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 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«I Содержание НОВОСТИ ОТРАСЛИ Газовая промышленность (Москва), 13.03.2014 1 ...»

-- [ Страница 2 ] --

Типичным примером объекта, на котором комплексом методов была выявлена и количественно оценена анизотропия горизонтальной проницаемости и степень ее влияния на разработку, является Крапивинское месторождение, расположенное в юго-западной части Томской обл. Комплексные исследования (литологические, петрофизические, петроструктурные) были выполнены по образцам керна нефтенасыщенного коллектора Ю(1)(3-4), вскрытого изученными в анизотропном отношении скв. Х22 и Х87.

Методологически процесс исследований включал восстановление пространственной ориентировки образцов керна палеомагнитным методом, изучение литолого-структурных особенностей отложений с применением ориентированных шлифов, включая микроструктурный анализ по зернам кварца, определение комплекса фильтрационно-емкостных (пористость, проницаемость) и петрофизических (плотностных, упругих и магнитных) свойств с измерением анизотропии магнитных и упругих параметров пород. Детально методика и технология выполняемых исследований приведены в работах [2,3].

Литологическая анизотропия коллектора Ю(1)(3) изучалась на основе морфологического и микроструктурного анализа кварца пород. Анализ характера удлинений зерен кварца проводился в плоскостях, близких напластованию, перпендикулярно слоистости и знакам ряби. Полученные результаты после статистической обработки были вынесены на круговые диаграммы (рис. 1, а).

Практически для всех образцов в плоскости, перпендикулярной напластованию и косой слоистости, обнаруживается бимодальное распределение удлинения кварцевых зерен. Как правило, один ярко выраженный максимум соответствует удлинению в плоскости напластования, второй подчиненный - сопоставляется с косой слоистостью или аналогичными ей структурными элементами, что позволяет рассматривать образование песчаников в фациальных обстановках с динамически активной средой. Преобладающие типы ориентировок в зависимости от количества и протяженности максимумов направлений удлиненных кварцевых зерен могли формироваться: при низкой скорости водного потока, переносящего обломочный материал волочением или перекатыванием (первый тип);

при движении быстрого водного потока, приводящего к ориентировке зерен острым концом вниз по течению (второй тип);

во внутренних зонах водных бассейнов, подвергающихся действию волн (третий тип).

С выделенными типами ориентировок по удлинению хорошо согласуются и ориентировки оптических осей кварца в исследуемых песчаниках. Преимущественное развитие имеют петроструктурные типы, приведенные на рис. 1, б. Первый тип указывает на преобладающее осаждение уплощенно-удлиненных зерен в условиях незначительного течения. Второй тип ориентировки осей удлиненных зерен кварца - на волноприбойный характер водной среды при формировании осадков. Плоскость симметрии пологих максимумов L ориентируется поперек течения и соответствует направлению береговой линии, которая согласно палеомагнитной ориентировке имеет северо-восточное простирание. Природа другой пары симметричных максимумов, расположенных по дугам малого круга, обусловлена, вероятно, иной морфологией зерен. Третий тип узора ориентировки оптических осей характеризует ориентировку зерен, обусловленную перемещением обломочного материала путем волочения и сальтации, что хорошо согласуется с ориентировкой зерен по удлинению и указывает на формирование осадочного материала в условиях руслового потока умеренных и быстрых скоростей.

В целях изучения микронеоднородности фильтрационно-емкостных характеристик пласта Ю(1)(3) были проведены точечные (через 0,5 см) исследования проницаемости по образцам, отобранным в различных частях продуктивного разреза. Установлено, что в однородных песчаниках верхней части разреза микронеоднородность фильтрационных параметров проявляется достаточно отчетливо. В образцах средней части разреза с явно выраженной текстурной неоднородностью песчаников изменение фильтрационных характеристик имеет более спокойный характер со значительным снижением проницаемости от 0,001 до 0,0001 мкм(2) по сравнению с верхней частью разреза.

Песчаники нижней части разреза пласта Ю(1)(3) также обладают низкими значениями проницаемости: 0,0005-0,002 мкм(2).

Магнитные свойства и скорости продольных упругих волн изменяются в песчаниках пласта Ю(1)(3-4) по разрезу согласованно с поведением фильтрационно-емкостных свойств. Для верхней и средней части пласта отмечается относительное понижение магнитной восприимчивости и скорости продольных волн при повышенной проницаемости.

Значения коэффициента анизотропии магнитных и упругих свойств по образцам отобранной коллекции образцов в среднем составляют 10%, достигая в некоторых случаях 20-30%. Для магнитных параметров характерно северо-восточное, а для упругих - северо-западное направление главной оси эллипса анизотропии [3]. В пределах коллектора Ю(1)(3-4) направления максимумов магнитной и упругой анизотропии разворачиваются на угол, близкий к 90°.

По этой же коллекции керна произведено определение открытой пористости, газопроницаемости и кривых капиллярного давления. Для данного опыта из каждого образца керна изготавливалось два цилиндра, ориентированных взаимно перпендикулярно в соответствии с выявленными характеристиками литолого-петрофизической анизотропии (северо-восточное простирание).

Соотношение проницаемостей по разным направлениям варьирует от 1,5 до 5,0, составляя для наиболее проницаемых разностей величину, близкую к 2,0, при этом коэффициент пористости отличается только десятыми долями (таблица).

По данным капиллярометрии установлено, что в направлении наилучшей проницаемости число пор наибольшего радиуса может достигать соотношения 1:6 по сравнению с ортогональным направлением. Проведенный комплекс петрофизических и литологических исследований на контрольной коллекции образцов керна из скв. Х87 позволяет сделать следующие выводы:

критические направления пространственной анизотропии хорошо согласуются с анизотропией магнитных, электрических и упругих свойств пород, что совместно с работами по ориентированному керну позволяет проводить наиболее целенаправленные лабораторные исследования анизотропии песчаных резервуаров. Направление наибольшей проницаемости соответствует главным осям литологической упорядоченности (удлинения кварцевых зерен) и магнитной восприимчивости пород. Направление главной оси упругой анизотропии (по скорости продольных волн) преимущественно ортогонально направлению наибольшей проницаемости. Коэффициенты анизотропии существенно возрастают для пород с большей проницаемостью на фоне понижения абсолютных значений скорости и магнитной восприимчивости;

пространственная ориентация обломочных зерен, связанная с гидродинамическими особенностями формирования терригенных резервуаров, предопределяет структуру поровой матрицы и анизотропию ее фильтрационной характеристики;

среднее арифметическое значение анизотропии горизонтальной проницаемости по образцам ориентированного керна составляет 1,64, ориентация оси максимальной проницаемости северо-восточная по азимуту 40°.

Для оценки влияния и уточнения фильтрационной анизотропии коллекторов Крапивинского месторождения проведено определение ориентации и величины выявленной литолого-петрофизической неоднородности нефтяных пластов с учетом других вариантов данных, получаемых из интерпретации параметров геофизических исследований скважин (ГИС), гидродинамического моделирования и истории разработки, имеющейся на сегодняшний день.

Первым источником информации для определения анизотропии являлось измерение проницаемости на ориентированном керне, как это было показано выше.

Второй источник информации - это данные геофизических исследований скважин, интерпретационным параметром которых является проницаемость. Построение карт проницаемости по данным ГИС для заданных с помощью анализа фильтрационных свойств ориентированного керна интервалов скв. Х87 показывает удовлетворительную сходимость ориентировки изолиний по блоку месторождения, выбранного для анализа, с предпочтительной ориентировкой проницаемости по керну (рис. 2). Азимут ориентировки направления улучшенной проницаемости по картам составляет 38°.

Третьим источником информации для оценки анизотропных свойств пласта являлось гидродинамическое моделирование с переменной величиной анизотропии проницаемости и сравнение результатов моделирования с данными исторических показателей разработки. Для этого анализа были использованы полученные результаты по обводненности продукции после прорыва воды, что является наиболее надежным индикатором анизотропии проницаемости. По этой причине данный анализ доступен на средней или завершающей стадии разработки месторождения.

Сравнение исторических и расчетных показателей обводненности продукции дает возможность определить величину анизотропии. В пределах выбранного блока месторождения в группе изученных скважин, состоящей из одной нагнетательной и шести добывающих скважин, прорыв воды уже произошел ко всем добывающим скважинам.

Для целей исследования координатная сетка модели была переориентирована с учетом определенной ранее ориентации анизотропии (38°). После переориентации координатной сетки был произведен расчет обводненности продукции по скважинам с различной величиной анизотропии. Следует отметить, что используемая гидродинамическая модель не была предварительно адаптирована по каким-либо параметрам.

В данной модели проницаемость в каждой ячейке удерживалась постоянной, чтобы не изменять начальное распределение проницаемости. В качестве единственного переменного параметра использовалось соотношение максимальной и минимальной проницаемости. После моделирования произведено сравнение расчетных данных по модели с фактическими показателями истории разработки. По сути, разница в модельных и реальных данных означает накопленную относительную погрешность в оценке обводненности продукции. Для трех исследованных скважин получена величина анизотропии, при которой обеспечивается минимальная погрешность в определении обводненности продукции относительно истории разработки: 1,69;

1,52 и 1,96, среднее значение составляет 1,71 и близко к значениям, оцененным на образцах керна.

Анализ результатов расчета и исторических показателей обводненности продукции по ряду скважин не показал идеального совпадения, поскольку модель предварительно не адаптирована по какому-либо параметру. Однако анизотропная модель с заданной величиной анизотропии 1,72 дает более близкие к истории результаты по сравнению с изотропной моделью (рис. 3).

