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 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |   ...   | 43 |

«Федеральное агентство по рыболовству ФГОУВПО “Мурманский государственный технический университет” Мурманский морской биологический институт КНЦ РАН Полярный геофизический ...»

-- [ Страница 9 ] --

d0 1320 10-3 =M 4 7.85 103 9.81 N M - Ip D02. D0 1420 10-3 M 4 103 9.81 N, a 0, b Pi 180 2, Y 2.1 1011,. 9D0 1420 10-3, H6L d0 1 J0 p D0 1 64 D d0 1320 10-3 = N, T0 2.1 106 + i 8.3 10^5, R 1420 10-3 2, P0 19 10^8, D 50, c0.34, r 1.02 103, A - 1420 10-3, V.75, k. Let us consider graphical solutions of the boundary problem (1), (2) which are based on symbolic formulas (3), (4).

МНТК "Наука и Образование - 2010" Subsea Pipeline at Shallow Water: S-method of Installation in Arctic Visualization of the curve lines of pipeline at installation stage at shallow water of sea after collision with an ice feature are shown at picture (Fig.1).

Impact of Ice Feature Impact of Ice Feature Shtokman Project 50 Shtokman Project micefeature=170 103 Ton, Deepth of sea HmL micefeature=170 103 Ton, Bending of Moment vicefeture=1.1 ms vicefeture=1.1 ms HMN mL Distance of installation HmL Distance of installation HmL 0 200 400 600 800 0 200 400 600 800 Fig.1. Profile of pipeline and graphics of moment along sagging segment of pipe at shallow water with broken part Broken part of pipeline situated very close to the surface of sea is clearly shown at picture (Fig.1 (right – a moment distribution)).

Graphics of the distributions of the bending stresses along a sagging part of pipeline damaged by iceberg feature are shown at the picture on Fig.2.

No Impact with Impact of Ice Feature Ice Feature Shtokman Project Shtokman Project Bending of Stresses micefeature=170 103 Ton, No Submarine Flow Bending Stresses vicefeture=1.1 ms 0 HMPaL HMPaL 300 500 0 200 400 600 800 Distance of installation HmL 0 200 400 600 800 installation HmL Distance of the Fig.2. Stresses along a sagging segment of pipe at shallow water with and without (right graphics) collision with ice feature.

A design condition based on the strength of pipe during installation stage is satisfied, but strain of the pipe in the inflection point of collision needs an additional evaluation using, for example, DNV Code (see http://www.dnv.com ) for strain [2].

As it follows from solutions derived in this paper a general method of determination of bending of sagging segment of pipeline as an elastic line in plain is developed by symbolic and numeric procedure in Mathematica without any limitation and 291 МНТК "Наука и Образование - 2010" Papusha A.N., Kuznetsov A.G., Gudmestad O.T., Jonassen T.M.



restriction on the depth of sea. So this method based on the solutions of boundary problem arisen in offshore design technology may be applied to any installation problem of submarine pipeline at the deep water installation and the same results of evaluations may be implemented here to the pipeline installed at the middle area of Shtokman field.

Then let us consider some results of design solutions of installation of pipeline at deep water with collision with ice feature.

Firstly a visualization of the plain curve lines of pipeline and elastic moment distribution solutions of corresponding boundary problem for construction stage of pipeline are shown at picture (Fig.3).

Impact of Ice Feature Impact of Ice Feature Shtokman Project Bending of Moment HMN mL Shtokman Project micefeature=170 103 Ton, Deepth of sea HmL vicefeture=1.1 ms micefeature=170 103 Ton, 250 vicefeture=1.1 ms 0 Distance of installation HmL 0 2000 4000 Distance of installation HmL 0 2000 4000 Fig.3. Profile of pipeline and graphics of moment along sagging segment of pipe at deep water with broken part Secondly, at Fig.3 the result of an impact of ice feature upon pipeline segment into deep water one can just see at graphics of moment distribution along a sagging part of pipeline.

No Impact with Impact of Ice Feature Ice Feature Shtokman Project Shtokman Project Bending of Stresses HMPaL No Submarine Flow Bending Stresses micefeature =170 103Ton, vicefeture =1.1 ms HMPaL 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 installation HmL Distance of installation HmL 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Distance of the Fig.4. Stresses along a sagging segment of pipeline at deep water installation with and without (right graphics) collision with ice feature.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Subsea Pipeline at Shallow Water: S-method of Installation in Arctic Finely, from graphics at Fig.4 one results suitable strength condition for some distances of installation (steel of pipe X-85) along sagging segment at deep water installation of pipeline on Shtokman field. Strain of pipe in the point of collision with ice feature has to be studied by other method offered by national codes for offshore technology [1, 2].

Conclusion A general method of studying of collision of ice feature and pipeline at the stage of installation in Arctic region is developed by symbolic and numeric operators in Mathematica. This method may be implemented for offshore design technology deal with a few design projects of installation of submarine pipeline at shallow and deep water installation in Arctic seas.

Acknowledgment Financial support of research regarding installation problem of submarine pipeline in Arctic area from Statoil is appreciated by authors very much.

References 1. Папуша А.Н. Проектирование и расчет подводного морского трубопровода:

Расчет на прочность, изгиб и устойчивость морского трубопровода в среде Mathematica – Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006, - 328 с.

2. Offshore standard DNV-OS-F101. Submarine Pipeline Systems. January 2000. Det Norske Veritas. Norway, 2003.URL: http://www.dnv.com 293 МНТК "Наука и Образование - 2010" Герасимова О.В.





ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СМЕСИ СПГ–ДИЗТОПЛИВО НА МОРСКИХ СУДАХ, ОБСЛУЖИВАЮЩИХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Герасимова О.В. (г. Мурманск, МГТУ, кафедра МСС и МНГД, ovger@mail.ru) Liquid natural gas (LNG) is qualitative motor fuel. At its application equipment service life increases;

in 2 times the expense of oil decreases and the between-repairs resource increases. The ecological aspect is important also.

Сжиженный природный газ (СПГ) является качественным моторным топливом.

Октановое число у природного газа примерно на 15% выше, чем у лучших нефтяных автобензинов. Прежде всего, СПГ - это метан, который легче воздуха, и в случае аварийного разлива он быстро испаряется, в отличие от тяжелого пропана, накапливающегося в естественных и искусственных углублениях и создающего опасность взрыва. Он не токсичен, не вызывает коррозии металлов. СПГ сегодня дешевле, чем любое нефтяное топливо, в том числе и дизельное и по некоторым характеристикам их превосходит (таблица 1.) При его применении увеличивается срок службы оборудования;

в 2 раза снижается расход масла и увеличивается межремонтный ресурс. Важным является и экологический аспект.

СПГ в автомобильных моторах сгорает практически полностью;

по сравнению с бензиновым выхлопом содержание углеводородов в воздухе сокращается в 2...3 раза, окиси азота – в раза, окиси углерода – в 10 раз.

Таблица 1 Технико-экономические характеристики различных видов топлив Топливо Стехиометрическое Розничная средняя цена за 1 л дизтоп расхода топлива, л расхода топлива, л Стоимость 100 км к эквиваленту 1 л к эквиваленту 1 л Плотность, кг/м отношение кг (бензина) на топливе, в экви кг топлива Теплотворная воздуха/ способность, валенте 40л Отношение Отношение дизтоплива пробега на лива, руб бензина кДж/кг км, руб Бензин 44 15 730 1 1,2 25 Дизтопливо 39 15,5 830 0,8 1 24 Пропан-бутан 46 16 545 1,1 - 12 СПГ 48 17 455 1,6 1,6 7 Примечание: Плотность приведена для топлива в состоянии, в котором оно находится в баках и баллонах у потребителя. Розничная средняя цена за 1 л топлива в России приведена на ноябрь 2008 г.

[2] СПГ успешно применяется в бензиновых двигателях, но и может быть с успехом использован в дизелях, а наиболее эффективно его применение в дизелях морских судов, обслуживающих газоконденсатные месторождения.

В этом случае это наиболее распространенный метод конверсии, заключающийся в одновременном снабжении смесью газ-дизтопливо путём впрыска: воздух горения смешивается с газом перед подачей в цилиндр и эта смесь воспламеняется путём впрыска дизтоплива (Рис.1). Содержание дизтоплива по отношению к газу от 15 до 80%. При этом снижения кпд не происходит, а сам двигатель приобретает универсальность – может работать как на природном газе, так и на дизельном топливе. Для этой цели следует использовать сжиженный природный газ, требующий для своего хранения глубоких отрицательных температур и специальной теплоизоляции. СПГ получают из природного газа МНТК "Наука и Образование - 2010" Использование смеси СПГ- дизтопливо на морских судах, обслуживающих газоконденсатные месторождения по широко известной технологии с использованием многоступенчатых холодильных машин, затрачивая при этом энергию, величина которой доходит до 25 % энергии сгорания полученного сжиженного газа.

1 – Мотор 2- коллектор всасывания 3 – система телекопирования 4 – вентури 5 –насос дизтоплива 6 – ограничитель расхода дизтоплива 7 – кран перекрытия газа 8 – кабель управления краном 9 – баллон СПГ 10 – Редуктор 11 – предохранитель 12 – выключатель 13 – электрокран 14 –ограничительный газовый кран 15 – дозирующий газовый кран Рис. 1 Схема смешанного снабжения дизтоплива – СПГ, устанавлемая на дизельном двигателе Главная проблема при использовании СПГ в качестве моторного топлива - это хранение необходимого запаса газа на борту судна. Для транспортирования и хранения природного газа в сжиженном состоянии при температуре -160°С используются изотермические емкости – контейнеры. Наполненные на заводе СПГ контейнеры на контейнеровозах могут доставляться на пирс автомобильным транспортом и накапливаться на площадке, входящей в состав экипировочного хозяйства. Площадка должна быть оборудована специальным краном, предназначенным для погрузки контейнеров с СПГ. При постановке на экипировку заправка производится путем замены порожнего контейнера для хранения СПГ на полный. Контейнер-цистерна оборудована фитингами, которые позволяют надежно закреплять ее и быстро произвести замену при необходимости.

