АНПД). В данной статье на основе анализа данных о проходке скважин (скорости бурения, dc-индекса) показано, что в исследуемых пластах существует аномально высокое пластовое давление, что дает возможность исправить ошибку прежнего прогноза. Пластовое давление непосредственно влияет на адсорбцию сланцевого газа: чем выше пластовое давление, тем больше доля адсорбционного газа. Лабораторные исследования путем построения многочисленных моделей подтвердили, что содержание адсорбционного газа является функцией от температуры и давления. Поэтому при исследовании сланцевого газа правильный прогноз порового давления играет важнейшую роль. Для прогнозирования геостатического давления тремя методами синтезировали плотность с поверхности. Показана эффективность метода Итона в Мексиканском заливе как наиболее широко используемого для прогнозирования порового давления в мире. Методом Итона рассчитывается аномально высокое пластовое давление, которое изменяется в пределах 20–28 МПа. Был сделан вывод, что результат импульсного тестирования образца отражает характеристики пород при нормальном уплотнении. Импульсный метод эффективен для калибровки линии нормального уплотнения.

Ключевые слова: сланцевый газ, аномально высокое пластовое давление, геостатическое давление, импульсный метод, метод Итона, синтезирование плотности.

Авторы:

М.А. Лобусев, к.т.н., доцент кафедры промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: vipermic@gmail.com;
Сон Зэчжан, аспирант кафедры промысловой геологии нефти и газа, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия);
Дзянг Дженсюэ, профессор, декан Института нетрадиционного газа Китайского нефтяного университета (Пекин, Китай)

Литература:

1. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1997.
2. Лобусев А.В., Страхов П.Н., Лобусев М.А Новый подход к оценке и прогнозу продуктивности нефтегазонасыщенных пород // Академический журнал Западной Сибири. 2014. № 2 (51). Т. 10. С. 45–46.
3. Чжан Цзиньчуань, Сюй Бо, Нэ Хайкуань. Потенциал разведки сланцевого газа в Китае // Газовая промышленность. 2008. № 6 (28). С. 136–140.
4. Тан Ин, Чжан Цзиньчуань, Лю Чжуцзяни др. Методом десорбции измерить содержание сланцевого газа и улучшение метода // Газовая промышленность. 2011. № 10 (31). С. 108–111.
5. Сюн Вэй, Го Вэй, Лю Хунлинь др. Характеристики сланцевого коллектора и характеристики изотермической адсорбции сланца // Газовая промышленность. 2012. № 01 (32). С. 113–116.
6. Mario A.G., Neil R.B., Brent A.C. Calibration and ranking of pore-pressure prediction models. The Leading Edge, 2006, 25(12): 1516–1523.
7. Eaton B.A. The Effect of Overburden Stress on Geopressure Prediction from Well Logs. Journal of Petroleum Technology, 1972.
8. Eaton B.A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs. SPE5544, 1975.
9. Eaton B.A., Eaton T.L. Fracture gradient prediction for the new generation. World Oil, 1997: 93–100.
10. Watching Rocks Change – Mechanical Earth Modeling. Oilfield review. 2003.

Ссылка для цитирования: Лобусев М.А., Сонг Джеджанг, Дзянг Дженсюэ. Прогнозирование пластового давления в глинисто-сланцевых коллекторах на примере региона С в бассейне Ордос // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. No 8. С. 20–28.

Открыть PDF

» 01.08.2015 10:00 Особенности оценки несплошностей

При ультразвуковом (УЗ) контроле часто требуется получить максимум информации о найденном отражателе в металле. Для оценки потенциального дефекта важно определить его размеры, ориентацию в пространстве, форму и характер. Оценку допустимости вероятного дефекта обычно ведут, анализируя амплитуду эхоимпульса от него и поведение амплитуды при сканировании УЗ-преобразователем в окрестности подозрительного места. Эта процедура трудоемкая и требует высокой квалификации оператора. Применение появившихся относительно недавно визуализирующих ультразвуковых (УЗ) дефектоскопов с фазированными антенными решетками (ФАР) заметно облегчило процедуру поиска и определения координат дефектов благодаря более информативному и наглядному томографическому способу отображения информации о несплошностях металла [1]. Наряду с приборами на основе ФАР существует аппаратура, основанная на других принципах УЗ-зондирования и обработки принятых сигналов [2–4]. В ней также используются антенные решетки (АР), но режим их работы иной. Визуализирующий УЗ-дефектоскоп А1550 IntroVisor [5] реализует метод цифровой фокусировки антенной решетки (ЦФА).

