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 |

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

-- [ Страница 3 ] --

Выполнение вышеоговоренных требований при изготовлении УТУ на любом заводе-изготовителе даст возможность при сборке и сварке двух соседних УТУ на любом объекте ОАО «Газпром»

обеспечить требуемый уровень качества сварного соединения.

Конечно же, в этом случае в финансовом отношении проиграют заводы-изготовители УТУ и, наоборот, выиграют монтажные организации, выполняющие сварочно-монтажные работы по технологической обвязке строящихся объектов ОАО «Газпром». Однако все это несущественно по сравнению с тем, что в целом выигрывает ОАО «Газпром» и в финансовом, и в техническом отношении.

Неразрушающий контроль сварных соединений УТУ. Так как УТУ являются элементом технологических трубопроводов обвязки газовых объектов ОАО «Газпром», то для получения равнонадежности сварных соединений в их цепочке по технологическим линиям необходимо потребовать, чтобы объем, методы, чувствительность НК и нормы дефектности сварных соединений были едины и для сварных соединений в УТУ при их изготовлении на заводах, и точно таких же соединений, выполненных в условиях строящейся площадки газового объекта. В данном случае объемы, методы и чувствительность НК и нормы дефектности сварных соединений должны отвечать требованиям СТО Газпром 2-2.4-083-2006. Именно данный СТО является основным отраслевым руководящим документом по НК сварных соединений на объектах ОАО «Газпром», который в п. 1.4 «...рекомендует предприятиям-изготовителям» труб, СДТ и оборудования, «работающих в цикле транспорта», в части «норм оценки качества сварных соединений»

руководствоваться требованиями СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

Однако не факт, что этой рекомендацией пользуются все заводы строительной индустрии, поставляющие изделия заводской готовности, например УТУ, для строящихся объектов ОАО «Газпром». Основными нормативными документами (НД) по НК сварных соединений для машиностроительных заводов являются ОСТ 26291 и ГОСТ 23055-78*. Главное, что эти НД (СТО для ОАО «Газпром», ОСТ и ГОСТ - для машиностроительных заводов) не стыкуются по многим параметрам НК, и в этом вопросе требования СТО намного выше, чем ГОСТа. По некоторым дефектам это несовпадение в разы превышает допустимый размер дефекта в стыке по нормам ОАО «Газпром», например по суммарной длине пор и шлаков на 300 мм пленки. Более того, в ГОСТ 23055-78* нет понятия «глубина дефекта», которое при оценке годности сварных соединений магистральных трубопроводов по отраслевым СТО является основополагающим. Это, в частности, относится к шлаковым включениям Bа, Bс и Bb. Кроме того, в ГОСТ 23055-78* нет упоминания о таких дефектах шва, как «пора канальная» и «двухсторонний удлиненный шлак», допустимость или недопустимость которых четко зафиксированы в СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

А ведь сварные соединения в УТУ, сваренные в заводских «тепличных» условиях, и точно такие же сварные соединения, сваренные в траншейных условиях строящейся площадки КС, абсолютно одинаковы, но с учетом несовпадения нормативных документов по НК получаются неравнонадежными.

Поэтому для получения сварных соединений с одинаковыми служебными характеристиками ОАО «Газпром» необходимо при заказе на машиностроительных заводах изделий заводской готовности потребовать от заводов в обязательном порядке при НК и оценке качества сварных соединений выполнять требования более строгого отраслевого СТО Газпром 2-2.4-083-2006. В первую очередь это может относиться к сварным соединениям УТУ и трубной обвязке блочно-комплектных изделий (БПТИПГ, АВО, (А) ГРС, газовые блоки для промыслов, камеры запуска-приема ВТУ и др.) технологических объектов ОАО «Газпром».

Заводское документальное сопровождение УТУ. В данном случае под заводским документальным сопровождением имеются в виду заводские паспорта на УТУ для КС. При рассмотрении заводских сопроводительных паспортов на УТУ, предъявленных заказчиком по строительству КС, необходимо отметить, что к заводским паспортам на УТУ не приложены следующие документы:

акты проверки резаных торцов труб на расслоение (требование п. 10.2.6 СТО Газпром 2-2.2-136-2007) или хотя бы информация о том, что в заводских условиях такая проверка выполнена и имеются акты;

сертификаты на трубы для трубных элементов УТУ В паспорте УТУ указаны только ТУ, завод и номер сертификата на трубы;

заключения о неразрушающем контроле заводских сварных соединений (УЗК и радиография). В паспорте указаны номера и дата заключений.

Отсутствие заключений не дает возможности выяснить следующее:

а) по какому нормативному документу был выполнен НК сварных соединений: по ГОСТ 23055-78* или по СТО Газпром 2-2.4-083-2006;

б) были ли выявлены в сварном соединении дефекты, какие и где?

Через 20-25 лет эксплуатации КС возникнет необходимость продления ее технического ресурса. В этом случае для оценки служебных характеристик всех сварных соединений обвязки КС они подлежат диагностике, которая для такого объекта, как КС, заключается в НК всех сварных соединений. И вот в этом случае отсутствие заводских заключений с описанием выявленных дефектов (или их отсутствием) не дает возможности объективно оценить технический ресурс конкретного сварного соединения при выявлении в нем того или иного дефекта, даже допустимого по размерам, так как отсутствует нулевая точка отсчета. Был ли этот дефект выявлен на заводе при изготовлении УТУ и признан допустимым или он появился в процессе эксплуатации? Данный факт специалисту-диагносту говорит о многом.

А вот для сварных соединений, сваренных в условиях строящейся площадки КС, такая нулевая точка отсчета в виде приложенных к сдаточной исполнительно-технической документации заключений по НК всегда имеется. По этим сварным соединениям при продлении технического ресурса КС никаких вопросов не должно быть.

Заводская изоляция УТУ. УТУ по условиям монтажа бывают подземной, надземной и промежуточной установки. В последнем случае одна часть УТУ - подземная, а вторая - надземная.

Понятно, что УТУ подземного монтажа должны быть с заводской изоляцией, а надземного - только с заводской грунтовкой для защиты от атмосферной коррозии.

А вот УТУ промежуточного способа монтажа будет нерационально заказывать с заводской изоляцией по всей длине. Но именно так поступают проектные институты. Эта избыточная изоляция становится помехой монтажникам при строительстве и обслуживающему персоналу при эксплуатации, так как на отводе в изоляции надо прорубить квадрат для УЗК толщины стенки отвода, а два сварных соединения диаметром 700 мм при их последующей диагностике с проведением НК подлежат освобождению от заводской изоляции.

Грунтовка наружных поверхностей УТУ наружного монтажа. Наружные поверхности всех УТУ КС надземного монтажа покрываются на заводе грунтовкой черного цвета на битумной основе. При этом известно, что наружные поверхности всех технологических газопроводов газовых объектов ОАО «Газпром» в соответствии с требованием ГОСТ 14202-69 подлежат окраске в желтый цвет. На практике эксплуатационный персонал этих объектов часто окрашивает газопроводы в серебристый цвет алюминиевой пудрой на олифе. В любом случае эти технологические трубопроводы окрашиваются краской светлых тонов. В связи с этим представляется возможным потребовать от заводов-изготовителей УТУ грунтовать наружные поверхности трубных узлов надземного монтажа в желты и или (как исключение) в серебристый цвет.

Требования к УТУ с люками-лазами. По заводским паспортам на такие УТУ крепление затворов люков-лазов производится шпильками 2-1-МЗОх280 по ОСТ26-2040-96, согласно которому шпильки изготовляются из стали 09Г2С со следующими механическими характеристиками:

[Графические материалы доступны в pdf-версии издания] При этом гарантированная в паспорте заводом величина испытательного давления для УТУ с люками-лазами равна 11,25 МПа (получается, что эти узлы на заводе испытание не проходят).

Необходимо иметь в виду, что заводская затяжка шпилек производится в цеховых условиях при фиксированной положительной температуре. На месте монтажа УТУ с люками-лазами температура может быть и ниже -20 °С. А вот рабочая температура этих же УТУ, например на выкиде ГПА, в условиях нормального режима работы КС может достигать и 60 °С.

Таким образом, расчетный температурный перепад рабочего нагружения шпилек люков-лазов при стандартном режиме работы КС может равняться 80 °С и более. Данное обстоятельство необходимо учитывать заводам-изготовителям УТУ с люками-лазами при конструкторском подборе марки стали для шпилек, расчете их числа и диаметра. Из этого же необходимо исходить при назначении величины заводского натяга шпилек. Практика проведения гидравлических испытаний технологической обвязки КС показывает, что заводская затяжка шпилек крепления люков-лазов не обеспечивает герметичность их уплотнения (этого и следовало ожидать, так как УТУ с люками-лазами на заводе испытанию не подвергались). Первый раз люки-лазы дают течь при давлении до 2,0 МПа. Утечка устраняется монтажной бригадой обтягиванием шпилек крепления люков-лазов после сброса давления.

Второй раз отдельные уплотнения люков-лазов начинают «капать» при давлении 7,8 МПа и более.

И опять устранять негерметичность приходится затягиванием шпилек. Замеры длины шпилек после этих двух подтяжек показывают, что длина рабочей нагруженной зоны шпилек удлиняется на величину до 2 см, а это при заявленной выше для стали 09Г2С величине относительного удлинения 21% достаточно много.