В соответствии с графиками вид фронта заводнения в изучаемой области месторождения имеет скорее эллиптическую форму, нежели радиальную, так как прорыв воды в северо-восточном направлении происходит несколько раньше, а в северозападном - позже, чем предсказано изотропной моделью, что ближе к фактическим показателям обводненности.

На рис. 4 приведено сравнение характера заводнения по изотропной и анизотропной моделям (величина анизотропии 1,72). Отметим, что характер заводнения согласно анизотропным рассчитанным характеристикам имеет эллиптическую форму и ориентирован в северо-восточном направлении. Это подтверждает присутствие анизотропии проницаемости в пласте и ее северо-восточную ориентацию. Анизотропная модель дает эллиптический фронт, который представляется наиболее приближенным к реальной ситуации. Изотропная модель дает почти круглую форму фронта заводнения. Таким образом, определение величины анизотропии горизонтальной проницаемости вполне осуществимо путем сравнения исторических показателей и результатов моделирования.

Обобщив результаты изучения, авторы предлагают следующую методику для определения анизотропии горизонтальной проницаемости.

1. На начальной стадии разработки месторождения при отсутствии истории обводненности и ограниченном числе разведочных скважин для определения параметров анизотропии (направление наибольшей проницаемости, соотношение магнитуд максимальной и минимальной проницаемостей) необходимо использовать ориентированный керн. Данные геофизических исследований скважин в этом случае имеют подчиненное значение: на их основе возможно определение только эффективной проницаемости, представляющей собой геометрическое среднее из максимального и минимального значений.

2. В случае достаточно густой сети добывающих скважин ориентация фильтрационной анизотропии может быть определена на основе анализа карт проницаемости, построенных по продуктивному пласту по результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин. При этом в случае неоднородных по вертикальному строению объектов целесообразной является разбивка пласта на фрагменты, различные по величинам проницаемости. По каждому фрагменту строится самостоятельная карта распределения проницаемости и выполняется независимый анализ.

Значение анизотропии определяется на основе измерений проницаемости ориентированного керна с контролем карт проницаемости.

3. На завершающей стадии разработки месторождения после прорыва воды к добывающим скважинам могут быть использованы те же каротажные материалы для расчета проницаемости и определения ориентации анизотропии на основе карт и данных по обводненности продукции. Далее путем сравнения расчетных и исторических величин обводненности продукции по скважинам определяется величина анизотропии, включая параметры направления главной оси эллипса и соотношения минимальной и максимальной проницаемости.

В настоящей работе показано исследование анизотропии горизонтальной проницаемости, которое может быть реализовано при условии достаточно надежной интерпретации данных геофизических исследований скважин, последующего послойного построения карт проницаемости и анализа последних с позиций анизотропии. Преимущественная ориентация изолиний проницаемости четко и однозначно отображает направления улучшенных коллекторских свойств и преобладающего перетока флюидов. В сопоставлении с данными исследования ориентированного керна вполне объяснимыми являются главные причины и механизм формирования анизотропии проницаемости.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Марабаев Ж.Н., Жолтаев Г.Ж., Убегалеев С.А. и др. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Северного и Среднего Каспия. - Астана : АртТрибуна, 2005.-194с.

2. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной литолого-петрофизической неоднородности продуктивных коллекторов месторождений нефти и газа // Известия ТПУ. - 2002. Т. 305. -Вып. 6.-С. 296-304.

3. Меркулов В. П., Александров Д. В., Краснощекова Л.А. и др. Литолого-петрофизическая анизотропия песчано-глинистых коллекторов нефтяных месторождений // Научно-технический вестник ЮКОС. - М.: Нефть и капитал, 2004. - N 10. - С. 33-36.

4. Bandiziol D., Massonnat G. Horizontal Permeability An-isotropy Characterization by Pressure Transient Testing and Geological Data// SPE Paper 24667, 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, Washington, DC, USA, October 4-7,1992.

5. Chen H.Y., Teufel L.W. Timing and Distance of Well Interference in Anisotropic Reservoirs// SPE Paper 77455, Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, 29 Sept.-2 Oct. 2002.

6. Hidayati D.I, Chen H.Y., Teufel L.W. The Reliability of Permeability-Anisotropy Estimation From Interference Testing of Naturally Fractured Reservoirs // SPE Paper 59011, International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico, Villahemosa, Mexico, 1-3 Feb. 2000.

7. Wade J.M., Hough E.V., Pedersen S.H. Practical Methods Employed in Determining Permeability Anisotropy for Optimization of a Planned Waterflood of the Eldfisk Field // SPE Paper 48961, Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, USA, September 27-30,1998.

8.AI-Hadrami H.K., Teufel L.W. Influence of Permeability Anisotropy and Reservoir Heterogeneity on Optimization of Infill Drilling in Naturally Fractured Tight-Gas Mesaverde Sandstone Reservoirs, San Juan Basin // SPE Paper 60295, Rocky Mountain Regional / Low Permeability Reservoirs Simposium, Denver, USA, March 12-15, 2000.

ВОЗМОЖНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАБАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В ЛИНЗОВИДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ Дата публикации: 13.03. Автор: С.Н. Закиров, Э.С. Закиров (ИПНГРАН, РФ, Москва), А.А. Контарев (ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ», РФ, Московская обл.) E-mail: ezakirov@o Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 28, 29, 30, Выпуск: 3 УДК 622.279.23/.4.001. В случае линзовидных коллекторов разработке подвергаются лишь запасы в самих линзах. Поэтому в статье смоделирован процесс опробования разведочной скважины, вскрывшей единичную линзу с учетом наличия за ее пределами низкопроницаемых коллекторов. В результате компьютерных экспериментов выявлен феномен резкого снижения дебита скважины при опробовании и последующего его роста и относительной стабилизации. Этот феномен является результатом притока нефти из окружающих линзу низкопроницаемых коллекторов вследствие снижения давления в самой линзе. Если коэффициент извлечения нефти (НИН) при разработке линзы без учета выявленного феномена составит несколько процентов, то ИНН при учете вовлечения в разработку забалансовых запасов в низкопроницаемых коллекторах может превышать 100%. Таким образом, выполненные исследования свидетельствуют о важности проблемы ввода в разработку запасов нефти и газа в так называемых неколлекторах с их забалансовыми запасами.

Ключевые слова: дебит скважины, линза, некондиционные коллекторы, проницаемость, запасы нефти, концепция ЭПП.

Двухтысячный год в отечественном нефтегазовом недропользовании ознаменовал начало эры 3D компьютерного моделирования при обосновании проектных решений на разработку месторождений нефти и газа. Однако анализ результатов 3D компьютерного моделирования выявил серьезные упущения в подсчете запасов нефти и газа, в построении 3D геологических и 3D гидродинамических моделей продуктивных пластов, соответственно - в технологиях разработки, исследовании скважин и пластов [1,2].

Оказалось, что сказанное явилось следствием переноса докомпьютерных идей в 3D компьютерную методологию. В докомпьютерную эру соответствующие просчеты были незаметны, так как не использовались и не применялись 3D-модели продуктивных пластов. Представления в традиционных исследованиях были отнесены к концепции абсолютного порового пространства (АПП). Альтернативная методология в 3D компьютерном моделировании получила название концепции эффективного порового пространства (ЭПП) [1, 2].

Одно из важных положений концепции ЗПП заключается в отказе от традиционного понятия «неколлекторов». Казалось бы, что это довольно очевидная идея. Тем не менее она еще не стала широко распространенной при подсчете запасов нефти и газа и построении 3D компьютерных моделей продуктивных пластов.

В последние годы, в связи со «сланцевой революцией», ситуация коренным образом изменилась. А именно - проявился фактор, предопределяющий целесообразность возврата к разработке или доразработке залежей нефти и газа в неколлекторах.

Дело в том, что сланцевые, баженовские отложения характеризуются проницаемостями в сотые и тысячные доли миллидарси (нанодарси). Тем не менее удается добывать из них и нефть, и газ. Что касается отечественных залежей углеводородов с некондиционными запасами, то к неколлекторам обычно относили нефтенасыщенные пласты с проницаемостью 0,001 мкм(2) и менее.

Начнем с того, что на основе компьютерной методологии смоделируем процесс опробования разведочной скважины в линзовидном коллекторе. Такие коллекторы довольно широко распространены в природе [3, 4]. Некоторые геологи считают, что практически все месторождения можно отнести к месторождениям с линзовидными коллекторами. Все зависит от принимаемых граничных значений коэффициентов проницаемости, пористости, водонасыщенности, результатов поинтервальных опробований скважин.

Принятая для расчетов модель линзовидного коллектора представлена на рис. 1. Здесь песчаная линза диаметром 500 м с проницаемостью 0,5 мкм(2) окружена неколлекторами в традиционном представлении. При этом проницаемость этих неколлекторов задана равной 0,001 мкм(2), что и предопределило отнесение их к неколлекторам. Геометрические размеры неколлекторов составляют 5x10 км.

Другие исходные данные таковы: толщина пласта - 20 м;

вязкость нефти в пластовых условиях - 1, мПас, объемный фактор -1,4;

коэффициент нефтенасыщенности в линзе - 0,8;

у неколлекторов - 0,5;

пластовое давление - 25 МПа;

давление насыщения - 15 МПа.