Авторы:

А.А. Самокрутов, д.т.н., генеральный директор, ООО «Акустические контрольные системы» («АКС»);
В. Шевалдыкин, ООО «АКС»

Литература:

1. Пасси Г.С. Технология фазированных решеток – современная реализация передовых решений в области УЗК, накопленных в прошлом веке // В мире неразрушающего контроля. 2009. № 2 (44). С. 56–64.
2. von Bernus L., Bulavinov А., Joneit D., Kröning М., Dalichov M., Reddy К.М. Sampling Phased Array A New Technique for Signal Processing and Ultrasonic Imaging. 9th ECNDT. September 25–29 2006. Berlin. We. 3.1.2.
3. Karasawa H., Ikeda T., Matsumoto S., Hamajima T., Isobe H. 3D-SAFT Ultrasonic Inspection Equipment “MatrixeyeTM”. 7th International Conference on NDE in Relation to Structural Integrity for Nuclear and Pressurized Components, 12–15 May 2009, Yokohama, Japan (JRC-NDE 2009).
4. Lines David, Wharrie James, Hottenroth John, Skramstad Jesse, Goodman Ron, Wood Nancy. Real-Time Ultrasonic Array Imaging using Full Matrix Capture and the Total Focusing Method. Proceedings of 2nd Aircraft Airworthiness & Sustainment Conference, San Diego, 18–21 April 2011.
5. Высокочастотный ультразвуковой томограф А1550 IntroVisor. Режим доступа: http://acsys.ru/production/?type_id=16&subtype_id=7&product_id=106.
6. Воронков В.А., Воронков И.В., Козлов В.Н., Самокрутов А.А., Шевалдыкин В.Г. О применимости технологии антенных решеток в решении задач УЗК опасных производственных объектов // В мире неразрушающего контроля. 2011. № 1. С. 64–70.
7. Самокрутов А.А., Шевалдыкин В.Г. Ультразвуковая томография металлоконструкций методом цифровой фокусировки антенной решетки // Дефектоскопия. 2011. № 1. С. 21–38.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Перспективы применения магнитной обработки пластового флюида с целью управления эффективностью работы погружных электроцентробежных насосов при эксплуатации в осложненных условиях

Современное состояние нефтегазодобывающей отрасли обусловлено ухудшением качества ресурсной базы, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в структуре активов нефтяных компаний и, как следствие, осложнением условий эксплуатации. В настоящий момент ввиду сложившейся ценовой конъюнктуры на мировом рынке нефти актуальным становится вопрос снижения эксплуатационных затрат на добычу нефти. Имеющиеся предпосылки диктуют нефтегазодобывающим компаниям условия для формирования основных стратегий развития. Соответственно, основополагающей стратегией является снижение удельных затрат на добычу 1 тонны нефти на 5–10% в течение ближайших лет. Мировая нефтегазопромысловая практика показывает, что приблизительно 20% скважин, эксплуатирующихся при помощи механизированного метода добычи, оборудовано установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), что составляет в количественном выражении около 180 тыс. скважин. Основное отрицательное влияние на технико-экономические показатели работы скважины, оборудованной УЭЦН, оказывает геологическая группа осложнений, а именно: свободный газ, связанная вода, отложения солей и парафинов, пескопроявление – механические примеси. Природа и особенности данных осложнений формируются в результате образования нефтегазодобывающей залежи и проявляются при взаимодействии добываемого флюида как источника осложнений с используемым оборудованием. Цель любой нефтегазодобывающей компании – увеличение наработки погружного оборудования УЭЦН на отказ, и решение этой задачи является неотъемлемой частью стратегии по снижению удельных затрат и повышению эффективности механизированной добычи нефти. В данной статье показаны перспективы применения технологии магнитной обработки добываемого пластового флюида с целью повышения технико-экономических показателей работы скважины, оборудованной УЭЦН. Данный метод перспективен с точки зрения простоты технических решений, высокой производительности и значимости достигаемого эффекта, а также за счет комплексного воздействия на осложнения.

Ключевые слова: установка электроцентробежного насоса, осложненные условия эксплуатации, технико-экономические показатели работы скважины, методы управления эффективностью, воздействие на нефть магнитным полем, перспектива применения.

Авторы:

А.В. Ушаков, аспирант, Национальный исследовательский Томский политехнический университет (Томск, Россия), e-mail: av_ushakov@rosneft.ru

Литература:

1. Смирнов Н.И. Исследование влияния износа на ресурс УЭЦН // Сборник трудов международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трибологии». 2007. Т. 1. С. 410–416.
2. Шубин С.С. Методическое и экспериментальное обеспечение определения технического состояния установок электроцентробежных насосов в процессе эксплуатации: дис. … канд. техн. наук. Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа, 2014.
3. Гущин Н.С., Ковалевич Е.В., Петров Л.А., Пестов Е.С. Новый метод изготовления рабочих органов погружных центробежных насосов из аустенитного чугуна с шаровидным графитом // Вестник Магнитогорского государственного технического университета им. Г.И. Носова. 2008. № 4. С. 44–48.
4. Глускин Я.А., Пальчиков А.И. Ступень погружного многоступенчатого центробежного насоса. Патент RU (11) 2220327 (13) C2 [Электронный ресурс]. URL: http://www.findpatent.ru/patent/244/2446316.html.
5. Круглов С.В. Работа деталей УЭЦН с полимерным защитным покрытием // Инженерная практика. 2010. № 6. С. 105–109.
6. Прожега М.В. Разработка методов повышения износостойкости радиальных пар трения скольжения электрических центробежных насосов: дис. … канд. техн. наук. Институт машиноведения им. А.А. Благонравова РАН. Москва, 2009.
7. Бремнер Ч. и др. Развивающиеся технологии: погружные электрические погружные насосы // Нефтегазовое обозрение. 2006/2007. Т. 18. № 4. С 36–51.
8. Ведерников В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок: дис. ... докт. техн. наук. Тюменский нефтегазовый университет. Тюмень, 2006.
9. Ведерников В.А., Гапанович B.C., Козлов В.В. Особенности применения погружных электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Среднего Приобья // Вестник кибернетики. 2008. № 7. С. 27–32
10. Гумеров К.О. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами в условиях вязких водонефтяных эмульсий: дис. … канд. техн. наук. Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». Санкт-Петербург, 2015.
11. Лекомцев А.В. Методика подбора электроцентробежных насосов в скважины с высоким газовым фактором на месторождениях Верхнего Прика- мья // Разработка полезных ископаемых и геодезия: материалы науч.-практич. конф., март, 2012. URL: http://www.sworld.com.ua/index.php/ru/technical-sciences-112/mining-and-geodesy-112/12631-112-787
12. Топольников А.С., Литвиненко К.В., Рамазанов Р.Р. Комплексный подход к проектированию схемы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей // Инженерная практика. 2010. № 2. С. 84–90.
13. Мартюшев Д. Защита от механических примесей // Арсенал нефтедобычи. 2008. № 1 (04).
14. Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Мустафин Р.С., Аюпов А.Р. Использование ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для борьбы с коррозией и солеотложением в скважинах // Нефтегазовое дело. 2009. Вып. 1. С. 149–154.
15. Шабля В.В. Опыт работы ТПП «Когалымнефтегаз»с солеобразующим фондом скважин // Инженерная практика. 2009. Пилотный выпуск. С. 22–25.
16. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими свойствами аномальных нефтей: дис. … докт. техн. наук. Ухтинский государственный технический университет. Ухта, 2003.
17. Спиридонов Р.В., Демахин С.А., Кивокурцев А.Ю. Магнитная обработка жидкостей в нефтедобыче. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003. 136 с.
18. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей // Известия Томского политехнического университета. 2006. Т. 309. № 4. С. 104–109.
19. Докичев В.А., Свирский С.Э., Сингизова В.Х., Крестелева И.В., Телин А.Г. Влияние магнитного поля на деэмульсацию водонефтяной эмульсии пласта А4 Киенгопского месторождения [Электронный ресурс]. URL: http://pismoref.ru/3830064012.html.

Ссылка для цитирования: Ушаков А.В. Перспективы применения магнитной обработки пластового флюида с целью управления эффективностью работы погружных электроцентробежных насосов при эксплуатации в осложненных условиях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. No 8. С. 44–50.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Информационная система анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин для оптимизации бизнес- процессов при добыче нефти

В статье представлена разработка информационной системы (ИС) для оптимизации бизнес-процессов, связанных с механизированной добычей нефти. Предпосылки создания ИС связаны с большой трудоемкостью подготовки и отсутствием единого источника исходных данных для анализа и проведения расчетов, отсутствием единых методик и алгоритмов, низкой оперативностью оповещения специалистов о критических отклонениях, необходимостью централизованной оценки эффективности работы персонала, оборудования и технологий борьбы с осложнениями, а также наличием множества информационных систем, не интегрированных между собой. Для решения этих проблем анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин в составе ИС «ЭРА.Мехфонд» имеется несколько модулей. Хранение всех данных в едином хранилище, внедрение единых классификаторов, внедрение аналитических инструментов, отсутствие дублирования данных, оперативный мониторинг и оповещение об отклонениях, автоматизация оптимизационных мероприятий позволят увеличить добычу нефти, повысить наработку погружного насосного оборудования на отказ, а также существенно снизить трудозатраты. В настоящее время на основе разработки информационной системы анализа и мониторинга осуществляется переход к проактивному подходу для принятия решений в процессах механизированной добычи. В отличие от применявшегося ранее реактивного подхода это позволит предвидеть развитие событий и применять превентивные меры воздействия в случае возникновения нештатных ситуаций. Такой подход даст существенный эффект за счет сокращения потерь, а в дальнейшем можно практически полностью исключить непроизводительные потери.

Ключевые слова: механизированная добыча нефти, информационная система, погружное насосное оборудование.