Cписок литературы:

1. К.С. Басниев. Энциклопедия газовой промышленности.4-е изд. Пер. с франц.;

Ред.пер К.С. Басниев. -М: Акционерное общество «ТВАНТ»,1994.-884 с.

2. Б.С. Рачевский. Сжиженные углеводородные газы: учебник, Рачевский Б.С. – НефтеГазТоп, 2009. –854 с.

3. Постановление Правительства Москвы и Правления РАО "Газпром" № 943/134 от 26.11.96.

295 МНТК "Наука и Образование - 2010" Коротаев А.Б.

ДВА ПОДХОДА К ИЗУЧЕНИЮ МНОГОФАЗНЫХ ТЕЧЕНИЙ А. Б. Коротаев (г. Мурманск, МГТУ, кафедра МСС и МНГД, a-b-korotaev@rambler.ru) Транспорт углеводородного продукта, как по технологическим трубопроводным системам, так и по магистральным трубопроводам, является неотъемлемой частью разработки и освоения морского нефтегазового месторождения. При этом, транспортировка полезного продукта экономически намного выгоднее в режиме многофазного течения, чем раздельный транспорт каждой фазы. Поэтому проектирование транспорта многофазного продукта в настоящее время является важной и в то же время сложной задачей. Как показывает опыт транспорта многофазного продукта с морских месторождений компанией Статойл, проблемы доставки продукта с морского месторождения «Белоснежка» на береговые комплексы по переработке газа и газоконденсата являются не решенными до сих пор.

Прикладные вопросы изучения динамики многофазных потоков возникают при решении задач транспортировки нескольких разных по физическим свойствам продуктов добычи по одному и тому же трубопроводу, при условии их предварительного разделения на флюиды полезные для дальнейшего коммерческого использования и на продукты требующие утилизации, например на СО2 и пластовую воду. Тогда и возникают задачи доставки полезных продуктов по подводному трубопроводу. При этом требуется создать такие условия транспорта, при которых технологические процессы на береговых комплексах будут реализованы без нарушения их рабочих режимов. Для этого необходимо знать физические законы многофазных течений и на их основе выбрать такие режимы совместных течений многофазного потока, например в подводном трубопроводе, которые бы исключали нежелательные течения, к примеру, пробковые режимы, когда жидкостные пробки, возникающие в течениях, распространяются на десятки, а иногда и на сотни километров, от морского месторождения до береговых комплексов переработки.

В изучении моделей многофазных течений следует отметить существование двух подходов, которых придерживались исследователи в этой области, это: чисто экспериментальный и чисто теоретический. Кроме этого изучались модели течений как в горизонтально расположенных трубах (например, подводный магистральный трубопровод), так и в вертикальных (например подводный гибкий райзер).

Классификация потоков в горизонтальных трубах (экспериментальные модели) Согласно классификации Weisman далее дадим определение каждому из режимов течения смеси «газ-жидкость» в горизонтальной трубе:

1. режим разделенного течения (Stratified) - течение при котором жидкость и газ разделены невозмущенной поверхностью раздела фаз;

2. режим разделенного волнового течения (Wavy) - течение при котором жидкость и газ разделены возмущенной поверхностью раздела фаз;

МНТК "Наука и Образование - 2010" О двух подходах к изучению многофазных течений 3. режим кольцевого течения (Annular) - течение при котором жидкость и газ смешаны с несколькими возмущенными поверхностями раздела фаз.

4. режим пузырькового течения (Bubble) - течение при котором жидкость содержит пузырьковый газ.

5. пробковый режим течения (Slug) - течение при котором жидкость и газ смешаны и в течении образуются бегущие "газожидкостные пробки" 6. режим разделенного течения (Wavy) - течение при котором жидкость и газ разделены возмущенной поверхностью раздела фаз.

Режим течения двухфазного потока зависит от фиктивных скоростей течения газа и жидкости. Так диаграмма (карта) двухфазного течения в координатах скоростей, согласно Mandhane (1974), полученная экспериментальным путем, позволяющая классифицировать вид многофазного течения по классификации Weisman, приведена ниже. Каждая точка диаграммы соответствует определенному виду течения, области которых названы на рисунке.

Модель Weisman представляет собой набор корреляционных соотношений, базирующихся на ряде экспериментов проведенных на многофазных течениях в трубах различного диаметра и с различными видами флюидов. В этой модели режим течения моделируется выполнением следующих критериальных соотношений:

1. Стратифицированное-перемежающееся (интермитентное) (Stratified-intermittent) течение реализуется при выполнении следующего условия, 297 МНТК "Наука и Образование - 2010" Коротаев А.Б.

UGS 1. UGS FrG 0. ULS g Di т.е. если левая чаcть соотношения больше ее правой части (если LHSRHS).

2. Переход к кольцевому (annular) течению (если RHSLHS) 0.2 0. UGS G 1 2 UGS UGS 1 8 0.2 0. 1.9 Ku FrG g L G ULS g Di т.е. если левая чаcть соотношения больше ее правой части (если LHSRHS).

3. переход к дисперсному течению (если LHSRHS) P x LS 1. g Di 2 L L g G G т.е. если левая чаcть соотношения больше ее правой части (если LHSRHS).

4. переход между стратифицированным и волновым течением (если LHSRHS) 0. Di UGS G 0.45 UGS 0. g Di 2 L G ULS G т.е. если левая чаcть соотношения больше ее правой части (если LHSRHS).

Вертикальные трубы (анализ экспериментальных моделей) Модельные режимы течения в вертикальных трубах можно классифицировать следующим образом:

1. Пузырьково-дисперсный - пробковый режим течения: Пузырьково-дисперсный имеет место только при определенном газовом факторе распространяясь впереди пробки 2. Пробково-перемешанный режим течения: Пробка может быть сформирована из перемешанного вещества (течения) после определенной длины стабилизированного течения 3. Кольцевой режим течения: Имеет место, если скорость газа является настолько высокой чтобы переносить капли жидкости вверх без их обратного падения по трубе.

Карта (диаграмма) многофазного режима течения в вертикальной трубе (параметры трубы и физические параметры смеси даны на слайде) в координатах скоростей "скорость газа - скорость жидкости" представлена ниже МНТК "Наука и Образование - 2010" О двух подходах к изучению многофазных течений Теоретическое моделирование режимов течения многофазных потоков.

В практике моделирования многофазных течений используются два метода базирующихся на одномерных моделях, которые обычно используются для изучения многофазных течений. Это так называемая дрейфовая модель потока, суть которой состоит в том, что уравнения баланса масс составляются для каждой фазы в отдельности, а закон сохранения импульса составляется для всего потока в целом. Другой подход основан на второй модели многофазного течения, так называемой двухжидкостной модели, где все указанные законы сохранения составляются раздельно по каждой из двух фаз. Очевидно, что в первой модели необходимо иметь алгебраические уравнения для определения относительных скоростей фаз потока, тогда как во второй модели эти соотношения исключаются из рассмотрения.

Таким образом, математическая модель двухжидкостного течения, представляющая модель многофазного течения включает в себя законы сохранения механики сплошных сред и физические уравнения состояния, которые формулируются и представлены ниже.

Уравнения неразрывности для каждой из фаз смеси "газ + жидкость", и которые записываются в виде отдельных уравнений для каждой из фаз, имеют следующий вид:

L L 1 L L uL G G 1 G G uG A A 0;

0.

и t A x t A x Здесь введены обозначения:

• L, G относительное содержание жидкой и газовой фазы в потоке, • L, G плотности жидкой и газовой фазы в потоке, • u L, uG скорость жидкости и газа в потоке соответственно, Di2 4 - площадь поперечного сечения трубы, Di - внутренний диаметр трубы.

•A Уравнения Эйлера, записанные в соответствии с моделью двухжидкостного течения для каждой из фаз смеси "газ + жидкость", имеют следующий вид:

L L uL A SL,w L,w Si i L L uL 1 PL L L L g Sin ;

t A x x A A G G uG A SG,w G,w Si i G G uG 1 PG G G G g Sin ;

и t A x x A A 299 МНТК "Наука и Образование - 2010" Коротаев А.Б.

Здесь, кроме введенных ранее обозначений, принято:

• P L, PG - давление в каждой из фаз в многофазном потоке, • S L,w, S G,w площади смачивания и газового контакта для жидкости и газа, • Si площадь раздела фаз, • L,w, G,w касательные напряжения возникающие при трении фазы о стенку трубы, • i касательные напряжения межфазного трения, • x - угол уклона трубы вдоль трассы трубопровода.

Уравнение сохранения относительного объема фаз смеси имеет вид:

L G 1;

Для получения приемлемых для практики результатов моделирования двухфазного течения приняты следующие, физические, основанные на простейших моделях сред, допущения:

• двухфазное течение принимается одномерным;

• L - плотность жидкости постоянная;

• давление в сечении трубы принимается одинаковым в обеих фазах, т.е. P L x, t PG x, t P x, t • нет перетока масс между фазами;

• нет испарения жидкой фазы и перехода ее в газ;

• течение принимается изотермическим;

• газ принимается идеальным.

