Тезисы докладов Часть I секции 1−4 Москва − 2010



страница13/26
Дата14.08.2018
Размер4.97 Mb.
#43861
ТипТезисы
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   26

На месторождениях ХМАО-Югры протяженность нефтегазосборных трубопроводов, по которым продукция скважин перекачивается на пункты сепарации, превышает 25 тыс. км. Большая часть из них построена из стальных труб, что вызывает необходимость решения проблемы коррозии, которая традиционно считается одной из основных в нефтяной промышленности.


Отмечено, что защита стальных трубопроводов ингибиторами коррозии, хотя и позволяет снизить уровни их аварийности, в долговременной перспективе не может рассматриваться в качестве основного метода защиты. Это связано со слабым развитием сферы сервисных услуг, а также рядом субъективных причин, в основе которых лежит, так называемый, человеческий фактор.

Показано, что для формирования более высокого уровня надежности трубопроводов необходим избирательный подход к выбору методов и средств, предлагающихся на рынке нефтепромысловых услуг. Еще несколько лет назад казалось, что стеклопластиковые трубы могут серьезно повлиять на снижение показателей аварийности трубопроводов. Однако начавшееся более 15 лет назад активное внедрение стеклопластиковых труб на ряде месторождений впоследствии затормозилось, а затем и вовсе прекратилось из-за преждевременных отказов неметаллических трубопроводов.

Отмечено, что интегральные показатели аварийности стальных труб из модифицированной стали 20, изготовленных по техническим условиям, при длительной эксплуатации в среднем в 2 раза ниже по сравнению с трубами, изготовленными согласно ГОСТ 8731-74,8732-78. Перспективны также трубы из низколегированных сталей с небольшими добавками хрома, например, 13ХФА. скорость язвенной коррозии которых по результатам 4-х летних испытаний в байпасной линии составила в среднем 0,7 мм/год.

На основании анализа опыта внедрения различных типов труб, в т.ч. и стальных труб в коррозионно-стойком исполнении (массив трубопроводов более 500км на Самотлорском месторождении) сделан вывод, что в условиях высокой обводненности стальные трубы с внутренним эпоксидным покрытием и защитой зоны сварного соединения втулкой отличаются наибольшей надежностью в процессе их эксплуатации.

По сравнению со стеклопластиковыми трубами, стальные трубы с внутренним эпоксидным покрытием обладают более высокой механической прочностью и способны обеспечить технический ресурс работы в течение 12-15 лет с минимальным количеством отказов, причины которых носят некоррозионный характер. С наружной стороны трубы защищены двухслойным покрытием на основе полиэтилена толщиной до 3 мм.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ЦЕЛЬЮ ИХ ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ

Грачев В.А., Суховерхов Ю.Н., Дзиоев С.К.

(ЗАО «Дигаз», ООО «Стройгазконсалтинг»)

Необходимость прогнозирования техногенных воздействий как важного элемента управления капитальным ремонтом магистральных газопроводов (МГ) с целью обеспечения конкурентоспособности предлагаемых организационно-технологических решений обусловлена рядом причин: постоянным возрастанием масштабов, сложности и взаимосвязей в техногенных системах, что ведет к возрастанию сложности самих объектов управления; увеличением неопределенности в знании реально существующих техногенных воздействий по причине умышленного или случайного искажения информации; динамикой изменения политических решений, экономической ситуации в стране и юридическо-правовой базы деятельности; изменением форм собственности и повышением ответственности собственника за результаты деятельности; моральным и физическим старением активной части производственных фондов; изменением статуса человека в техногенной системе, когда зачастую его рассматривают не как определяющий компонент, а как расходный ресурс.

В выполненном исследовании наибольший интерес представляет поисковое функционально-параметрическое оперативное и краткосрочное прогнозирование влияния техногенных воздействий в реальном масштабе времени, осуществляемое на основе данных инженерной диагностики и интеллектуального мониторинга в процессе математического моделирования процессов капитального ремонта МГ.