Авторы:

А.Н. Дроздов, д.т.н., профессор, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: Drozdov_AN@mail.ru;
Р.Д. Хамидуллин, генеральный директор, ООО «Информационно-технологическая сервисная компания» (Москва, Россия);
Д.А. Шестаков, заместитель директора Центра разработки по направлению БРД, ООО «Информационно- технологическая сервисная компания» (Санкт-Петербург, Россия);
Н.П. Сарапулов, эксперт по технологиям механизированной добычи, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Санкт-Петербург, Россия);
Р.А. Хабибуллин, к.ф.-м.н., руководитель направления, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Санкт-Петербург, Россия)

Литература:

1. Доктор С.А., Королев Д.М., Сарапулов Н.П. и др. Подход к управлению механизированной добычей в рамках развития системы «Электронная Разработка Активов» // Нефтяное хозяйство. 2013. № 12.

Ссылка для цитирования: Дроздов А.Н., Хамидуллин Р.Д., Шестаков Д.А., Сарапулов Н.П., Хабибуллин Р.А. Информационная система анализа и мониторинга работы механизированного фонда скважин для оптимизации бизнес-процессов при добыче нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 34–43.

Открыть PDF

» 01.08.2015 10:00 Мы работаем для вашего успеха!

» 01.08.2015 10:00 Четко поставленные задачи требуют точных решений

» 01.08.2015 10:00 РИЗУР-900 – достойная альтернатива зарубежному оборудованию

» 01.08.2015 10:00 Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО»: взаимодействие и качество

» 01.08.2015 10:00 Наплавка: вторая жизнь вашего оборудования

01.08.2015 10:00 Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт

Статья посвящена проблеме низкого ресурса сварных разрезных муфт. Современное направление обеспечения безопасности магистральных трубопроводов – работа по техническому состоянию – открывает путь рациональному использованию ресурсов, но требует развития двух направлений: с одной стороны, диагностических средств, включающих оборудование для выявления дефектов и методы оценки их опасности, с другой – средств для оперативного устранения опасных повреждений с минимальной задержкой в перекачке топлива. В настоящее время различными организациями разработано большое количество разнообразных ремонтных конструкций, часть из которых включена в нормативные документы газовой и нефтяной отраслей. Многие из них, несмотря на сложность и дороговизну, не обеспечивают полноценного восстановления ремонтируемого участка трубопровода. Практическое применение таких конструкций может привести к большому числу аварий до истечения назначенного ресурса. В статье проанализированы основные проблемы, возникающие при установке различных ремонтных муфт и последующей эксплуатации трубопроводов. Для анализа привлечено компьютерное моделирование условий работы муфт. Особое внимание уделено вопросу циклической прочности кольцевых сварных швов, присоединяющих муфту к трубе. Проанализированы результаты натурных испытаний участка трубы, отремонтированного с помощью наиболее сложного типа муфты – разрезного тройника. Выявлены причины противоречий в нормативных документах, приводящие к неправильному выбору толщины стенки ремонтной конструкции. По результатам проведенных исследований разработана и проверена конструкция тройника, обеспечивающая полное восстановление ресурса, на уровне неповрежденной трубы. Результаты включены в отраслевой нормативный документ.

Ключевые слова: разрезная муфта, ресурс, ремонт трубопровода, напряженное состояние, натурные испытания.

Авторы:

А.С. Куркин, д.т.н., профессор, Московский государственный технологический университет (МГТУ) им. Н.Э. Баумана (Москва, Россия), e-mail: ackurkin@mail.ru;
Э.Л. Макаров, д.т.н., профессор, МГТУ им. Н.Э. Баумана (Москва, Россия); С.А. Королев, к.т.н., доцент, МГТУ им. Н.Э. Баумана (Москва, Россия);
П.А. Пономарев, аспирант, МГТУ им. Н.Э. Баумана (Москва, Россия); М.А. Пономарев, студент, МГТУ им. Н.Э. Баумана (Москва, Россия);
В.В. Бондаренко, к.т.н., генеральный директор, ЗАО «КОНАР» (Челябинск, Россия)

Литература:

1. Куркин А.С., Королев С.А., Пономарев П.А. Анализ причин ограниченного ресурса конструкций для ремонта нефтепровода // Сварка и диагностика. 2014. № 5. С. 58–61.
2. Куркин А.С., Макаров Э.Л. Программный комплекс «СВАРКА» – инструмент для решения практических задач сварочного производства // Сварка и диагностика. 2010. № 1. С. 16–24.
3. РД-75.180.00-КТН-193-08 (с изм. от 2005 г., с изм. от 2009 г) «Технология установки ремонтных конструкций на трубопроводы диаметром 1067 и 1220 мм с давлением 10 МПа». Введен 14.11.2008. ОАО «АК «Транснефть», 2008. 70 с.
4. Зайнуллин Р.С., Воробьев В.А., Александров А.А. Повышение безопасности нефтепродуктопроводов ремонтными муфтами / Под ред. проф. Р.С. Зайнуллина. Уфа: РИО РУНМЦ МО РБ, 2005. 119 с.