Кроме этих допущений принимаются следующие предположения о напряжениях трения и межфазного взаимодействия. Так для напряжений трения фаз о стенку трубы и напряжения трения межфазного взаимодействия принимаются следующие соотношения:

uk k,w fk,w k ;

k L, G ;

Напряжения трения на границе сред равно, g uG uL i fi ;

Причем для fk,w - коэффициентов сопротивлений движению флюидов, имеем:

2 104 fk,L Max, 0.005 1 ;

Re,L Dh,L Re,L k L, G ;

а для fi принимаем 1 75 L fi 0.02 ;

fi fk,G.

Периметр смачивая в многофазном потоке принимается следующим:

• для стратифицированного течения Si Stratified L L 4D.

• для кольцевого течения МНТК "Наука и Образование - 2010" О двух подходах к изучению многофазных течений D G 1 2.

Si Annular • для пузырькового течения D2 G Si Bubble.

Db • для пузырькового течения D k.

Sk,w Для замыкания системы уравнений движения двухфазной смеси необходимо добавить физические уравнения состояния сред:

• газ в потоке принимаем идеальным, уравнение состояния которого имеет вид, P RG G TG.

• жидкость несжимаемая, уравнение состояния которой имеет следующий вид, L,0 Const.

L Как известно, при проектировании магистральных или технологических трубопроводов для транспорта монофазных продуктов, например, в цилиндрических трубах, удобно пользоваться переменными, выраженными как массовый расход жидкости или газа.

Соотношения для массового расхода каждой из фаз представлены ниже.

G G A uG;

MG L L A uL;

ML Эти формулы необходимы для расчетов диаграмм скоростей (см. диаграммы выше), определяющих вид многофазного потока.

Заключение В результате применения различных методов компьютерной алгебры, исследованы как динамика многофазных систем, так и разработаны компьютерные программы, которые позволяют различить режимы течений и найти физические параметры смеси. Это является немаловажным для моделирования трубопроводного транспорта многофазных потоков при освоении месторождений с многокомпонентной продукцией скважин.

Список литературы 1. Л.М. Бреховских, В.В. Горчаров.(1982) Введение в механику сплошных сред. М:, Изд. "Наука", 335 с.

2. D.A. Drew & S.L. Passman (1999): Theory of multicomponent fluids (Springer) 3. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. /Ишмухамедов И.Т., Исаев С.Д., Лурье М.В., Макаров С.П./ (1999), М., Нефть и газ, 300 с.

4. Espen Storkaas, Sigurd Skogestad, (2007). Controllability analysis of two-phase pipeline riser systems at riser slugging conditions. Control Engineering Practice, 15, 567–581.

5. Taitel, Y., & Barnea, D. (1990). Two phase slug flow. Advances in Heat Transfer, 20, 71– 103.

6. Bendiksen, K. H., Malnes, D., Moe, R., & Nuland, S. (1991). The dynamic two-fluid model OLGA: Theory and application. SPE Рroduction engineering (pp. 171–180).

7. Taitel, Y.;

Barnea, D.;

Dukler, A. E. Modelling Flow Pattern Transitions for Steady Upward Gas-Liquid Flow in Vertical Tubes. AIChE Journal, 26, 1980, p. 345- 354.

8. Mandhane J.M., Gregory G.A., Aziz K. A Flow Pattern Map for Gas-Liquid Flow in Horizontal Pipes. International Journal of Multiphase Flow, v.1, 1974, pp.537-553.

301 МНТК "Наука и Образование - 2010" Мотылёва Т.А.

РАЗРАБОТКА ОБЛЕГЧЕННЫХ ПОЛЫМИ МИКРОСФЕРАМИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Мотылева Т.А. (г. Мурманск, МГТУ, кафедра МСС и МНГД) Целью работы является разработка «легкого» бурового раствора для повышения каче ства вскрытия продуктивных пластов с градиентами пластового давления ниже гидростати ческого.

Проведены лабораторные исследования полых наполнителей (микросфер) различных марок. Разработаны рецептуры облегченных микросферами пресных и минерализованных буровых растворов. Определено влияние микросфер на основные технологические показате ли бурового раствора.

Таблица 1. Плотность микросфер Марка микросфер Истинная плотность, кг/м Гранулайт-2500 750.. Гранулайт-Ультра 650.. HGS 4000 HGS 8000x Таблица 2. Влияние микросфер на параметры пресного бурового раствора Облегчающая добавка, % Параметр рас Исходный Гранулайт-2500 Гранулайт-Ультра HGS 4000 HGS 8000x твора 5 10 5 10 5, кг/м 1015 995 975 985 955 935 УВ, с 45 65 87 70 95 80 Ф, см3/30 мин 7.0 5.0 4.0 5.0 3.5 4.0 3. К, мм 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0. пл, мПас 15 16 20 18 23 19 0, дПа 108 125 170 160 200 145 СНС1/10, дПа 27/35 32/42 40/59 35/50 52/61 39/52 45/ рН 10.2 10.2 9.8 10.3 9.9 9.9 9. Таблица 3. Определение стабильности облегченных растворов Параметры Исходный +10% Разбавление водой, % Исходный раствора Гранулайт-Ультра 7.5 15.0 22.5 30. Плотность, 1.06 1.0 1.0 1.0 1.0 1. кг/м СНС1/10, дПа 30/45 40/60 30/40 20/30 20/25 15/ стаби- стаби- стаби- флотация Стабильность стабилен стабилен лен лен лен микросфер Облегченные буровые растворы, кроме применения для вскрытия продуктивных го ризонтов с низким пластовым давлением, также могут использоваться при вскрытии мало прочных поглощающих пластов и при бурении на депрессии.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Модернизация геофизических судов для совершенствования их технико-технологических параметров О МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ СУДОВ ДЛЯ РАБОТЫ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ Мохов Г.В., (ФГОУ ВПО «Мурманский государственный технический университет») Рейс научно-исследовательского судна (НИС) «Академик Федоров» в район Северного полюса летом 2007 года, предпринятый для обоснования внешней границы континентального шельфа России в Северном Ледовитом океане, можно отнести к возобновлению постоянного мониторинга российского арктического шельфа.

Такими работами целенаправленно занимаются геофизические НИС - суда, имеющие на борту комплекс геофизического оборудования и ведущие поиск месторождений углеводородного сырья.

Рис. 1 Геофизическое судно буксирует сейсмокосу и ИСК 1 – сейсмокоса, 2 – элемент ИСК, 3 – регистрирующая аппаратура в геофизической лаборатории Геофизическое оборудование этих судов, состоящее из источника сейсмических колебаний (ИСК), устройства для приема отраженного сейсмического сигнала (сейсмокосы) и регистрирующей аппаратуры (рис.1) при прохождении участков акватории, именуемых сейсмическими профилями, возбуждает при помощи ИСК сейсмические волны, распространяющиеся в окружающей водной среде и земной коре под морским дном. Время пробега этих волн, возвращающихся на поверхность после преломления или отражения на геологических границах различных слоев земной коры, фиксируется сейсмокосой, а регистрирующая аппаратура проводит предварительную обработку полученных данных.

Результаты обработки позволяют судить о наличии углеводородного сырья (УВС) в исследуемом районе.

Морские геофизические работы, проведенные отечественными НИС на северных акваториях, позволили отработать около 1 млн. км сейсмических профилей, получить обнадеживающие результаты о наличии здесь УВС и открыть Штокманское газоконденсатное месторождение. Стоит отметить, что на несравненно меньшем по площади шельфе Норвегии отработаны к настоящему времени десятки миллионов километров сейсмических профилей, освоены и эксплуатируются, давая существенную прибыль, десятки месторождений углеводородов.

Российские геофизические суда, находящиеся в эксплуатации с 80-х годы ХХ века, требовали для поддержания технических характеристик проведения время от времени модернизационных работ. Эти работы выполнялись по технической документации, 303 МНТК "Наука и Образование - 2010" Мохов Г.В.

разработанной мурманскими конструкторами, и опыт, накопленный за прошедшее время, впервые позволил предложить методику модернизации геофизических судов.

Эта методика состоит из выполнения определенной последовательности действий:

а) анализа планируемых геофизических работ;

б) определения необходимой номенклатуры геофизического оборудования для проведения планируемых работ;

в) выявления потребности в дополнительных площадях и объемах судового пространства для размещения нового геофизического (сейсмического) оборудования;

г) определения необходимого количества буксируемых сейсмокос, их протяженности и расстояния между ними и между крайними косами;

д) обеспечения модернизированного сейсмокомплекса источником сейсмических колебаний требуемой мощности и определения необходимого количества линейных пневмоизлучателей, подбора компрессоров ВВД;

е) определения требуемой буксировочной мощности судна для возможности выполнения им работ с новым сейсмокомплексом;

ж) разработки технологии спуско-подъемных операций модернизированного сейсмокомплекса с учетом способа отведения и расстановки сейсмокос;

обоснования необходимости наличия ледовых подкреплений корпуса судна с учетом перспективности исследований в Арктических и Дальневосточных морях;

и) изучения возможных негативных последствий модернизации геофизических судов;

к) доведения автономности модернизируемого геофизического судна не менее чем до 60 суток за счет введения смены экипажей в море, повышения надежности машин и механизмов, переоборудования части балластных цистерн в топливно-балластные, дозаправки судна топливом в море;

л) принятия мер для достижения допустимых уровней гидродинамического шума, создаваемого судном и судовым оборудованием;

м) дооборудования геофизического судна относительно малого водоизмещения вертолетным комплексом с целью улучшения льдопроходимости судна при мониторинге углеводородного сырья на арктическом шельфе и т.п.;

н) разработки основных принципов технологии проведения комплексной модернизации геофизических судов, позволяющих проводить работы как на отечественных, так и на зарубежных верфях;

п) проверки соответствия геофизического судна действующим Конвенционным требованиям по ПЗМ и СОЛАС, устранение несоответствий;

р) разработки на основании накопленного опыта новых технических решений по рассматриваемой проблеме.