Как при этом можно гарантировать величину р(исп) = 11,25 МПа - остается загадкой.

С учетом всего вышеизложенного для стандартизации проектной разбивки технологической обвязки газовых объектов ОАО «Газпром» на УТУ и приведения к единству технических требований к изготовлению трубных узлов, а также в целях экономии трудовых и материальных ресурсов и финансовых средств, предлагается следующее:

проектным институтам принять вышеприведенную маркировку УТУ с обязательным сохранением мест ее нанесения;

проектным институтам на деталировочных чертежах УТУ указывать места проектных врезок бобышек КИПиА, а также места технологических прямых врезок и оговаривать требование по расстоянию от продольного шва трубного элемента до стыка вышеуказанных врезок. В любом случае при сборке стыков на заводе-изготовителе УТУ продольные швы трубных элементов узлов по периметру газопровода должны располагаться в точках, близких к 45° к горизонтальной и вертикальной плоскости УТУ;

при соединении двух смежных УТУ - ограничить разбивку технологической обвязки газовых объектов длиной трубных элементов не более 3 м;

при заказе УТУ на заводе - исключить монтажный припуск на торцах трубных элементов;

поставляемые на строящуюся площадку УТУ должны поступать с торцами трубных элементов, обработанных механическим способом под сварку с трубой той же толщины, что и трубный элемент;

изготовителям изделий заводской готовности для комплектации технологических объектов ОАО «Газпром» (УТУ, камеры пуска-приема ВТУ, трубная обвязка блочно-комплектного оборудования и т. п.) в части объемов, методов, чувствительности НК и норм дефектности сварных соединений строго руководствоваться требованиями отраслевых НД, и в частности СТО Газпром 2-2.4-083-2007;

к каждому заводскому паспорту на УТУ должны быть приложены:

сертификаты на трубные элементы и паспорта на соединительные детали трубопроводов;

акты проверки УЗК резаных торцов трубных элементов УТУ на расслоение;

заключения о НК сварных соединений УТУ;

конструкторский расчет, паспорта или сертификаты на шпильки крепления люков-лазов с указанием максимального усилия их затяжки;

проектным институтам для УТУ промежуточного способа монтажа (одна часть - подземная, а другая - надземная) заводскую изоляцию узла предусматривать только на подземной части узла плюс мм от отметки земли;

обязать заводы-изготовители УТУ наружные поверхности трубных узлов надземного монтажа грунтовать в желтый или (по согласованию с заказчиком) в серебристый цвет.

В КИТАЕ ОТКРЫТО КРУПНОЕ ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 Китайская национальная нефтяная корпорация CNPC сообщила 10 февраля 2014 г. об открытии крупного месторождения природного газа Anyue в провинции Сычуань на юго-востоке КНР.

Данное открытие было охарактеризовано в пресс-релизе компании как «большой прорыв», учитывая весьма значительные объемы запасов газа на месторождении: 440 млрд м(3), из которых 308 млрд м(3) являются технически извлекаемыми.

Компания PetroChina, являющаяся частью CNPC, в настоящее время осуществляет на месте открытого месторождения строительство производственной установки, способной добывать около млрд м(3) газа в год в ходе первой фазы реализации проекта. В течение второй фазы производственная мощность будет увеличена до 6 млрд м(3) в год.

В 2013 г. производство природного газа в КНР составило 121 млрд м(3), что на 9,8% превысило показатель предыдущего года. Из общего количества около 3 млрд м(3) пришлось на газ угольных пластов и 200 млн м(3) - на сланцевый газ. Потребление природного газа Поднебесной в 2013 г.

достигло уровня 169 млрд м(3), а импорт газа в Китай в 2013 г. составил 53,4 млрд м(3). Таким образом, 31,5% потребленного газа пришелся на зарубежные источники. Спрос на «голубое топливо» в Китае, согласно прогнозам, может увеличиться более чем в 4 раза к 2030 г. В связи с этим правительство страны предпринимает активные шаги по наращиванию внутреннего производства газа, а также по увеличению импорта этого экологичного топлива.

По информации CNPC, Reuters, UPI, Bloomberg СКЛОННОСТЬ СМАЗОЧНЫХ МАСЕЛ К ОБРАЗОВАНИЮ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ТЕПЛОНАПРЯЖЕННЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЯХ Дата публикации: 13.03. Автор: А.А. Мухин, С. Ю. Поляков, А. Е. Скрябина, В. К. Фадеев (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РФ, Московская обл.), E-mail:

A_Skryabina@vniiga Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 46, 47, 48, Выпуск: 3 УДК 665. В настоящее время в ОАО «Газпром» осуществляется комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа. По мере реконструкции действующих и строительства новых КС увеличивается доля современных газоперекачивающих агрегатов (ГПА), использующих в качестве привода теплонапряженные газотурбинные двигатели (ГТД) авиационного и судового типов, такие как ПС-90 ГП-7, ГП-2 и ГП-25, ДГ-90, ИИ-36СТ и ИК-38СТ, АЛ-31СТ и др. Поскольку проблема образования высокотемпературных отложений (ВТО) в ГТД по мере роста их теплонапряженности будет вставать все острее, в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» ведутся исследования по изучению данного явления и поиску путей снижения склонности масел к образованию ВТО на элементах конструкций ГТД [1]. В статье рассмотрена склонность смазочных масел, используемых в ГТД, и образованию высокотемпературных отложений. Экспериментально установлено, что количество образующихся ВТО в смазочном масле определяется свойствами исходного базового компонента, используемого для его производства, и эффективностью функциональных присадок.

Ключевые слова: смазочные масла, высокотемпературные отложения, теплонапряженность, газотурбинные двигатели.

Общая тенденция развития газотурбинных двигателей в целом и ГТД, используемых в качестве приводов для газоперекачивающих агрегатов, заключается в росте параметров термогазодинамического цикла (степень сжатия, температура в камере сгорания), что приводит к существенному увеличению их теплонапряженности. Так, с конца 50-х гг. прошлого века удельная мощность ГТД возросла более чем в 2,5 раза;

при этом температура газов на выходе из силовой турбины увеличилась до 500-550 °С.

Постоянно растущие требования по повышению надежности и эффективности работы ГПА вызывают потребность в высококачественных маслах и смазках. При этом на первый план выдвигаются экономические выгоды: снижение затрат на ремонт и техническое обслуживание оборудования, увеличение времени эксплуатации ГТД и срока службы смазочных масел.

Одним из резервов повышения показателей эксплуатационной надежности ГТД является снижение количества высокотемпературных отложений, образующихся в результате термоокислительной деструкции смазочного масла, на поверхностях теплонагруженных деталей двигателя. Как правило, ВТО на поверхностях деталей ГТД подразделяют на три основные группы: нагары (кокс), лаки и смолы.

Кокс представляет собой твердые углеродистые вещества преимущественно черного цвета, откладывающиеся во время работы двигателя на поверхности деталей, и состоит в основном из углерода и высокомолекулярных углеводородов, имеет рыхлый вид и, как правило, забивает узкие места и щели;

легко отслаивается при механическом воздействии или смывается растворителями [2].

Лак является продуктом окисления под действием высоких температур тонких масляных пленок (толщиной от десятых долей микрона до 100-200 мкм), растекающихся и прочно удерживающихся на поверхности деталей двигателя. Лак имеет гладкую блестящую поверхность от светло-желтого или коричневого цвета до черного, иногда с вкраплениями углеродистых частиц, придающих поверхности некоторую шероховатость [2,3].

Смолы - это сложная смесь окисленных высокомолекулярных углеводородов масла и гетероорганических соединений, представляющих собой простые и сложные полиэфиры и поликислоты, образующиеся в результате вторичных окислительно-деструкционных процессов. На количество смол, образующихся в ГТД, решающее влияние оказывают качество смазочного масла, температурный режим двигателя, его конструкционные особенности и условия эксплуатации.

Механизм образования этих видов отложений различен.

Для образования лаковых отложений требуется контакт с горячей металлической поверхностью, температура которой существенно превышает температуру масла в системе. При этом контакт масла с этой поверхностью осуществляется в виде тонкой пленки.

Образование кокса на деталях двигателя начинается с образования на поверхности детали очень тонкого лакового слоя, который в силу тех или иных условий может претерпевать различные изменения: оставаться в виде лакового отложения, претерпевая лишь внутренние изменения, характерные для этого вида ВТО, или явиться основой для образования коксовых отложений [2].

Кокс может образовываться в застойных зонах, где затруднено течение масла, высаживаться из шлама, образующегося в масле. Достаточно часто кокс образуется при контакте масла с цветными металлами, например на бронзовых клапанах компрессорных установок.

Смолообразование происходит вследствие испарений легких фракций минеральных масел и поликонденсации окси-кислот и оксиальдегидов, образовавшихся в результате окисления смазочного масла.

Образование отложений на деталях масляных систем приводит к значительным последствиям с точки зрения обеспечения надежности функционирования самих масляных систем и ГПА в целом.