Ссылка для цитирования: Куркин А.С., Макаров Э.Л., Королев С.А., Пономарев П.А., Пономарев М.А., Бондаренко В.В. Анализ работоспособности магистральных трубопроводов, отремонтированных с помощью разрезных муфт // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 84–88.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Исследование влияния режимов термической обработки соединительных деталей трубопроводов из высокопрочных сталей на изменение прочностных характеристик

В связи с переходом на транспортировку природного газа под давлением 9,8–11,8 МПа перспективным стало применение труб и соединительных деталей из высокопрочных сталей категории прочности К60. Это обуславливает высокие требования к их техническому состоянию и эксплуатационным характеристикам. Процесс изготовления соединительных деталей трубопроводов связан с неоднократным нагревом металла, что отрицательно сказывается на его прочностных характеристиках. Вместе с тем металл готового изделия должен соответствовать категории прочности стали К60. Обеспечение этого требования возможно только в результате финишной термической обработки. В данной статье проведена оценка возможности обеспечения требуемых прочностных свойств соединительных деталей трубопроводов на базе изучения особенностей кинетики превращения аустенита высокопрочной стали 10Г2ФБЮ при термической обработке. Исследования проводились на специализированном оборудовании в лабораториях кафедры «Сварка и мониторинг нефтегазовых сооружений» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Основными этапами исследования явились: изучение кинетики роста зерна при повышении температуры термической обработки до 1100 °С; построение анизотермических диаграмм распада аустенита сварных соединений при термообработке; оценка возможности реализации рекомендуемых режимов термической обработки. По результатам исследований было установлено влияние параметров термической обработки по режиму «закалка с высоким отпуском» на структуру, твердость и ударную вязкость основного металла и сварных соединений штампосварных отводов. Экспериментальным методом были определены условия воспроизведения требуемых скоростей охлаждения, обеспечивающих значения прочностных характеристик на уровне нормативных значений.

Ключевые слова: кинетика распада аустенита, соединительные детали трубопроводов, термическая обработка.

Авторы:

Л.А. Ефименко, д.т.н., профессор, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), е-mail: lefimen@yandex.ru;
А.О. Меркулова, ассистент, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), е-mail: аrina_merkulova@list.ru;
О.С. Пуйко, ведущий инженер лаборатории металлографии ИЦ, ОАО «Трубодеталь» (Челябинск, Россия), е-mail: Shchekalova.A@trubodetal.ru;
А.А. Щекалова, инженер-технолог 2-й категории ОТОП, ОАО «Трубодеталь» (Челябинск, Россия), е-mail: Shchekalova.A@trubodetal.ru

Литература:

1. Морозов Ю.Д., Матросов М.Ю., Настич С.Ю. Высокопрочные трубные стали нового поколения с феррито-бейнитной структурой // Металлург. 2008. № 8. С. 39–42.
2. Ботвинников А.Ю., Нейфельд О.И., Ефименко Л.А. Влияние термической обработки на структуру и свойства сварных соединений штампосварных деталей из стали 10Г2ФБЮ // Технология машиностроения. 2009. № 4. С. 10–12.
3. Ефименко Л.А., Прыгаев А.К., Елагина О.Ю. Металловедение и термическая обработка сварных соединений: Учебн. пособие. М.: Логос, 2007. 456 с.: ил.
4. Ефименко Л.А., Нейфельд О.И. Исследование особенностей кинетики распада аустенита при сварке стали 10Г2ФБЮ // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2008. № 5. С. 47–48.
5. СТО Газпром 2-4.1-273-2008 «Технические требования к соединительным деталям для объектов ОАО «Газпром».
6. СТО Газпром 2-4.1-713-2013 «Технические требования к трубам и соединительным деталям».

Ссылка для цитирования: Ефименко Л.А., Меркулова А.О., Пуйко О.С., Щекалова А.А. Исследование влияния режимов термической обработки соединительных деталей трубопроводов из высокопрочных сталей на изменение прочностных характеристик // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 76–82.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Особенности методики проведения механических испытаний по определению характеристик трещиностойкости сварных соединений и трубных сталей, применяемых на объектах ПАО «Газпром»

