авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

«60 лет НИКОЛАЮ ДЕНИСОВИЧУ ЦХАДАЯ Николай Денисович родился в п. Нижний Доманик Коми АССР. После окончания школы рабо- тал на нефтешахте, затем учился в Ухтинском индустриальном институте, ...»

-- [ Страница 3 ] --

Известны варианты использования данного подхода, к примеру, в концепции WellView [6], на основе глубинных измерений давления, температур и вибраций [5] заметно повыша ет информативность функций контроля и противоаварийной автоматики.

Однако реализуемые функции управления по переходу на периодическую откачку не многим эффективнее алгоритма современной станции управления, где упреждение срыва подачи контролируется по косвенному признаку снижения токовой нагрузки, эквивалент ной режиму «холостого хода».

Если учесть невысокие показатели надежности погружной телеметрии отечественного исполнения, рост затрат на надлежащее информационное сопровождение, то реальные по казатели эффективности нововведений могут быть не вполне очевидны.

Удобная в среде информационщиков идеология «сервисов» и связанная с ними трудо емкость сопровождения все возрастающего качества первичных данных начинает обозна чать свою затратность. Фундаментальные положения проектирования [7,8] указывают, что создание любых систем с целевым назначением начинается с определения объекта * Работа выполнена при поддержке «Благотворительного фонда «ЛУКОЙЛ».

управления – P, формализации целевого условия – J, отражающего улучшенные потре бительские качества проектируемой системы и заключается в синтезе алгоритма – R ( P, J ), указывающего правило достижения цели J на объекте P.

Именно алгоритм устанавливает требования к виду и полноте первичных данных и в целом информационному обеспечению.В этой связи формализация целевого условия, отра жающего интенсивность отборов при повышенной скорости износа погружного оборудова ния, имеет важное значение для обоснования рациональных параметров конструкции и ре жимов эксплуатации в нестационарных условиях притока.

Оценка скорости износа в зависимости от режима эксплуатации предполагает в наличии модель динамики освоения ресурса, что является проблемной темой фундаментальных ис следований отраслевого машиностроения. Ограничимся упрощенным взглядом, приравни вая ресурс погружной системы предписанному по паспорту суммарному объему прокачива емой жидкости от начала эксплуатации t 0 до отказа t T в номинальных диапазонах рабочих параметров, согласованных с продуктивностью скважины, 52 № 6, Нефть и газ T QR q(t ) dt.

Ускоренный износ насоса и, как следствие, преждевременный отказ системы, из-за аб разивного действия мехпримесей и сопутствующей вибрации учтем кусочно-линейными слагаемыми превышений объемных расходов. Для простоты анализа ограничимся трех звенной структурой. В результате, искомая модель исчисления эксплуатационного ресурса принимает вид* q(t ) 1q(t ) q1 2 q(t ) q2 dt QR, T (1) где, q настроечные параметры.

В режиме стационарных отборов q const, графики функций:

а) время наработки на отказ 2 q q ;

T QR q 1 q q1 (2) б) объем добычи 2 q q, Q qT q QR q 1 q q1 (3) представленные на рисунке, свидетельствуют, что максимально-достижимый объем добы чи, обеспечиваемый насосом за минимальное время, соответствует паре: QR ;

T, где TR QR q1.

Интенсификация отбора q q1 q2 снижает объем добычи – Q, равно как и время эксплуатации – T. Введем целевой показатель продуктивности, отражающий максималь ные объемы добычи за минимально-возможное время, отношением QT Q T T max, где T – коэффициент фактора времени. Согласно (2), (3) целевая функция принимает вид q 1q q 2 q q.

QT QR q q1 (4) 1 В зависимости соотношения параметров: T, 1, q1, 2, q 2 оптимальный режим стационарной эксплуатации q arg max (Q T T ), (5) согласно графикам – 1, 2, 3 (см. рис.1), определяется следующими условиями:

q, если T 1q 1 1, 1 1 1 2, q q 2, если 1q1 1 1 T 1q1 2 q q, если T 1q1 2 q 2 1 1 2, где q – максимально допустимый отбор, при котором давление в забое – p1 снижается до предельного значения pmin1, ниже которого инициализируются аварийное состояние сры ва подачи.

* x(t ) x(t ).

означает неотрицательную часть графика № 6, 2010 Нефть и газ Время работы до отказа, сут Добыча, м Проектный расход, м3/сут Рисунок. Объемные и временные показатели стационарной эксплуатации, рассчитанные для параметров (таблица) Основные параметры моделирования Параметры аппроксимации модели Максимально- Коэффициенты фактора эксплуатационного ресурса допустимый дебит времени µ1 µ2 µT(1) µT(2) µT(3) qµ1 qµ2 q+ безразмерные 3 м3/сут м3/сут м /сут м /сут величины 100 150 2 2 200 40 80 Приведенный анализ свидетельствует.

Максимально допустимые режимы отбора q argp1 pmin1 не всегда соот ветствуют оптимальному решению задачи интенсификации (5) с учетом фактора долговеч ности установки (1).

Построение модели эксплуатационного ресурса, даже в упрощенном виде (1), от ражающем динамику выноса механических примесей с увеличением объемных расходов, имеет важное значение для обоснования рациональных режимов эксплуатации скважин и адекватного подбора оборудования.

Оптимальная стратегия отборов q зависит от соотношения параметров износа, q, и фактора времени T и может принимать одно из трех значений:

q q1, q 2, q. (6) В случае q q1 имеем режим с максимально полезной динамикой освоения ресурса установки, то есть Q Q R, в случае q q 2 – повышенное значение фактора времени T доставляет компромиссный результат с уменьшенным объемом добычи q Q QR 1 1 1 1, q 54 № 6, Нефть и газ но за более короткое время, наконец, q q характеризует бескомпромиссный вариант максимальных отборов с повышенной скоростью износа и сменности оборудования.

Определенная выше оптимальная стратегия (6) эксплуатации скважины устанавли вает целевое условие автоматической стабилизации режимных уставок отборов при неста ционарных параметрах притока.

Список литературы 1. Alhuthali Ahmed H. Field Applications of Waterflood Optimization via Optimal Rate Control With Smart Wells / Alhuthali Ahmed H., Datta-Gupta Akhil, Yuen B. // Journal SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2010, Vol. 13, No. 3. – pp. 406-422. SPE 118948-PA.

2. Papadopoulos A.T. Feedback Controllers for the Simulation of Field Processes // Journal SPE Reser voir Evaluation and Engineering, 2010, Vol. 13, No.1. – pp. 10-23, SPE 118969.

3. Басов С.Г. Современные системы управления погружными электронасосами при периодиче ских режимах эксплуатации скважин / Басов С.Г., Тяпов О.А., Ханжин В.Г., Гарифуллин А.Р.// Нефтя ное хозяйство, 2008. - № 2. - С.12-14.

4. Markelov D., Zdolnik S. et al. Real Time Optimization Approach for 15,000 ESP Wells // Intelligent Energy Conference and Exhibition (2008), Amsterdam, The Netherlands, SPE 112238.

5. Жильцов В.В. Решение и развитие интеллектуальной технологии мониторинга и управления механизированным фондом скважин / Жильцов В.В., Дударев А.В., Демидов В.П., Щитов Г.В., Чуви кова В.В. – М.: Нефтяное хозяйство, 2006, №10. - С.128-130.

6. Растригин Л.А. Современные принципы управления сложными объектами. – М.: Сов. Радио, 1980. – 232с.

7. Соловьев И.Г. Концептуальные основы и системные принципы управления гибкими автомати зированными технологиями нефтедобычи. // Изв. вузов. Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. №5. С.62-69.

8. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. - 50с.

Сведения об авторах Соловьев И. Г., к.т.н., ведущий научный сотрудник ИПОС СО РАН, тел.:(3452) 67-78- Фомин В. В., к.т.н., доцент, каф. КС, Тюменский государственный университет, тел.:8-904-875 28- Басов С. Г., аспирант, Тюменский государственный университет, тел.: (3452) 41-68- Кожин А.Г., аспирант, Тюменский государственный университет, тел.: (3452) 41-64- Soloviev I.G., Candidate of Technical Sciences, leading scientific worker, IPOS SB RAS, phone: (3452) 67-78- Fomin V.V., Candidate of Technical Sciences, senior lecturer, Tyumen State University, phone: 8-904 875-28- Basov S.G., postgraduate, Tyumen State University, phone: 3452) 41-68- Kozhin A.G., postgraduate, Tyumen State University, phone: (3452) 41-64- УДК 622.279. ОСНОВНЫЕ ТАКТИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН И.А. Кустышев (ООО «ТюменНИИгипрогаз») Ликвидация, скважина, многолетнемерзлые породы, цементный мост Well abandonment, permafrost rocks, cement bridging, annulus Basic tactical approaches to wells abandonment. Kustyshev I.А.

Some basic tactical methods of exploratory and development wells abandonment are reviewed.

It was found that in spite of the apparent uniformity of the techniques the methods of wells aban donment are quite individual and are not similar especially in the complicated conditions. In the conditions of the field transfer to the final sage of development the objective reality will require a further perfection of the techniques and development of new well liquidation methods. Ref. 5.

По мере истощения запасов углеводородного сырья на месторождениях все большее число добывающих скважин выходит из эксплуатации и нуждается в ликвидации. Под лик № 6, 2010 Нефть и газ видацией скважин понимается прекращение жизнедеятельности скважины как объекта строительства или эксплуатации.

Все ликвидируемые скважины в зависимости от причин ликвидации подразделяются на четыре категории: выполнившие назначение;

ликвидируемые по геологическим причинам;

ликвидируемые по техническим причинам;

ликвидируемые по технологическим причинам.

При ликвидации скважин применяются в основном однотипные тактические приемы.