Забиваются фильтры очистки масла, каналы и трубопроводы, обеспечивающие подачу масла к смазываемым агрегатам, что может привести к масляному голоданию. Забивка лабиринтных уплотнений приводит к заклиниванию роторов, отложения на стенках радиаторов и в узких масляных каналах ухудшают эффективность охлаждения масла.

Характерным примером появления ВТО является отказ двигателя НК-36СТ на Микуньском ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ухта». При дефектации двигателя ВТО были обнаружены в лабиринтных уплотнениях турбины среднего давления (рис. 1).

В настоящее время наиболее распространенным отечественным нормативно-техническим документом, предусматривающим определение оценки склонности смазочных масел к образованию ВТО, является ГОСТ 23175 [4]. Сущность метода, приведенного в [4], заключается в нагревании тонкого слоя масла на металлической поверхности, испарении легколетучих веществ, содержащихся в масле и образующихся при его разложении, с последующим разделением остатка на рабочую фракцию и лак. Данный способ позволяет провести условную оценку склонности масел к образованию лаковых отложений на деталях двигателей и эффективности присадок, уменьшающих лакообразование.

Более широкое распространение получили методы оценки склонности смазочных масел к образованию ВТО в практике авиационных испытаний.

Метод определения склонности масел к образованию ВТО в динамических условиях на установке ВЦМ (утвержден Решением Государственной межведомственной комиссии (ГМК) N 23/1-243 от декабря 1983 г.) является квалификационным. Сущность метода заключается в определении количества отложений и температуры начала их образования при контакте циркулирующего масла с горячей металлической поверхностью. Оценка масла производится по двум показателям: индексу ВТО И(вто), равному отношению количества отложений, получаемых при испытании масла и эталонной жидкости, и температуры начала образования отложений t(н.о). Определение количественных показателей склонности масел к образованию ВТО (И(вто) и t(н.о)) производится на оптическом приборе путем регистрации яркости света, отраженного от поверхности оценочной трубки.

Другим способом квалификационной оценки является метод оценки склонности авиационных смазочных масел к образованию ВТО на моделирующей установке УКМ-1М (утвержден Решением ГМК N 23/1-195 от 27 ноября 1986 г.). В соответствии с данным методом стойкость масла к воздействию кислорода воздуха при высоких температурах оценивается на моделирующей установке по массе отложений, образовавшихся на внутренней поверхности металлической реакционной камеры и уловленных фильтром установки. Значения температуры реакционной камеры при этом соответствуют рабочим значениям температур современных ГТД. Окисление проводят кислородом воздуха при постоянной циркуляции масла в системе под давлением.

Методы квалификационной оценки склонности смазочных масел к образованию ВТО в динамических условиях на установке ВЦМ и на моделирующей установке УКМ-1М обладают рядом существенных недостатков. Так, для проведения испытаний требуются значительные объемы смазочного масла (около 3 л на одну загрузку). Сами установки весьма громоздки, а проведению испытания предшествует сложная процедура подготовки. Кроме того, в настоящее время вышеуказанные установки существуют в единичном экземпляре, и оценить воспроизводимость получаемых результатов не представляется возможным.

В отечественной практике испытаний авиационных масел получил распространение квалификационный метод оценки склонности масел к образованию ВТО на установке «Наклонная плита» (утвержден Решением ГМК N 23/1-54 от 14 февраля 1980 г.). Внешний вид установки «Наклонная плита» приведен на рис. 2. Прототип этого метода был представлен в ранних версиях спецификаций США (FED STAN 791) [5].

Сущность данного квалификационного метода заключается в механическом набрызгивании смазочного масла на алюминиевую пластину, нагретую до заданной температуры, с последующим весовым определением количества отложений. Испытания проводят при следующих условиях:

температура масла в картере -120 °С, температура алюминиевой пластины -290 °С, периодичность набрызгивания масла на пластину - 5 с/мин. Метод также не лишен недостатков. В частности, процедура подготовки и проведения испытаний длительна и составляет более 6 ч, а для получения хорошей сходимости требуется тщательная подготовка поверхности алюминиевой пластины.

Следует отметить, что в настоящее время норм предельных значений по показателю «склонность к образованию ВТО» не существует, и в практике испытаний данные, полученные для опытных образцов масел, сравнивают с товарными образцами.

Метод определения ВТО на установке «Наклонная плита» наиболее близко моделирует условия работы смазочного масла в лабиринтных уплотнениях ГТД, где происходит контакт масла с сильно нагретой металлической поверхностью в присутствии большого количества горячего воздуха и где на практике чаще всего отмечается образование ВТО.

В лаборатории масел и смазочных материалов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для проведения научных исследований, а также при разработке новых смазочных масел для нужд ОАО «Газпром» широко используется усовершенствованный метод оценки склонности смазочных масел к образованию ВТО на установке «Наклонная плита». Так, в целях повышения точности получаемых результатов была существенно изменена процедура подготовки к проведению анализа, что позволило, в свою очередь, сократить время проведения испытаний с 6 до 4 ч. Помимо этого в лаборатории налажена методика определения ВТО по ГОСТ 23175 [4].

С использованием усовершенствованного метода на установке «Наклонная плита», а также в соответствии с ГОСТ 23175 [4] были проведены исследования товарных партий смазочных масел различных производителей для оценки их склонности к образованию ВТО.

В качестве показателей сравнения при проведении испытаний по ГОСТ 23175 [4] были выбраны:

термоокислительная стабильность (ТОС), выраженная временем в минутах, в течение которого испытуемое масло превращается в остаток, состоящий из 50% рабочей фракции и 50% лака, а также массовая доля лака (в%) при выдержке 100 мин при температуре проведения испытания.

Особенностью данных методов является то, что в процессе проведения эксперимента по ГОСТ [4] смазочное масло испаряется в статических условиях при температуре 250 °С из металлической чашечки, а на установке «Наклонная плита» масло испаряется в процессе течения по наклонной металлической поверхности, нагретой до 290 °С. Таким образом, корректным будет сравнение только масел одной вязкостной группы, имеющих примерно одинаковую летучесть (испаряемость).

Полученные результаты приведены в таблице.

Из таблицы видно, что различные товарные партии масла Тп-22С М1 производства ООО «Газпромнефть СМ» и ООО «ЛЛК-Интернешнл», относящиеся к одной вязкостной группе и имеющие, соответственно, одинаковую испаряемость, имеют существенное различие по количеству ВТО, образующихся на наклонной плите, а также количеству лака и величине ТОС по [4].

Поскольку данные масла выпускаются по одному нормативному документу (ТУ 38.101821-2001 [6]) и имеют одинаковый состав присадок (за исключением образца модифицированного состава производства ООО «Газпромнефть СМ»), разброс значений ВТО обусловлен, по всей видимости, свойством исходного базового компонента, а именно его каталитической активностью (Fka) [7].

Модифицированный состав стандартного турбинного масла Тп-22С М1 был разработан ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для ООО «Газпром-нефть СМ» (выпускается на Омском НПЗ). Модификация проведена путем введения дополнительной присадки, блокирующей каталитическое действие железа. Как видно из таблицы, введение модифицирующей присадки, снижающей количество образующихся ВТО, увеличивает ТОС.

На основе средневязкого компонента производства ООО «ЛЛК-Интернешнл»

(«Пермнефтеоргсинтез»), который используется для производства масла Тп-22С, в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» изготовлен опытный образец масла с применением эффективных антиокислительных присадок.

Данный образец в аналогичных условиях испытаний образует в 6 раз меньше ВТО, чем стандартное масло Тп-22С М1 (см. таблицу).

Аналогичная картина наблюдается в другой вязкостной группе масел - СГТ (ООО «Варя»), СГТ (ООО «ЛЛК-Интернешнл) и МС-8п (ООО «Квалитет-Авиа»). Масла СГТ (ООО «Варя») и МС-8п (ООО «Квалитет-Авиа») производятся на депарафинизированных маслах селективной очистки С-9 и МС- производства ООО «Новойл» (Новоуфимский НПЗ) и имеют достаточно близкий состав присадок.

Масло МС-8 имеет более высокую степень очистки и меньшее содержание ароматических углеводородов, чем С-9, и как следствие, масло МС-8п, изготовленное на его основе, имеет меньшую склонность к образованию ВТО, чем масло СГТ (ООО «Варя»). Масло СГТ (ООО «ЛЛК-Интернешнл) изготовлено на принципиально другом базовом компоненте и с другим набором присадок, в результате количество образующихся ВТО в 5-6 раз меньше, чем у МС-8п и СГТ (ООО «Варя»).

Полученные экспериментальные данные показывают, что количество образующихся ВТО в смазочном масле определяется свойствами исходного базового компонента, используемого для его производства, и эффективностью функциональных присадок, в первую очередь антиокислительных, входящих в состав композиции масла. Таким образом, проблема снижения ВТО, образующихся в теплонапряженных ГТД, должна решаться путем модификации состава используемых в настоящее время смазочных масел для ГПА или, что предпочтительнее, разработкой новых смазочных масел, обладающих существенно меньшей склонностью к образованию ВТО в масло-системах ГТД.

Применяемые в настоящее время смазочные масла для ГПА с приводами от авиационных и судовых ГТД не в полной мере обеспечивают низкий уровень ВТО, что может приводить к возникновению различных нештатных ситуаций при эксплуатации.