В статье рассматриваются современные стандартизованные методики проведения испытаний на трещиностойкость основного металла и кольцевых сварных соединений труб, используемые при строительстве магистральных трубопроводных систем. Представленные в статье результаты механических испытаний на трещиностойкость: с (CTOD) – критическое раскрытие в вершине трещины, получены в строгом соответствии с требованиями и рекомендациями ряда международных стандартов [1–5], используемых в мировой практике. Анализ результатов проведенных механических испытаний в совокупности с анализом используемых авторами нормативных документов выявил ряд неопределенностей и различий в формулировках требований, указанных в данных нормативных документах, например: требований к пространственному расположению надреза на образцах; требований к расположению вершины усталостного увеличения длины трещины и к длине трещины; требования к прямизне фронта трещины; требования к скорости коэффициента интенсивности напряжений в процессе создания увеличения длины надреза в условиях усталостного нагружения образца; требования привязки зоны вырезки образцов на трещиностойкость к определенным зонам периметра кольцевого сварного соединения и др. Исполнение этих требований в значительной мере влияет на достоверность результатов механических испытаний на трещиностойкость. В результате проделанной экспериментальной работы и анализа полученных данных авторами были сформулированы предложения по доведению нормативной документации, используемой ПАО «Газпром», при строительстве магистральных трубопроводных систем до уровня, который позволит устранить выявленные неопределенности указанных стандартов и проводить механические испытания с более высокой степенью однозначности и, как следствие, более высокой степенью достоверности результатов.

Ключевые слова: испытание на трещиностойкость, метод определения критического CTOD, сварной трубопровод, трещина усталости, требования корректности определения характеристик трещиностойкости.

Авторы:

М.И. Антонов, директор ИЦ «Политехтест», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: antonov-mi@yandex.ru;
И.Ю. Пушева, к.т.н., зам. директора ИЦ «Политехтест», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: ipusheva@mail.ru;
Э.И. Мансырев, к.т.н., зам. директора ИЦ «Политехтест», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: enver.mansyrev@yandex.ru;
А.В. Емельянов, инженер ИЦ «Политехтест», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: antonov-mi@yandex.ru;
Н.М. Антонова, инженер ИЦ «Политехтест», Санкт- Петербургский политехнический университет Петра Великого (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: antonov-mi@yandex.ru

Литература:

1. BS 7448-1 Испытания на вязкость разрушения на основе механики разрушения. Ч. 1: Метод определения KIc, критического CTOD и J-интеграла для металлов. 1991.
2. ISO 15653:2010 Материалы металлические. Метод определения квазистатической трещиностойкости (вязкости разрушения) сварных швов. 2010.
3. ISO 12737:2010 Материалы металлические – унифицированный испытательный метод по определению квазистатической вязкости разрушения сварных швов.
4. DNV-OS-F101 Подводные трубопроводные системы. 2007.
5. BS 7448-3 Испытания на вязкость разрушения на основе механики разрушения. Метод определения вязкости разрушения металлических материалов при темпах роста КИН более 3,0 МПа.м0,5.с–1. 2005.

Ссылка для цитирования: Антонов М.И., Пушева И.Ю., Мансырев Э.И., Емельянов А.В., Антонова Н.М. Особенности методики проведения механических испытаний по определению характеристик трещиностойкости сварных соединений и трубных сталей, применяемых на объектах ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 68–74.

Открыть PDF

» 01.08.2015 10:00 Инновационное сварочное оборудование для монтажных и трассовых работ

01.08.2015 10:00 Инспекционный контроль сварочного производства на заводах – изготовителях трубной продукции и оборудования для ПАО «Газпром»

В соответствии с «Планами-графиками инспекционного контроля сварочного производства на заводах – изготовителях труб, деталей, узлов трубопроводов и оборудования для ПАО «Газпром», утвержденными 05.02.2013 г. и 24.01.2014 г., с начала 2013 г. по сентябрь 2014 г. инспекционный контроль сварочного производства был про- веден на семи заводах – изготовителях трубной продукции и на шести заводах – изготовителях оборудования.

Ключевые слова: инспекционный контроль, трубная продукция, оборудование, неразрушающий контроль качества, технологическая дисциплина, нарушения, структура замечаний, несоблюдение требований, технические условия.

Авторы:

О.И. Нейфельд, к.т.н., начальник отдела по контролю соответствия и допуска к применению новых видов промышленной продукции, ООО «Газпром газнадзор» (Москва, Россия);
В.М. Гомольский, зам. начальника отдела по контролю соответствия и допуска к применению новых видов промышленной продукции, ООО «Газпром газнадзор» (Москва, Россия);
С.П. Севостьянов, начальник лаборатории сварки и контроля, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия);
А.И. Цыплаков, заведующий сектором, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия)

Ссылка для цитирования: Нейфельд О.И., Гомольский В.М., Севостьянов С.П., Цыплаков А.И. Инспекционный контроль сварочного производства на заводах – изготовителях трубной продукции и оборудования для ПАО «Газпром»

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Состояние сварочного производства ПАО «Газпром». Основные направления развития

В данной работе рассмотрены состояние и технический уровень сварочного производства ПАО «Газпром», отмечено его высокое значение при строительстве, эксплуатации и ремонте объектов магистральных газопроводов, а также при изготовлении трубной продукции. Подчеркнуты задачи, связанные с особенностями прошедшего и текущего периодов, а именно – c реализацией масштабной инвестиционной программы по строительству объектов магистральных газопроводов (МГ), а также объективной необходимости выполнения возрастающего ежегодного объема капремонта МГ. Отмечена необходимость повышения качества сварных соединений объектов МГ, повышение достоверности результатов неразрушающего контроля качества сварных соединений, обеспечение требуемой производительности сварочно-монтажных работ и темпов строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных газопроводов ПАО «Газпром» за счет регламентации в новых нормативных документах оптимального выбора и рационального применения способов и технологий автоматической, механизированной и ручной сварки соединений труб, труб с СДТ и ТПА, а также регламентации объемов и способов неразрушающего контроля сварных соединений в зависимости от организации сварочно-монтажных работ и применяемых технологий.