Сложность решения проблемы прогнозирования влияния техногенных воздействий при строительном производстве на конкурентоспособность предлагаемых вариантов реализации порождает необходимость поэтапного рассмотрения факторов, способствующих достижению необходимого уровня конкурентоспособности, среди которых: обеспечение надежности МГ; использование комплексного инновационного подхода к капитальному ремонту МГ; определение приоритетности компонентов системы при субъект-объектном подходе; разработка информационной технологии инженерной диагностики МГ, включающей в себя фиксацию и отображение техногенных воздействий; разработка математических моделей зависимостей воздействия техногенных факторов и изменения функционирования человека в системе; диагностика и применение техногенных отходов в качестве составной части вновь производимых и применяемых при капитальном ремонте строительных материалов.


ПОСТРОЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МАЛЫХ УТЕЧЕК С УЧЕТОМ СВОЙСТВ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА В ПРЕДЕЛАХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УЧАСТКА

Ковардаков А.В., Юнушев Р.Х.

(ООО «НИИ ТНН», Одинцовская региональная топливная компания)

В работе показано, что для повышения точности гидравлических расчетов при обнаружении малых утечек, требуется построение специализированной математической модели, выраженной в дифференциальном виде с учетом реальных свойств всех типовых элементов технологического участка (насосов, местных сопротивлений, линейных участков трубопровода). Экспериментальная проверка разработанной математической модели показала хорошее соответствие расчетных величин снижения давления и непосредственно регистрируемых датчиками при проведении реальных тестовых утечек из трубопровода.

На основании разработанной модели, с использованием численного моделирования показано, что прочих равных условиях, относительная чувствительность параметрического метода не зависит от диаметра трубопровода, но существенно зависит от длины контролируемого технологического участка, относительного положения точки утечки на участке, расхода в трубопроводе. С учетом полученных результатов рассмотрены типовые объекты, на которых применение параметрического метода обнаружения утечек максимально эффективно, либо напротив, заведомо не эффективно даже при наличии хороших штатных средств телеизмерений.

Полученные результаты могут использоваться для повышения эффективности параметрических и комбинированных СОУ, а также при проведении объективной экспертизы декларируемых характеристик любой эксплуатируемой либо проектируемой параметрической (комбинированной) СОУ, либо при рассмотрении вопроса о принципиальной применимости параметрического метода обнаружения утечек в требуемых условиях.


РАЗРАБОТКА НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Воеводин И.Г., Крылов П.В., Куликова Н.В., Короленок В.А.

(ДОАО «Оргэнергогаз», ОАО «Диэкин»)

Процесс разработки и согласования нормативно-технических документов в современных условиях носит коллективный характер. Он включает в себя такие методы совместной работы, как организация публичных обсуждений проектов документов и их отдельных положений; распределение задач между исполнителями; сбор и распространение информации в среде участников разработки; организация и унификация документооборота и др.

Большую практическую ценность в этих условиях приобретают методы и средства, позволяющие организовать и унифицировать процесс разработки нормативных документов, ускорить создание и согласование документов, обеспечить максимальную полноту и согласованность содержащихся в них требований.

Основная цель разработки и применения подобных технологий – создать интегрированную среду взаимодействия членов сообщества специалистов-разработчиков, обеспечивающую свободный доступ ко всем необходимым материалам (проектам, замечаниям, комментариям, предложениям и т.п.), к информационным каналам связи между разработчиками, к информационным системам общего пользования. Использование Интернет-технологий предоставляет принципиально новые возможности для решения задач разработки нормативно-технических документов.

Перечислим необходимые функциональные возможности систем организации коллективной разработки нормативно-технических документов: организация хранения документов; поиск документов; поддержка различных способов организации взаимодействия пользователей системы; организация системы рабочих групп в соответствии со структурой формируемой нормативной базы; поддержка различных режимов распространения информации; публикация уведомлений в режиме (системе) общего пользования для публичного ознакомления; регистрация всех информационных сообщений и событий.

Целью настоящей работы является создание проблемно-ориентированного Web-сервера, предназначенного для организации и поддержки процедур разработки нормативных документов в строительном производстве. При этом, реализация поискового алгоритма предусматривает возможность создания сложных поисковых выражений с использованием скобок и символов логических операций для создания корректных с точки зрения булевой алгебры логических выражений.