Применение новых смазочных масел с низким уровнем образования ВТО и лака позволит существенно повысить эксплуатационную надежность существующего парка ГПА и снизить потери на его ремонт и техническое обслуживание.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Мухин А.А., Поляков С.Ю., Скрябина А.Е., Тетерев С.И. Улучшение эксплуатационных свойств минерального турбинного масла Тп-22С при его эксплуатации в ГПА // Газовая промышленность. 2013. - Приложение к журналу. - С. 80-83.

2. Папок К.К., Пискунов В.А., Юреня П.Г. Нагары в реактивных двигателях. - М. транспорт, 1971. 110 с.

3. Химмотология. Словарь. Понятия, термины, определения. - М.: Знание, 2005. - 304 с.

4. ГОСТ 23175-78. Масла смазочные. Метод оценки моторных свойств и определения термоокислительной стабильности. - М. : Стандартинформ, 2002. - 7 с.

5. Federal standard testing method of lubricants, liquid fuels and related products. - 2007. - 460 p.

6. ТУ 38.101821 -2001. Масла турбинные Тп-22С. Технические условия (с изм. 1-27). - М.: ВНИИНП, 2001. 7. Мухин А.А., Поляков С.Ю., Скрябина А.Е. Проблема образования высокотемпературных отложений в теплонапряженных газотурбинных двигателях и пути ее решения // Производство и рынок смазочных материалов - 2012: Тр. VIII Междун. науч.-техн. конф. ОАО «ЛУКОЙЛ». - М. :

Группа компаний RPI, 2012. - С. 90-92.

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ОБЪЕКТОВ Дата публикации: 13.03. Автор: О. В. Филиппова (ООО «Газоил пресс») Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 50, Выпуск: 3 Специалисты нефтегазостроительных компаний, а такте ведущих нефтегазовых вузов страны приняли участие во II Российской научно-практической конференции «Актуальные вопросы нефтегазового строительства», состоявшейся в Москве. Организаторами мероприятия выступили СРО НП «Иефтегазстрой», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и Российский союз нефтегазостроителей.

В рамках конференции участники обсудили особенности выполнения земляных работ и устройства фундаментов при строительстве нефтегазовых объектов, проблемы строительства в сложных геологических условиях, зонах активных тектонических разломов (АТР), а также представили новые технологии в данной области. По словам доцента кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» УГНТУ И.Ф. Кантемирова, одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. «Основная особенность строительства и ремонта трубопроводов -разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов, - отметил И.Ф. Кантемиров. - Во-первых, одним из забытых проектов, предложенных нашей кафедрой в начале 80-х гг., является изобретение по использованию воздушного транспорта, а именно дирижаблей, для доставки длинномерных труб и других материалов в труднодоступные болотистые места на север Западной Сибири и другие регионы для сооружения, капитального и аварийного ремонта газонефтепроводов. Сегодняшний уровень дирижаблестроения позволяет надеяться на внедрение данного изобретения в реальную работу строителей. Дирижабли стали экономичными и рентабельными, простыми в управлении, безопасными и не требуют специальных аэродромов». И.Ф. Кантемиров отметил, что вопросы охраны окружающей среды всегда находятся под пристальным вниманием руководителей строительных, эксплуатирующих организаций и научных центров. По его словам, университет имеет изобретения и целый ряд внедренных объектов на территории Западной Сибири, Урала и Поволжья, на которых используются технологии по обустройству берегоукреплений и защиты от размыва берегов рек и склоновых участков с использованием методов технической мелиорации грунтов и применением антиэрозийного решетчатого покрытия из армированного полиэтилена.

Также, по его словам, продолжаются исследования по взаимодействию трубопроводов с грунтами при строительстве, капитальном ремонте и эксплуатации. «В 2012 г. сотрудниками кафедры разработана программа BCPOptimize, предназначенная для расчета напряженно-деформированного состояния и оптимизации многопролетных балочных переходов трубопроводов, выполненных по неразрезной схеме, и позволяющая производить оценку напряженно-деформированного состояния с выдачей рекомендаций по снижению напряжений в наиболее нагруженных сечениях», прокомментировал И.Ф. Кантемиров.

Об особенностях проектирования и строительства фундаментов под подземные конструкции в районах с коротким тепловым периодом года в условиях современного строительства нефтегазовых объектов рассказал главный специалист-строитель ПАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ» А.Ю. Лобанов. По его словам, в северных регионах строительства значительное количество работ производится в период времени с отрицательными температурами воздуха. «Мы постоянно сталкиваемся с тем, что подрядными организациями нарушаются требования нормативных документов по выполнению фундаментов, а именно происходит промораживание грунтов оснований, - отметил А.Ю. Лобанов.

-Также одним из наиболее показательных случаев стало зафиксированное проседание подземных трубопроводов обвязки с арматурой ГПА, построенных на КС Новомикуньская. Как рассказал А.Ю.

Лобанов, прокладка трубопроводов осуществлялась ниже точки сезонного промерзания оттаивания грунта. Проектом фундаменты были приняты в виде монолитных железобетонных плит по щебеночной подушке. В качестве грунтов основания принят мелкий песок, рекомендованный по материалам инженерно-геологических изысканий для использования в качестве оснований фундаментов. Несущая способность данных плитных фундаментов по второму предельному состоянию (по деформациям грунта оснований) превышала действующие нагрузки в 4,8 раза, по первому предельному состоянию (по несущей способности) - в 3,5 раза. Таким образом, после повышения температуры грунтов в весенне-летний период были зафиксированы значительные просадки трубопровода.

«Контрольная откопка коллекторов выявила признаки значительных нарушений проектной и нормативной документации, в частности обнаружены включения льда и снега под телом трубы, включения льда в щебеночной подушке основания фундамента, выявлен перекоп траншеи под коллекторы, обратная засыпка котлованов и траншей осуществлялась без уплотнения, прокомментировал А.Ю. Лобанов. - В случае применения свайных фундаментов данных просадок и значительных трудозатрат по восстановлению коллектора в проектное положение возможно было избежать даже с учетом допущенных нарушений, связанных с промораживанием грунтов оснований и перекопа котлованов. Выполнение свайных фундаментов является более простым и надежным решением, позволяет минимизировать влияние подрядчика на устойчивость сооружения, допускает определенные отступления от СНиП 3.02.01-87, в том числе и при производстве работ в зимний период, при сохранении несущей способности фундаментов». Строительство в зонах активных тектонических разломов также имеет ряд своих особенностей. О конструктивных особенностях прохождения зон активных тектонических разломов в сочетании с опасными природными процессами рассказал научный сотрудник ЗАО «ВНИИСТ» Э.Н. Фигаров. По его словам, на обводненных участках необходимая для удержания проектного положения трубопровода балластировка при смещениях грунта может осложнять свободное перемещение трубопровода на поверхность;

для многолетнемерзлых грунтов - смещения грунта, находящегося в мерзлом состоянии, значительно увеличивают нагрузки, приходящиеся на трубопровод;

на оползневых участках проектные решения должны учитывать возможность сползания грунтов, и траншея должна предусматривать защитные мероприятия не только от разрывов сплошности массива грунта, но и от возможного сползания оползневого слоя;

для участков со слабыми грунтами необходимо предусмотреть мероприятия, препятствующие разжижению грунта и возможным просадкам либо выпучиванию трубопровода. «Для обеспечения безопасности переходов подземных трубопроводов через зоны АТР необходимо: в процессе инженерных изысканий включить в программу установление нижнего предела динамического воздействия (естественной либо промышленной сейсмики), с которого возможно сейсмогенное смещение грунта;

на основании данных о нижнем пределе динамического воздействия производить настройку приборов, регистрирующих внешнее сейсмическое воздействие, при котором уже следует снижать давление в трубопроводе;

оценить допустимые внешние сейсмические нагрузки на трубопровод в зависимости от смещения грунта и балльности землетрясения, при которых возможны повреждения трубопровода;

для случая сложных технических решений прохождения зон АТР рассмотреть возможность организации специализированной бригады и опережающего выполнения работ на этих участках, а также ввести в действующие нормы требования к конструкции и методам строительства трубопроводов в зонах АТР», - отметил Э.Н. Фигаров. Обменявшись опытом, участники конференции сошлись во мнении, что на сегодняшний день нефтегазовая отрасль требует разработки новых технических решений и методик строительства нефтегазовых объектов.

ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН КАЛУЖСКОГО ПХГ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ХАРАКТЕРА ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 52, 53, 54, Выпуск: 3 УДК 622.691. Д. В. Гришин (ООО «Газпром ПХГ», РФ, Москва), С. В. Позднухов (Калужское УПХГ, РФ, Калужская обл.), Д. В. Дубенко (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РФ, Московская обл.), Д. С. Линов (ОАО «СевКавНИПИгаз», РФ, Ставрополь) E-mail: V-Dubenko@yandex.ru Процесс строительства скважин и формирования новых газотранспортных систем - весьма дорогостоящий. Поэтому актуальным является решение задачи повышения производительности старого фонда скважин ПХГ. Качество скважины в большой степени определяется ее совершенством по характеру и степени вскрытия пласта. В статье рассмотрено влияние этих факторов на дебит скважины применительно к Калужскому ПХГ. Показано, что дебит скважины может быть увеличен в несколько раз только за счет устранения части перфорированной эксплуатационной колонны как преграды для фильтрационных потоков в призабойной зоне пласта. Авторами разработана программа работ и предложен инструмент, позволяющий усовершенствовать скважину в ходе ее капитального ремонта. Данная программа практически реализована на семи скважинах Калужского ПХГ.