Предполагается, что разведочная вертикальная скважина оказалась в центре линзы. Она находится в стадии опробования. Рассматриваются несколько вариантов ее опробования (и последующей эксплуатации).

В варианте 1 опробование скважины осуществляется при забойном давлении 20 МПа, в вариантах 2-4, соответственно, 15, 10 и 5 МПа.

Результаты расчетов приведены на рис. 2. Рассмотрение их позволяет отметить следующее:

при высоких забойных давлениях (20 и 15 МПа) дебит скважины по нефти снижается во времени в привычном понимании;

в вариантах 3 и 4, когда забойные давления составляют 10 и 5 МПа, соответственно, динамика дебитов совсем не традиционна. Здесь имеет место период резкого снижения во времени дебита нефти. Затем дебит довольно быстро возрастает, а в последующем закономерно снижается.

Вот этот феномен и заслуживает отдельного рассмотрения в силу его принципиальной значимости для разведочных работ.

Сначала подчеркнем то обстоятельство, которое является причиной рассматриваемого феномена.

Это то, что в расчетную модель пласта включены неколлекторы с малой (0,001 мкм(2)) проницаемостью. Также учли, что в них находятся некондиционные запасы нефти, которые не ставятся на Госбаланс (запасы в неколлекторах не ставятся на Госбаланс со времен докомпьютерной эры).

Ранее, при прогнозных расчетах в рамках концепции АПП, внешняя граница линзы всегда принималась непроницаемой. Учет неколлекторов, согласно концепции ЭПП, предопределяет, что внешняя граница линзы является проницаемой. Тогда линзу можно рассматривать в качестве «укрупненной скважины» по отношению к окружающим низкопроницаемым коллекторам.

Сказанное уже позволяет объяснять природу выявленного феномена.

При низких забойных давлениях в исследуемой точечной скважине довольно интенсивно исчерпывается запас упругой энергии, аккумулированной в линзе. Поэтому дебит скважины очень быстро снижается во времени. Падение дебита во времени связано и с тем, что при низких забойных давлениях (ниже давления насыщения) происходит разгазирование нефти, которое проявляется в возрастании газового фактора (рис. 3). Поэтому с момента снижения газового фактора дебит скважины по нефти начинает возрастать.

Уменьшение давления в линзе приводит, естественно, к снижению забойного давления на стенке укрупненной скважины. То есть возникают условия для притока забалансовой нефти в укрупненную скважину (линзу) и, соответственно, к самой точечной скважине.

Приток нефти из низкопроницаемых коллекторов сопровождается продвижением депрессионной воронки от стенки укрупненной скважины к периферии. На рис. 4 приведены эпюры распределения давления за пределами радиуса укрупненной скважины (линзы) на 30-й год добычи нефти. Отсюда видно, что депрессионная воронка уже достигла внешней границы распространения неколлекторов.

Притоком нефти из низкопроницаемых коллекторов объясняется рост дебита разведочной скважины во времени. Последующее снижение дебита связано с постепенным расходованием упругой энергии в некондиционных коллекторах. Рассматриваемый феномен имеет отношение к разведочным работам. При опробовании скважин обычно стремятся выйти на максимально возможные дебиты. Разведчики считают, что скважина попала в линзу с непромышленными запасами нефти, соответственно, затем эта линза ни в каких планах не учитывается.

Некорректность такого заключения состоит в следующем.

Во-первых, не запасы нефти исчерпываются в процессе опробования скважины при низких забойных давлениях, а упругая энергия в линзе. Особенно быстро это проявляется при малых объемных факторах.

То есть объемный фактор здесь выступает в качестве одного из ключевых параметров.

Во-вторых, допустим, что недропользователь с пониманием отнесся к интерпретации результатов опробования скважины. И эту скважину запустили в эксплуатацию. Тогда, как отмечено, имеет место одна из динамик дебита скважины по нефти, представленная на рис. 2. В результате недропользователь по данной линзе будет иметь одну из динамик для КИН согласно рис. 5. Здесь добытое количество нефти относится к балансовым запасам линзы. Из рис. 5 следует, что в зависимости от технологического режима эксплуатации точечной скважины КИН может находиться в пределах от 45 до 172%.

Да, эти серьезные КИН получаются за 75 лет эксплуатации скважины. Но! Эта нефть добыта в режиме истощения пластовой энергии, т. е. без затрат на создание системы поддержания пластового давления. Кроме того, эта нефть - безводная, да еще из линзы, которая могла быть заброшенной.

При этом можно отметить, что вместе с нефтью добывается растворенный в ней газ.

Близкие результаты имеют место и в случае газонасыщенных линзовидных коллекторов.

Подводя итог вышеизложенному, можно сделать следующие выводы:

на примере линзовидных коллекторов концепция ЭПП подтвердила свою значимость для отечественного нефтегазового недропользования. В зарубежной периодике одна из идей ЭПП об учете неколлекторов начинает находить понимание при создании 3D геологических моделей пластов [7];

выявленный феномен изменения дебитов разведочных скважин при их опробовании позволит вовлекать запасы нефти даже в небольших линзах с высокой эффективностью за счет дренирования забалансовых запасов в неколлекторах вместо списания их запасов в категорию непромышленных;

результаты исследований в определенной мере могут представлять интерес и применительно к зонально неоднородным коллекторам, ибо линзовидные коллекторы являются их разновидностью.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М, Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. - 2006. - N 1. - С. 34-41.

2. С заседания Центральной комиссии по разработке // Нефтяное хозяйство. - 2006. - N 1. - С. 32-33.

3. Гузеев В.В., Садыков М.Р., Пустовалов М.Ф. и др. Реализация проектных решений с учетом особенностей геологического строения разрабатываемых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2004. - N 6. - С. 26-31.

4. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И. В. и др. Стратегия выработки запасов нефти, сосредоточенных в застойных областях месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки // Нефтепромысловое дело. - 2005. - N 8. - С. 10-16.

5. Muskat M., Meres M. W. The flow of heterogeneous fluids through porous media // Physics. - 1936. - Vol.

7. Sept. - P. 346-363.

6. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Ч. 2. - М. - Ижевск: Ин-т комп. исследований, 2009. - 484 с.

7. Ringrose P.S. Total-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE Res. Eval. & Eng. - 2008.

- N 5. - P. 276-290.

БРИТАНСКАЯ И АМЕРИКАНСКАЯ КОМПАНИИ ЗАЙМУТСЯ ДОБЫЧЕЙ ПОЛЬСКОГО СЛАНЦЕВОГО ГАЗА Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 Британская энергетическая компания San Leon Energy сообщила 12 февраля 2014 г. о подписании соглашения о намерениях с американской нефтесервисной компанией Baker Hughes относительно совместной разработки месторождения сланцевого газа Skiekierki в Польше. Компании планируют начать добычу газа из четырех скважин, уже существующих на месторождении. Запасы сланцевого газа на месторождении оцениваются более чем в 113 млрд м(3). В ходе тестовых испытаний на существующих скважинах был получен приток газа в объемах от 56 тыс. до 85 тыс. м(3).

По условиям соглашения, Baker Hughes должна осуществить финансирование, необходимое для повторного возобновления добычи газа на месторождении.

Исполнительный директор San Leon Energy Оизин Фаннинг (Oisin Fanning) отметил, что данное событие является важной вехой в развитии компании, которая может привести к запуску первого для нее крупного проекта по добыче сланцевого газа в Польше. Освоение первых четырех скважин позволит San Leon Energy оценить потенциал всего комплекса месторождений Siekierki.

В последние годы отрасль производства сланцевого газа в Польше сталкивалась с серьезными проблемами, вызванными существенной коррекцией в сторону понижения оцениваемых объемов ресурсов, а также отсутствием правовой базы, необходимой для разработки сланцевых месторождений. В результате ряд крупных игроков, таких как Marathon Oil и ExxonMobil, покинули страну.

По информации San Leon Energy, Reuters, Rigzone ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ: КОНСОЛИДАЦИЯ УСИЛИЙ ПОД ЭГИДОЙ ГОСУДАРСТВА Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 32, Выпуск: 3 Инициатива, заявленная в октябре прошлого года, получила свое продолжение на совещании по вопросам создания Координационного центра при Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации по изучению и освоению нетрадиционных видов и источников углеводородного сырья на базе ОАО «Росгеология», которое состоялось 6 февраля 2014 г.

«Одна из основных тенденций сегодня в развитии минерально-сырьевого комплекса заключается в исчерпании фонда легко открываемых, крупных месторождений, - открыл совещание Сергей Донской, министр природных ресурсов и экологии РФ. - Отлицензировано большинство рентабельных осваиваемых месторождений, при этом, по оценкам многих специалистов, более 60% запасов - в основном трудноизвлекаемые. Мы эволюционно переходим на новый этап развития управления фондом недр. Необходимо пересмотреть систему с точки зрения рационального пользования».