Например, при ликвидации разведочных скважин устанавливаются цементные мосты против всех интервалов испытания, интервала установки муфты ступенчатого цементиро вания, в местах стыковки при секционном спуске эксплуатационной и технической колонн.

Затем проводится отворот незацементированной части эксплуатационной колонны и уста новка цементного моста в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется неза мерзающей жидкостью.

При разобщении объектов испытания с помощью взрывных пакеров или других устройств их устанавливают на 2-3 м выше интервала перфорации, с последующей залив кой желонкой порции цементного раствора, формирующей мост, высотой не менее 2 м.

На устье ликвидируемой разведочной скважины устанавливается бетонная тумба 1х1х1 м с репером, высотой не менее 0,5 м, и металлической табличкой, на которой элек тросваркой указывается номер скважины, площадь, организация-владелец скважины, дата ее ликвидации.

При ликвидации эксплуатационных скважин сначала устанавливается цементный мост выше продуктивного горизонта высотой не менее 50 м, затем проводится отворот незаце ментированной части эксплуатационной колонны и устанавливается цементный мост в башмаке кондуктора. Оставшаяся часть ствола заполняется незамерзающей жидкостью.

При отсутствии цементного камня за эксплуатационной колонной, ниже башмака кон дуктора или технической колонны, тем более, если в этот промежуток попадают пласты коллекторы, содержащие минерализованную воду или углеводороды, проводится перфора ция колонны и цементирование под давлением с установкой цементного моста в колонне, перекрывающего указанный интервал. Затем проводится опрессовка и исследования по определению высоты подъема цементного раствора и качества тампонирования.

При ликвидации эксплуатационных скважин, в которых цемент поднят до устья, реко мендуется установка цементного моста выше продуктивного горизонта высотой не менее м, при этом ствол скважины заполняется глинистым раствором соответствующей плотно сти, а интервал ММП – незамерзающей жидкостью.

На устье ликвидируемой эксплуатационной скважины устанавливается бетонная тумба 1х1х1 м с репером, высотой не менее 0,5 м, и металлической табличкой, на которой элек тросваркой указывается номер скважины, месторождение, организация-владелец скважины, дата ее ликвидации.

При ликвидации скважин в осложненных условиях применяются следующие тактиче ские приемы. При ликвидации скважин с нарушенной колонной (из-за аварии или коррози онного разрушения), особенно, при длительных сроках эксплуатации, необходимы исследо вания по определению наличия и качества цементного камня за колонной.

При необходимости проводят цементирование в интервалах его отсутствия и устанавли вают цементный мост в колонне с перекрытием всей прокорродированной части (на 100 м) и осуществляют последующую опрессовку оставшейся части колонны.

Ликвидация скважин со смятой эксплуатационной колонной проводится после устране ния дефекта фрезерованием колонны в этом интервале или иным способом, с последующим цементированием заколонного пространства и установкой цементных мостов высотой не менее 100 м от верхних перфорационных отверстий.

При ликвидации скважин с наличием в разрезе интервала высокопластичных пород применяется технология [1], основанная на заполнении ствола скважины высокопластич ными породами. Вначале над продуктивным горизонтом устанавливается цементный мост.

Затем заколонное пространство скважины сообщается с колонным пространством в грани цах интервала любым возможным способом, например, образованием окна с помощью раз движных фрезерных устройств. После этого устанавливается дополнительный цементный мост таким образом, чтобы его кровля соответствовала нижней границе интервала высоко пластичных пород. Затем снижением гидростатического давления в скважине обеспечива ется течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины. Пластичная 56 № 6, Нефть и газ порода, заполнив ствол скважины, полностью изолирует продуктивный горизонт от выше и нижележащих пластов.

При ликвидации скважин с источником межколонного давления применяется техноло гия [2], основанная на заполнении ствола скважины выше источника межколонного давле ния высокопластичными породами.

Сначала над продуктивным горизонтом выбирается пласт высокопластичных пород, расположенный над источником межколонного давления и ближайший к нему, устанавли вается первый цементный мост. При этом верхняя граница первого цементного моста уста навливается на уровне подошвы выбранного пласта высокопластичных пород. Затем зако лонное пространство скважины сообщается с колонным пространством в интервале, со ставляющем часть мощности высокопластичных пород непосредственно выше его подошвы удалением части обсадной колонны. После этого поверх первого цементного моста уста навливается второй цементный мост высотой, равный интервалу сообщения заколонного пространства с ее колонным пространством, и выходящим за пределы контура обсадной колонны. Далее заколонное пространство скважины сообщается с колонным пространством скважины в оставшейся части мощности пласта высокопластичных пород путем удаления части обсадной колонны.

Тем самым обеспечивается течение высокопластичных пород в колонное пространство скважины из-за снижения гидростатического давления в скважине на уровне интервала высокопластичных пород.

Тем не менее, даже тактические приемы, применяемые для осложненных условий, не всегда подходят для условий Западной Сибири, особенно для скважин, размещенных в уда ленных районах Крайнего Севера при наличии многолетнемерзлых пород (ММП).

Для таких условий автором предложены новые технологические приемы.

Одним из таких приемов является ликвидация скважин с использованием устьевого оборудования [3]. После глушения скважины и извлечения из нее лифтовой колонны в скважине над продуктивным пластом устанавливают цементный мост. Заполняют ствол скважины глинистым раствором, устанавливают цементный мост в башмаке кондуктора.

Ствол скважины в интервале ММП заполняют незамерзающей жидкостью. На глубине за легания слоя сезонных теплооборотов (3-10 м) устанавливают глухую пробку. Внутренние полости колонной и трубной головок и ствол скважины над глухой пробкой заполняют це ментным раствором. Боковые отводы и верхний фланец трубной головки герметизируют глухими фланцами или заглушками.

Вторым приемом является ликвидация скважин с использованием подземного оборудо вания [4]. После глушения скважины и извлечения из нее верхней части лифтовой колонны, предварительно отсоединенной от пакера, в скважине над продуктивным пластом устанав ливают цементный мост. Причем установку цементного моста осуществляют следующим образом. В скважину, во внутреннюю полость пакера спускают трубы малого диаметра, например, гибкую трубу колтюбинговой установки. При этом пакер находится в рабочем положении, при котором уплотняющиеся манжеты герметично разобщают затрубное про странство скважины, а шлипсы пакера надежно закреплены со стенкой эксплуатационной колонны. Через спущенные в скважину трубы ствол скважины ниже пакера, внутренние полости пакера и ствол скважины выше пакера заполняют цементным раствором на высоту 20-30 м.

При наличии межколонных газопроявлений автором рекомендуется применение техно логического приема, при котором ликвидация скважин осуществляется следующим спосо бом [5]. После глушения скважины и извлечения из нее лифтовой колонны в скважине над продуктивным пластом устанавливают цементный мост. Геофизическими методами опре деляют интервал негерметичности эксплуатационной колонны, ниже в скважине устанавли вают второй цементный мост. В эксплуатационной колонне выше второго цементного мо ста и ниже интервала негерметичности выполняют сквозные отверстия, через которые в заколонное пространство закачивают и продавливают под давлением величиной в пределах 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны и цементного моста облегченную герметизирующую композицию. После затвердевания герметизирующей композиции сквозные отверстия в эксплуатационной колонне перекрывают расширяющимся цементным раствором. В башмаке кондуктора устанавливают третий цементный мост, ствол скважины в интервале ММП заполняют незамерзающей жидкостью. На устье скважины устанавлива ют бетонную тумбу.

№ 6, 2010 Нефть и газ В качестве облегченной герметизирующей композиции используют композицию, состо ящую из портландцемента (ПТЦ), эпоксиполиуританового полимера (ЭПУ-01-Б), алюмоси ликатных микросфер (АСМ), поливинилхлорида (ПВХ), латекса, триметилхлорсилоксана (ТМХС) и отвердителя, при следующем соотношений композиций, % мас.: ПТЦ – 15,0-16,0;

ЭПУ – 01-Б - 45,0-47,0;

АСМ – 1,2-2,7;

ПВХ – 18,0-18,5;

латекс – 13,5-13,8;

ТМХС - 0,1;

отвердитель – 5,4-5,5. В качестве расширяющегося цементного раствора используют компо зицию, состоящую из ПТЦ, АСМ, гидрокарбоалюминатной добавки, гипса, пластификато ра, воды или хлористого кальция (CaCl2), при следующем соотношении композиций, % мас.: ПТЦ – 85-90;

АСМ – 10-15;

гидрокарбоалюминатная добавка – 2-4;

гипс – 2-4;

пла стификатор – 0,2;

вода или 4 %-ный раствор CaCl2 – остальное.

Таким образом, систематизация и анализ существующих технологий ликвидации сква жин свидетельствует, что при наличии вроде бы однотипных технологических приемов ликвидации скважин они существенно отличаются друг от друга.

Главное отличие, по мнению автора, состоит в индивидуальности ликвидации скважин.

Каждая скважина индивидуальна по своей сути. В условиях длительных сроков эксплуата ции скважин они приобретают различные технические характеристики, у них различное техническое состояние ствола скважины, устьевого и подземного оборудования, различное геологическое состояние крепи скважины, степени обводненности и множество других кри териев, которые необходимо учитывать при ликвидации скважин. Это объективная законо мерность, которую нельзя игнорировать или сбрасывать со счетов.

Данное обстоятельство объективно потребует разработки новых технологических прие мов и технологий ликвидации скважин, особенно для осложненных условий, а в условиях перехода месторождений на завершающую стадию разработки к этой категории можно от нести почти каждую скважину.

Список литературы 1. Пат. 2074308 СССР. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / Б.П. Губанов, К.А. Рахимов, Ю.А. Еремеев (СССР).- № 94025095, Заяв. 04.07.94;

Опуб. 27.02.97, Бюл. № 6.