Проведенные за прошедшее время модернизационные работы, включающие ремонт судовых конструкций, замену устаревшего геофизического оборудования, выполнение новых конвенционных требований позволили судам и сегодня быть востребованными на соответствующем сегменте рынка.

За рубежом строительство геофизических судов стало активно развиваться в 90-е года прошлого века и сразу было направлено на создание мощных судов, многие из которых за недолгий срок эксплуатации уже успели пройти модернизацию. Краткие характеристики некоторых геофизических НИС приводятся в таблице 1.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Модернизация геофизических судов для совершенствования их технико-технологических параметров Таблица 1 – Некоторые характеристики геофизических НИС постройки/модерниз Мощность ЭУ, кВт Макс. кол-во кос Водоизмещение, Усл. обознач.

Длина косы, Ширина, Осадка, Длина, Наименование Год м м м м т судна 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Профессор Полшков 1984 71,6 12,8 4,5 2250 2200 1 1986/ Venturer 89,5 14,4 5 3х1675 4000 4 Академик Немчинов 1987 84 14,8 5,6 3090 3000 4 1979/ Orion 81 18,4 5,2 2х2300 5125 8 + Pacific Titan 1982 64,5 18,5 5,2 4х1120 3200 2 Amadeus 1999 84 18,5 6,2 2х2500 5600 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 • Viking II 1999 93,3 22 7 2х4300 8000 8 1988/ Simphony 120,7 22,9 7 2х3690 10 000 14 2000/ Geo Challenger 91 24 6,4 2х5300 7200 12 CGG Alize 1999 100 29 7,6 2х4200 11 500 16 Ramform Explorer 1995 82 39,6 5,8 3х3500 8 380 16 Анализ приведенных характеристик геофизических судов показал, что количество сейсмокос на судне и их суммарная длина – важная составляющая сейсмокомплекса зависят от ширины судна и мощности его энергетической установки. Ширина судна, позволяющая разместить на борту сейсмокомплекс определенного состава и габаритов, зависит от водоизмещения, и эти сравнительные характеристики можно продолжать далее (см. рис.2, 3).

16 14 Количество кос, шт Количество кос, шт 10 8 6 4 2 0 10 15 20 25 30 35 40 1000 3000 5000 7000 9000 Ширина судна, м Мощность э.у., кВт а) б) Рис.2 Зависимость количества сейсмокос от ширины судна (а) и мощности ЭУ (б).

305 МНТК "Наука и Образование - 2010" Мохов Г.В.

120 35 100 Суммарная длина кос, м Ширина судна, м 30 80 25 60 20 40 15 20 10 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2000 4000 6000 8000 10000 Водоизмещение, т Водоизмещение, т а) б) Рис. 3 Зависимость ширины судна (а) и суммарной длины сейсмокос (б) от его водоизмещения.

Построенные за рубежом геофизические суда, несущие на себе мощное современное геофизическое оборудование, имеют существенный недостаток – они не обладают необходимыми для работы в Арктике ледовыми усилениями (подкреплениями) корпуса. Это делает невозможным их применение в арктических морях иногда даже в период открытой воды, не говоря уже о работе во льдах под проводкой ледокола - ведь ширина некоторых из них превышает ширину существующих ледоколов и ледового канала за ними соответственно. А необходимость такой проводки подтверждена уже упоминавшимся выше рейсом НИС «Академик Федоров» в июле-августе 2007 г. на Северный полюс.

Ледовые усиления корпуса у геофизического судна, обеспечивающие ледовую прочность и надежность корпуса, а также создание приемлемых условий обитаемости по параметрам вибрации и шума при движении во льдах, подразумевают специфические отличия от конструкции корпуса обычных судов.

Забортная часть геофизического оборудования – буксируемые ИСК и сейсмоприемные косы – постоянно совершенствуется и меняется на судах с периодичностью в 5…7 лет. В качестве буксируемого ИСК в настоящее время широко используется комплекс пневматических излучателей (ПИ). Более известные под названием «пневмопушка» (ПП), они для повышения суммарной эффективности излучения объединяются в линейный пневмоизлучатель (ЛПИ). Принцип действия любой ПП одинаков: в нее поступает определенное количество сжатого воздуха высокого давления (ВВД), который по специальной команде «выстреливается» в окружающую водную среду, создавая сейсмический (акустический) сигнал и, соответственно, сейсмические (упругие) волны.

Суммарный одновременный расход ВВД судовым ИСК достигает весьма больших величин. Для получения требуемого количества ВВД на судне необходимо наличие компрессоров большой суммарной мощности, причем не зависящих от мощности главной энергетической установки.

Сейсмические косы принципиально устроены одинаково, различаясь в деталях конструкции и технических характеристиках. Конструктивные элементы косы, содержащие приемники, провода, кабели связи, грузонесущий трос располагаются в полимерном секционном шланге. Секции длиной до 100 м соединяются герметичными муфтами, оборудованными электрическими разъемами. Хранение косы осуществляется на барабане МНТК "Наука и Образование - 2010" Модернизация геофизических судов для совершенствования их технико-технологических параметров сейсмической лебедки, которая обычно имеет гидропривод. Плавучесть косы, близкая к нулевой, достигается заполнением ее внутренней полости специальным составом.

Следует отметить некоторую схожесть работы геофизического судна и судна рыбопромыслового: основным режимом их работы является буксировка забортного оборудования. И если геофизическое судно буксирует ИСК и сейсмокосу (рис. 4), зачастую большой протяженности, то рыбопромысловое судно буксирует трал (рис. 5), зачастую пелагический и с большим раскрытием.

Рис. 4 Буксировка геофизическим НИС забортной части сейсмокомплекса 1 – сейсмическая палуба;

2 – лебедки ЛПИ;

3 –ЭПМ;

4 – лебедки сейсмокос;

5 – сейсмокосы;

6 – ЛПИ;

7 отводитель сейсмокосы;

8 – концевой буй сейсмокосы Рис. 5 Буксировка трала рыбопромысловым траулером с кормовой схемой траления 1 – вытяжные лебедки;

2 - грузовые лебедки;

3 -слип;

4 – траловые лебедки;

5 – ваера;

6 – траловые доски;

7 – кабели;

8 – верхняя и нижняя подборы трала;

9 – куток трала Повышение производительности геофизических работ становится возможным при увеличении площади, одномоментно покрываемой сейсмокосами. Это достигается или увеличением длины сейсмокосы, или увеличением расстояния между соседними буксируемыми сейсмокосами. На практике используются оба этих метода, однако следует учитывать, что увеличение длины буксируемой косы, например, до 12 000 м, существенно усложняет работу судоводителей, особенно в районах с интенсивным судоходством.

Увеличение расстояния между соседними буксируемыми косами требует увеличенной буксировочной мощности судна и наличия специальных устройств для соблюдения и поддержания заданного расстояния.

Таким образом, геофизические суда, которым предстоит в ближайшем будущем работать на Арктическом шельфе России, должны иметь:

– большое палубное пространство для размещения современного геофизического оборудования и удобства работы с ним;

– мощное компрессорное оборудование для обеспечения работы судового ИСК;

– современную аппаратуру для записи и обработки сейсмосигнала;

– ледовое усиление корпуса судна для работы во льдах.

Перечень характеристик, которыми должны обладать новые геофизические суда, следует дополнить требованиями к наличию на борту судна вертолетной площадки, опреснительной установки, устройств бункеровки топливом в море. Требования к энергетической установке состоят в том, что она должна обеспечивать площадное 307 МНТК "Наука и Образование - 2010" Мохов Г.В.

буксирование определенного количества сейсмокос и одновременно обеспечивать безостановочный ход судна во время буксировки.

Перечисленные выше характеристики на данном этапе времени обеспечиваются на отечественных геофизических судах пр. 650 («Профессор Полшков»), пр. 3870, пр. В- («Академик Немчинов», «Академик Шатский», «Академик Лазарев», «Геоарктик») и некоторых других. Обеспечение требуемых характеристик достигнуто как при строительстве судов (ледовые подкрепления), так и целенаправленными работами по модернизации, проводимой на протяжении ряда лет судовладельцами в тесном сотрудничестве с конструкторами. В процессе модернизационных работ на судах был размещен ИСК, состоящий из ряда ЛПИ суммарной вместимостью до 7500 куб. дюймов ВВД, работа с которым осуществляется только с кормы судна. Установлены мощные компрессоры соответствующей производительности, размещены лебедки с сейсмокосами общей длиной до 24 000 м. На судах существенно перепланирована кормовая часть и увеличено количество палуб для размещения геофизического оборудования, предусмотрены вертолетные площадки, увеличена вместимость топливных цистерн, дополнительно установлены бакштовные лебедки для бесконтактной бункеровки в море, новые спасательные средства.

Модернизированы системы сбора и очистки нефтесодержащих вод с установкой нового сепарационного оборудования и т.д. Все это доказывает правильность подходов к проблеме, вытекающих из преложенной методики модернизации.

Следует понимать, что срок эксплуатации отечественных геофизических судов рано или поздно подойдет к концу, и надо быстрее принимать решение о строительстве новых судов. А при строительстве и даже на стадии проектирования необходимо принять во внимание имеющийся опыт эксплуатации и опыт постоянно проводимой модернизации геофизических судов, направленной на поддержание их в состоянии постоянной востребованности.

Список литературы:

1. Каменский, Е. В. Рыболовные траулеры / Е. В. Каменский, Г. В. Терентьев Л.:

Судостроение, 1968.

2. Макаров, В.Г. Буксируемая система забора проб воды / В.Г. Макаров, В.С. Жолобов // Совершенствование конструкций судовых систем: труды ЛКИ. – Л.: ЛКИ, 1987. – С. 56 67.