Изменение структуры запасов влечет за собой изменение и модернизацию имеющихся подходов как к обеспечению поисково-оценочных работ, так и к освоению месторождений углеводородов (УВ), в том числе моделированию, оценке ресурсов, адаптации системы подсчета запасов и др. В настоящее время работа в отношении стимулирования извлечения трудноизвлекаемых запасов ведется Правительством РФ, в первую очередь в сфере законодательства, но без привлечения внимания и сил недропользователей, без консолидации усилий всех заинтересованных компаний, самостоятельная работа Координационного центра (КЦ) не представляется возможной. Роль Росгеологии как государственной компании сформулировал ее генеральный директор Роман Панов:

«Центр на данном этапе может быть построен на базе некоммерческого партнерства, являться консолидирующей площадкой по формированию единых подходов к регулированию нормативной базы, формированию новых технологических подходов и методов экономического стимулирования». По его мнению, в состав участников КЦ целесообразно включить ключевые профильные научные институты системы Федерального агентства по недропользованию (Роснедра), институты Российской академии науки ведущие академические вузы, вертикально интегрированные компании-недропользователи, научные институты компаний-недропользователей, крупнейшие отечественные геофизические компании, крупнейшие отечественные компании - производители геофизического и бурового оборудования, представителей администрации краев, областей и регионов, на территории которых размещаются запасы нетрадиционных и трудноизвлекаемых углеводородов.

В рамках КЦ предложено создание нескольких рабочих групп с объединением системы в единую Геолого-разведочную информационную систему (ГРИС Росгеология) - распределенный информационно-коммуникационный комплекс, обеспечивающий интеграцию информационных систем ОАО «Росгеология» и организаций - участников КЦ, а также централизованный доступ к информационным ресурсам. Генеральным научным штабом КЦ готов выступить ФГУП ВНИГНИ.

Не обошлось и без критики в адрес Газпрома, что он не занимается сланцевым газом, в должном объеме - угольным метаном. Однако «проблема дефицита традиционного газа в ближайшие десятилетия, до 70-80-х гг. XXI в., у нас в стране не встанет, - возражает Алексей Конторович, председатель научного совета РАН по проблемам геологии и разработки месторождений нефти и газа. - Этой проблемой заниматься надо, потому что в научном и технологическом плане мы не должны никому уступать, и мы должны находиться на передовых позициях, но развивать крупномасштабно эти работы для России сегодня, с моей точки зрения, несвоевременно». В рамках программы КЦ он предложил выделить сравнительно небольшие направления (гидратный метан, сланцевый газ, угольный метан, воднорастворенный метан), в которых должна присутствовать как геологическая, так и технологическая компонента, но главный акцент в работе КЦ должен быть направлен на нетрадиционные ресурсы жидких углеводородов, в том числе проблемы разработки битуминозных песков, получения синтетической сланцевой нефти (жидких УВ из сланцев).

«Независимые оценки Газпрома и наши показывают, что мы можем получать продукты для нефтехимии в объемах, много превышающих то, что имеют Соединенные Штаты. Поэтому вместе с Минэнерго, Минпромышленности и нашими ведущими компаниями, в первую очередь с Газпромом, надо решить главную государственную проблему: как эффективно использовать и утилизировать «жирный» газ Западной и Восточной Сибири. Если мы его сожжем - это будет преступление. Больше такого газа в России никогда не будет, равно как и возможности создать нефтехимию в стране», - заключил Алексей Конторович. Участники совещания обсудили возможность коррекции государственной программы «Воспроизводство и использование природных ресурсов» в сторону увеличения бюджетного финансирования изучения и добычи трудноизвлекаемых ресурсов.

Были сомнения и относительно открытости обмена геологической информацией, знаниями и технологиями в области освоения нетрадиционных видов УВС, поскольку ни одна из компаний делиться своей коммерческой информацией не станет в полном объеме. Для решения данного вопроса КЦ должен стать центром компетенций федерального уровня по геологии и разработке нетрадиционных запасов, задачами которого являются разработка методологии и нормативной документации по оценке запасов и проектированию разработки;

создание и внедрение новых технологий поиска и разведки месторождений нетрадиционных УВ;

консолидация позиций недропользователей по законотворческим инициативам и льготному налогообложению.

Во время встречи с журналистами Сергей Донской заявил о своей готовности поддержать предложения по дальнейшему льготированию компаний-недропользователей в Правительстве РФ.

В связи с недостаточным техническим парком российского производства он предложил разработать инновационные технологии: «Иностранные компании могут предложить какие-то свои технологии, но для того, чтобы их применить здесь, их нужно адаптировать к российским условиям. Это не только экономические, но в том числе и геологические условия - они разные».

В ходе совещания комплекс мер стимулирующего характера был дополнен вычетом расходов на создание технологий из подлежащих уплате налоговых платежей. Среди мер экономической поддержки проведения опытных работ по освоению нетрадиционных видов УВС предложено снизить экспортную пошлину на ввозимое оборудование, используемое при освоении нетрадиционных источников УВС, аналогов которого не производится в РФ;

установить «нулевую»

ставку налога на добычу полезных ископаемых;

установить повышающий коэффициент на фактические затраты на разработку технологий и оборудования на их основе для добычи жидкости и газообразного УВС из нетрадиционных источников. Недропользователи оказались едины во мнении о необходимости формирования нормативной базы на уровне технологических документов.

По итогам совещания глава Минприроды России поручил представить план работы Координационного центра на 2014 г. для рассмотрения на комиссии по ТЭК при Правительстве РФ до конца февраля. На март текущего года запланировано совещание в Томске на предмет создания полигона на базе Томского университета и тех структур, которые в Томске занимаются трудноизвлекаемыми запасами. В качестве возможных полигонов также были предложены Западно-Сибирский (бажениты и глубокопогруженные низкопроницаемые традиционные коллекторы), Восточно-Сибирский (низкопроницаемые породы коллекторов древних отложений), Северо-Кавказский (сланцевая нефть и глубокопогруженные низкопроницаемые традиционные коллекторы).

С.А. Шевченко (ООО «Газоил пресс») Фото: Д. Сафронов (ОАО «Росгеология») ОПЫТ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МОДУЛЕЙ КОНТРОЛЯ СКОРОСТИ ВНУТРИТРУБНЫХ ДЕФЕКТОСКОПОВ Дата публикации: 13.03. Автор: В. В. Петров, А. В. Губин, С.В. Никифоров (филиал ОАО «Оргэнергогаз» «Саратоворгдиагностика», РФ, Саратов), E-mail: saroeg.vpetr Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 34, 35, Выпуск: 3 УДК 622.691.4. Внутритрубная диагностика - один из важнейших инструментов повышения надежности Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». Наряду с повышением качества работ по внутритрубной диагностике снижение затрат при их проведении является одной из важнейших задач, стоящих перед организациями, занимающимися разработкой и эксплуатацией диагностического оборудования. В статье доказывается необходимость применения модулей контроля скорости (МНС) виутритрубных магнитных дефектоскопов, излагаются теоретические предпосылки их создания, обосновывается выбор конкретного конструктивного решения. Рассмотрены главные этапы проектирования снарядов-дефектоскопов с МИС и приведены перспективные разработки ОАО «Оргэнергогаз» с их кратким описанием и иллюстрациями. Цель работы - показать целесообразность и эффективность применения снарядов с МКС на примере обследования реальных участков магистральных газопроводов.

Ключевые слова: магистральный газопровод, внутритрубная диагностика, диагностическое оборудование, магнитный дефектоскоп, модуль контроля скорости движения.

Основной метод построения дефектоскопов, применяемых для внутритрубной диагностики газопроводов, - метод рассеивания магнитного потока. В силу ограничений, налагаемых методом, оптимальный диапазон скорости движения магнитного дефектоскопа находится в пределах до м/с. В типовом газопроводе DN1400 с расчетным давлением 7,4 МПа для создания требуемой скорости движения магнитного дефектоскопа суточный объем транспорта придется снизить со млн до 37 млн м(3), т.е. примерно в 3 раза, что на практике недопустимо с экономической точки зрения. В связи с этим в 2003 г. группе специалистов филиала «Саратоворгдиагностика» была поставлена задача разработки устройства регулирования скорости движения магнитных дефектоскопов, позволяющего проводить внутритрубную диагностику магистральных газопроводов без снижения объемов транспорта газа. В основу разработки легло уравнение равномерного движения дефектоскопа, в котором сила трения дефектоскопа о внутреннюю поверхность трубопровода уравновешивается движущей силой, создаваемой потоком транспортируемого газа:

F(тр) = S[Дельта]p, где F(тр) - сила трения, действующая на дефектоскоп;

S - площадь, перекрываемая дефектоскопом;

[Дельта]р - перепад давления, создаваемый на дефектоскопе, необходимый для его движения.

Анализ данного уравнения приводит к следующему выводу: управлять скоростью движения возможно, изменяя площадь, перекрываемую дефектоскопом.

Различные зависимости сил, действующих на дефектоскоп, можно было рассчитать только приблизительно. Для проверки и уточнения теоретических выводов был создан масштабный макет регулятора, схема которого приведена на рис. 1. Макет представлял собой уменьшенную копию возможной конфигурации регулятора скорости, спроектированную для применения на трубопроводе диаметром 325 мм. В конструкции макета была заложена возможность менять не только степень открытия заслонки, т.е. пропускную способность регулятора, но и форму, а также угол наклона заслонок. Испытания масштабного макета регулятора были проведены на имеющемся в распоряжении филиала «Саратоворгдиагностика» стенде испытаний запорно-регулирующей аппаратуры. На основе испытаний масштабного макета и опыта эксплуатации внутритрубных дефектоскопов было принято решение положить в основу разработки схему регулятора скорости с цилиндрической шиберной заслонкой и электрогидроприводом, имеющую ряд следующих преимуществ:

малую зависимость нагрузки на привод от перепада давления;

высокие силовые и регулировочные возможности электрогидропривода;

возможность реализации автоматического закрытия шиберной заслонки при выходе из строя электрогидропривода.