2. Пат. 2168607 СССР. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин с источником межколонного давления / В.Ф. Перепиличенко, Н.Х. Авилов, В.В. Елфимов (СССР).-№ 98122184, Заяв. 30.11.98;

Опуб.

10.06.01, Бюл. № 17.

3. Пат. 2225500 РФ. Е 21 В 33/13. Способ ликвидации скважин / А.В. Кустышев, Т.И. Чижова, И.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2002112404, Заяв. 08.05.02;

Опубл. 10.03.04., Бюл. № 7.

4. Пат. 2222687 РФ. Е 21 В 43/13 Способ ликвидации скважин / И.А. Кустышев, А.В. Кустышев, А.С. Зотов и др. (РФ).- № 2002118485, Заяв. 09.07.02;

Опубл. 27.01.04, Бюл. № 3.

5. Пат. 2305754 РФ. Е 21 В 33/13, Е 21 В 43/12, С 09 К 8/467, С 09 К 8/473. Способ ликвидации га зовой скважины с межколонными газопроявлениями / А.В. Кустышев, Г.П. Зозуля, И.А. Кустышев и др. (РФ).- № 2005135364, Заяв. 14.11.05;

Опубл. 10.09.07, Бюл. № 25.

Сведения об авторе Кустышев И. А., к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ТюмГНГУ, глав ный специалист отдела разработки проектов бурения, ООО «ТюменНИИгипрогаз»,тел.:(3452)285- Kustyshev I.A., Candidate of Technical Sciences, associate professor at Department of oil and gas wells drilling, Tyumen Oil and Gas University, Limited Liability company «TyumenNIIgiprogas»

_ УДК 622. ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ ПЛАСТА Ю.А. Савиных, С.И. Грачев, Ю.А. Медведев, Н.В. Шаталова (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Четвертьволновой резонатор, частотный спектр звуковых колебаний, гидроизолирующий гель, коагуляция, фронт заводнения Quarter-wave resonator, frequency spectrum of sound vibrations, waterproofing gel, coagulation, waterflooding front 58 № 6, Нефть и газ A technique of the formation waterflooding front leveling. Savinykh Yu.A., Grachev S.I., Medvedev Yu.A., Shatalova N.V.

The reasons of the oil fields flooding and oil flow rate reduction are analyzed. The method of redistribution of water flows and leveling of the flooding pattern using the hydrodynamic low fre quency sound transformed by the quarter-wave resonator into the high frequencies field is de scribed. Fig. 5, ref. 4.

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с применением внутри контурного и законтурного заводнения свидетельствует о неравномерности продвижения фронта закачиваемой воды по толщине пласта и площади залежи.

Следствием этого является малый безводный период эксплуатации скважин, высокая обводненность продукции. Обводненность добываемой продукции является одним из ос новных критериев оценки степени выработанности пластов: при содержании воды в преде лах 96 – 98 % они отключаются из разработки.

Обзор работ [1], проведенный СибНИИНП, показывает, что полный охват пластов за воднением и конечная нефтеотдача резко снижаются при усилении степени геологической неоднородности, трещиноватости и пористости разрабатываемых объектов.

Продвижение вод наиболее активно происходит по высокопроницаемым пропласткам.

Их сниженное фильтрационное сопротивление вызывает прорыв нагнетаемой жидкости к забоям добывающих скважин, опережающее продвижение фронта заводнения и снижения коэффициента нефтеотдачи месторождения в целом. Обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин.

Даже если трещины, пересекающие две скважины не соединяются, то вода может главным образом течь через одну трещину вблизи другой трещины или ствола, охватывая лишь не большую часть продуктивного коллектора.

Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают воз можность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов.

В результате вышеперечисленных факторов фронт обводнения становится неравномер ным по вертикали и горизонтали пласта.

Выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть "запечатывается" закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпада ют асфальто-смоло-парафиновые осадки (АСПО) вследствие понижения температуры и ухудшаются свойства нефти (повышается вязкость, снижается подвижность, изменяется химический состав).

Решением данной проблемы является водоизоляция, которая проводится методом за качки гелей в высокообводненные пропластки. Закачка сшитых гелей может потребовать значительной репрессии для вытеснения их из кольцевого пространства в пласт, так как они плохо проникают в пористые блоки и текут избирательно по трещинам.

C другой стороны, из-за высокой скорости течения воды в промоинах частицы геля не успевают увеличиться в размерах и распределиться по всей длине полости. Вещество кон центрируется в самом конце трещины, гидроизоляция осуществляется не качественно.

Таким образом, проблема повышения эффективности заводнения залежей и регулиро вания фронта продвижения закачиваемой воды остается острой и требует оптимального решения.

Одним из способов решения задачи выравнивания фронта нагнетаемой воды может быть регулирование распределения закачиваемого в пласт геля воздействием на него звуко выми волнами.

Основой способа является существование звуковых колебаний в призабойной зоне скважины. Согласно теоретическим положениям акустики, источниками звука являются отверстия НКТ и перфорация, причина гидродинамических колебаний – наличие вихрей в истекающей из отверстий жидкости.

Согласно формуле [2] 1, f, (1) d вн № 6, 2010 Нефть и газ где f – частота звуковых колебаний, dвн – внутренний диаметр отверстия, можно определить частоты, генерируемые отверстиями. Так, частота звуковых колебаний отверстия НКТ 63х73 составляют 25Гц, а перфорации при dвн = 10мм - 150ГЦ.

Гидродинамический звук, генерируемый НКТ, проникает через перфорационные отвер стия в толщу пласта (в пропластки, трещины различной величины, промоины). Полости пласта ограничены сверху и снизу твердыми породами и представляют волноводы различ ной длины. Отражаясь от противоположных стенок, колебания в волноводе образуют стоя чие волны [3].

В спектре имеющихся низкочастотных колебаний всегда найдется волна такой частоты, которая в волноводе любой длины образует стоячую волну. В естественных условиях эти волны не оказывают никакого действия на состояние жидкой фазы в пласте. Это связано, во-первых, с тем, что колебания НЧ-спектра имеют круговую диаграмму направленности, что значительно снижает количество узконаправленных отраженных волн (коэффициент отражения), их кинетическую энергию, увеличивая потери. Во-вторых, воздействие на жид кую фазу звуковым давлением и колебательной скоростью низкочастотных стоячих волн распределяется неравномерно по длине волновода из-за малого количества узлов и пучно стей.

В связи с этим возникает следующая потребность:

сузить диаграмму направленности и сконцентрировать энергию волн в нужном направлении, равномерно распределить воздействие стоячих волн на частицы геля по всей длине трещины.

Для решения задачи предлагается разместить в нижней части трубы НКТ преобразова тель звука – четвертьволновой резонатор.

Его расчетная формула [2] С f 2n 1, (2) 4l где С – скорость распространения звука в данной среде, l – длина резонатора, n = 1, 2, … Предназначение резонатора заключается в преобразовании полосы частот из области низких в область высоких и перераспределения их энергии. В результате работы резонатора АЧХ технологического звука трансформируется следующим образом (рис.1):

гармоники наибольшей интенсивности вырезаются из спектра;

спектр значительно расширяется из-за увеличения высокочастотных составляющих (f2);

амплитуды оставшихся гармоник увеличиваются.

а) б) Рис.1. АЧХ спектра звуковых колебаний, трансформированных четвертьволновым резонатором: а) – спектр частот, генерируемых НКТ;

б) – полоса низких частот f(1) преобразована в полосу высоких частот f(2) Проведенные преобразования со сдвигом спектра в сторону высоких частот позволяет сузить диаграмму направленности без каких-либо дополнительных технических средств:

для ВЧ-колебаний – диаграмма узкополосная.

Высокочастотные колебания ввиду малости длины волны формируют в пласте стоячие волны с большим количеством пучностей и узлов на всей длине трещины, что позволяет равномерно распределить их влияние по всей области взаимодействия.

60 № 6, Нефть и газ Распространение волн имеет свою специфику. Значение амплитуды, а следовательно, и интенсивности распространения звука подчиняется закону Буггера [3]:

А = А0е–fx, (3) где А0 – начальная амплитуда звуковой волны частотой f;

– коэффициент затухания зву ковых волн в данной среде.

Интенсивность звука снижается при увеличении частоты колебаний и зависит от среды, в которой он распространяется (3).

Таким образом, высокочастотные колебания имеют значительную степень затухания и воздействуют на небольшую область обводненного пласта L (рис.2).

Распределения давления и скорости в стоячих волнах [4] имеют вид двух синусоид, смещенных на 180°. Согласно этим распределениям частицы геля, введенного в трещину, следуют за движением воды от пучности волны давления к ее узлу, сосредотачиваются в областях, где Р = 0, задерживаются, слипаются и увеличиваются в размерах.

Рис. 2.

Технологическая схема закачки воды в пласт с излучением высокочастотного звука Узел волны давления совпадает с пучностью волны скорости, поэтому сгруппированные остановленные частицы совершают хаотические движения и столкновения, продолжая уве личиваться, то есть коагулируют (рис.3).

Рис. 3.

Распределение частиц геля в стоячей волне до (а) и после (б) разбухания а) б) Задержка и распределение частиц геля по всей длине трещины дает им возможность увеличиться в объеме и произвести равномерную гидроизоляцию промоины (рис.4).

№ 6, 2010 Нефть и газ Рис. 4.

Равномерное распределение, задержка и коагуляция частиц геля по всей длине трещины В результате вышеперечисленных операций происходит перераспределение водных по токов в сторону низкопроницаемых зон пласта, активизация коллекторских свойств мелких трещин и как следствие выравнивание фронта заводнения (рис.5).

Рис. 5.

Выравнивание контура заводнения При этом воздействие на продуктивную зону со стороны системы ППД становится рав номерным, что способствует более активной фильтрации флюида и улучшения его структу ры.

Таким образом, применением акустической технологии воздействия на пласт решается задача увеличения дебита и качества добываемой нефти.