Ключевые слова: сварка, сварочное производство, строительство, ремонт газопроводов, технологии сварки, неразрушающий контроль качества сварных соединений.

Авторы:

Е.М. Вышемирский, начальник Отдела Департамента, ПАО «Газпром»

Ссылка для цитирования: Вышемирский Е.М. Состояние сварочного производства ПАО «Газпром». Основные направления развития // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 56–63.

Открыть PDF

» 01.08.2015 10:00 ООО «МОП КОМПЛЕКС 1»: стальные сборные резервуары

01.08.2015 10:00 Моделирование остановки (выбега) нефтеперекачивающей станции

В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов не исключены экстренные остановки нефтеперекачивающих станций (НПС), происходящие вследствие внезапного отключения подачи электроэнергии или по каким-либо иным причинам. В подобных случаях перекачка нефти прекращается не сразу, а в течение некоторого времени, называемого временем выбега. При остановке станции давление в линии всасывания увеличивается, давление в линии нагнетания уменьшается, как уменьшаются расход перекачки и дифференциальный напор НПС. Возникшие изменения распространяются в виде волн вниз и вверх по течению, вызывая значительные колебания давления в трубопроводе. Поскольку колебания давления представляют существенную угрозу для целостности труб линейной части нефтепровода, то пренебрегать периодом времени выбега, которое может составлять от 15 до 45 с, нельзя. В ряде случаев перед НПС устанавливают различные системы защиты, в том числе системы сглаживания волн давления (ССВД), реагирующие главным образом на скорость увеличения давления [1]. Если эта скорость превышает некоторое заданное значение, происходит частичный отвод нефти из трубопровода в специальную резервуарную емкость. Вот почему интерес представляют скорость увеличения давления перед НПС и продолжительность процесса выбега. Несмотря на то, что выбег насосов в разные годы изучался многими исследователями [2, 3], окончательный ответ на вопрос о продолжительности процесса и о параметрах, от которых зависит она, а также о методе расчета этих параметров оставался открытым. Настоящая работа ставит задачу восполнить этот пробел.

Ключевые слова: нефтепровод, нефтеперекачивающая станция, насосный агрегат, режим выбега, момент инерции, угловая скорость, время выбега, численный расчет.

Авторы:

А.С. Дидковская, к.т.н., доцент кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: didal@gubkin.ru;
М.В. Лурье, д.т.н., профессор кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: lurie254@gubkin.ru

Литература:

1. Федосеев М.Н., Лурье М.В., Арбузов Н.С. Математическое моделирование работы систем сглаживания волн давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 6. С. 28–34.
2. Полянская Л.В. Исследование нестационарных процессов при изменении режима работы нефтепроводов с центробежными насосами. Дисс. канд. техн. наук. МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1965. 141 с.
3. Вязунов Е.В. Приближенный метод построения зависимости давления всасывания от времени после отключения насосной станции // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. № 2. С. 14–16.
4. Дидковская А.С., Лурье М.В. Моделирование процесса пуска насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 3. С. 118–122.
5. 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.

Ссылка для цитирования: Дидковская А.С., Лурье М.В. Моделирование остановки (выбега) нефтеперекачивающей станции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 90–95

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Исследование напряженно-деформированного состояния мачты агрегата АПРС-40 методом компьютерного моделирования

В статье представлены результаты компьютерного имитационного моделирования напряженно-деформированного состояния (НДС) металлоконструкции мачты агрегата для подземного и капитального ремонта скважин АПРС-40. Кратко описана методика создания твердотельной модели мачты. Представлены сравнительные результаты изменения напряженно-деформированного состояния при различных нагрузках и углах наклона мачты, а также при неполной посадке выдвижной секции мачты на опоры. Создание твердотельной модели и исследование ее НДС реализуется средствами системы автоматизированного проектирования КОМПАС-3D и специализированного расчетного модуля APM FEM, реализующего метод конечных элементов. При моделировании НДС решаются три задачи, представляющие практический интерес для эксплуатации реальной конструкции агрегата: 1) моделирование НДС конструкции мачты при увеличении статической нагрузки от 100 до 500 кН; 2) моделирование НДС конструкции мачты при увеличении угла ее наклона к оси скважины от 0° до 6°, а также при углах 9° и 12°; 3) моделирование НДС конструкции мачты при отсутствии посадки выдвижной секции на одну или несколько опор. По результатам исследований получены данные, позволяющие оценить уровень НДС при различных углах наклона мачты к оси скважины на различных этапах нагружения в процессе эксплуатации. Установлено, что наиболее безопасно конструкция может работать только без посадки на заднюю правую опору, в силу того что коэффициент запаса прочности уменьшается обратно пропорционально увеличению рабочей нагрузки. Разработанная модель может быть использована в практике для предварительной оценки НДС конструкции мачты агрегатов типа АПРС-40. Модель может быть оперативно изменена и скорректирована под различные задачи, в том числе при моделировании различного вида дефектов конструкции мачты.