3. Матлах, А. П. Проблемные вопросы создания новых судов ледового плавания / А. П. Матлах // Судостроение. – 2007. - № 1. – С. 19 – 23.

4. Мохов, Г.В. О модернизации геофизических судов / Г.В. Мохов // МГТУ «Наука и образование 2005»: материалы междунар. науч. техн. конф. (Мурманск, 6-14 апреля 2005 г.):

в 7 ч. / Мурман. гос. техн. ун-т. – Мурманск, 2005. – Ч.7. – С. 236-238.

5. Мохов Г. В. О некоторых требованиях к новому геофизическому судну. Мурманск, Вестник МГТУ, т. 9, № 2, 2006.- С. 337-339.

6 Worldwide Seismic Vessel Survey // Offshore.-2007.- march.- P.72-77.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Микроволновый разогрев нефтепродуктов в трубопроводах МИКРОВОЛНОВЫЙ РАЗОГРЕВ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ Морозов Н.Н., Кашкатенко Г.В. (Мурманск. Мурманский государственный технический университет. Кафедра МСС и МНГД) Oil product’s high-frequency electromagnetic heating is an effective tool of volume heating. Up-to date researches demonstrate the efficiency of this heating method. But in the publications this problem examines from the theoretical aspect. Practical application of oil product’s heating method while in shipment by pipe duct still not exploits. Most researches represent pipe duct as a certain feeder ducting electromagnetic energy. From our point of view such approach isn’t effective one in view of great attenuation of electromagnetic waves giving it a considerable loss of time in elimination of asphalt-paraffin plugs or other cases of setting-up of oil products.

В печати стали появляться сообщения [1, 2] с проектами применения ВЧ и СВЧ методов для прогрева нефтепродуктов и газогидрата в скважинах и участках нефтепроводов, простаивающих из-за образования газогидратных и парафиновых пробок. Применение этих методов обусловлено рядом преимуществ их по сравнению с градиентными методами переноса тепла. При распространении электромагнитных волн в диэлектрической среде, ограниченной проводящими стенками, возникает направленный поток энергии, который частично диссипируется средой за счет диэлектрических потерь. В результате в среде появляются объемные тепловые источники, позволяющие решить задачу восстановления трубопроводов.

В названных проектах электромагнитная энергия поступает с торца трубы и канализируется по трубе, которая играет одновременно роль волновода. Такой подход обладает рядом недостатков. Волновод является диспергирующим устройством, то есть в нем наблюдается частотная дисперсия., которая может приводить к отсечке канализации энергии в зависимости от частоты электромагнитных колебаний и геометрии волновода. При резких границах раздела сред, а также при значительных затуханиях волн возникают отражения, которые пагубно влияют на источник излучения. Мощные источники СВЧ излучения не могут работать при коэффициентах стоячей волны более трех. К недостаткам такого метода подвода энергии можно отнести также и большое время восстановления трубопроводов, которое даже при значительных энергиях излучения исчисляется сутками[1].

Для решения задачи восстановления трубопроводов в критических точках (выход трубопровода на поверхность земли или в местах глубоко промерзания) предлагается использовать введенную в трубопровод при его монтаже систему взаимодействия волн СВЧ диапазона с нефтепродуктами, связанную электрически с источником энергии, который может включатся из центра управления. Система взаимодействия представляет собой тефлоновую вставку, покрывающую внутреннюю поверхность трубопровода, фольгированную медной полосой в виде спирали, которая играет роль полосковой линии передач, с распределенными вдоль нее щелевыми излучателями (рис.1 и 2).

Такой подход позволяет вводить энергию равномерно во весь объем трубопровода и решает проблему согласования, нагруженного фидера с источником излучения, а также использовать сравнительно маломощные (до 25 кВт) источники излучения, тем самым решить проблему СВЧ пробоев.

Полосковая линия как и коаксеальный кабель является широкополосным фидером.

Это позволяет использовать энергию как СВЧ так и ВЧ диапазонов, что делает эффективным электромагнитный нагрев для разных углеводородных систем.

309 МНТК "Наука и Образование - 2010" Морозов Н.Н., Кашкатенко Г.В.

В предположении, что тепловые источники распределены равномерно в объеме трубы и пренебрегая градиентными потерями тепла, время прогрева до разложения газогидрата можно оценить, используя уравнение теплового баланса.

с (T-T )+L =Wt/V, где с и - теплоемкость и плотность газогидрата;

T и Т о - температуры разложения газогидрата и начальная температура соответственно;

W - мощность источника СВЧ излучения;

V - прогреваемый объем и время нагрева до разложения газогидрата;

L - удельная теплота фазового перехода.

При использовании источника мощностью 25 кВт, выпускаемого электронной промышленностью и используя теплофизические параметры газогидрата, приведенные в книге [3] и температуру фазового перехода при давлении в трубопроводе в 10 атм. по уравнению параметров гидратообразования, приведенного в книге [4 ].

T =9.75 lgP-0.7, где Р – давление в атм., получаем температуру равную +9 градусов Цельсия.

Подставляя эти данные в уравнение баланса при начальной температуре -20 градусов Цельсия получим зависимость прогреваемого объема от времени. V (куб. метр) =0,21 t (в часах).

Для магистральных трубопроводов диаметром порядка одного метра необходимы более мощные источники излучения, но технологические трубопроводы могут быть вполне оборудованы подобными системами, которые могли бы быть особенно эффективны в условиях Крайнего севера.

Список литературы:

[1] Фатыхов М.А.Тепломассоперенос в многофазных средах под воздействием высокочастотного электромагнитного излучения. //Химия и компьютерное моделирование.

Приложение к спецвыпуску №10. МНТК "Наука и Образование - 2010" Микроволновый разогрев нефтепродуктов в трубопроводах [2] Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я Расчетные исследования разложения газогидрата в скважине при воздействии высокачастотной электромагнитной волны// Нефтяное дело [3] Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов - Новосибирск: Наука, 1985.-94 с [4] Дектярев Б.В. Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах - М.:Недра, 1976.-200 с.

311 МНТК "Наука и Образование - 2010" Шишко А.Л.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТРАНСПОРТИРОВКИ МНОГОКОМПОНЕНТНОГО ГАЗА СО ШТОКМАНОВСКОГО ГМК ПОДВОДНЫМ ТРУБОПРОВОДОМ ПО НОРМАМ ОНТП И УТОЧНЕННОЙ МЕТОДИКЕ Шишко А. Л. (МГТУ Кафедра МСС и МНГД) The papers presents some aspects of multiphase flow in trunk pipelines.

В настоящем докладе представлены сравнительные данные проектных решений транспортировки многокомпонентного газа со Штокманоского ГКМ, которые выполнены по двум методикам:

- стандарты ОНТП - уточненная методика расчета В настоящее время принято несколько схем проектирования подводных технологических трубопроводов, в том числе и со Штокмановского ГКМ, которые выполняются различными программными средствами и на различной методической базе, что в свою очередь ставит вопрос о сравнимости различных проектных решений, выполненных по различным методикам и их пригодности для будущих работ по обустройству Штокмановского ГКМ.

Используя как основу нормы ОНТП были получены следующие зависимости:

Расчет давления по уточненной 12.5 методике Давление МПа 7. 2. 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Как видно из приведенного графика, уменьшение давления в трубе вдоль трубопровода примерно соответствует характеру падения давления, которые рассчитываются по нормам ОНТП. Конечное давление достаточно для поддержания технологического режима работы береговых устройств завода по сжижению газа.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Сравнительный анализ транспорта многокомпонентного газа со Штокмановского ГКМ по нормам ОНТП и уточненной методике Температура Температура С° 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Как видно из представленного графика, температура также как и давление понижаются по трассе, причем градиент понижения температуры меньше чем градиент давления.

Давление Давление Мпа,Температура С° 12.5 Температура 7. 2. 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Из представленных совмещенных графиков давления и температуры видно, что в конце подводного трубопровода давление газа приемлемо для подачи газ на береговые комплексы завода по сжижению газа и на береговую компрессорную станцию для дальнейшей транспортировки газа в район г. Волхова. Температура газа падает примерно до нуля, что несомненно должно учитывается при проектировании конечных технических устройств при выходе газопровода из под воды на поверхность.

Из полученных проектных решений для подводного трубопровода со Штокмановского ГКМ трубой 1020 16 мм видно, что учет реальных физических свойств газа позволяет проектировать подводный газопровод производительностью 30 млрд. м3 в год с рабочим давлением на технологической платформе равным 16.3 МПа.

Проектные решения основанные на нормах ОНТП дают рабочее давление на платформе 23.8 МПа, а проектное решение по уточненной методике, которая учитывает изменение реальных свойств газа, рассчитанных по нормам ОНТП, приводит к уменьшению рабочего давления примерно на 7 МПа, что существенно уточняет проектное решение для морского месторождения.

313 МНТК "Наука и Образование - 2010" Шишко А.Л.

При использовании уточненных методик расчета были получены следующие зависимости:

• При постоянном коэффициенте гидравлических сопротивлений Зимние условия эксплуатации Начальное давление 14 14.85 МПа Давление МПа 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Как видно из приведенного графика распределение давления в трубопроводе по виду незначительно отличается от подобного распределения давления, но при переменном сопротивлении движению газа в трубе. Падение давления на выходе на береговые комплексы примерно равно 2 МПа, что соответствует условиям работы, например, завода по сжижению природного газа в п. Териберка.

Начальная 15 температура 18°С Температура C° - 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Как видно из представленных графиков, распределение температуры вдоль трассы подводного газопровода, которые были рассчитаны из условия постоянства гидравлических сопротивлений, значительно отличаются от подобного распределения, но которое было получено по стандартным нормам ОНТП при условии зависимости вязкости газа от давления и температуры.