Список литературы 1. «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений Западной Сибири в публикациях жур нала «Нефтяное хозяйство» В.М. Ревенко, В.А. Попов, С.Н. Бастриков (ОАО «СибНИИНП») №9/2005.

2. Борьба с шумом на производстве: Справочник/Е. Я. Юдин, Л. А. Борисов, И. В.. Горенштейн и др.;

Под общ. ред. Е.Я. Юдина – М.: Машиностроение, 1985. – 400 с.

3. Общая акустика. М.А. Исаакович. Учебное пособие. Издательство «Наука», Главная редакция физико-математической литературы. – М., 1973. – 496 с.

4. Савиных Ю.А., Грачев С.И., Ганяев В.П., Музипов Х.Н. Методы борьбы с парафиноотложени ями в нефтяных скважинах. Учебное пособие.–Тюмень: Издательский дом «Титул». -144 с.

Сведения об авторах Савиных Ю.А., к.т.н., доцент, кафедра «Электроэнергетика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: +7 (3452) 41-70- Грачев С. И., д.т.н., профессор, директор Института нефти и газа, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень, тел.: +7 (3452) 41-68- Медведев Ю.А., к.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет Шаталова Н.В., старший преподаватель, кафедра «Электроэнергетика», Тюменский государ ственный нефтегазовый университет, тел. +7(3452) 41-70- 62 № 6, Нефть и газ Savinykh Yu.А., Candidate of Technical Sciences, Department «Electroenergetics», Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone +7 (3452) 41-70-22.

Grachev S.I., PhD, Director of the Institute of Oil and Gas, Tyumen State Oil and Gas University, Tyu men, phone: +7 (3452) 41-68- Medvedev Yu.А., Candidate of Technical Sciences, senior lecturer, Department “Development and opera tion of oil and gas fields” phone: +7(3452) 41-68- Shatalova N.V., senior teacher, Department «Electroenergetics», Tyumen State Oil and Gas University, Tyumen, phone +7 (3452) 41-70- _ Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта УДК 536.2+662.1+665. МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО СОСТАВА ГАЗОКОНДЕНСАТА В ТРУБОПРВОДАХ С.М. Дудин, Ю.Д. Земенков, Н.В. Саранчин, А.Б. Шабаров (Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюменский государственный университет) Газоконденсат, физико-математическое моделирование, газожидкостное равновесие, потери давления, теплообмен с окружающей средой Gas condensate, physical-mathematical modeling, gas-liquid equilibrium, pressure losses, № 6, 2010 Нефть и газ heat exchange with environment Modeling of gas condensate phase structure in pipelines. Dudin S.M., Zemenkov Y.D., Saranchin N.V., Shabarov A.B.

A physical and mathematical model of gas-liquid mixture flow in a gas condensate pipeline is described. This model was developed on basis of the balance equations of conservation of mass, impulse and energy of the transported medium in the frame of the quasione-dimensional aproach.

Some recommendations were formulated for a practical use of the study results. Ref. 7.

Транспорт углеводородного сырья (УВС) – одна из наиболее энергоемких отраслей производства. Из литературных данных известно, что затраты мощности на перекачку еди ницы массы УВС в виде газа на 2-3 порядка превышают затраты мощности на перекачку УВС в виде жидкости. Поэтому для вопросов энергосбережения при транспорте УВС важ ной задачей является разработка и использование при проектировании и эксплуатации ме тода расчета течения и тепломассопереноса газожидкостных углеводородных сред в про мысловых и магистральных трубопроводах.

Газоконденсатные месторождения имеют ряд термодинамических особенностей, кото рые необходимо учитывать при их промысловой разработке, и транспортировке и перера ботке газового конденсата. Основная особенность заключается в сложном фазовом поведе нии газоконденсатной системы и зависимости при прочих равных условиях состава извле каемого сырья от фазового состояния залежи, поэтому важнейшей задачей проектирования и расчета конденсатопроводов является выбор наиболее адекватных методик расчета теп лофизических свойств и фазовых равновесий транспортируемого газоконденсата.

Физико-математическая модель течения газожидкостной смеси в конденсатопроводе Методам расчета теплофизических свойств веществ (ТФС) и фазовых равновесий по священо достаточно много научных изданий и справочников [1, 2, 3 и др.]. Когда речь идет о таких сложных системах, какими являются нефти, газовые конденсаты, природный газ и продукты их переработки, применение даже известных методик представляет непростую задачу. Следует также учитывать, что большая часть методов расчета разработана для ин дивидуальных углеводородов и смесей известного состава, поэтому использование их для расчета ТФС сложных смесей неизвестного состава не всегда возможно либо приводит к дополнительным, трудно оцениваемым ошибкам [1].

Для расчета теплофизических свойств газожидкостной смеси в трубопроводе использу ется метод контрольных объемов [2, 4]. Внутренний объем трубопровода разбивается на конечное число достаточно малых участков – контрольных объемов V, ограниченных внут ренней поверхностью трубопровода и поперечными сечениями S1 и S2, расположенными на расстоянии z друг от друга. Применительно к контрольному объему используются балан совые уравнения: массы, количества движения, а также баланса полной энергии. Основные балансовые уравнения сохранения массы, импульса и энергии при квазиодномерном тече нии записываем в форме предложенной профессором А.Б. Шабаровым [2, 4, 5 и др.].

Закон сохранения массы фаз газожидкостной смеси при квазиодномерном подходе име ет вид i.

N 2i v2i S2i 1i v1i S1i / i v / ni S / i J jiV (1) V t j j i Это уравнение учитывает расход через боковую поверхность, что характерно при расче тах утечек, расходы при контролируемых подводах и отводах массы в разветвленных си стемах трубопроводов и массообмен между фазами.

Уравнение баланса механической энергии записывается в форме обобщенного уравне ния Бернулли. Для модели с общим давлением фаз (i=g, l):

g P2 g v2 P v2 g kg gz2 kg 1g g 1g gz1 lвнg lтрg lg lg lфg, * / g g 2 64 № 6, Нефть и газ v2l l P2l v2 P kl gz2 kl 1l l 1l gz1 lвнl lтрl ll ll/ lфl, (2) * l l 2 где lвнi lвн gz1 gz2,lвнi f ix dx – удельная работа внешних сил, Дж/кг, за вычетом * dx работы по преодолению сил тяжести;

lmpi ( mpi мi ) i – работа, затрачиваемая D при движении каждой из фаз на преодоление сил трения и местные сопротивления, i / S / ~ li dx – удельная работа сил инерции;

li/ ni i i ( xi i ) – работа сил, свя t i S i занная с обменом импульсом при подводе или отводе массы через боковую поверхность;

N lфi ( Pjix i J ji )dx – удельная работа межфазных сил, которая при малых Jji j 1 i j i сводится к работе касательных напряжений на границе фаз, ki – коэффициенты Кориоли са, учитывающие неравномерность распределения скорости фазы по радиусу трубы, 21i 2i i – средняя на участке 1-2 плотность в схеме с общим давлением фаз Pi=P.

1i 2i Работа касательных напряжений на границе фаз Pjix может быть представлена в виде Pjix гр S g, где гр – касательное напряжение на границе жидкости и газа, Sg – площадь межфазной поверхности выделенного объема.

Интеграл сохранения внутренней энергии для однотемпературной смеси (Т i=Т) записы ваем в виде N i vi i N N N G c T G c T G' c T ' V Q N (3) вн тр t i2 i1 i i 2i g0 1i g0 g i 1 i 1 i ( n )' где Gi i vi ' ' S ' – расход подводимый через боковую поверхность;

Qвн – внешняя тепловая мощность;

N mp lmp G – мощность трения;

P0 P g 0 l gl (cl cvg )(T T0 ) – константа, находимая из условий норми g0) l(0) ( ровки при фазовых переходах l g [4].

Замыкающие соотношения Зависимость плотности газоконденсатной смеси от давления и температуры.

При заданных начальных условиях на входе в конденсатопровод (массовый расход ком понент – Gi, истинная плотность газоконденсата – sm0, температура – T0, давление – p0, массовые доли компонент – Nmi) находим плотность группы углеводородов гексан+ на входе в расчетный участок по формуле Nm n Сб (4) n -1 Nm i sm 0 i 1 М i i где i – молярный объем остальных компонентов, рассчитываемый по единому для газа и жидкости уравнению состояния Пенга-Робинсона [6].

Определив плотность группы углеводородов гексан+ по формуле (4) находим темпера туру кипения TbC6+, молярную массу MC6+, критические давление и температуру TcC6+, pcC6+ и фактор ацентричности С6+ по методикам из [1]. Используя эти данные, рассчи № 6, 2010 Нефть и газ тываются молярные доли компонент zi УВС. Таким образом, группа углеводородов гексан+ включается в состав газоконденсатной смеси как один псевдокомпонент. Вычислив затем плотность смеси с подстановкой в уравнение состояния значений параметров для индиви дуальных компонентов и параметров для псевдокомпонента sm=661,7 кг/м3, сравнивая его значение с заданным sm0=662,0 кг/м3, убеждаемся в адекватности такого подхода, так как относительное отклонение вычисленного значения sm от заданного составляет -0,05%.

Вязкость газоконденсатной смеси.

Вязкость индивидуальных углеводородов вычисляется с использованием базы данных из [3]. Вязкость группы углеводородов гексан+ находим с использованием методик из [1].

Вязкость всей смеси вычислялась при температуре 20оС и давлении 1 атм. по формуле N zi M i indi sm0 i N zi Mi i Пересчет вязкости на термобарические условия в различных сечениях трубопровода проводился по формуле 0.278 0, lg sm0 1,4503103 p 0,101325 5,2054 sm sm 10.

Изобарная теплоемкость газоконденсатной смеси.