В 2005 г. был изготовлен первый опытный образец активного регулятора скорости, получивший название «модуль контроля скорости движения дефектоскопа DN1400», или сокращенно МКС- (рис. 2). Эффективное пропускное сечение регулятора опытного образца МКС-1400 составляло 20% от площади, перекрываемой дефектоскопом. Испытания на действующем участке газопровода прошли успешно, подтвердив правильность выбранной концепции. Анализ результатов испытаний позволил окончательно убедиться в следующем:

1) МКС снижает скорость движения дефектоскопа на постоянную величину относительно скорости потока газа, в данном случае на 3,5 м/с от максимальной;

2) величина, на которую снижается скорость, зависит от эффективного проходного сечения регулятора МКС;

3) дефектоскоп во время движения может находиться в состоянии устойчивого равновесия;

4) изменение эффективного проходного сечения регулятора должно происходить плавно во избежание возникновения автоколебательного эффекта.

На основании данных выводов были разработаны основные требования, которые легли в основу создания серии магнитных дефектоскопов серии МДР/МДПР, оснащенных модулями контроля скорости:

комплексная разработка дефектоскопа и модуля контроля скорости;

увеличение эффективного проходного сечения регулятора до 50%;

автоматическое закрытие заслонки в случае выхода из строя привода МКС.

В течение 2006 г. были разработаны, изготовлены и к 2007 г. введены в эксплуатацию дефектоскопы МДР-1200 и МДПР-1200, оснащенные МКС второго поколения. На рис. представлена фотография дефектоскопа МДР-1200 в камере приема внутритрубных устройств после успешного диагностического пропуска по участку МГ. Основные изменения, внесенные в конструкцию шиберной заслонки регулятора, позволили значительно увеличить эффективное проходное сечение и уменьшить сопротивление в начальный момент открытия заслонки.

Конструкция привода регулятора содержит минимальное число управляющих элементов, для управления работой регулятора применен оптимизированный алгоритм, что обеспечивает высокую надежность его работы. МКС нового поколения позволяют проводить внутритрубную диагностику магистральных газопроводов больших диаметров без снижения объемов транспорта газа при скоростях потока до 12 м/с, что соответствует суточному расходу газа в 110 млн м(3) для газопроводов DN1400.

В 2008 г. введены в эксплуатацию дефектоскопы МДР-1000 и МДПР-1000, оснащенные МКС второго поколения. Наиболее совершенные активные регуляторы скорости движения серии МКС применены на дефектоскопах комплекса DN1400, введенного в эксплуатацию в 2009 г. Данные дефектоскопы применялись при диагностике газопроводов в ООО «Газпром трансгаз Волгоград», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ООО «Газпром трансгаз Саратов», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород», ООО «Газпром трансгаз Томск», а также в Республике Казахстан. В таблице приведены данные по некоторым участкам газопроводов, при внутритрубной диагностике которых были применены дефектоскопы, оснащенные МКС второго поколения.

При проведении диагностики участков МГ Ямбург - Елец 1, СРТО - Урал, Уренгой -Ужгород DN в ООО «Газпром трансгаз Югорск» в конце 2010 г. скорость потока на момент проведения работ составляла максимально до 9,92 м/с, средняя скорость движения дефектоскопов составила 3,3-3, м/с (в пределах заданной скорости, зависит от толщины стенки трубы). При проведении диагностики МГ Уренгой - Новопсков на участках ООО «Газпром трансгаз Саратов» и ООО «Газпром трансгаз Волгоград» в 2011 г. скорость потока составляла 9,7 м/с, скорость движения дефектоскопов - 4 м/с. Применение МКС эффективно и при средних скоростях потока газа. Так, при проведении диагностики МГ Грязовец - Ленинград 2,3-я нитка DN1200 и МГ Вуктыл -Ухта 2, 2-я нитка DN1200 скорости потока составляли 5,1 и 5,4 м/с, соответственно. Средняя скорость движения дефектоскопов, оснащенных МКС, - 3,5 м/с. За время эксплуатации дефектоскопов, оснащенных активными регуляторами скорости серии МКС, ими проведена диагностика более 10 тыс. км газопроводов больших диаметров.

Недостаток серии МКС - невозможность построения регулятора подобной конфигурации для дефектоскопов диаметром от DN700 и ниже. В настоящее время специалистами филиала «Саратоворгдиагностика» разработан, изготовлен и находится на стадии доводки прямоточный регулятор скорости DN700, предназначенный для применения в составе новейшей генерации магнитного дефектоскопа МДП-700.

Развитием идеи активного регулятора скорости движения магнитных дефектоскопов является проект модуля контроля скорости третьего поколения ПPC-1400 -прямоточный регулятор скорости DN1400. Форма перепускного канала ПРС-1400 моделировалась с учетом аэродинамики для уменьшения сопротивления потоку газа, что приведет к более высокой эффективности работы регулятора при меньшем проходном сечении. Отсутствие выступающих за габариты корпуса узлов регулятора способствует лучшему распределению масс и снижает вероятность повреждения регулятора как во время нештатных ситуаций, так и при наличии значительного количества загрязнений в полости трубопровода. В конструкции ПРС-1400 реализована система аварийного закрытия проходного сечения. Для этого помимо основной рабочей заслонки предусмотрена дублирующая система аварийных заслонок. Рис. 4 иллюстрирует работу аварийных заслонок.

Подвеска магнитной тормозной системы, примененная в конструкции ПРС-1400, может служить основой для построения магнитного очистного поршня, оснащенного регулятором скорости движения. Более того, на базе данного регулятора скорости возможно построение дефектоскопа с продольной магнитной системой с проходимостью 0,75 DN.

Применение модуля контроля скорости ОАО «Оргэнергогаз» позволяет проводить работы без сокращения транспорта газа при максимальной производительности газопровода. Расчет экономического эффекта от применения при внутритрубной диагностике дефектоскопов, оснащенных МКС, показал, что только за 2008-2011 гг. экономический эффект составил 1,307 млрд руб.

Кроме того, применение МКС повышает качество внутритрубной диагностики. Одним из существенных факторов, влияющих на качество записи данных, помимо скорости движения является ее равномерность. Применение МКС позволяет достичь равномерного движения по всей длине диагностируемого участка, при прохождениях запорной арматуры, тройников и крутых отводов, неровностей рельефа.

Благодаря применению современных модулей контроля скорости движения магнитных дефектоскопов ОАО «Оргэнергогаз» значительно расширились возможности по проведению внутритрубной диагностики магистральных газопроводов, повысилось качество диагностических работ и снизились расходы на их проведение.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] ОСОБЕННОСТИ ПРОЯВЛЕНИЯ ПОПЕРЕЧНОГО КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ Дата публикации: 13.03. Автор: М.В. Чучкалов, P.M. Аскаров(ООО «Газпром трансгаз Уфа», РФ, Уфа), E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 37, 38, Выпуск: 3 УДК 622.692.4: 620. Статья посвящена особенностям проявления сравнительно новой, малоизученной разновидности коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) с поперечно ориентированными трещинами. На основании материалов расследования аварий, произошедших на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа», авторами установлено принципиальное отличие поперечного КРН от продольного, которое заключается в том, что при высоком уровне изгибиых напряжений наступление стадии механического долома возможно без стадии медленного роста трещины, что расходится с общим представлением о развитии ИРИ. В настоящее время достоверных диагностических средств для выявления поперечного КРН не существует. Поэтому авторами был разработан и научно обоснован метод обнаружения потенциально опасных участков, склонных к поперечному растрескиванию, основанный на сравнительном анализе проектной, исполнительской и эксплуатационной документации по результатам внутритрубной диагностики, а также на расчетной оценке их напряженно-деформированного состояния.

Ключевые слова: газопровод, поперечное коррозионное растрескивание под напряжением, внутритрубная диагностика, зарождение трещины, механический долом, очаг разрушения.

Согласно статистическим данным наибольшее число аварий на магистральных газопроводах (МГ) больших диаметров происходит по причине КРН [1, 2]. В газовой промышленности этот термин используется для описания разрушений металла труб, происходящих посредством медленного распространения трещин (со скоростью около 1 мм/год) в процессе длительной эксплуатации МГ.

По мнению большинства специалистов, КРН в своем возникновении и развитии проходит три стадии [3-6]:

зарождение трещины;

медленное развитие трещины;

механический долом.

В настоящее время основным средством выявления КРН является внутритрубная диагностика (ВТД). Продолжительность протекания первой и третьей стадий в значительной степени уступает продолжительности второй. Кроме того, первая стадия не представляет практического интереса, так как ее регистрация средствами ВТД невозможна. Третья стадия также не представляет интереса ввиду ее скоротечности. Единственная возможность обнаружить КРН приходится на относительно медленную вторую стадию.


Реальный порог выявления продольного КРН с 90%-й вероятностью составляет 20% толщины стенки (данные имеются в отчетах ВТД начиная с 2003 г.), опыт ООО «Газпром трансгаз Уфа»

(далее - ГТ Уфа) это подтверждает. Единого мнения о скорости роста трещин у исследователей не сложилось, на взгляд авторов, заслуживает внимания источник [4], где приводится обобщение таких исследований и фигурирует средний показатель 1,08 мм/год (1,0-1,2 мм/год).

В некоторых работах [4,7] начало третьей стадии отнесено на глубину трещины около 70% толщины стенки. По данным расследований аварий МГ, произошедших в ГТ Уфа по причине продольного КРН, средняя глубина магистральной трещины действительно составляла 66,8% (11,025 мм).