Ключевые слова: качество скважины, совершенство скважины по характеру вскрытия пласта, геофизические исследования, индикаторные кривые, уравнение фильтрации, фактические и расчетные параметры совершенной скважины.

В соответствии с протоколом N 24-К-ПХГ/2008 заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр в 2008 г. ОАО «СевКавНИПИгаз» разработало Технико-технологические предложения, направленные на увеличение производительности эксплуатационных скважин первого очага Калужского ПХГ.

Для оценки состояния эксплуатационного фонда скважин Калужского УПХГ результаты газодинамических исследований (ГДИ) по этим скважинам были помещены на одно поле (рис. 1).

Из рисунка следует, что весь фонд скважин можно разделить на три группы. В первую группу вошли скв. 38, 39, 157, 158, 159, 161, 162, 165, 168, 170, для которых характерны высокие значения депрессии на пласт при весьма низких дебитах. Ко второй группе отнесли скв. 63, 64, 69, 108, 171, 173, имеющие средние значения дебита и депрессии. К третьей - скв. 164, 166, 167, 169, отличающиеся высоким дебитом при малых депрессиях. В этой группе скважины имеют дебиты около 1 млн м(3)/сут и более при депрессии 0,4 МПа. Такой «разбег» эксплуатационных характеристик свидетельствует о несовершенстве ряда скважин Калужского ПХГ и в то же время об их значительном эксплуатационном потенциале.

В ходе капитального ремонта на извлеченных из низкодебитных скважин насосно-компрессорных трубах обнаруживались солеотложения. Причем эти отложения имели максимальную толщину до мм в зоне перфорации эксплуатационной колонны (рис. 2). Естественно, можно предположить, что подобный процесс происходит на эксплуатационной колонне. Соль перекрывает пространство между перфорационными отверстиями, поэтому пластовый газ в призабойной зоне пласта может двигаться только в радиальном направлении, напротив каждого единичного отверстия. Но поскольку пласт-коллектор Калужского ПХГ неоднороден по вертикали, скважины становятся несовершенными по характеру вскрытия.

М. Маскет в своей работе [1] указывает, что такие скважины при линейной фильтрации в однородном пласте имеют дебит на 50% меньше, чем совершенные. Он приводит данные о том, что для анизотропного пласта при k(г)/k(B) = 81 дебит несовершенной скважины составляет приблизительно 25% от дебита совершенной скважины. С учетом этого можно предположить, что при нелинейной фильтрации в коллекторе Калужского ПХГ дебит несовершенной скважины составит около 15% от дебита совершенной.

Уточним данное предположение количественно. Для этого воспользуемся уравнением притока газа при нелинейной фильтрации (в соответствии с характером индикаторных линий исследуемых скважин) [2]:

[Полный текст публикации доступен в pdf-версии издания] *** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] АНАЛИТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ОБЪЕМОВ ГАЗА В ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: Выпуск: 3 Вышла в свет монография А. А. Михайловского «Аналитический контроль объемов газа в пластах-коллекторах ПХГ». - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013.- 250 с.

Монография посвящена актуальной в теории и практике скважинной разработки газовых залежей проблеме - аналитическому контролю объемов газа в пластах-коллекторах применительно к специфическим условиям сооружения и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Изложены усовершенствованные объемный и гидродинамический, а также разработанные автором статистические балансово-объемный и объемно-гидродинамический методы контроля.

Описаны виды и признаки пластовых потерь газа на подземных хранилищах, способы их оценки, порядок списания и компенсации. Рассмотрен баланс активного и буферного газа в пластах-коллекторах подземных хранилищ.

Для специалистов в области мониторинга объемов и баланса газа на ПХГ, а также учащихся высших и средних специальных учебных заведений нефтегазового профиля.

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБНОГО ПОЛИМЕРНОГО ТАМПОНАЖНОГО СОСТАВА ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И ЛИКВИДАЦИИ ОСЛОЖНЕНИЙ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 56, 57, 58, Выпуск: 3 УДК 622. A.M. Лихушин, В.Е. Мясищев, А.В. Литвинов(ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РФ, Московская обл.), Б.М.

Курочкин(ОАО НПО «Буровая техника - ВНИИБТ», РФ, Москва), О. Г. Мязин (ООО «Газпром геологоразведка», РФ, Красноярск) E-mail: A_Litvinov@vniigaz.gazprom.ru В статье рассмотрены проблемы межпластовых перетоков и межколонных давлений в газовых скважинах. Эти проблемы часто связаны с низким качеством цементировочных работ при строительстве газовых скважин и скважин ПХГ, а также с ухудшением состояния обсадных колонн и цементного кольца после заканчивания скважин. Поэтому устранять их необходимо как на стадии заканчивания при строительстве скважины, таи и при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Эффективность работ во всех случаях определяется свойствами применяемых тампонажных составов. В качестве тампонажного материала для газовых скважин авторы предлагают гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС), который в присутствии воды в пластовых условиях превращается в резиноподобную массу, образующую тампонирующий экран.

Приведенные данные свидетельствуют о возможности использования ГПТС с разной концентрацией полимера-основы для выполнения работ в самых сложных условиях.

Ключевые слова: газовые скважины, гидрофобный полимерный тампонажный состав, межпластовые перетоки, межколонные давления, ремонтно-изоляционные работы.

В последние десятилетия одной из актуальных задач в газовой промышленности является качественная и надежная ликвидация межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД). Проблемы МПП и МКД при строительстве скважин существуют во всем мире и связаны со сложными геологическими разрезами месторождений, изобилующими многочисленными источниками МПП и МКД, в том числе с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), агрессивными пластовыми флюидами, высокопластичными солевыми и глинистыми отложениями, а также низким уровнем качества цементировочных работ, плохим техническим состоянием обсадных колонн и цементного кольца после заканчивания скважин [1].

Существует множество факторов, влияющих на герметичность цементного камня, в том числе недостатки существующих конструкций разведочных и эксплуатационных скважин - жесткое крепление всех колонн между собою цементным раствором, включая эксплуатационную колонну [2, 3]. Кроме того, частые пуски-остановки, неизбежные при эксплуатации скважин, приводят к разрушению крепи (цемента) между всеми колоннами и горной породой. В еще большей степени сказанное относится к скважинам подземных хранилищ газа (ПХГ).

Кроме того, отрицательное воздействие на жесткую систему крепления оказывают постоянное вибрационное поле, возникающее при движении газожидкостного потока из продуктивного пласта к устью, и геодинамическое воздействие земной коры. Все это приводит к деформации и растрескиванию цементного камня, возникновению каналов, способствующих фильтрации флюидов (газ, нефть, вода, рапа) из пластов с АВПД в пласты с меньшим давлением. Со временем ситуация ухудшается из-за коррозионного износа металла обсадных колонн и нарушения целостности цементного камня за колоннами [4]. Возникают межпластовые перетоки, межколонные давления и нередко грифоны вокруг устья скважины. Скважины требуют проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

Эффективность технологий РИР определяется свойствами тампонажных составов, которые позволяли бы качественно проводить ремонт по ликвидации негерметичности цементного кольца за колонной и пропусков в резьбовых соединениях эксплуатационных колонн. Ассортимент тампонажных составов, применяемых в газовых скважинах и скважинах ПХГ, практически сводится к двум типам: составы на основе минеральных вяжущих, в основном цементов, и составы на основе полимеров. Эффективность использования цементов - относительно низкая из-за наличия в цементном растворе грубодисперсных цементных частиц, которые при контакте раствора с породой образуют барьер в виде фильтрационной корки. Поэтому тампонажные составы должны отвечать следующим требованиям [5,6]:

быть мелкодисперсными, с размером частиц 5-25 мкм, например «Микродур»;

иметь высокую проникающую способность;

быть гидрофобными и селективными по отношению к продуктивным и водонасыщенным породам;

обеспечивать возможность регулировки процесса отверждения в широком диапазоне времени и температур;

быть технологичными в исполнении;

позволять применение наполнителей;

иметь достаточную прочность в конкретном случае РИР.

Как показывает практика, в настоящее время в области РИР в скважинах существует дефицит таких составов [5, 6]. Актуальной задачей является разработка композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводящие каналы и сохраняющих при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи. Указанным требованиям полностью удовлетворяет гидрофобный полимерный тампонажный состав, хорошо себя зарекомендовавший при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах ПХГ.

ОАО НПО «Буровая техника - ВНИИБТ» в качестве тампонажного материала для проведения изоляционных работ в скважинах был предложен гидрофобный полимерный тампонажный состав, который в течение нескольких лет успешно применяется для ликвидации перетоков воды в затрубном пространстве и отсечения водоносных пластов в наклонно-направленных и горизонтальных нефтяных скважинах. Наибольшее распространение ГПТС получил в нефтяных районах Татарии.

Гидрофобный полимерный тампонажный состав представляет собой систему, состоящую из полимера в углеводородной жидкости и отвердителя, который используется для отверждения состава при температурах ниже 40 °С.