Изобарная теплоемкость индивидуальных компонентов смеси вычисляли с использова нием базы данных из [3]. Изобарная теплоемкость группы углеводородов гексан+ определя ется с использованием формулы Ватсона-Нельсона. Теплоемкость всей смеси вычисляли по правилу аддитивности:

Cpi N С psm zi.

Mi i Теплопроводность газоконденсатной смеси.

Теплопроводность газоконденсатной смеси вычислялась с использованием базы данных и рекомендаций из [3], а молярные объемы компонентов смеси с использованием единого уравнения состояния Пенга-Робинсона.

Коэффициент теплоотдачи грунта.

Коэффициент теплоотдачи грунта находится следующим образом [7]:

2 гр H 3 (ф - ла Форхгеймера - Власова), если 2 H D 2 H D ln D D гр 2 гр H 3 (ф - ла Аронса - Кутателадзе).

если, H пр 1 D D ln 4 D Nu гр где H – глубина залегания трубопровода в грунте, м, H находится следующим образом:

пр ГР Н пр Н Н э ;

Н э Н сн, сн сн и ГР – коэффициенты теплопроводности снега и грунта:

причм Вт, Вт, сн 0, 465 гр 1, мК мК 66 № 6, Нефть и газ Nuгр – число Нуссельта для грунта:

возд D, Nuгр гр где возд – коэффициент теплообмена для воздуха:

Вт.

возд 11, м2 К Уравнение состояния для компонентов нефтегазоконденсатных систем.

В качестве уравнения состояния фаз в данной работе использовалось единое кубиче ское уравнение состояния Пенга-Робинсона (PR). Данное уравнение является уравнением состояния Ван-дер-ваальсового типа, широко используемое в задачах проектирования, раз работки и эксплуатации месторождений природных углеводородов, а также при моделиро вании процессов химической технологии. Это уравнение является частной формой четы рехкоэффициентного уравнения состояния следующего вида:

RT a p, (5) b ( c)( d ) где b, с, d – коэффициенты, постоянные для данного вещества;

коэффициент a зависит от температуры ( а ас ( Т ), где а с – константа, – температурная функция, равная единице при критической температуре).

Структура коэффициентов уравнения состояния определяется следующим образом [3]:

ac R 2Tc2 / pc, b RTc / pc, где c RTc / pc, d RTc / pc, с Z* с с Z* с [0,5 (с 0,75)1/2 ], с Z* с [0,5 (с 0,75)1/2 ].

с Здесь Zc, с – независимые параметры уравнения состояния. Их значения наряду с функцией ( Т ) полностью определяют уравнение состояния чистого вещества.

Определение составов и количественного соотношения равновесных паровой и жидкой фаз.

Коэффициентом распределения или константой равновесия i-го компонента углеводо родной смеси Кi называют отношение мольной доли этого компонента в паровой фазе уi к его мольной доле в жидкой фазе хi:

zi, (6) xi V Ki 1 zi Ki. (7) yi V Ki 1 № 6, 2010 Нефть и газ Уравнения (5) и (6) называют уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси.

Они позволяют определить мольные доли компонентов в паровой и жидкой фазах смеси состава zi при заданных значениях коэффициентов распределения Ki и известном значении мольной доли паровой фазы V.

Расчет истинного объемного газосодержания.

По определению истинное объемное газосодержание равно Vg Vg g.

V g VL V Vsm 1 L Vg Если объемы газа и жидкости находим как произведение молярного объема газа и жид кости ( g, L – рассчитываемые по уравнению состояния при известных составах фаз) на количество молей смеси, находящейся соответственно в газообразном и жидком состоянии ( Nv, N L ), то 1 g. (8) N 1 L L 1 L g NV g V Определение режима течения двухфазной газожидкостной среды в конденсатопрово де.

На каждом расчетном шаге происходила проверка фазового поведения газоконденсат ной смеси для термобарических условий в данном сечении конденсатопровода. Если смесь находилась в однофазном жидком состоянии (параметр V0 при равновесных значениях Ki), то система (2) содержала только одно уравнение, так как g полагалось равным нулю, а l — равным 1. Если параметр V на каком-либо расчетном шаге принимал значение 0V1, то по уравнениям (6), (7). рассчитывались равновесные составы газовой – yi и жид кой – xi фаз. Далее по единому уравнению состояния Пенга-Робинсона рассчитывалbсь плотность, а затем вязкость газовой и жидкой фаз, поверхностное натяжение жидкой фазы.

По известному молярному соотношению между газом и жидкостью рассчитывались массо вые расходы УВС в виде газа - Gg и в виде жидкости - GL. По известной методике [5] зна чения этих величин в дальнейшем использовались для определения режима течения га зожидкостной смеси.

Выводы Разработана физико-математическая модель равновесного течения углеводородной смеси в конденсатопроводе с учетом фазовых переходов и изменения компонентного соста ва фаз.

Предложена численная процедура определения условий равновесия «жидкость – газ»

для каждой компоненты смеси с применением базы данных о теплофизических свойствах компонентов, включая единое уравнение состояния Пенга-Робинсона.

На основе разработанной модели составлены методика и алгоритм расчета, позволя ющие определить компонентный состав фаз в произвольных сечениях трубопровода и найти допустимые значения массовых концентраций легких фракций углеводородов во входном сечении конденсатопровода из условия обеспечения однофазного режима течения по всей длине трубопровода.

Список литературы 1. Григорьев Б.А., Герасимов А. А., Ланчаков Г.А. «Теплофизические свойства и фазовые равнове сия газовых конденсатов и их фракций». – М: Издательский дом МЭИ, 2007. – 344 с.

2. Антипьев В. Н., Земенков Ю. Д., Шабаров А.Б. и др. «Техническая и параметрическая диагно стика в трубопроводных системах». - Тюмень: Вектор Бук, 2002. – 432 с.

3. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие/ Пер. с англ.

под ред. Б. И. Соколова. – 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.

68 № 6, Нефть и газ 4. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В. «Методика расчета равновесных параметров газожидкостной сме си углеводородов в трубопроводах», 2009. Тюмень: Издательство ТюмГУ, Вестник Тюменского госу дарственного университета, № 6. – С. 112-119.

5. Шабаров А.Б., Саранчин Н.В., Кутрунов В.Н. Автоматизированный расчет течения нефтегазовой смеси в трубопроводах. / Модернизация образования в условиях глобализации: Круглый стол «Образо вание через науку и инновации». – Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2005. – С. 126-129.

6. Peng D.Y., Robinson D.B. «A new two-constant equation of state» //Ind. Eng. Chem. Fundam. – 1976.

– v. 15. – pp. 59-64.

7. Антонова Е.О., Бахмат Г.В., Иванов И.А., Степанов О.В. «Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа». Спб.: Недра, 1999. – 228 с.

Сведения об авторах Дудин С.М., ассистент,кафедра «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и храни лищ», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)20-19-31, е-mail:dudin@tsogu.ru Земенков Ю.Д., д.т.н., заведующий кафедрой «Проектирование и эксплуатация нефтегазопрово дов и хранилищ», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)20-19-31, е-mail:zemenkov@tsogu.ru Саранчин Н.В., старший преподаватель, кафедра «Механика многофазных систем», Тюменский государственный нефтегазовый университет,тел.:(3452)25-15- Шабаров А.Б., д.т.н., кафедра «Механика многофазных систем», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)25-15-94, е-mail:tu1487@ mail.ru Dudin S.M., postgraduate, Department «Designing and operation of oil and gas pipelines and storag es»,Tyumen State Oil and Gas University, phone:(3452)20-19-31, е-mail:dudin@tsogu.ru Zemenkov Yu.D., Doctor of Technical Sciences, Head of Department «Designing and operation of oil and gas pipelines and storages» Tyumen State Oil and Gas University, phone:(3452) 20-19-31, е-mail:zemenkov@tsogu.ru Saranchin N.V., senior lecturer, Department «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State Oil and Gas University, phone:(3452)25-15-94, е-mail:tu1487@ mail.ru Shabarov A.B., Doctor of Technical Sciences, Department «Mechanics of multiphase systems», Tyumen State Oil and Gas University, phone.:(3452)25-15-94, е-mail:tu1487@ mail.ru _ УДК 69.03;

534.074:624. МОБИЛЬНЫЕ УПРАВЛЯЕМЫЕ ЭКОЛОГИЧНЫЕ ОПОРЫ ПОД НАДЗЕМНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Н.П. Абовский, В.И. Палагушкин, В.И. Сапкалов (Сибирский федеральный университет, г. Красноярск) Надземные магистральные трубопроводы, экология, напряженно-деформированное состояние, мобильные опоры, сейсмичность, вечномерзлые грунты Above-ground trunk pipelines, ecology, mode of deformation, mobile supports, seismicity, permafrost grounds Mobile controlled ecologically safe supports for above-ground trunk pipelines. Abovsky N.P., Palagushkin V.I., Sapkalov V.I.

A new design of supports for above-ground pipelines is proposed. This design ensures the efficiency and serviceability for the entire period of pipelines life from manufacturing, transpor tation, mounting, operation, monitoring of reliability to a dismantle without involving heavy ma chinery at maximum preservation of environment when constructing in severe conditions and seismicity. Fig. 5, ref. В связи с большим размахом строительства трубопроводных систем в сибирских усло виях, где широко распространены вечномрзлые грунты, а так же в сложных грунтовых № 6, 2010 Нефть и газ условиях и сейсмичности в густонаселенных и природоохраняемых зонах с различными природными условиями требуется проведение специальных дорог и больших земляных работ. Поэтому особое значение имеет прокладка труб при сохранении экологической об становки и повышении надежности систем.