Согласно [8] недопустимой считается глубина трещины 50% толщины стенки и более. Остановимся на этом показателе как на верхнем пороге. Применительно к газопроводам ГТ Уфа диаметром мм, сооруженным в 70-80-е гг. прошлого века, минимальная толщина стенки равна 15,7 мм. Таким образом, «коридор» от 20 до 50% соответствует 4,71 мм (7,85 - 3,14 = 4,71), а время развития трещины - 4,36 года (4,71/1,08 = 4,36). С учетом того, что рекомендованная [9] периодичность проведения ВТД (5 лет) превышает данное значение, с 2009 г. в ГТ Уфа пропуск внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) выполняется раз в три года. Это практически гарантирует своевременное выявление продольного КРН и принятие действенных превентивных мер (идентификация и ремонт).

Абсолютное большинство исследователей относят проявление КРН на 30-километровую «горячую»

зону за компрессорной станцией (КС) [4, 5] без разделения его на продольное и поперечное. При этом, как показывает анализ общеотраслевой статистики отказов МГ, данные выводы характерны только для продольного КРН. Частота аварий по причине поперечного КРН не связана с расстоянием от КС (коэффициент вариации - 83%, минимальное удаление - 1 км, максимальное - км) и описывается нормальным распределением [1].

Наиболее серьезное проявление поперечного КРН для ГТ Уфа - авария на газопроводе Челябинск Петровск (267-й км, 30 км от КС) и несколько эпизодов, близких к разрушениям, например на МГ Уренгой - Новопсков (1816-й км, 115 км от КС) в 2011 г.

Приведем некоторые данные из материалов расследования аварии на газопроводе Челябинск Петровск (267-й км). Непосредственной причиной аварии явились многолетние изгибные напряжения, вследствие чего образовались трещины, расположенные у границы сварного стыка, ориентированные в кольцевом направлении (рис.1).

Разрушение произошло в два этапа:

в результате долома раскрылся стыковой сварной шов на 1 -11 ч поперечного сечения;

после остывания газопровода (при температуре воздуха ниже -40 °С) на оставшемся участке (11-1 ч) произошел окончательный разрыв (рис. 2).

Следует отметить, что проектный вариант представляет собой прямолинейный надземный переход, который с двух сторон формируют отводы холодного гнутья.

Из рис. 2 видно, что в результате аварийного разрыва газопровода произошло смещение оси трубы в вертикальной плоскости, из прямолинейного по проекту он занял положение под углом около 3°.

Учитывая, что протяженность надземного перехода 36 м, это могло произойти исключительно в результате значительных изгибных нагрузок, способных «разогнуть» отводы холодного гнутья.

Причиной аварии признаны отступления от проекта, допущенные при строительстве и выразившиеся в подземном исполнении перехода вместо надземного. Засыпка проводилась грунтом нарушенной структуры, вероятно, без его уплотнения, разрыв произошел по сварному стыку, который сыграл роль концентратора напряжений.

Из материалов заключения экспертизы промышленной безопасности: «Анализ излома показал, что разрушение сварного стыка произошло по границе сварного шва со стороны трубы N 1. Излом на 6/7 периметра окисленный, без заметных следов пластической деформации, кристаллический.

Излом по периметру трубы преимущественно характеризуется «шевронным» рисунком, вершина которого обращена к зоне начала разрушения и свидетельствует о разрушении в малопластичном состоянии. В очаге разрушения, по нижней образующей, излом каменистый, шиферный, имеющий грубо-слоистое строение с поперечными уступами, образованный обрывом групп волокон. Наличие шиферности связано со строчечностью структуры. Кроме того, в изломе практически отсутствуют дефекты сварки в виде пор и шлаковых включений» (рис. 3).

Главное, на что необходимо обратить внимание, - отсутствие в изломе хрупкой магистральной трещины, т. е. разрыв (долом) произошел, минуя стадию ее медленного развития.

Из рис. 1 видно, что в районе сварного стыка имеются трещины поперечного КРН глубиной до 20%.

При этом отсутствие ярко выраженной трещины (в данном случае поперечной) не позволило их выявить современными диагностическими средствами. Кроме того, ВТД наряду с другим и многочисленными дефектами сварного стыка (подрезы, поры, шлаковые включения) не обнаружила и достаточно «крупное» несплавление глубиной до 8 мм и длиной до 117 мм.

Данный дефект находился примерно на 12 ч и попал в ту зону, которая разорвалась уже после охлаждения участка до температуры воздуха ниже -40 °С. Это доказывает, что верхняя образующая подвержена сжимающим нагрузкам, поэтому наличие на ней любых дефектов сварного стыка практически не ослабляет сечение трубопровода. В то же время разрыв произошел по относительно бездефектной нижней образующей без предварительной трещины. Такой эффект возможен при возникновении продолжительных с увеличением стрелки прогиба изгибных напряжений, растягивающих нижнюю и сжимающих верхнюю образующую.

Согласно данным расследования аварий в ГТ Уфа за 1997-1998 гг. в двух случаях из пяти (сварные стыки) в разрывах также не обнаружены хрупкие трещины.

Таким образом, есть основания полагать, что при поперечном КРН (в районе сварных стыков) долом возможен без стадии медленного роста трещины, что расходится с общим представлением о развитии КРН [3-6]. Это принципиальное различие делает невозможным выявление поперечного КРН (в районе сварных стыков) современными диагностическими средствами, включая ВТД.

Относительно «универсальным» средством для обнаружения таких потенциально опасных участков (ПОУ) можно считать измерение их НДС.

Известны два основных направления оценки НДС линейной части МП расчетное;

измерение в процессе ВТД [10].

Разумеется, по аналогии с идентификацией конкретных дефектов предпочтительным является непосредственное измерение НДС в процессе ВТД. Однако в настоящее время измерение НДС является сложной технической задачей, результаты которой даже в лабораторных условиях неоднозначны. Поэтому измерение НДС при скорости пропуска внутритрубного инспекционного снаряда (ВИС) несколько метров в секунду - прерогатива достаточно отдаленного будущего.

За последнее время в ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» проведена значительная работа по усовершенствованию ВИС и улучшению качества обработки информации в части повышения точности определения оси и радиуса кривизны трубопровода.

Такая информация помогает проводить высокоточную привязку объектов линейной части магистральных газопроводов к проектной и исполнительной документации, выявлять ПОУ с высокими изгибными напряжениями, а значит, и поперечное КРН [10]. Высокая точность определения положения оси трубы, ее планово-высотного положения позволяет оценивать расчетное НДС конкретного участка, например по методике [11].

Эксплуатирующая организация, имеющая подробную информацию о таких участках, может более объективно оценить степень потенциальной опасности каждого из них. С каждым новым проведением ВТД появляется возможность отслеживать не только динамику развития дефектов, но и НДС, что позволяет принимать превентивные меры по своевременному предотвращению нештатных ситуаций и, как следствие, повышать безопасность эксплуатируемых объектов.

*** Список литературы 1. Чучкалов M.В., Гареев А.Г. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - N 4 (29). - С. 74-77.

2. Варламов Д.П., Канайкин В.А., Матвиенко А. Ф. и др. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России. - Екатеринбург: Уральский центр академического обслуживания, 2012. - 250 с.

3. Арабей А.Б., Кношински 3. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов: атлас. - М.: Наука, 2006. -105 с. 4. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др.

Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. - М.:

ИРЦ Газпром, 1997.-171 с.

5. Отт К.Ф. Стресс-коррозия на газопроводах. - Югорск: Тюменьтрансгаз, 2002. -1 84 с.

6. Гареев А.Г., Чучкалов М. В., Климов П.В. и др. Повышение безопасности эксплуатации газонефтепроводов в условиях коррозионно-механических воздействий. -СПб.: Недра, 2012.-220 с.

7. Чучкалов М.В. Построение феноменологической модели развития стресс-коррозии газопроводов, учитывающей эксплуатационные и металлургические факторы // Энергоэффективность. Проблемы и решения: мат-лы XIII Всеросс. научи.-практ. конф. 23 октября 2013 г. - Уфа: ИПТЭР, 2013. - С.

214-218.

8. СГО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. М.: ИРЦ Газпром, 2007.-48 с.


9. ВРД 39-1.10-006-2000*. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.:

ИРЦ Газпром, 2002. - 129 с.

10. Шарипов Ш.Г., Ушанов P.P., Чучкалов М.В. и др. Выявление участков с высоким уровнем НДС средствами внутритрубной диагностики // Газотранспортные системы: настоящее и будущее: тез.

докл. V Междунар. научн.-техн. конф. и выставки GTS-2013 (29-30 октября 2013 г.). - М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - С. 77.

11. Инструкция по определению фактического напряженно-деформированного состояния по данным геодезической съемки участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценке их работоспособности. - М.: ВНИИГАЗ, 2003.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УКРУПНЕННЫМ ТРУБНЫМ УЗЛАМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

Дата публикации: 13.03. Автор: В. Г. Демченко, С. И. Гараев, М.А. Могушков (ООО «ССК «Газрегион», РФ, Москва), E-mail: vgdemchenko@mail.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 40, 41, 42, 43, 44, Выпуск: 3 УДК 622.692.4.073. Внедрение разбивки технологической обвязки площадочных газовых объектов ОАО «Газпром» на укрупненные трубные узлы (УТУ) и комплектация таких строящихся объектов УТУ заводского изготовления является элементом промышленной индустриализации сварочно-монтажных работ в отрасли. В статье из практического опыта выполнения сварочно-монтажных работ с применением УТУ в технологической обвязке нескольких компрессорных станций (НС) даны рекомендации для формирования пакета отраслевых технических требований к УТУ как к изделию заводской готовности в составе строящегося газового объекта. Внедрение единых технических требований и УТУ с предлагаемыми авторами рекомендациями упростит процессы проектирования, изготовления, монтажа и последующей эксплуатации УТУ и позволит сократить трудовые, материальные и в целом финансовые затраты.