Ключевые слова: компьютерное моделирование, напряженно-деформированное состояние, металлоконструкция, мачта, коэффициент запаса прочности, зависимость.

Авторы:

И.Ю. Быков, д.т.н., профессор, Ухтинский государственный технический университет (Ухта, Россия);
Д.А. Борейко, аспирант, Ухтинский государственный технический университет (Ухта, Россия), e-mail: diacont_dboreyko@mail.ru

Литература:

1. Селиверстов Г.В., Бутырский С.Н., Вобликова Ю.О. Анализ напряженно-деформированного состояния элементов металлоконструкций грузоподъемных машин // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2009. № 2-1. С. 124–126.
2. КОМПАС-3D V15. Руководство пользователя / Коллектив авторов АСКОН. 2014. 2488 с.

Ссылка для цитирования: Быков И.Ю., Борейко Д.А. Исследование напряженно-деформированного состояния мачты агрегата АПРС-40 методом компьютерного моделирования // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 98–104.

Открыть PDF

01.08.2015 10:00 Методика определения срока службы газопровода

Разработана методика определения срока службы газопроводов на этапе эксплуатации, при этом были рассмотрены следующие механизмы деградации и повреждающие факторы: коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, усталость и нарушение проектного положения газопровода. В результате анализа механизмов деградации и повреждающих факторов было показано, что основным фактором, с учетом которого следует определять срок службы газопроводов, является усталость, т.к. поврежденность от усталости в отличие от поврежденности от дефектов коррозии и стресс-коррозии, а также от повышенного уровня напряжений невозможно устранить при эксплуатации. Для оценки усталостной долговечности предложена модель, в основе которой лежит расчетная кривая усталости, коэффициенты которой определены на основе циклических испытаний образцов до разрушения, а снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе корректируется поправочным коэффициентом. Для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, предложена модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по диагностическим и ремонтно-восстановительным работам. Модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию учитывает коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для определения параметров которого производится статистическая обработка результатов внутритрубного технического диагностирования. В качестве примера был определен срок службы участка магистрального газопровода «Уренгой – Новопсков», наработка которого составляет 31 год. При наружном диаметре 1420 мм, толщине стенки трубы 17,5 мм и проектном давлении 7,4 МПа проектный срок службы газопровода равен 90 годам. Для этих исходных данных срок службы газопровода, вычисленный на этапе эксплуатации, равен 74 годам.

Ключевые слова: газопровод, срок службы, коррозионное состояние, внутритрубное техническое диагностирование.

Авторы:

И.И. Велиюлин, д.т.н., директор центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия);
В.И. Городниченко, к.т.н., главный технолог центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия), e-mail: v.gorodnichenko@oeg.gazprom.ru;
М.А. Широков, начальник отдела центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия)

Литература:

1. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утв. Приказом Минприроды РФ № 195 от 30.06.2009.
2. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
3. Р Газпром 2-2.1-369-2009 «Методические рекомендации по оценке ресурса линейной части магистральных газопроводов на стадии проектирования».
4. Р Газпром 2-2.3-609-2011 «Определение критериев вывода в комплексный ремонт и сроков безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорной станции».
5. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 «Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции».
6. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов».
7. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».
8. СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением».
9. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. Утв. заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» 05.09.2013.
10. Воробьев А.З., Олькин Б.И., Стебенев В.Н., Родченко Т.С. Сопротивление усталости элементов конструкций. М.: Машиностроение, 1990.
11. Салюков В.В., Митрохин М.Ю., Молоканов А.В., Городниченко В.И. Методология оценки показателя технического состояния линейного участка МГ по результатам ВТД // Газовая промышленность. 2009. № 4. С. 47–50.
12. СТО Газпром 2-3.5-252-2008 «Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

Ссылка для цитирования: Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Широков М.А. Методика определения срока службы газопровода // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 106–111.

Открыть PDF

Территория Нефтегаз № 8 2015

Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь

Читайте в номере:

Бурение

Геология

Диагностика

Добыча нефти и газа

Насосы. Компрессоры

Отечественный производитель

Сварка

Транспорт, хранение и переработка нефти и газа

Эксплуатация и ремонт скважин

Эксплуатация и ремонт трубопроводов

Подписывайтесь на нас