Целесообразность и вынужденная необходимость надземной прокладки магистральных трубопроводов в северных нефтегазоносных районах Сибири доказана многими исследова телями и практиками. Д.М. Хомяков д.т.н. профессор МГУ им. М.В. Ломоносова чтко ука зал: «единственным приемлемым решением при строительстве нефтегазовых объектов яв ляется сохранение растительного покрова…» Поэтому конструкции надземных опор долж ны удовлетворять требованиям не только индустриальности и экономичности, но и эколо гичности [1].


Используемые решения, например, шпальные клети, свайные опоры этим требованиям мало соответствуют. Из-за использования тяжелой техники для забивки свай под опоры трубопровода, вокруг металлических свай образуется протаивание, оврагообразование, нарушающее несущую способность свай.

На Аляске использовали специальные трубчатые термосваи (сваи – холодильники), от личающиеся высокой стоимостью и сложностью строительства.

Применение свай, кроме этого, требует больших работ по восстановлению земляного покрова. Важнейшим вопросом является требование демонтажа трубопроводов после, например, 30-летнего срока их эксплуатации. Использование свайных опор усложняет и удорожает этот процесс, сопоставимый со стоимостью строительства.

Эти факты легли в основу предлагаемых новых запатентованных конструкций надзем ных опор [1], представляющих регулируемые мобильные опоры на железобетонной плите, не требующих заглубления в грунт, состоящих из опорной железобетонной плиты, осу ществляющей функции наземного (незаглубленного) фундамента, на которой на болтах смонтированы опоры козлового типа под трубопровод (рис. 1,2).

Имеющиеся дополнительные отверстия в металлических элементах под болты, позво ляют при их сборке устанавливать требуемую высоту и наклон опорной части трубопровода согласно реальной местности. Эта же способность управляемости сохраняется при ремонте и эксплуатации трубопроводов в случае просадки грунтов и неравномерной осадки опор.

Данные опоры выполняют также функции сборочного стенда трубопроводов и их свар ки с помощью переносного сварочного оборудования [6].

Рис. 2.

Рис. 1.

Регулируемая опора надземного Опора надземного трубопровода для строительства в трубопровода:

сложных грунтовых условиях:

патент № патент № Изготовлен опытный образец мобильной регулируемой надземной опоры ОАО «Соц кульбытстроем» г. Красноярска (рис. 3).

70 № 6, Нефть и газ Рис. 3. Мобильная регулируемая опора, объединенная с фундаментной плитой, для надземных магистральных трубопроводов Опоры могут быть использованы для слежения и управления за напряженно деформируемым состоянием надземных магистральных трубопроводов, проложенных в сложных грунтовых условиях и на вечномерзлых грунтах;

они обладают повышенной надежностью и качеством управления из-за учета реальных свойств конструкции (рис. 4) [4,5].

Устройство слежения и управления напряженно-деформируемым состоянием надзем ных магистральных трубопроводов состоит в том, что в его опасных местах размещены измерительные устройства, которые могут быть оптическими и механическими.

Магистральные трубопроводы часто подвергаются действию ветровых нагрузок, кото рые приводят к колебаниям трубопроводов, оказывают негативные воздействия на них, уменьшают надежность работы [7].

Рис. 4. Устройство слежения и управления напряженно-деформируемым состоянием с помощью оптических и механических устройств Предлагаемая конструкция (рис. 5) позволяет повысить надежность эксплуатации надземных трубопроводов, защищая их от действия ветровых нагрузок и предотвращая ветровые колебания с помощью установки на трубопроводе шпренгельных и амортизаци онных устройств.

Эти устройства позволяют обеспечить предварительное напряжение трубопровода на рискованных участках, ужесточить конструкцию, изменить форму и частоту собственных колебаний, воспрепятствовать негативному воздействию [8]. Данные устройства являются № 6, 2010 Нефть и газ съемными, устанавливаются в опасных ветровых зонах в процессе наблюдения за эксплуа тацией надземных трубопроводов.

Рис. 5. Устройство для повышения надежности работы магистральных трубопроводов от ветровых воздействий Данные опоры обладают определенными преимуществами.

Установка опоры на местности практически не требует производства земляных работ и применения тяжелой техники.

Сборка опор на болтах производится без применения сварки.

В опорах предусмотрена регулировка уровня и наклона установки трубопровода со гласно рельефу местности.

Опора является сборочным стендом для монтажа и сварки трубопровода.

В максимальной степени сохраняется экология окружающей среды, сохранность почв.

Позволяют следить и управлять напряженно-деформируемым состоянием труб на опорах с помощью оптических и механических устройств.

Предусматриваются почти все операции от доставки, сборки, монтажа, демонтажа и наблюдения за состоянием. Удобно производить демонтаж.

Кроме нефтяников и газовиков, интерес к данным опорам проявили теплоэнергетики и работники магистральных сетей ЖКХ.

Экономическая эффективность мобильных опор под магистральные трубопроводы складывается из следующих факторов:

Предотвращение аварийности из-за сейсмики и неравномерных осадок.

Отметим, что в некоторых регионах, например, в Иркутской области, где наличие веч номерзлых грунтов сочетается с высокой сейсмичностью, применение предложенных опор весьма эффективно, так как обеспечивается сейсмостойкость и сохранность свойств вечно мерзлых грунтов. Действительно, сейсмостойкость трубопроводов на предлагаемых опорах обеспечивается скользящим слоем между плитой опоры и основанием, который способ ствует снижению уровня горизонтальных сейсмических воздействий на опору. Величина этих воздействий меньше или равна силе трения между опорой и основанием. Причм из вестно, что сила трения при динамическом воздействии значительно меньше, чем при ста тическом. Устройство же скользящего слоя существенно снижает коэффициент трения бе тонной плиты по основанию. При больших сейсмических воздействиях волна сейсмической подвижки основания как бы проскальзывает под плитой опоры, оставляя ее на месте. Для ограничения смещения опор от сейсмического воздействия в поперечном (по отношению к оси трубопровода) направлении предусматривается устройство ограничителей-упоров. Рас стояние до упоров зависит от сейсмоопасности территории. Например, на трансаляскин 72 № 6, Нефть и газ ском нефтепроводе, где расчт был на 8-9 баллов, предусматривалась возможность смеще ния по специальным поперечным металлическим рельсам порядка 6 – 7 метров.

Снижение эксплуатационных затрат.

Опорные конструкции позволяют осуществлять их доставку к месту строительства, монтаж на выровненной площадке с подсыпкой, осуществлять сварочные работы, прово дить наблюдения за безопасной работой в условиях сейсмики.

Отметим удобство монтажа даже в сибирских условиях. Плиты транспортируются по трассам на обычном транспорте по зимнику и устанавливаются на выровненные площадки грунта (если требуется – с подсыпкой гравия или песка). В сейсмических районах между плитой и основанием прокладываются два слоя полимерной плнки для создания скользя щего слоя. Затем на плитах монтируются на болтах металлические козловые опоры, позво ляющие обеспечить требуемую нивелировку оси трубопровода. Благодаря регулируемости опор, это удобно сделать без затруднений. Принять проектные установочные решения мож но непосредственно в полевых условиях. Затем развозятся трубы, которые укладываются на смонтированные опоры так, что опоры выполняют роль сборочно-монтажных стендов, на которых предусмотрены места для переносного сварочного аппарата и осуществления свар ки торцов смежных труб. Отметим, что болтовые соединения при наборе дополнительных отверстий в стыкуемых элементах обеспечивают регулировку высоты (и уровня наклона) с точностью до сантиметра, а подвижные по опорным траверсам клиновидные элементы с двух сторон обеспечивают плотный контакт опирания трубы с опорой. Таким образом при монтаже и эксплуатации трубопровода (даже при просадке грунта под опорой) обеспечива ется надежное плотное опирание трубопровода на опоры. Прокладка трассы трубопровода может осуществляться традиционно с устройством компенсаторов и неподвижных опор.

Тогда предлагаемая опора, имеющая возможность подвижки по основанию заанкеривается, например, путем устройства дополнительного заглубленного упора или с помощью свай.

Другой вариант устройства трассы трубопровода – «змейкой», извилины которой гасят накапливающиеся температурные подвижки трубопровода. Отметим, что подвижки трубо провода возможны, с одной стороны, по скользящему слою между плитой и основанием, когда сдвигающая сила превосходит силу трения плиты по основанию, с другой стороны, – по тефлоновой или иной прокладке между трубой и опорными клиновидными вкладышами.

Малочувствительны к негативным воздействиям.

За счет удешевления строительства (уменьшение земляных работ и общей трудоем кости, сборность и транспортабельность на обычном транспорте.

Уменьшение расхода бетона.

Сокращение сроков строительства.

Важным моментом является возможность при окончательной эксплуатации подвер гать демонтажу (обычно используются опоры свайного типа, которые не поддаются демон тажу).

Так как магистральные трубопроводы создаются на ограниченный обозримый период (20-30 лет), то необходимо предусматривать в проектах возведения и демонтаж опоры тру бопроводов, а так же восстановление экологических условий среды. Не нарушается легко ранимый земляной покров северных территорий, а также температурный режим вечномерз лых грунтов. Таким образом, сохраняются естественные свойства грунтов, обеспечивается надежность опорных устройств трубопроводов в сложных грунтовых условиях в сочетании с индустриальностью и мобильностью, регулируемостью;

в процессе строительства и экс плуатации определяется эффективность их применения.

Давление на грунт минимально.

За счет автоматического управления НДС наземных магистральных трубопроводов, проложенных в сложных грунтовых условиях (слабых, просадочных, пучинистых и на веч номерзлых грунтах).


Весьма частой проблемой прочности трубопроводов является перенапряжение в трубо проводах из-за неравномерной осадки опор и разрушение металла из-за колебаний трубо проводов. Существующий способ управления НДС трубопроводов осуществляется регули рованием осадок (перемещений опор) и активного гашения колебаний с помощью лазерных и оптических устройств.