Основное отличие состоит в том, что без учета зависимости реологических свойств газа от давления и температуры, температура газа понижается ниже 0°С на расстоянии примерно 200 км от морского месторождения. В то время, как с учетом этих свойств, температура газа понижается ниже 0°С на расстоянии 500 км от технологической платформы.

Таким образом, из представленных проектных решений видно, что распределение отрицательных температур по подводной дистанции транспорта газа, точки понижения температуры газа ниже нуля, отличаются более чем на 300 км, что несомненно является МНТК "Наука и Образование - 2010" Сравнительный анализ транспорта многокомпонентного газа со Штокмановского ГКМ по нормам ОНТП и уточненной методике существенным различием в различных подходах к проектированию подводных трубопроводов.

Кроме того, моделирование распределения температур по различным методикам дает и разные ответы на минимальную температуру на береговом комплексе, в конце подводного участка трубопровода. В итоге получаем, что разница температур на береговом участке подводного газопровода составляет -4°С.

Температура Температура С°, Давление Мпа Давление - 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Из представленных общих решений в виде совмещенных графиков распределения давления и температуры вдоль трубопровода видно, что в конце подводного трубопровода давление газа приемлемо для береговых комплексов, а температура газа падает ниже нуля, что несомненно должно учитываться при проектировании конечных технических устройств при выходе газопровода из под воды на поверхность.

• С учётом эффекта Джоуля-Томпсона Распределение давления Летнее время транспорта газа Распределение температуры Давление Мпа,ТемператураС° 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Из представленных совмещенных графиков давления и температуры видно, что в конце подводного трубопровода давление газа приемлемо для подачи на компрессорную станцию 315 МНТК "Наука и Образование - 2010" Шишко А.Л.

или на береговые комплексы по сжижению природного газа, а температура газа падает ниже нуля на расстоянии примерно 50 км от берега, что несомненно должно учитываться при проектировании конечных технических устройств при выходе газопровода из под воды на поверхность.

Очевидно, что даже незначительное увеличение начального давления на технологической платформе на 1.65% изменило распределение температуры кардинально, так что температура газа выше нуля практически на всем протяжении подводного газопровода.

Кроме того, падение температуры ниже нуля на расстоянии 50 км от берега может способствовать образованию гидратов на внутренней поверхности стенки трубы. Кроме того на внешней поверхности стенки трубопровода может происходить обледенение ее поверхности, которое приводит к образованию наледенений на грунте и соответственно его промерзанию и образование каверн на дне моря вдоль трассы трубопровода.

• Учет зависимости вязкости газа от давления и температуры Распределение давления Вязкость газа зависит от P и T Давление МПа P0 13.8 МПа 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Как видно из приведенного графика, распределение давления вдоль трассы газопровода в целом соответствует характеру падения давления, которое следует из классических представлений о распределении давления на линейном участке газопровода. При этом конечное давление газа равное 2 МПа является приемлемым для начальных давлений которым должны удовлетворять начальные давления на береговых комплексах по переработке газа.

Летние условия Распределение транспорта температуры Учет вязкости газа P,T Температура С° T0 25°C 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м МНТК "Наука и Образование - 2010" Сравнительный анализ транспорта многокомпонентного газа со Штокмановского ГКМ по нормам ОНТП и уточненной методике Как видно из представленного графика, температура газа даже в летнее время транспортировки падает ниже 0°С на последних 50 км трассы подводного трубопровода.

также как и давление понижаются по трассе, причем градиент понижения температуры меньше чем градиент давления.

Распределение давления Вязкость газа Летнее время P,T транспорта P0 13.8 МПа газа Распределение температуры Давление Мпа,Температура С° T0 25°C 0 100000 200000 300000 400000 Расстояние по длине трубопровода м Из представленных совмещенных графиков давления и температуры видно, что в конце подводного трубопровода давление газа приемлемо для подачи на компрессорную станцию или на береговые комплексы по сжижению природного газа, а температура газа падает и становится близкой к нулю на расстоянии примерно 50 км от берега, что несомненно должно учитываться при проектировании конечных технических устройств при выходе газопровода из под воды на поверхность.

Кроме того, падение температуры ниже нуля на расстоянии 50 км от берега может способствовать образованию гидратов на внутренней поверхности стенки трубы. Кроме того на внешней поверхности стенки трубопровода может происходить обледенение ее поверхности, которое приводит к образованию наледенений на грунте и соответственно его промерзанию и образование каверн в грунте на дне моря вдоль трассы трубопровода.

317 МНТК "Наука и Образование - 2010" Рокос С.И.

БОРОЗДЫ ЛЕДОВОГО ВЫПАХИВАНИЯ В МЕЛКОВОДНЫХ РАЙОНАХ ПЕЧОРСКОГО И КАРСКОГО МОРЕЙ Рокос С.И. (МГТУ, кафедра МНГД-МСС, s_rokos@amige.muramnsk.ru) В пределах мелководного шельфа (глубины моря не более 50м) Печорского и Карского морей на сонограммах гидролокации бокового обзора (ГЛБО) практически повсеместно наблюдаются узкие линейные углубления (борозды). Подобные формы донного рельефа неоднократно наблюдались и в других мелководных высокоширотных областях Мирового Океана, а также на дне крупных северных озер. В большинстве случаев рассматриваемые борозды связываются с процессами ледового выпахивания морского дна [Barnes at al., 1984;

Камалов и др., 2006].

Данный фактор представляет собой по сути опасный геологический процесс, способный серьезно осложнить эксплуатацию морских инженерных сооружений. Особенно актуален этот фактор для линейных сооружений, таких как подводные трубопроводы и проводные линии связи. В практике эксплуатации указанных сооружений известны случаи их повреждения ледовыми образованиями. Например, газопровод, проложенный по дну оз.Эри (США, Канада) в 1965 году, за период 1967-1971 гг. получил значительные повреждения в результате воздействия торосов на дно [Grass, 1984]. Подводный трубопровод, проложенный по дну Большого Невольничьего озера (Канада) для водоснабжения г.Тауна на удалении 2100м от берега был смещен на 100м и частично разрушен на участке длиной около 250м дрейфующими торосами. При этом глубина ледового выпахивания дна составила 0.6-2.0 м [Noble and Comfort, 1980]. Кроме того, в районе моря Лабрадор было отмечено 25 порывов кабелей дистанционной связи, связанных с воздействием айсбергов, в период между 1960-1970 гг. [Green et al., 1983;

Woodworth-Lynes and Barrie, 1985].

В мелководных районах Печорского и Карского морей ледовое выпахивание осуществляется килями торосов и стамух (Рис. 1). Указанные ледовые образования, образующиеся в зимний сезон года, неоднократно наблюдались при ледовых авиаразведках и изучались в ходе специализированных инженерно-гидрометеорологических изысканий. По результатам разбуривания были установлены торосы и стамухи, кили которых касались грунта (или были заглублены в грунт). Очевидно, что при подвижках эти ледовые образования производят выпахивание дна.

Борозды ледового выпахивания, наблюдаемые на сонограммах ГЛБО в границах шельфа Печорского и юго-западной мелководной части Карского морей, имеют глубину до 2.5м (в основном 0.3-1.0м) при ширине до 10-60м. Прослеженная длина отдельных борозд достигает 4.5км. Практически каждая борозда окаймлена более или менее выраженными валами бокового выпирания. Высота этих валов в основном не превышает 0.1-0.3м (около 5 10% от глубины борозды) при ширине менее 10м (около 10-20% от ширины борозды).

Поперечный профиль борозд обычно корыто-, реже V-образный.

Среди борозд ледового выпахивания, наблюдаемых на мелководном шельфе Печорского и Карского морей, можно выделить обособленные одиночные борозды и серии борозд ледового выпахивания (Рис. 2). Серии борозд представляют собой системы близко расположенных относительно друг друга параллельных линейных углублений. Ширина серий борозд может достигать 200-300м. Глубина отдельных борозд в сериях обычно меньше, чем глубина единичных борозд.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Борозды ледового выпахивания в мелководных районах Печорского и Карского морей Рис. 1. Модель ледового выпахивания дна (по данным водолазного обследования) Рис. 2а. Серии борозд ледового выпахивания (А-В- две серии борозд) на гидролокационной сонограмме 319 МНТК "Наука и Образование - 2010" Рокос С.И.

Рис. 2б. Одиночная прямолинейная борозда на сонограмме гидролокации бокового обзора Рис. 3. Извилистые борозды с петлевидными изгибами на сонограммах гидролокации бокового обзора Вероятно серии борозд большой ширины (свыше 100м и более) формируются при подвижках гряд торосов. При подвижках ледового покрова, вмещающего гряды торосов, кили отдельных торосов, углубленные в грунт, генерируют серии параллельных борозд.

МНТК "Наука и Образование - 2010" Борозды ледового выпахивания в мелководных районах Печорского и Карского морей Серии борозд меньшей ширины (до 100м) предположительно образуются выступами килей единичных курпных торосов и стамух. Отдельные единичные борозды формируются по видимому при подвижках обособленных торосистых образований и стамух с относительно монолитными гладкими килями.

По форме борозды ледового выпахивания разделяются на прямолинейные и извилистые (Рис. 2б, 3). Можно предположить, что образование прямолинейных борозд происходит при быстрых одномоментных подвижках ледового покрова. При этом изменчивость различных факторов, таких как, например, изменения направлений ветра, течений и др., не успевают повлиять на траектории движения ледовых образований.


Извилистые (в т.ч. и петлевидные) борозды образуются вероятно при небольших по своей амплитуде горизонтальных перемещениях ледовых образований, связанных с приливно-отливными колебаниями, термическими подвижками льда и др.