ГПТС характеризуется следующими свойствами:

*** Физико-химические свойства ГПТС Внешний вид (товарная форма) _ Вязкая жидкость Плотность, кг/м(3) _ Динамическая вязкость на вискозиметре Геллера при 25 °С, мПас Растворимость:

в воде _ Не растворяется в нефти Способна к разбавлению не разбавляется пластовыми водами, так как является гидрофобным;

обладает хорошей текучестью, необходимой для закачивания в скважину и продавливания в изолируемый пласт;

сроки схватывания или динамика повышения структурно-механических свойств (отверждение) зависят от выбора отвердителя и температуры, существующей в скважине. При температурах более 40 °С отверждение осуществляется при контакте с водой;


имеет вязкость 3-4 Пас. При технологической необходимости легко разбавляется углеводородными жидкостями (нефть, дизельное топливо и т. д.). При изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью (более 5-10 м(3)/ч при избыточном давлении 10 МПа) может быть наполнен твердой фазой - цементом, резиновой крошкой, глинопорошком и т.д.;

является морозоустойчивым (до -40 °С), технологичным и не требует применения специального оборудования.

В настоящее время ГПТС применяется при ликвидации заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов в верхние продуктивные при установке отсекающих экранов между нефтяными и водоносными пластами и ликвидации перетоков в горизонтальных стволах [5]. Сложность ликвидации перетоков из верхних пластов в нижние или из нижних продуктивных в верхние по заколонному пространству заключается в том, что составы, имеющие плотность более 1000 кг/м(3), седиментируют в ограниченном пространстве. В наклонных стволах они не создают целостного кольца в заколонном пространстве. В таких условиях, когда необходимо доставить тампонажный материал от интервала перфорации вверх к водопроявляющему пласту, требования к тампонажным составам сводятся не только к их проникающей способности через каналы в нарушенном цементном камне, но и к отсутствию седиментации, гидрофобности, более низкой плотности, чем жидкость в скважине.

Применение гидрофобного полимерного тампонажного состава в нагнетательных скважинах имеет некоторую специфику из-за того, что состав имеет низкую плотность (около 870 кг/м(3)). Это обстоятельство позволяет вести работы с учетом эффекта «всплытия» ГПТС в пластовой воде.

В настоящее время промышленно выпускаются следующие марки состава: ГПТС-20, ГПТС-40, ГПТС-75, ГПТС-110. Цифра указывает температуру, при которой этот состав рекомендуется использовать. Отвердителем для ГПТС является вода. В холодных скважинах в воду вводится небольшое количество ускорителя отверждения типа УП-605/2.

Условная вязкость ГПТС при температуре 20 °С по ВЗ-4 - не более 60 с. Время отверждения составляет 8-16 ч с переходом сначала в гель, а затем в резиноподобное состояние [5]. Гидрофобный полимерный тампонажный раствор в присутствии воды в пластовых условиях превращается в резиноподобную массу, которая образует тампонирующий экран. Время гелеобразования составляет 2,0-2,5 ч при температуре 75-80 °С. Такой состав рекомендуется для проведения РИР с быстрым снижением приемистости изолируемого пласта.

Ниже приведены физико-химические свойства тампонажного состава, применяемого в нефтяной промышленности, с учетом перспективы его использования в газовых скважинах.

В целях возможного регулирования способности ГПТС к фильтрации в пласты низкой и высокой проницаемости в таблице приведены данные о влиянии количества растворителя в составе ГПТС на вязкость растворов, процесс отверждения и жесткость отвержденного полимера.

Увеличение количества растворителя - керосина в составе ГПТС в 2 раза (от 100 до 200 м. ч.) приводит к снижению вязкости состава, повышению жизнеспособности и значительному размягчению отвержденного полимера, возрастанию пенетрации более 150.

Приведенные данные показывают возможность использования ГПТС с разной концентрацией полимера-основы для выполнения работ в самых сложных условиях. Причем исследованиями установлена возможность применения в качестве растворителя дизельного топлива.

Реологические свойства ГПТС исследовались также на вискозиметре «Полимер-РПЗ-1М» (см.

ниже). При 25 °С ГПТС представляет собой жидкость с неньютоновскими (псевдопластичными) свойствами.

[Графические материалы доступны в pdf-версии издания] Свойство ГПТС понижать вязкость в процессе постепенного нагрева при закачке в скважину дает преимущество перед другими известными составами для изоляции низкопроницаемых пород.

С помощью ГПТС становится возможным решение проблемы ликвидации пропусков газа через резьбовые соединения в обсадных колоннах, возникающих при высоких избыточных давлениях 9,0-10,0 МПа, что наиболее часто встречается в газовых скважинах.

Гидрофобность ГПТС как в жидком виде, так и в отвержденном состоянии, в отличие от многих известных смол, делает его перспективным для самых сложных случаев нарушений герметичности скважинной крепи в интервале как водоносных, так и продуктивных пластов.

Технология использования ГПТС по своим свойствам в большей мере отвечает требованиям успешного проведения подобных работ благодаря уникальным специфическим свойствам самого состава [6].

Состав технологичен, так как в качестве отвердителя для него применяется вода, изменением концентрации которой регулируются сроки его отверждения. Она может вводиться заранее - перед закачкой в скважину. При этом состав доставляется с заранее запланированным сроком отверждения к месту изоляции.

Состав позволяет вести в газовых скважинах изоляцию микрозазоров всего в несколько микрон в затрубном и межтрубном пространстве. Состав позволяет применять технологию задавливания его при минимальных расходах до 1,0 дм(3)/с.

Состав может закачиваться в скважину с расчетом на отверждение при контакте с водой в каналах породы продуктивного пласта, перекрывая только их. Эффективная технология регулирования сроков отверждения состава дает преимущества при проведении работ в самых сложных случаях, когда требуется вести изоляцию фильтрационных каналов, постепенно наращивая изоляционную перемычку в затрубном пространстве.

Состав имеет низкую плотность - около 850 кг/м(3). Состав эффективно применим там, где его низкая плотность дает возможность использовать эффект всплытия, например если скважины ПХГ заполнены водой. Это особенно важно для сложных случаев изоляционных работ в газовых скважинах, когда переток воды происходит из верхних пластов в нижние или когда необходимо создавать изоляционный экран в пластах ПХГ и в башмаках эксплуатационных колонн.

Состав гидрофобен, способен к разбавлению при контакте с углеводородными жидкостями, после отверждения нерастворим в углеводородах. При контакте с углеводородами после отверждения способен обеспечивать незначительное набухание по поверхности контакта.

Состав может применяться с добавкой наполнителей, обеспечивая необходимые свойства раствора плотность и вязкость.

В особо сложных случаях состав может быть применен в виде раствора с пониженной вязкостью за счет разбавления его керосином или дизельным топливом до 30% без потери базовой прочности материала после отверждения. Благодаря этому состав является одним из универсальных, обеспечивающих прочную герметизацию пор, микротрещин в породах, а также на контакте цементного камня с породой и колонной обсадных труб.

Большая перспектива у состава в качестве тампонажного раствора при креплении горизонтальных стволов, а также в качестве пакерующего раствора башмаков промежуточных колонн, закачиваемого в процессе их цементирования перед пробкой-стоп.

В настоящее время все более актуальными становятся работы в скважинах повышенной сложности, в том числе по ликвидации водопроявлений из пластов с низкой проницаемостью породы, особенно в газовых скважинах с нарастающей интенсивностью водопритоков. Эффективность технологий для работы в таких скважинах связывают прежде всего с установкой изоляционного экрана на глубину по радиусу около ствола на несколько метров. Это возможно, если используются селективные составы по отношению к пластовым жидкостям, в частности к воде, и по отношению к пропласткам в продуктивном пласте, отличающимся друг от друга проницаемостью породы.

Анализ материалов по РИР за последние годы на газовых скважинах показал, что ГПТС может довольно эффективно применяться при проведении работ в породах с низкой проницаемостью, при ликвидации пескопроявлений, пропусков газа между стенкой скважины и обсадными трубами.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. Рубан Г.Н., Нифантов В,И., Казарян В.П, Повышение герметичности межколонного пространства скважин ПХГ // Сб. научи, тр. «Подземное хранение газа. Полвека в России: Опыт и перспективы» М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2008.

2. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1973. - 296 с.

3. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения // Бурение. - 1964. - N 2. - С. 17-20.

4. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров Н.А. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. - М.: Недра, 1969. - 279 с.

5. Курочкин Б.М., Черепанова Н.А. Расширение области применения гидрофобного полимерного тампонажного состава // Нефтяное хозяйство. - 2007. -N 3. - С. 76-79.

6. Курочкин Б.М. Ликвидация перетоков вверх от интервала перфорации в нагнетательных скважинах с помощью гидрофобного полимерного тампонажного состава // Технологии ТЭК. 2007. - N 4 (35). - С. 26-28.

БУФЕРНАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА Дата публикации: 13.03. Автор: Е.А. Рогов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», РФ, Московская обл.), E-mail: E_Rogov@vniigaz.gazprom.ru Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 60, 61, Выпуск: 3 УДК 622.691. Проведение цементирования обсадных колонн без применения буферных жидкостей перед тампонажным раствором в настоящее время запрещено нормативным документом [1]. Поэтому применение буферных жидкостей, наиболее эффективно удаляющих фильтрационные корки, является одной из важных составляющих, повышающих качество крепления скважин на подземных хранилищах газа (ПХГ). В статье приведены сравнительные результаты лабораторных исследований по изучению воздействия различных составов буферных жидкостей на фильтрационную корку. Для выбора состава буферной жидкости, эффективно удаляющей фильтрационную корку и обладающей наибольшей физико-химической активностью, предложена методика, основанная на показателе уменьшения во времени массы глинистой корки, погруженной в жидкость.


Ключевые слова: подземное хранилище газа, скважина, буферная жидкость, фильтрационная корка, тампонажный раствор.

Увеличение доли газа в топливном балансе России, использование подземных хранилищ газа для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления и бесперебойного снабжения газом потребителей, расположение ПХГ вблизи крупных промышленных и густонаселенных центров, сравнительно небольшая глубина залегания пласта-коллектора и наличие в разрезе структуры водоносных пластов - все это предъявляет к скважинам ПХГ повышенные требования как с точки зрения надежности и долговечности работы, так и с позиций охраны окружающей среды.

Качество разобщения вскрытых бурением горизонтов предусматривает необходимость хорошей прокачиваемости и вытеснения бурового раствора из интервалов цементирования, в том числе удаление фильтрационных корок со стенок скважины для обеспечения надежного сцепления цементного камня с горными породами. Возможными причинами возникновения заколонных газопроявлений являются некачественное цементирование обсадных колонн и состояние цементного камня, изменяющееся в процессе периодов отбора и закачки газа. Для предупреждения образования флюидопроводящих каналов в затрубном пространстве скважин широкое применение получили буферные жидкости.

К буферным жидкостям относятся жидкости (смеси), закачиваемые в качестве разделяющих сред между буровым и тампонажным растворами в целях повышения степени вытеснения бурового раствора тампонажным в зоне крепления скважины, удаления шлама, неуплотненной части глинистой корки со стенок скважины и пленки бурового раствора с поверхности обсадных труб.

Предполагается, что наиболее прочными остатками бурового раствора в скважине является фильтрационная корка, формирующаяся на стенках проницаемых горных пород. Последняя имеет определенную прочность, уменьшение которой под воздействием различных буферных жидкостей характеризует эффективность их использования. Буферная жидкость, лучше удаляющая корку, будет также действовать и при удалении налипаний на колонну, очистке застойных зон, каверн и т.

п.

По аналогии с разупрочнением глинистых пород в стенках скважины водными растворами [2, 3], можно считать, что разрушение глинистой корки в значительной мере зависит от продолжительности воздействия и состава буферной жидкости, т.е. временных значений химических потенциалов, ионных и осмотических сил сред в корке и буферной жидкости. Однако даже в этом случае указанные силы на корку со стороны буферной жидкости количественно определить невозможно. Поэтому примем, что суммарным показателем эффективности ослабления корки является уменьшение ее массы на диске вследствие разрушения во время физико-химического воздействия буферной жидкостью.

Для проверки этого предположения в качестве модели фильтрационной корки был использован образец глинистой пасты, нанесенной на диск и затем помещенный в исследуемый состав буферной жидкости.

На рис. 1 приведена схема устройства по определению потери массы глинистой корки в динамических условиях.

Глинистую пасту приготовили следующим образом. Эксикатор наполнили водой в количестве г. При постоянном перемешивании в течение 15 мин добавили 400 г бентонитового глинопорошка Константиновского завода и выдержали смесь 3 сут. Приготовленную пасту плотностью кг/м(3) вручную наносили лопаточкой в виде глинистой корки на диск, изготовленный из фторопластового материала во избежание химического взаимодействия с буферной жидкостью. В качестве буферных жидкостей использовали техническую воду (Н(2)O), 20%-й водный раствор натрия фосфорнокислого (NaHPO(4)), 20%-й водный раствор сернокислого алюминия (AI(2)(SO(4)) (3)) и 25%-й водный раствор гидроксиламина солянокислого (NH(2)OH HCI) с добавкой 0,5% гидрохинона (С(6)Н(6)O(2)).

Для определения потерь массы глинистой корки на диске во времени в динамических условиях были проведены следующие исследования. К стандартному прибору «Реотест-2М» изготовили специальный стержень, на который навинчивается диск диаметром 30 мм и высотой 10 мм с глинистой коркой площадью 706,5 мм(2). Диск с глинистой коркой после взвешивания на лабораторных весах ВЛК-500 навинчивали на стержень и погружали в химический сосуд, наполненный исследуемой буферной жидкостью в объеме 500 мл, на глубину 5 см. Начальная масса диска без глинистой корки т(г) составляла 9 г, масса диска с коркой т(д)- 17,5 г.

В промысловых условиях в зависимости от скорости прокачки и объема буферной жидкости время взаимодействия последней с фильтрационной коркой обычно не превышает 10 мин. Поэтому измерения уменьшения массы глинистой корки на диске проводили в течение 10 мин при постоянной скорости вращения. Испытания проводили в пять этапов по 2 мин. По истечении заданного времени испытания ([Дельта]t(i) = 2 мин) диск с коркой останавливали, извлекали из химического сосуда с буферной жидкостью, повторно взвешивали и определяли текущую массу глинистой корки Am, Для последующих опытов диск тщательно очищали, промывали ацетоном и после высушивания взвешивали.

На рис. 2 приведена динамика изменения массы глинистой корки т от длительности испытания t в различных составах буферных жидкостей.

Эффективность воздействия буферной жидкости на глинистую корку оценивали по следующей формуле:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] Величина V определяется как доля массы глинистой корки, удаленной за 1 мин после воздействия на нее исследуемого состава буферной жидкости.

Например, при использовании 25%-го водного раствора NH(2)OH HCI с добавкой 0,5% С(6)Н(6)O2 в качестве буферной жидкости доля массы глинистой корки, удаленной за 1 мин, составит:

[Формула.

Материал доступен в pdf-версии издания.] В таблице представлены результаты изменения массы глинистой корки в зависимости от длительности испытания в различных составах буферных жидкостей в динамических условиях.

Проведенные исследования показали, что при применении воды в качестве буферной жидкости уменьшения массы глинистой корки на диске не происходит, 20%-й водный раствор (натрия фосфорнокислого) дает незначительное уменьшение массы корки. Буферная жидкость 25%-го водного раствора NH2OH HCI с добавкой 0,5% С(6)Н(6)O(2) оказывает более существенное воздействие на глинистую корку, причем доля массы глинистой корки, удаленной за 1 мин, в 2 раза выше, по сравнению с 20%-м водным раствором AI(2)(SO(4))(3).

Использование разработанного в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» состава буферной жидкости на основе 25%-го водного раствора гидроксиламина солянокислого с добавкой 0,5% гидрохинона (патент РФ N 2455334) позволит обеспечить более надежный контакт цементного камня со стенкой скважины и поверхностью обсадных труб, что повысит надежность и долговечность крепления скважин при их строительстве и эксплуатации на подземных хранилищах газа.

*** [Графические материалы доступны в pdf-версии издания] *** Список литературы 1. РД 39-00147001 -767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение», 2000. - 277 с.

2. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. - М.: Недра, 1990. - 252 с.

З. Леонов Е.Г., Войтенко B.C. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород в стенках скважин // Изв. вузов. «Геология и разведка». - 1977. - N 3. - С. 117-121.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА Дата публикации: 13.03. Источник: Газовая промышленность Место издания: Москва Страница: 63, 64, Выпуск: 3 О строительстве объектов нефтегазового комплекса в труднодоступных районах рассказывает начальник Департамента по строительству компрессорных станций и наземных сооружений ООО «Стройгазмонтаж» Сергей Геннадьевич Лысенков.

Корр. - Как известно, многолетнемерзлые грунты занимают около двух третей территории России.

Чем грозит потепление климата обустройству месторождений на подобных территориях? Какие технологии могут использоваться для предотвращения нежелательных последствий?

С.Л. - ООО «Стройгазмонтаж» имеет большой опыт монтажа и строительства наземных сооружений и объектов перекачки газа в условиях многолетнемерзлых грунтов. Для работы на Крайнем Севере необходимы современные технические решения, благодаря которым строительство сооружений будет продолжаться даже в случае потепления климата.

Конструкция фундамента зданий и сооружений во многом определяется характеристиками грунта, на котором он возводится. Грунт основания должен быть прочным, непучинистым и иметь незначительную сжимаемость. Процессы, связанные с потеплением климата, сравнимы с процессами, происходящими в сезоннооттаивающем слое грунта (значительные колебания температуры, промерзание и оттаивание грунтов, пучение грунтов, миграция влаги к фронту промерзания, перемещение влаги под действием гидравлического градиента). В таких тяжелых условиях фундамент испытывает действие вертикальных сил пучения, превышающих вес сваи и силы бокового трения, грунт увлекает за собой сваю вверх и вырывает ее из нижележащих слоев грунта. При этом под сваей образуется полость, которая заполняется водой или разжиженным грунтом и замерзает при уменьшении температуры. В процессе весеннего оттаивания грунта, пока оно не дойдет до подошвы сваи, она сохраняет наиболее высокое положение, достигнутое при выпучивании. После оттаивания льда в полости происходит частичная осадка сваи. Однако в годовом цикле свая оказывается выпученной на какую-то высоту. При ежегодном повторении такого процесса свая настолько выпучивается вверх, что теряет устойчивость и падает.