Возможно автоматическое слежение за напряженно-деформируемым состоянием назем ных магистральных трубопроводов осуществляется при учете реальных свойств наземных № 6, 2010 Нефть и газ трубопроводов, обработке сигналов, поступающих с тензодатчиков, установленных в опас ных сечениях на компьютер с управляющей программой, выдачей управляющей програм мой сигналов на управляющее устройство подъема и опускания магистрального трубопро вода. Выполнение исполнительных механизмов в виде регулируемых опор, совмещенных с фундаментной плитой, что позволяет укладывать магистральные наземные трубопроводы в сложных грунтовых условиях, на вечномерзлых грунтах и в сейсмических зонах за счет большой площади фундаментной плиты, ее конструкции. Регулируемые опоры, совмещен ные с фундаментной плитой, снабжены подъемными устройствами, позволяющими при определении напряженно-деформируемого состояния наземного трубопровода производить его медленное опускание или подъем.

Магистральные трубопроводы на опорах защищены от действия ветровых нагрузок, что позволяет обеспечить предварительное напряжение трубопровода на рискованных участках, ужесточить конструкцию, изменить форму и частоту собственных колебаний и воспрепятствовать негативному воздействию.

Список литературы 1.Абовский, Н.П. Строительство в северных нефтегазоносных районах красноярского края. – Крас ноярск, 2005. – 228 с.

2. Пат. № 2246657. Российская Федерация. Опора надземного трубопровода / Абовский Н.П., Май стренко Г.Ф., Федоренко Л.Д., Абовская С.Н., Сапкалов В.И. опубл. 2005. БИ № 5.

3. Патент 41829. Российская Федерация. Регулируемая опора надземного трубопровода для строи тельства в сложных грунтовых условиях / Абовский Н.П., Майстренко Г.Ф., Сапкалов В.И., Матюшен ко В.А.. опубл. 2004. БИ № 31.

4. Патент 49251. Российская Федерация. Устройство слежения и управления напряженно деформируемым состоянием надземных магистральных трубопроводов, проложенных в сложных грун товых условиях /Абовский Н.П., Сапкалов В.И., Романов А.П. Опубл. 2005. БИ № 31.

5. Патент 53008. Российская Федерация. Устройство автоматического слежения напряженно деформируемым состоянием надземных магистральных трубопроводов, проложенных в сложных грун товых условиях и в сейсмических зонах с помощью оптических устройств / Абовский Н.П., Сапкалов В.И., Романов А.П./ опубл. 2006. БИ № 12.

6. Патент 60669 Российская Федерация. Регулируемая опора для монтажа и сварки магистральных трубопроводов /Абовский Н.П., Сапкалов В.И., Романов А.П. Опубл. 2007. БИ № 3.

7. Заявка 2010108557/06 на патент Российской Федерации. Надземный трубопровод повышенной надежности / Абовский Н.П., Палагушкин В.И., Сапкалов В.И. 2009 г.

8. Патент 2122188. Российская Федерация. Способ автоматического управления несущей способно стью многопролетной неразрезной балки и устройство для его реализации /Абовский Н.П., Бабанин Б.В., Смолянинова Л.Г. Опубл. 1998. БИ 32.

Сведения об авторах Абовский Н.П., д. т. н., профессор-консультант кафедры «Строительная механика и управление конструкциями», Инженерно-строительный институт Сибирского федерального университета г.

Красноярск, тел.: 8(391)2527864, e-mail: abnaum@yandex.ru Палагушкин В.И., к. т. н., заведующий кафедрой «Строительная механика и управление кон струкциями», Инженерно-строительный институт Сибирского федерального университета г. Крас ноярск, тел.: 8(391)2527864,e-mail: abnaum@yandex.ru Сапкалов В.И., инженер кафедры «Строительная механика и управление конструкциями», Инже нерно-строительный институт Сибирского федерального университета г. Красноярск, тел.:

8(391) Abovsky N.P., Doctor of Technical Sciences, professor-adviser of Department «Structural mechanics and constructions control», Construction Engineering Institute of Siberian Federal University, Krasnoyarsk, рhone: 8(391) 2527864, e-mail: abnaum@yandex.ru Palagushkin V.I., Candidate of Technical Sciences, Head of Department ««Structural mechanics and constructions control», Construction Engineering Institute of Siberian Federal University, Krasnoyarsk, рhone: 8(391) 2527864,e-mail: abnaum@yandex.ru Sapkalov V.I., engineer, Department «Structural mechanics and constructions control», Construction En gineering Institute of Siberian Federal University, Krasnoyarsk, рhone: 8(391) _ УДК 622.692.4:621. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДА ПРИ ПЛОСКОМ НАПРЯЖЕННОМ СОСТОЯНИИ 74 № 6, Нефть и газ В. И. Кучерявый, Д. И. Козлов, Д.С. Крайнев (Ухтинский государственный технический университет) Нефтегазопровод, надежность, напряжение, дисперсия Oil and gas pipeline, reliability, stress, dispersion Evaluation of the reliability of oil and gas pipelines in the plane stress condition. Kucherya vyi V.I., Kozlov D.I., Krainev D.S. Proceedings of Universities. Oil and Gas.

A mathematical model for oil and gas pipeline strength probabilityhas been developed. The optimal reliability level has been defined. Table 1, ref. 2.

В настоящее время детально разработаны детерминированные методы расчета нефтега зопроводов на прочность, жесткость и устойчивость по методу предельных состояний, ре гламентированные строительными нормами и правилами. Недостаток методов, что они являются неудовлетворительными с точки зрения анализа надежности, поскольку из-за рас сеивания характеристик прочности трубных сталей, нагрузок и воздействий, всегда имеется определенная вероятность отказа при одном и том же нормативном коэффициенте запаса.

Из-за этого возникает необходимость развития вероятностных методов расчета нефтегазо проводов на стадии проектирования для прогноза их показателей надежности и обеспече ния безаварийной работы в процессе длительной эксплуатации (выработки проектного ре сурса – 33 года). На решение этой задачи направлена данная статья. Вероятностно статистические методы в строительной механике и строительном проектировании являются основой норм проектирования строительных конструкций различных стран [1].

Поскольку нефтегазопроводы прокладываются в различных грунтовых и климатических ~ зонах, то исходные расчетные переменные предела прочности трубной стали и, внутрен ~ не давление транспортируемого продукта ~, срединный диаметр d и толщину стенки p ~ ~ ~ трубы h, коэффициенты Пуассона и линейного расширения металла, модуль Юнга ~ E, по совокупности однотипных участков трубопровода, представляем независимыми слу чайными величинами, которые могут подчиняться различным вероятностным распределе ниям.

Расчетную схему прямолинейного участка нефтегазопровода рассматриваем, как беско нечно длинный стержневой элемент, защемленный в грунте, который нагружен внутренним давлением ~ и подвержен температурному воздействию стенки с положительным перепа p ~ дом t 0. При таком нагружении в опасных точках поперечного сечения трубы форми ~ руются следующие компоненты нормальных напряжений: окружные, температурные ~~ ~ ~ ~ t и осевые z t, радиальными напряжениями ввиду их малости пренебрега ем. С учетом этого, эквивалентные напряжения в опасной точке поперечного сечения (плоское или двуосное напряженное состояние) определяем по известной формуле теории удельной энергии формоизменения:

~ ~2 ~2 ~ ~ z z, (1) ~ ~ ~p~ ~ ~~ ~ где ~ d (2 h ) 1, z ~ d (2 h ) 1 E t.

~ ~ p Отказ проектируемого участка нефтегазопровода, связанный с его разрушением, возмо ~ жен тогда, когда эквивалентные напряжения в опасной точке превысят предел прочности трубной стали. В связи с этим в качестве показателя статической модели надежности нефте газопровода принимаем вероятность его неразрушения по критерию прочности в опасной точке сечения трубы:

R Pr ob( и ) Pr ob( и ) ~ 0, ~~ ~ ~y (2) № 6, 2010 Нефть и газ где ~ – это случайная величина, обозначающая разностный параметр предельного состоя y ния нефтепровода по критерию прочности.

~ ~ Независимые случайные величины и и нормально распределены. Общее выраже ние (2) для R приводится к известному виду [1,2] R ФZ, Z ( и ) (Sи S2 ) 1 / 2, (3) u – математическое ожидание предела прочности трубной стали;

где – математическое ожидание эквивалентных напряжений;

S2 - дисперсия предела прочности;

S – дисперсия u z эквивалентных напряжений;

Ф Z ( 2 ) 1 exp x 2 / 2 dx – функция нормированно го нормального распределения;

Z - ее аргумент.

В (3) выражение для Z принято называть уравнением связи. Ранее модель (3) использо валась для оценки прочностной надежности при простых видах нагружения. В условиях двухосного напряженного состояния (совместное силовое и температурное воздействия), вероятностные методы оценки прочности прямолинейных участков нефтегазопровода не разработаны. Поэтому для дальнейшей реализации алгоритма найдем основные числовые ~ характеристики эквивалентного напряжения по (1) – математическое ожидание и дисперсию S 2, которые входят в уравнение связи (2).

~ Из (1) следует, что – это нелинейная функция семи независимых случайных аргу ~~ ~~~~ ментов ~, d, h, t,,, E.

p Известны их математические ожидания p, d, h, t,,, E и соответственно стан дарты S1, S2, S3, S4, S5, S6, S7, которые на стадии проектирования находим по правилу математической статистики трех сигм, используя возможные минимальные и максималь ные значения случайных аргументов в (1).

При сделанных допущениях найти строго аналитические плотность распределения ве роятностей p( ) по (1) и параметры и S, преобразованием нелинейной функции не скольких случайных переменных, математически сложно, что в конечном итоге придется численно решать несобственные интегралы сложной структуры. Поэтому и S находим приближенно, линеаризируя функцию (1) разложением в ряд Тейлора в окрестности мате матических ожиданий исходных случайных аргументов p, d, h, t,,, E [2]. В ре зультате общие выражения для и S будут вида f ( p, d, h, t,,, E ), (4) S ( / p ) S1 ( / d ) 2 S 2 ( / h ) 2 S 2 2 2 2 (5) ( / t ) 2 S 4 ( / ) S5 ( / ) 2 S6 ( / E ) 2 S7.