Количественное распределение борозд ледового выпахивания по площади в значительной степени зависит от глубины моря. Данные, полученные в Карском море у западного побережья п-ва Ямал, в Обской и Тазовской губах, а также в Печорском море показывают, что наибольшее количество борозд ледового выпахивания сосредоточено в диапазоне глубин от 10 до 20м. Глубже и мельче границ указанного диапазона количество борозд на единицу площади сокращается.

Сокращение количества борозд на глубинах более 20м связано вероятно с тем, что в пределах рассматриваемого достаточно редкие и только очень крупные торосы и стамухи имеют осадку (глубину киля), превышающую указанные значения. В соответствии с этим вероятность появления борозд (в результате касания килем дна) на глубинах более 20м значительно ниже, чем при меньшей глубине моря. Снижение количества борозд на глубинах менее 10м связано по видимому с уменьшением подвижности ледовых образований на мелководье.

Кроме того количество борозд и их глубина зависят также и от состава и свойств грунтов морского дна. Наиболее глубокие борозды наблюдаются на участках, где поверхность дна покрыта слоем глинисто-суглинистых илов. Здесь количество борозд и их глубина достигают максимальных значений.

На участках, где на поверхности дна обнажаются консолидированные плейстоценовые глинистые образования, количество борозд практически такое же, как и на участках илистого дна. Однако, при этом, глубина борозд не превышает 0.2-0.3м. Очевидно, что более глубокому внедрению в дно килей торосов и стамух препятствует относительно высокая (по сравнению с илами) прочность плейстоценовых глинистых образований.

В районах, где дно покрыто песками, борозды выпахивания не наблюдаются.

Вероятно это связано с тем, что пески, с одной стороны обладают достаточно высокой прочностью при низкой сжимаемости, что препятствует внедрению ледовых образований в грунт. С другой стороны, очевидно, что углубления, выработанные в песчаном дне килями торосов и стамух, будут весьма быстро оплывать и замываться под действием естественных процессов. Это не позволяет им сохраняться в течении достаточно длительного времени.

Список литературы:

1. Grass J.D. Ice scour and ice ridging studies in lake Erie // Proc. of Int. Symp. on Ice. Hamburg, 1984. - V.2.- P. 33 - 43.

2. Barnes P., Rearic D., Reimnitz E. Ice loading characteristics and processes. The Alaskian Beaufort Sea: ecosystems and environments. Acad. Press, 1984, p. 185- 321 МНТК "Наука и Образование - 2010" Рокос С.И.

3. Green H.P. et al. Iceberg scouring and pipeline burial depth / H.P.Green,A.S.Reddy, T.R.Chari // Proc. of the 7-th Int. Conf. on Port and Ocean Eng. under Arctic Conditions (POAC). - Espoo, 1983. - V.1.- P. 280 - 288.

4. Noble P.A., Comfort G. Damage to an underwater pipeline by ice ridges // Proc. of Workshop on Sea Ice Ridging and Pile up. - Alberta, 1980. - P. 43 - 47.

5. Woodworth-Lynes C.M.T., Barrie J.V. Iceberg scouring frequencies and scour degradation on Canada’s eastern shelf areas using sidescan mosaic remapping techniques // Proc.of the 8-th Int.Conf. on Port and Ocfan Eng. under Arctic Conditions (POAC).

МНТК "Наука и Образование - 2010" Криолитозана и приповерхностные зоны аномально-высокого пластового давления в южной части Западно-Арктического шельфа КРИОЛИТОЗОНА И ПРИПОВЕРХНОСТНЫЕ ЗОНЫ АНОМАЛЬНО ВЫСОКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА Костин Д.А. (МГТУ, кафедра МНГД-МСС, d_kostin@amige.muramnsk.ru) Проблема многолетнемерзлых пород Западно-Арктического шельфа активно начала обсуждаться с 70-х годов прошлого века. Первые прямые геологические данные, подтверждающие наличие здесь многолетнемерзлых льдистых образований, были получены в ходе бурения, проведенного ОАО АМИГЭ с припайного льда у побережья п-ова Харасавэй и с буровых судов в Печорском море на площадях месторождений Поморское и Варандей море. Позднее инженерно-геологическим бурением были вскрыты многолетнемерзлые породы в районах структур Полярная, Медынское-море, Русановское, а также в Байдарацкой губе (Рисунок). Все случаи обнаружения мерзлоты приурочены к сравнительно мелководной области с глубинами моря менее 120 м. Чаще всего кровля многолетних льдистых отложений залегает в интервале 20-30м ниже поверхности морского дна в Печорском море и от 8-12 до 20-30м в Карском. Наблюдаемая в скважинах мощность составляет как правило 20-40м.

Характер и закономерности распространения многолетнемерзлых пород в рассматриваемом регионе на сегодняшний день точно не установлены. Имеющийся материал позволяет лишь сделать вывод об островном характере распространения мерзлых грунтов [Бондарев и др., 1999].

o o o o o o 22o 32o 72o 76 42 52 62 76 60 0 60 120км 71o o o o o o 42 52 62 -2 -3 -4 -5 -6 - - -8 -9 -10 - Рисунок. Газонасыщенные осадки Баренцево-Карского шельфа 1- глубоководный районы шельфа Баренцева и Карского морей, 2- зона стабильности потенциальных газогидратов метана, 3-область распространеня газонасыщенных осадков, 4- зона приколгуевского талика, 5- газонасыщенные осадки эстуариев, 6- акустические окна (переуглубленные впадины), 7 отсутствие данных, 8- изотерма 0оС придонной воды, 9- точки скважин, где имели место выбросы, 10- точки скважин, вскрывших мерзлые грунты, 11- точки скважин, в которых отмечены нефтепроявления 323 МНТК "Наука и Образование - 2010" Костин Д.А.

Для тех участков, где была вскрыта скважинами криолитозона, характерны многочисленные скоростные аномалии (до 2800 м/сек, чаще 2100-2300 м/сек). В волновом поле для этих участков характерны оси синфазности, образующие дугообразные формы, резкое прекращение прослеживания отражений, пликативные дислокации [Рокос и др., 2001].

Температура мерзлых грунтов по данным измерений в кернах и in situ в Печорском и юго-западной части Карского моря (Байдарацкая губа) составляет около -2оС. Это значение довольно близко к температуре таяния. В районах, расположенных севернее и восточнее, температура несколько ниже и достигает -4оС и менее.

Большинством исследователей предполагается, что мерзлые льдистые отложения шельфа Печорского и Карского морей являются реликтовыми. Вероятно, они образовались во время сартанского оледенения. В течение этого времени произошла регрессия, при которой уровень моря понизился до отметок около -140м.

Расчеты показывают, что при регрессии могла сформироваться мерзлая толща мощностью до 200м. В ходе последующей трансгрессии мерзлый массив был затоплен современным морским бассейном с положительной температурой воды. Это привело к существенному растеплению и таянию мерзлоты от кровли вглубь по разрезу. Особенно интенсивно этот процесс протекал в начальные фазы трансгрессии, когда глубина моря была небольшой.

Затем, при повышении уровня моря до отметок, близких к современным, процесс таяния был в значительной степени заторможен. Это связывается с низкими (на значительной части площади отрицательными) придонными температурами современного бассейна. Предполагается, что в настоящее время реликтовый мерзлый массив испытывает медленное таяние от подошвы вверх по разрезу под воздействием внутреннего тепла Земли.

Во многих разрезах четвертичной толщи, не содержащих собственно льдистые мерзлые образования, наблюдаются посткриогенные текстуры- следы вытаявшего сегрегационного льды. Это, очевидно, указывает на то, что ранее эти отложения находились в мерзлом состоянии, но к настоящему времени полностью оттаяли. Последнее позволяет предположить, что в период максимума последней регрессии мерзлые грунты занимали большие площади по отношению к современным условиям.

Скопления свободного газа в осадках верхней части разреза в целом довольно характерны для высокоширотных районов Мирового Океана. Прежде всего, они проявляются на временных разрезах сейсмоакустического профилирования. О наличии свободного газа свидетельствуют зоны потери сейсмической корреляции, амплитудные аномалии типа «яркое пятно» и различные акустические неоднородности. Особенно характерен свободный газ для высокоширотных районов, таких как шельф Новой Штоландии, Аляски, моря Боффорта и др. регионов. Свободный газ в мелководных высокоширотных районах имеет в основном биогенную природу и образуется в результате деструкции погребенных в осадочной толще органических веществ. По составу это преимущественно (более 95%) метан с примесью СО2.

В основном свободный газ содержится в диспергированной форме (в виде отдельных пузырьков в пористом пространстве). По мнению ряда исследователей, присутствие свободного газа в количестве около 5% (от объема) способно привести к развитию описанных выше эффектов, наблюдаемых на сейсмоакустических временных разрезах.

В мелководных районах Печорского и юго-западной части Карского морей свободный газ в верхней части разреза наблюдается на большей части площади региона. Сопоставление материалов бурения и сейсмоакустического профилирования показывает, что распределение МНТК "Наука и Образование - 2010" Криолитозана и приповерхностные зоны аномально-высокого пластового давления в южной части Западно-Арктического шельфа газа контролируется главным образом соотношением в разрезе толщ аллювиально-морских средневалдайских (черных) глин и нижневаладйских аллювиальных песков.

Географическое совпадение областей распространения мерзлых грунтов и газонасыщенных осадков позволяет предположить наличие парагенетической связи между этими явлениями.