Ключевые слова: технологическая обвязка КС, укрупненные трубные узлы, обработка торцов, маркировка, заводская грунтовка и окраска УТУ, контроль сварных соединений, документальное сопровождение УТУ.

Одним из элементов промышленной индустриализации сварочно-монтажных работ при сооружении технологических объектов ОАО «Газпром» в 70-80-е гг. прошлого века был переход к блочно-комплектному строительству. Следующим шагом в этом направлении на рубеже XX и XXI вв. стало внедрение разбивки, изготовления и комплектации технологической обвязки строящихся газовых объектов ОАО «Газпром» укрупненными трубными узлами.

Проектные институты уже давно на стадии рабочего проекта разбивают технологическую обвязку КС и других газовых объектов ОАО «Газпром» на линии с укрупненными трубными узлами, заспецифицированными в рабочих чертежах по принятой институтами схеме обозначения.

Безусловно, данное техническое мероприятие является еще одним шагом в направлении внедрения индустриальных методов монтажа объектов ОАО «Газпром» с переносом в заводские цеха и площадки определенного объема сварочных работ. А это предполагает, естественным образом, повышение качества сварочных работ и надежности технологических объектов ОАО «Газпром».

В вопросе комплектации строящихся технологических объектов ОАО «Газпром» укрупненными трубными узлами просматриваются два подхода, две концепции по месту изготовления УТУ.

Первая - традиционная, с уже сложившимися коммерческими связями «заказчик завод-изготовитель УТУ», с апробированной и отработанной технологией сварки узлов, пока еще не лишенных технических недостатков. Эта концепция подразумевает первичную поставку комплектующих элементов УТУ (соединительные детали трубопроводов (СДТ) и трубы) на конкретный завод, имеющий все разрешительные документы и четкое географическое расположение. При этом подходе географическое расположение строящегося газового объекта, на котором предполагается использование изготовленных на данном заводе УТУ, может быть любым.

Поэтому в этом случае никак не избежать встречных перевозок. Имеется в виду первичная поставка по железной дороге на завод-изготовитель УТУ труб и СДТ и далее уже УТУ - на временный склад хранения УТУ заказчика (в последнее время «Логистики»), откуда эти УТУ автотранспортом вывозятся на строящийся газовый объект. В итоге получаются четыре операции погрузки-выгрузки:

на заводе разгрузка и погрузка и то же на складе заказчика. Если еще учесть геометрические размеры элементов и самих УТУ и особенно их вес, то именно это для первой концепции изготовления УТУ на заводах-изготовителях является основным недостатком.

Вторая, пробивающая дорогу на монтажный рынок ОАО «Газпром», концепция изготовления УТУ заключается в доставке непосредственно на строящийся технологический объект ОАО «Газпром»

«завода»-изготовителя УТУ. Под «заводом»-изготовителем в данном случае понимаются мобильные автоматические линии сварки УТУ с применением передовых технологий автоматической поворотной сварки в среде защитных газов и сварки под флюсом. При этом в разобранном виде линия автоматической сварки с комплектацией оборудованием для плазменной резки, механической обработки торцов труб и термической обработки сварных соединений может быть доставлена любым видом транспорта в любую географическую точку. В настоящее время в проекте организации строительства (ПОС) на сооружение технологических объектов ОАО «Газпром» предусматриваются площадки для укрупненной сборки трубопроводных узлов (диаметром 500-1400 мм) газовой обвязки этих объектов. По размерам и исполнению эти площадки уже приспособлены для размещения на них передвижной мобильной линии автоматической сварки. Для всепогодной работы автоматическая линия комплектуется местным укрытием, т.е. не требует возведения специальных сооружений. Загрузка элементов трубных узлов на линию и съем готовых трубных узлов с нее производится краном-трубоукладчиком. Производительность линии для диаметра 1000 мм - не менее одного стыка в час. При нормальной комплектации все УТУ для технологической обвязки типовой КС с четырьмя-шестью ГПА могут быть изготовлены за 30- дней.

К преимуществам второго подхода к изготовлению УТУ необходимо отнести:

исключение не только встречных перевозок, но и (отпадающих в этом случае) перевозок УТУ по железным и автомобильным дорогам с четырехкратным выполнением погрузочно-разгрузочных работ;

полную отмену ограничений по геометрической длине УТУ;

исключение монтажного припуска и необходимости механической обработки торцов труб на площадке строящейся КС.

При любом из двух подходов к изготовлению УТУ рассчитывать на полный перенос сварочно-монтажных работ на заводские площадки за счет поставки УТУ при сооружении таких технологически сложных объектов, каким представляется КС, не приходится. При любом варианте изготовления и поставки УТУ на строящуюся площадку КС основной объем (до 60%) сварочно-монтажных работ по монтажу обвязочных технологических трубопроводов КС все равно будет выполнен по месту выполнения этих работ в условиях монтажной площадки КС.

Актуальность всех вопросов, относящихся к изготовлению УТУ и монтажу газовых объектов с их применением, в полной мере понята и оценена в нескольких департаментах ОАО «Газпром» и в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», в которых уже практически подготовлен проект отраслевого НД по требованиям к УТУ. Ниже изложены авторское видение и предлагаемый вариант требований к УТУ, которые остаются актуальными при любой из двух концепций их изготовления.

Маркировка УТУ. Принятое в рабочих чертежах обозначение УТУ записывается длинно и сложно и кроме элементного состава, геометрических размеров и исполнения конкретного узла никакой другой информации не содержит. Например, проектное обозначение УТУ записывается в следующем виде:

а) 2 -1420 (23,2) х 720 (16) - 2450/ 2450/0-7,5-0,6-У в заводской изоляции - УТУ с тройником (23,2) х 720 (16) и с двумя катушками 1420 х 23,2 длиной 2450 мм на рабочее давление 7,5 МПа, с коэффициентом условий работы m = 0,6 (кат. В), в обычном исполнении У;

б) 1 - 720 (16) - 90/1360-2060/0-7,5-0,6-У - УТУ с 90-градусным отводом 720 (16) внешним радиусом 1360 мм и катушкой 720 х 16 длиной 2060 мм на входном по газу торце отвода. Далее - то же, что и в «а», и т. д.

Примеры принятого в проекте условного обозначения и расшифровка основных типов трубных узлов (с отводом - 1, с тройником - 2, с переходником - 3, с днищем - 4, с люком-лазом - 5) приведены в рабочих чертежах. Под этим проектным обозначением УТУ заказываются, изготавливаются и поставляются на строящийся объект, например КС, с оформлением заводских сопроводительных паспортов на УТУ в соответствии с проектным обозначением.

Быстро сориентироваться и определить комплектацию УТУ конкретной площадки КС (УО, АВО, КЦ, МЦ и др.) или конкретной линии при таком обозначении не получается. Необходимо скрупулезно сверить длинные обозначения УТУ в ведомостях поставки и рабочих чертежах, сверяя в этих обозначениях каждую цифру. И только потом, опять-таки по рабочим чертежам и спецификациям, можно будет распределить УТУ по площадкам (УО, АВО, КЦ, МЦ и т.д.) и по линиям. Понятно, что в этих условиях при необходимости индентификации любого УТУ и определении места его монтажа возникают не только сложности, но и определенные трудности. А если учесть, что на типовую КС с четырьмя ГПА поставляется около 200 УТУ, то с учетом размеров и веса каждого узла, условий хранения и погоды выбрать из этого количества необходимый узел уже становится проблемой.

На одной из строящихся КС эта проблема была решена следующим образом. Для маркировки узлов в ведомости их поставки и на самих узлах была принята следующая схема обозначения.

Для установки очистки с четырьмя пылеуловителями - УО:

линия 7 - УО.1.1.1-4;

УО.1.2.1-4, т.е. УТУ N 1 и 2 по ходу газа линии 1 для любого пылеуловителя;

линия 2 - УО.2.1.1-4;

УО.2.2.1-4, т.е. УТУ N 1 и 2 по ходу газа линии 2 для любого пылеуловителя.

Для КЦ с четырьмя ГПА - КЦ:

линия 1- КЦ. 1.1.1 -4;

КЦ. 1.2.1-4, т.е. УТУ N 1 и 2 по ходу газа линии 1 для любого ГПА;

линия 2 - КЦ.2.1.1-4;

КЦ.2.2.1-4, т.е. УТУ N 1 и 2 по ходу газа линии 2 для любого ГПА.

Для межцеховых технологических коммуникаций - МЦ:

линия 7-МЦ.1.1;

МЦ.1.2;

МЦ.1.3 и т.д., т.е. УТУ N 1, 2 и 3 по ходу газа линии 1;

линия 5 - МЦ.5.1;

МЦ.5.2;

МЦ5.5 и т.д., т. е. УТУ N 1,2 и 5 по ходу газа линии 5, и т. д.