2 2 2 Из (4) следует, что в рамках линеаризации для нахождения достаточно в (1) вместо аргументов подставить их математические ожидания. В выражении (5) для S дисперсию толщины стенки трубы представляем как S3 ( / 3) 2 h 2, где – допуск в относитель ных единицах, равный некоторой доли толщины стенки h. Развернутую формулу для S, полученную по (1), с учетом (5), не приводим из-за громоздких выражений.

76 № 6, Нефть и газ Вероятностное условие прочностной надежности нефтегазопровода зададим в виде R R*, расчетный показатель надежности, определяемый по (3), с учетом (4) - (5);

R* – требуемый (нормативный) показатель надежности, который предлагаем находить по формуле [2] R* 1 /[1 C p Ca 1 ], (6) где C p, Ca – соответственно затраты на планово-профилактическую и аварийную замены труб.

Если отказ нефтегазопровода не приводит к аварии, то в (6) можно допустить равнове роятность планового и аварийного ремонтов C p Ca 0,5. Если стоимость аварии воз растает, то R* стремится к единице, следовательно, диапазон изменения R* от 0,5 до 1.

Поскольку аварийный отказ нефтегазопровода приводит к тяжелым последствиям, то вели чину R* следует назначить больше 0,99. Из условия R R* найдем математическое ожи дание толщины стенки нефтепровода h по требуемой нормативной надежности R* при следующих данных: p 6,5 МПа, S1 0,13 МПа;

d 0,53 м, S2 0,0106 м;

t 900 C, S4 1,80 C;

0,28, S5 0,006;

1,25 105 0C 1, S6 0,0025 10 5 0C 1;

E 2,06 105 МПа, S7 0,04 105 МПа;

0,01.

Участок проектируемого нефтепровода выполняем из труб Челябинского трубопрокат ного завода с контролируемой прокаткой, изготовленных по ТУ 14-3Р-03-94. Это прямо ~ шовные трубы из стали 08ГБЮ с параметрами: и 510 МПа, Sи 10,2 МПа. Поскольку нефтепровод – это потенциально опасный объект, то отношение затрат плановой замены труб C p к аварийной Ca принимаем 0,001, в результате нормативная надежность в соот ветствии с (6) будет равна R* 0,999, которой соответствует Z* 3,09. По этим данным в результате численного решения уравнения связи (3), с учетом (4) – (5), найдено математи ческое ожидание толщины стенки трубы h 0,00412 м, которое округлено до номиналь ного стандартного значения, обеспечивающее требуемый уровень надежности. При найден ном h и неизменных исходных данных по (3), с учетом (4) – (5) исследована чувствитель ность надежности вновь проектируемого прямолинейного участка нефтепровода к рассеи ванию диаметра S2, температурного перепада S4 и допуска для толщины стенки. Ре зультаты вычислений представлены в таблице.

Зависимость надежности участка нефтепровода от стандартного отклонения диаметра, температурного перепада и допуска для толщины стенки S2, м R S4, 0 C R2 R 0,0106 0,989830 1,80 0,989830 0,010 0, 0,0212 0,967045 3,60 0,985956 0,015 0, 0,0318 0,925790 5,40 0,978688 0,020 0, 0,0424 0,878240 7,20 0,967518 0,025 0, 0,0530 0,833738 9,00 0,952601 0,030 0, 0,0636 0,795425 10,8 0,934744 0,035 0, 0,0742 0,763379 12,6 0,915055 0,040 0, 0,0848 0,736725 14,4 0,894595 0,045 0, 0,0954 0,714468 16,2 0,894197 0,050 0, 0,1060 0,695734 18,0 0,854430 0,055 0, № 6, 2010 Нефть и газ Выполненные расчетные исследования показывают, что прочностная надежность нефтепровода наиболее чувствительна к изменению давления, предела прочности трубной стали, температурного перепада, менее к допуску на толщину стенки. По этим данным установлен оптимальный уровень показателя статической модели прочностной надежности нефтепровода – вероятность неразрушения R. Затем выполняем прогнозирование динами ческого показателя надежности – вероятность безотказной работы нефтепровода:

R(t ) R (1 R) exp( t ), (7) где – параметр, равный среднему числу отказов в год на одну тысячу километров;

t – период эксплуатации нефтепровода, годы.

На основании модели (7) установлена гарантированная надежность и остаточный ре сурс потенциально опасных и длительно эксплуатируемых участков нефтепровода, что привело к минимизации внештатных и аварийных ситуаций на трубопроводах северного технического коридора.

Список литературы 1. Аугусти Г., Баратта А., Кашиати Ф. Вероятностные методы в строительном проекти ровании / Пер. с англ. - М:Стройиздат, 1988.- 584 с.

2. Кучерявый В. И. Расчет прочностной надежности участка газопровода при комбини рованном нагружении // Известия вузов. Нефть и газ. 2006. №2. - С.34-39.

Сведения об авторах Кучерявый В.И., д.т.н., профессор кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуа тация магистральных газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Ухтинский государ ственный технический университет, тел: 8(8214)76-45- Козлов Д.И., студент, кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуатация маги стральных газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Ухтинский государственный тех нический университет, e-mail: virt--1988@rambler.ru Крайнев Д.С., студент кафедра «Проектирование, сооружение и эксплуатация маги стральных газонефтепроводов и газонефтехранилищ», Ухтинский государственный тех нический университет, e-mail: mr.freeman007@rambler.ru Kucheryavyi V.I., Doctor of Technical Sciences, Department «Designing, construction and operation of trunk gas and oil pipelines and storages», Ukhta State Technical University, phone:

(8)8214)76-45- Kozlov D.I., student, Department "Designing, construction and operation of trunk gas and oil piopelines and storages",Ukhta State Technical University, e-mail:virt--1988@rambler.ru Krainev D.S., student,Department «Designing, construction and operation of trunk gas and oil piopelines and storages», Ukhta State Technical University, e-mail: mr.freeman007@rambler.ru _ УДК 620.197. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ Т.Г. Капитальчук, А.С. Бачериков, В.Н. Коваленко (Тюменский государственный нефтегазовый университет) Трубопровод, напряженно-деформированное состояние, электрометрия Pipeline, mode of deformation, electrometry Improvement of efficiency of cathodic protection stations operation. Kapitalchuk T.G., Bacherikov A.S., Kovalenko V.N.

The authors have investigated the mode of deformation of underground trunk pipelines. They have found the relationship between a stationary potential of steel and the stress in the pipes body.

The analytical dependences have been defined allowing for an estimation of changes in the under 78 № 6, Нефть и газ ground pipelines mode of deformation with an accuracy sufficient for engineering calculations using the results of electrometric measurements.Also, a technique has been offered to increase the efficiency of pipelines cathodic protection stations operation for protection of the oil pipeline sec tions affected by mechanical loads. Fig. 7, ref. Значимость задачи оценки реального технического состояния и контроля напряженно деформированного состояния (НДС) трубопроводов привела к разработке многочисленных методов и средств диагностики (ультразвуковые;

рентгеновские;

методы магнитной памяти металла и др.). Традиционные методы неразрушающего контроля подземных трубопро водов не позволяют прогнозировать внезапное проявление усталостных повреждений, а сориентированы на поиск уже развитых дефектов. Кроме того, они требуют существе н ных затрат материальных и трудовых ресурсов.

Таким образом, разработка новых методов и систем комплексной оценки технического состояния подземных магистральных нефтепроводов является актуальной задачей.

С целью определения местоположения зон концентрации напряжений, в подземных нефтепроводах и их количественной оценки, а также повышения эффективности эксплуата ции станций катодной защиты (СКЗ) в ТюмГНГУ на основе результатов электрометриче ских измерений проведены лабораторные, натурные и теоретические исследования на участке 134-264 км действующего нефтепровода Холмогоры – Западный Сургут (ХЗС).

При проведении исследований с использованием программного комплекса и приборов фирмы «Weiklekes elektronik», многофункционального измерительного прибора «MoData-2», произведено более 13000 измерений стационарного потенциала стали по длине трубопровода. Обработка полученных данных на ПК осуществлялась с помощью програм мы IntMess 3.0. При помощи GPS навигатора и локатора (трассаискателя) серии RD проведен анализ всего исследуемого нефтепровода, выявлены места с отклонением трубо провода от проектного положения. Обработка полученных данных программным комплек сом «ANSYS» (методом конечных элементов) позволила выделить наиболее опасные участки с повышенными значениями напряжений в теле трубопровода (рис. 1), где вынос ками показаны участки нефтепровода, с зафиксированными значениями напряжений вы ше 70 МПа.

Рис.1. Участки нефтепровода ХЗС с высокими механическими напряжениями Сопоставляя такие показатели как изменения НДС и распределение потенциалов, выяв лено, что при повышении напряжений в теле трубопровода, повышаются и значения ста ционарного потенциала стали Ест. Например, на участке с 137-140 км (рис. 2) нефтепровода ХЗС видно, что наибольшие значения напряжений на данном случае зафиксированы в обла сти выхода трубопровода на дневную поверхность.Такое изменение напряжений обуслов лено наибольшим радиусом изгиба трубопровода приведенного участка, а также отсутстви ем компенсации напряжений давлением грунта. Также в области выхода трубопровода на дневную поверхность зафиксированы наибольшие значения стационарного потенциала № 6, 2010 Нефть и газ стали. Статистическая обработка полученных данных впервые позволила получить зависи мости стационарного потенциала стали Ест от напряжений, возникающих в теле труб.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.