Сходство характерных акустических изображений, получаемых в Печорском море и приямальской зоне Карского моря, а также опубликованных данных по другим арктическим акваториям, было замечено давно [Рокос и др., 2001]. Сразу же возникшее предположение об однозначной связи этих изображений с субаквальной мерзлотой, однако, не подтвердилось. С другой стороны, генетическая связь их с районами, испытавшими на субаэральном этапе развития глубокое промерзание и оказавшимися под морем в результате последней трансгрессии, представлялась несомненной. Выяснилось также, что непосредственными факторами, оказывающими доминирующее влияние на специфические акустические свойства разреза в таких районах являются присутствие газа, а также криогенные и посткриогенные изменения структуры осадка. Накладываясь на литолого-стратиграфические элементы осадочного разреза и взаимодействуя с ними, указанные факторы формируют изображения, проинтерпретировать которые с помощью стандартных приемов чаще всего не удается.

Крайним проявлением взаимодействия многолетнемерзлых пород и свободного газа является формирование диапироподобных поднятий в восточной части Печорского моря (объект «Диапиры», Рисунок) [Бондарев и др., 2002]. С целью исследования данных форм на этом участке в 1995 г. ОАО АМИГЭ было выполнено площадное сейсмоакустическое профилирование, локация бокового обзора и пробурен ряд скважин на глубину до 100 м от поверхности морского дна. По материалам проведенных исследований было закартировано более 50 овальных в плане поднятий с относительным превышением 10-15 м и шириной основания от 50 до 130 м. В разрезе, по материалам НСП, им соответствуют диапироподобные поднятия, окаймленные компенсационными впадинами. При этом поднятия сложены акустически непроницаемыми образованиями, а компенсационные впадины выполнены акустически проницаемой слоистой толщей. Граница, разделяющая эти две толщи, не выдержана по латерали, с ней связаны амплитудные аномалии, продуцирующие цуги реверберационных волн, часто отмечается потеря корреляции.

По материалам бурения в данном районе толща, слагающая поднятия, сложена многолетнемерзлыми льдистыми глинами валдайского возраста, а верхняя толща, слагающая компенсационные впадины – илами, суглинками и, в основании, мерзлыми песками. В одной из скважин, пробуренной в привершинной части одного из поднятий, ниже толщи многолетнемерзлых пород на глубине 49,5 м ниже поверхности дна была вскрыта зона с аномально высоким пластовым давлением, произошел выброс мощной газо-водяной смеси.

Высота фонтана достигала 10 м. Вокруг судна образовался «котел кипения» диаметром около 150-200 м, внутри которого наблюдалось бурление воды с пузырьками газа и взвешенными грунтовыми частицами.

На основании анализа материалов был сделан вывод о тесной связи между наличием многолетнемерзлых пород со скоплениями газа с аномально высоким давлением и диапироподобными поднятиями. Скопления газа, имеющего, по-видимому, биогенную природу и сформировавшегося в результате деградации мерзлых пород, содержащих органику, приурочены к линзам талых песков, залегающих ниже подошвы мерзлоты, а толща многолетнемерзлых пород служит своеобразной непроницаемой покрышкой. По достижению давлением газа определенных значений на ослабленных участках (пониженная мощность мерзлых пород, тектонические и литологические факторы и пр.) происходила 325 МНТК "Наука и Образование - 2010" Костин Д.А.

деформация отложений, а затем и рельефа морского дна с формированием диапироподобных структур.

Литература:

1. Бондарев В.Н., Длугач А.Г., Костин А.Д., Лисунов В.К., Рокос С.И. [1999] Акустические фации посткриогенных обстановок мелководных районов Печорского и Карского морей // Разведка и охрана недр, №7-8, с.10- 2. Бондарев В.Н., Длугач А.Г., Костин Д.А., Рокос С.И., Поляков Н.А. [2002] Подмерзлотные скопления газа в верхней части осадочного чехла Печорского моря // Геология и геофизика, Том 43, №7, с. 587- 3. Рокос С.И., Костин А.Д., Длугач А.Г. [2001] Свободный газ и многолетняя мерзлота в осадках верхней части разреза мелководных районов шельфа Печорского и Карского морей// Седиментологические процессы и эволюция морских экосистем в условиях морского перигляциала. Апатиты: Изд. КНЦ РАН, с. 40- МНТК "Наука и Образование - 2010" Геофизические процессы в Арктике МНТК "Наука и Образование - 2010" МНТК "Наука и Образование - 2010" Об одном новом подходе к обработке данных сейсмической группы ОБ ОДНОМ НОВОМ ПОДХОДЕ К ОБРАБОТКЕ ДАННЫХ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ГРУППЫ Асминг В.Э., Федоров А.В. (г. Апатиты, Кольский филиал Геофизической службы РАН, asmingve@mail.ru, andrey_v_fedorov@inbox.ru) A new approach of seismic events detection and location for a single seismic array is proposed. The approach is based on joint beamforming of fragments of array recording containing supposed P and S waves arrival. The method had been applied to detection and location of earthquakes from Storfjorden (south Spitsbergen) aftershocks sequence and had shown high efficiency.

Сейсмические станции в Евро-Арктическом регионе расположены весьма редко. Это приводит к тому, что зачастую слабые землетрясения регистрируются только одной сейсмостанцией. Поэтому желательно уметь обнаруживать сейсмические события и определять их координаты по данным только одной сейсмостанции.

Особую актуальность эта проблема приобрела при исследовании землетрясения 21.02.2008. Оно произошло в проливе Стурфиорд (юг архипелага Шпицберген), имело магнитуду 6 и вызвало огромное количество (десятки тысяч) афтершоков. Их последовательность не завершилась и к моменту написания данной статьи [1].

Единственным надежным источником информации об этой последовательности являются записи сейсмической группы "Шпицберген" (SPI), расположенной примерно в км к северу от области афтершоков.

Сейсмическая группа SPI представляет собой набор разнесенных в пространстве однотипных вертикальных сейсмических датчиков и трехкомпнентных сейсмостанций.

Апертура (максимальное расстояние между датчиками) - 1 км, максимальный перепад высот между датчиками - 150 м. Группа принадлежит норвежской сейсмологической организации NORSAR.

NORSAR автоматически обрабатывает данные группы SPI, детектирует и лоцирует сейсмические события и создает автоматический бюллетень GBF ( http://norsardata.no/NDC/bulletins/gbf ). Однако в случае рассматриваемой последовательности афтершоков качество работы детектора/локатора NORSAR неприемлемо низко. Причины этого будут рассмотрены ниже.

Рассмотрим в общих чертах работу детектора/локатора NORSAR. Как известно, любое сейсмическое событие порождает две объемных (распространяющихся в толще Земли) волны - первичную продольную волну P (primary wave, полный аналог звуковой волны) и вторичную поперечную волну S (secondary wave, у такой волны нет аналога в газе и в жидкости). Первичная волна P распространяется быстрее, чем вторичная S (теоретическое отношение скоростей для абсолютно упругой среды равно 3). Типичные скорости этих волн в верхней части земной коры - 6 км/сек для P и 3.5 км/сек для S. Если скорости волн в среде известны, зная моменты приходов волн P и S на станции, по их разности можно вычислить расстояние от станции до события. Чтобы определить координаты (для простоты считаем глубину события фиксированной и равной 0) достаточно вычислить азимуты из станции на источники волн. Это можно сделать, анализируя сдвиги во временах приходов волн на разнесенные в пространстве датчики сейсмической группы.

Обычная схема обнаружения и локации сейсмических событий по одиночной сейсмической группе выглядит так:

• Находим в записи моменты резкого изменения амплитуды сигнала (отношения сигнал/шум). Считаем эти моменты претендентами на приходы P и S-волн.

329 МНТК "Наука и Образование - 2010" Асминг В.Э., Фёдоров А.В.

• Для каждого найденного претендента вычисляем азимут и кажущуюся скорость (проекцию скорости на дневную поверхность) подхода волны. Это делается по сдвигам приходов сигнала на разные каналы группы методами так называемого f-k анализа и beamforming (будет рассмотрен далее).

• По вычисленным таким образом кажущимся скоростям принимается решение, являются ли претенденты P или S-волнами.

• Пары претендентов, первый из которых распознан, как P-волна, а второй - как S, ассоциируются (признаются принадлежащими одному и тому же сейсмическому событию) если их азимуты примерно совпадают, а отношение скоростей находится в районе 3.

• Для каждой найденной пары P и S волны вычисляются координаты события.

Напомним обычную процедуру оценки азимутов и кажущихся скоростей волн, приходящих на на сейсмическую группу, так называемый beamforming (сложение записей разных датчиков со сдвигами).

Пусть Zi(t) – запись i-го датчика (рассматриваются однотипные вертикальные датчики). Считаем известным, что записи содержат приход сейсмической волны в интервале времен [t1,t2]. Введем функции ti(,V) – разница времен приходов плоской волны, идущей с азимута со скоростью V на i-й датчик и на центр группы. В случае, когда не учитываются высоты датчиков, имеем ti(,V)=(Xicos()+Yisin())/V, где (Xi,Yi) – вектор из центра группы в i-й датчик.

Когда высоты датчиков учитываются ti(,V)= ((Xicos()+Yisin())*cos()+Zi*sin())/Vupper где – угол подхода волны к дневной поверхности, Vupper – скорость данного типа волны в непосредственной близости от датчиков, Vupper/V=cos().

Если мы сдвинем записи каналов на соответствующие ti, записи окажутся синхронными в том случае, если мы угадали азимут и кажущуюся скорость. Таким образом, в алгоритме beamforming перебираются всевозможные пары азимутов и скоростей (,V) и ищется пара, максимизирующая функцию ( Z (t t (,V )) B (, V, t1, t2 ) = max i i t( t1,t2 ) i И та пара (,V), на которой B достигает максимума, считается оценкой азимута и кажущейся скорости пришедшей волны.



Pages:     | 1 |   ...   | 7 | 8 || 10 | 11 |   ...   | 43 |
 

Похожие работы:





 
© 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.