Теперь, с учетом строительной готовности той или иной монтажной площадки КС (УО, КЦ, МЦ, АВО и т.д.) или конкретной линии, заявка подрядчика на поставку заказчиком УТУ может быть оформлена следующим образом:

УО.1.1.1-4 - 4 шт. (для линии 1 УТУ N 1 обвязки пылеуловителей N 1-4);

КЦ.2.1.1-2 - 2 шт. (для линии 2 УТУ N 1 при монтаже выкида ГПА N 1 и 2);

МЦ.1.1.МЦ.1.2, МЦ.1.4, МЦ.1.5 по 1 шт. (для монтажа линии 1 УТУ N 1, 2, 4 и 5 межцеховых технологических коммуникаций) и т. д.

Причем выделенное в скобках курсивом является расшифровкой принятой маркировки и в заявку не включается. Отыскать на складе хранения необходимый для монтажа на конкретном месте указанный в заявке УТУ при нанесении несмываемой краской на одном из торцов каждого узла вышеприведенной маркировки способен любой рабочий.

Но только трудностями с идентификацией конкретного УТУ из их множества на базе хранения недостатки проектной и заводской маркировки узлов не исчерпываются. Известно, что на некоторых УТУ после их монтажа на проектном месте необходимо будет врезать бобышки КИПиА или выполнить те или иные прямые технологические врезки, места которых в рабочих чертежах узлов (которые одновременно являются и заказными для изготовителя) не всегда показаны или оговорены текстом. Для более полной информированности изготовителей и монтажников об условиях монтажа конкретного узла и необходимых последующих прямых врезках в него можно рекомендовать предлагаемую маркировку УТУ дополнить буквами Г или В, ГВ или ВГ, которые будут означать:

Г или В - горизонтальная или вертикальная плоскость монтажа узла;

ГВ - вход газа в узел в горизонтальной, а выход - в вертикальной плоскости монтажа узла, а ВГ наоборот.

Для УТУ только с концентрическими переходниками и трубными элементами плоскость монтажа узла значения не имеет. Для остальных УТУ знание плоскости монтажа уже является каким-то указанием о возможном месте расположения как минимум бобышек КИПиА (всегда вверху) и, соответственно, о расположении продольных швов на трубных элементах узлов. Окончательно предлагается принять следующую маркировку УТУ:

390.МЦ.1.3.ВГ, 390.МЦ.1.4.Г, 390. МЦ.1.5.В,390.МЦ.3.4.Г,390МЦ.5.4.Гит.д.;

390.КЦ.1.1.1.В (ГПА 1), 390. КЦ1.1.2.В (ГПА 2), 390КЦ1.3.1-2. Г (ГПА 1 и 2);

390.УО. 1.1.1 -4.ВГ (пылеуловители 1-4), 390.УО.2.4.1-4.ГВ (пылеуловители 1-4) и т. д.

Здесь первые три цифры, указывающие на шифр стройки (в рабочих чертежах не указываются), добавляются при оформлении заказа на изготовление УТУ и являются чисто снабженческим указателем. Остальные обозначения расшифрованы выше.

Вариантом, исключающим ненужное пространственное расположение заводских продольных швов трубных элементов УТУ, может быть их обязательное расположение под углом 45° к вертикальной или горизонтальной плоскости УТУ, т. е. при сборке стыков УТУ на заводе продольные швы на любом трубном элементе должны располагаться в точках, близких к 1,5-4,5-7,5-10,5 ч периметра газопровода по ходу газа.

При этом проектная маркировка УТУ остается в качестве технической характеристики любого УТУ, которая будет указывать на элементный состав узла, его геометрические размеры и исполнение. А для облегчения и стандартизации разметки сварного соединения УТУ для неразрушающего контроля (НК) эту маркировку необходимо наносить на нижнюю часть входного торца узла или заводской заглушки, т. е. на 6 ч по ходу газа.

В этом случае начало рулонной (или нарезной) пленки радиографического или ультразвукового контроля будет располагаться в одном и том же проверенном не одним десятком лет практической работы месте, постоянном для НК всех сварных соединений на объектах ОАО «Газпром». Начало разметки сварного соединения для неразрушающего контроля в практике работы полевой испытательной лаборатории всегда, еще со времен СССР, принимается в верхней точке, т. е. на 12 ч по ходу газа.

Требования к геометрическим размерам УТУ. Нет никакой технической и тем более экономической необходимости изготавливать на заводах УТУ с длиной трубных элементов Юм. Так, по проектной спецификации на КС необходимо поставить 21 УТУ с длиной трубных элементов узла до 9,14 м.

Например, УТУ 1-1420 (23,2)-90/2810-0/9140-7.5-0.6-У (проектное обозначение узла) для монтажа в межцеховой технологической обвязке КС (МЦ.2.10.Г - маркировка предлагаемая). И в данном случае никакие претензии к проектному институту, назначившему длину трубного элемента 9,14 м, предъявить невозможно, так как требования к геометрическим размерам УТУ нигде не оговорены.

Никакой необходимости усложнения разрешительных условий (технических и особенно бюрократических) транспортировки такой длины УТУ с завода-изготовителя на базу хранения заказчика и далее на площадку строящейся КС - нет. И этот вопрос должен решаться простым ограничением при разбивке технологических линий на узлы и назначении длины трубных элементов УТУ, т. е. регламентацией их геометрических размеров.

В данном случае главенствующим параметром, определяющим по максимуму длину трубных элементов двух соединяющихся между собой УТУ, должны стать проектные расстояния между соседними ГПА, пылеуловителями и аппаратами воздушного охлаждения газа. Именно эти расстояния являются критерием, определяющим техническую, а вместе с ней и экономическую целесообразность ограничения длины трубных элементов УТУ, подлежащих изготовлению на заводе.

Анализ геометрических размеров УТУ КС показывает, что в данном случае технически и экономически обоснованной максимальной длиной трубных элементов УТУ должна приниматься длина не более 3 м. Лучше на площадке строящейся КС сварить дополнительно одно сварное соединение, чем возить лишние 6-1 Ом труб (1420 x 25,8 мм) через всю Россию за тысячи километров. При этом, если соединить воедино два последовательных УТУ в одной линии не получается даже при назначении максимальной длины смежных трубных элементов обоих узлов по 3 м, рациональнее и экономичнее будет назначить длину трубных элементов узлов не более 1 м.

Получающийся разрыв между узлами будет заполнен монтажной организацией путем вварки проектной трубы необходимой длины с одним дополнительным сварным соединением.

К геометрическим размерам УТУ относится и проектный монтажный припуск на длину каждого трубного элемента УТУ. По рабочим чертежам института все трубные элементы любого УТУ имеют монтажный припуск длиной 200 мм. С этим припуском УТУ и изготовлены. Таким образом, при монтаже УТУ на КС Кубанская монтажной организации придется обрезать более 100 трубных торцов диаметром 720 х 16 и 1420 х 25,8 мм длиной не менее 200 мм. Понятно, что в условиях монтажной площадки КС обрезка торцов труб выполняется немеханическим способом. При такой длине монтажных припусков трубные обрезки идут только в металлолом.

А при вышепредложенном подходе к назначению длины трубных элементов УТУ от монтажных припусков можно спокойно отказаться в пользу геометрии трубных катушек или вставок, соединяющих УТУ между собой. В современных условиях изначальное проектирование монтажного припуска такого размера для труб большого диаметра является непозволительной роскошью.

Требования к обработке торцов трубных элементов УТУ. На базу хранения материалов и оборудования заказчика для комплектации строящейся КС поступает 120-300 УТУ. При этом все концевые торцы трубных элементов УТУ не обработаны под сварку, т.е. поставляются заводом с монтажным припуском без снятия фаски. Как и чем отторцевать и подготовить резаные концы трубных элементов УТУ в таких количествах при их монтаже в условиях строящейся площадки КС для монтажной организации - уже проблема, потому что торцевать надо трубы диаметром 1420 х х 25,8, 720 х 16 и 530 х 12 мм. А в этом случае обеспечить площадку строящейся КС необходимыми механическими специальными торцевыми приспособлениями (СТП) и устройствами, например «Орбита», будет дорого и нерационально. Возвращаясь к вопросу ограничения длины трубных элементов, можно констатировать, что в этом случае от большинства монтажных припусков трубных элементов УТУ без ущерба качеству монтажа не только можно, но и нужно отказаться.

«Ловить» зазоры при сборке под сварку той или иной технологической линии можно будет непосредственно на площадке строящейся КС за счет длины трубной катушки или вставки между УТУ. А в этом случае уже возникает необходимость не только отказаться от монтажного припуска, но и оговорить заводскую механическую обработку СТП трубных торцов УТУ под сварку. При непосредственном соединении УТУ между собой поставка УТУ может осуществляться заводами с обработанными под сварку торцами. Тем более - если трубный элемент УТУ соединяется с трубой или с трубной катушкой. Главным в этих случаях для службы заводского контроля качества при изготовлении УТУ на любом заводе-изготовителе будет соблюдение и выполнение следующих технических требований:

обеспечение перпендикулярности плоскости механически обработанных резаных торцов труб собственной оси трубы в пределах допусков по ТУ на трубы;

изготовление УТУ с допусками по длине ±1 мм;

проверка ультразвуковым контролем (УЗК) сплошности резаных торцов труб на расслоение.

Кстати, при заводской проверке сплошности резаных торцов трубных элементов УТУ, которая для монтажных работ в трассовых и площадочных условиях является обязательной, из заводских сопроводительных документов выявить ничего невозможно.



Pages:     | 1 || 3 | 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.