Решением данной проблемы стало заглубление сваи в мерзлую толщу ниже сезоннооттаивающего слоя, его выпучиванию дополнительно противодействуют силы смерзания с многолетнемерзлой породой. Так, в случае потепления климата глубина заложения свайных фундаментов будет варьироваться в зависимости от толщины слоя нестабильных грунтов и рассчитываться исходя из необходимой несущей способности и воспринимаемых нагрузок на сваи.

Еще одним современным решением является температурная стабилизация грунтов.

Разработаны несколько основных видов сезонно-действующих охлаждающих устройств:

индивидуальные термостабилизаторы, естественно действующие трубчатые системы, глубинные охлаждающие устройства.

Принцип действия термостабилизирующих устройств заключается в переносе естественного холода к основанию фундамента, благодаря чему в многолетней мерзлоте поддерживается неизменная температура, грунт не растепляется в результате сложных процессов, происходящих в подземных слоях. Устройства не требуют затрат электроэнергии, их действие основано на использовании силы тяжести и разницы температур грунта и воздуха. Многолетняя практика в научно-исследовательской, проектной и строительной деятельности в области возведения зданий и сооружений на многолетнемерзлых грунтах определила три главных требования к системам температурной стабилизации грунтов: надежность, эффективность и управляемость. Применение данных технологий позволяет сократить сроки и стоимость возведения нулевого цикла строительства, сократить площадь застройки, а также обеспечить надежную эксплуатацию наземных объектов.

Корр. - Какие научные разработки в области строительства трубопроводов в сложных условиях (шельф, сейсмоопасные зоны, подводные переходы) Вы считаете наиболее значимыми? Есть ли успешный опыт внедрения данных технологий в строительство?

С.Л. - Наиболее интересным с точки зрения технологии производства работ является подводный переход - пересечение пролива Босфор Восточный, отделяющего о. Русский от материка.

Реализация уникального проекта строительства перехода газопровода проводилась одним из наиболее передовых современных методов бестраншейных технологий укладки трубопроводов методом наклонно направленного бурения (ННБ).

В ходе строительства пришлось столкнуться с целым рядом факторов, в числе которых: активное судоходство в проливе, через который в сутки проходит до 250 единиц судов, интенсивное волновое воздействие и частые шторма, размыв грунта вследствие приливных течений, необходимость применения дополнительных мер для обеспечения устойчивости трубопровода (балластировка), высокая техногенная активность района строительства, наличие тралов, якорных стоянок, коммуникаций объектов связи и трассы кабелей, проходящих по дну пролива.

Кроме того, данный пролив является объектом высшей, особой категории рыбно-хозяйственного водопользования. Разработка траншеи по дну пролива для укладки трубопровода традиционным способом неизбежно привела бы к нарушению экологического баланса. Уникальность строительства объекта заключается в его рекордных для метода ННБ параметрах: протяженности, диаметре, глубине заложения, сложных грунтовых условиях и вытекающей из этого особой технологии строительства. Так, длина перехода составляет 2857 м. Он запроектирован в двухниточном варианте.

По конструкции переход представляет собой «трубу в трубе», т.е. непосредственно рабочий трубопровод диаметром 426 мм располагается в защитном кожухе диаметром 720 мм. Минимальная глубина залегания от дна пролива - 25 м, а максимальный перепад высот между береговыми и глубоководными участками составляет 140 м. Минимальная ширина пролива в самом узком месте 1600 м.

Грунты (скальные и полускальные повышенной трещиноватости с осыпающимися прослойками щебня, валунов и прочих крупнообломочных пород), слагающие геологический разрез, неблагоприятны для метода ННБ. Главной особенностью строительства перехода стало применение технологии бурения скважины одновременно двумя буровыми комплексами навстречу друг другу с последующей стыковкой под глубоководной частью пролива с использованием систем наземного наведения и приборов внутреннего наведения. Такой способ бурения скважины в нашей стране применялся впервые.

Основные проблемы были связаны с повышенным износом бурового инструмента и поглощением бурового раствора, который в некоторых случаях уходил в «пропасть» совершенно бесследно. Для решения возникших осложнений строителям приходилось отрабатывать новые технологии закрепления несвязанных грунтов с помощью цементации, кольматирования и т.д. Были привлечены специалисты ведущих сервисных компаний, занимающихся разработкой и подготовкой буровых растворов. Общими усилиями удалось достигнуть оптимального решения.

Также «Стройгазмонтаж» всего за полгода построил на Кубани самый протяженный в России 1,5-километровый переход магистрального газопровода, выполненный методом микротоннелирования. На р. Кубань компания выполнила один из 11 переходов 70-километрового участка «Южного коридора» методом микротоннелирования. Это наиболее экосберегающий способ прохождения водных преград, который не наносит ущерба окружающей среде, также применение этой технологии позволяет не ограничивать судоходство. При сооружении перехода применялся тоннелепроходческий механизированный комплекс. В сутки он проходил от 8 до 25 м. По мере его продвижения сооружался тоннель из железобетонных колец диаметром 2,5 м. После окончания работ по возведению тоннеля в нем был протянут трос, закрепленный с одной стороны на лебедке, установленной на противоположном берегу реки, а с другой - на колоколе первой плети. Далее труба была установлена на роликовые опоры, после чего осуществили протягивание лебедкой, с направлением и поддержкой трубы по опорам трубоукладчиками.

Через 18 дней строителями был успешно завершен процесс протаскивания самого протяженного в практике ОАО «Газпром» перехода методом микротоннелирования.

Корр. - Расскажите, пожалуйста, о перспективах развития сварочного производства в трубопроводном строительстве.

С.Л. - Эффективный способ сварки освоили специалисты ОАО «Ленгазспецстрой», выполняющие работы на участке Писаревка - Анапа «Южного коридора». Им удалось на треть повысить производительность сварочных работ и при этом до 40% снизить расход сварочных материалов.

Основная задача разработки - обеспечить автоматическую сварку корневого слоя сварного шва, необходимый эффект достигается за счет переточки заводской кромки трубы под узкую J-образную разделку. После переточки стык собирается без зазора, характерного для традиционного метода сварки, что позволяет максимально автоматизировать сварочный процесс. Обработка кромок происходит прямо на трассе специальным станком и не требует дополнительных расходов. Для сварки корневого слоя используются модернизированные головки, снабженные специальной программой, регулирующей параметры сварки в зависимости от пространственного положения головки. Ленгазспецстрой первым аттестовал эту технологию в России и является эксклюзивным правообладателем на ее использование.

Корр. - Насколько широко в настоящее время применяется метод бестраншейной прокладки трубопроводов? Расскажите, пожалуйста, о достоинствах и недостатках данного метода.

С. Л. - Метод бестраншейной прокладки трубопроводов позволяет снизить временные и трудовые затраты, особенно при строительстве подземных линий под естественными препятствиями (реки, овраги, озера, лесные массивы, плывуны), а также под зданиями, сооружениями, железными и автомобильными дорогами и т.д. Этот метод позволяет осуществить прокладку коммуникаций без поверхностного вскрытия грунта, сохраняя природный ландшафт.

Бестраншейная прокладка трубопровода осуществляется следующими способами: методом прокола пневмопробойником, горизонтально направленным бурением, а также прокладкой стального футляра.

Метод прокалывания применяется для прокладки трубопроводов диаметром в основном до 150 мм.

Преимущества данного метода - низкая себестоимость и компактность оборудования по сравнению с другими методами бестраншейной прокладки. Также грунт, добытый в процессе, не выбуривается с вынесением на поверхность в виде пульпы, а просто уплотняется, благодаря чему отсутствует необходимость в буровом растворе. Недостатками метода являются ограничения по применению данной технологии в подвижных грунтах, необходимость предварительного устройства двух котлованов нужной глубины для установки оборудования. Длина прокола относительно небольшая, так как с ее увеличением возрастает нагрузка, требуемая для прокалывания грунта. Такой способ может подойти, например, для прокола под дорогой или небольшим зданием.

Продавливание используется для прокладки стальных труб диаметром до 2000 мм на расстояние не более 100 м. Этот метод похож на прокол, за исключением того, что труба вдавливается в грунт открытым концом, после чего вдавленная внутрь трубы земля удаляется вручную или механическим способом. Применение этого метода обусловлено низкой стоимостью работ, так как при выполнении проколов нет необходимости использовать дорогостоящее оборудование. Кроме того, проведение прокладки возможно контролировать и корректировать. Особенно это актуально при возникновении неожиданных препятствий на пути прокола.

Наиболее совершенным методом прокладки трубопроводов является горизонтально направленное бурение (ГНБ). При помощи буровой головки со скосом и излучателем совершается направленное бурение горизонтальных скважин. После этого в скважине осуществляется прокладывание футляра или трубопровода. ГНБ позволяет создавать скважины с любой траекторией проходки, практически в любых грунтах и обходить возникающие на пути препятствия.



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.