АНАЛИЗ причин аварийных ситуаций на ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ

Короленок А.М., Самсонов А.Р.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Газонаполнительные станции (ГНС) являются распространенными опасными производственными объектами, предназначенными для приема, хранения и снабжения населения сжиженными углеводородными газами (СУГ) - пропаном, бутаном и их смесями в баллонах, а также для поставки газа в автоцистернах в качестве заправочного топлива автомобилей. Основными технологическими операциями, проводимыми на ГНС, являются сливно-наливные операции, связанные с приемом и отпуском СУГ потребителям. Наличие значительных (до нескольких сотен тонн) запасов СУГ на ГНС и высокая потенциальная опасность СУГ (СУГ легко переходит в газовую фазу, которая при смешении с воздухом образует взрывоопасные смеси) позволяют отнести ГНС к опасным производственным объектам, которые могут представлять опасность не только для персонала, но и для населения. Анализ произошедших аварий на аналогичных объектах позволяет выделить три взаимосвязанные группы причин, способствующих возникновению и развитию аварий: -     отказы оборудования (коррозия; физический износ; механические повреждения; ошибки при проектировании и изготовлении – раковины, дефекты в сварных соединениях; усталостные эффекты металла, не выявленные при освидетельствовании; нарушение режимов эксплуатации – переполнение емкостей, нарушение скорости перекачки СУГ, превышение давления); ошибки персонала (ошибки при приеме СУГ из железнодорожных цистерн; ошибки при отпуске СУГ потребителям - наполнении автоцистерн, заправке газобаллонных автомобилей; ошибки при наполнении бытовых баллонов, их погрузке, операциях слива переполненных и отбракованных баллонов; ошибки при отборе проб СУГ из резервуаров; ошибки при подготовке оборудования к ремонту, проведении ремонтных и профилактических работ; ошибки при пуске и останове оборудования; ошибки при локализации аварийных ситуаций); нерасчетные внешние воздействия природного и техногенного характера (штормовые ветра и ураганы, снежные заносы, ливневые дожди, грозовые разряды, механические повреждения, диверсии). В качестве типовых сценариев возможных аварий рассматривались: взрыв в резервуаре; взрыв бытового баллона; разгерметизация насоса.


СОВРЕМЕННОЕ НОРМАТИВНОЕ И МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОТ ПО ДИАГНОСТИКЕ И ЭКСПЕРТИЗЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ КС

Егоров С.И.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Прошло 10 лет со дня утверждения «Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО «ГАЗПРОМ». За это время отраслевая система диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций (ОСДО) была не только создана, но и интенсивно развивалась, решая новые задачи контроля безопасности и диагностики оборудования КС (периодический и автоматизированный мониторинг, углубленные диагностические обследования, экспертиза безопасности и продление ресурса и т.д.) и охватывая новые виды оборудования (технологические аппараты, газоперекачивающие агрегаты, сложные элементы трубопроводных обвязок и т.п.). Наступило время оглянуться назад, что бы подъитожив достигнутое наметить новые пути развития системы ОСДО. Функционирование созданной ОСДО показало, что ее основой являются четыре основных составляющих (организационное, кадровое, методическое и программно-аппаратное обеспечение).

За время функционирования ОСДО было создано более 50 нормативно-технических и методических документов, обеспечивающих надежное и легитимное диагностическое обслуживание оборудования КС, контроль и экспертизу его безопасной эксплуатации. Вместе с тем, необходимо признать, что эти документы создавались в оперативном порядке для обеспечения локальных, оперативно поставленных задач ОСДО. К настоящему времени нормативная и методическая база ОСДО представляет собой набор слабоструктурированных документов, к тому же не отвечающих современным требованиям системы стандартизации в ОАО «Газпром». Кроме того, действуют еще около 100 технических документов государственных, отраслевых и межотраслевых также используемых при реализации системы ОСДО. Таким образом, для постановки задач методического обеспечения на этапе развития ОСДО необходимо:


  • разработать систему структуризации и собственно структуру НТД, имея в виду задачи развития ОСДО;

  • определить место в этой структуре разработанных НТД, определить требования к их доработке/переработке в связи с новой системой стандартизации в ОАО «Газпром»;

  • определить необходимость разработки новой НТД, имея в виду задачи развития ОСДО.


СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Лежнев М.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Железобетонные резервуары в процессе длительной эксплуатации подвергаются воздействию сложных по своему характеру нагрузок, температурно-влажностных деформаций, агрессивной среды, других внешних и внутренних по отношению к конструкции факторов.

Основой системы мониторинга данных инженерных сооружений является метод непосредственной диагностики. Этот метод дает возможность установить признаки функциональных нарушений всей системы сооружения или повреждений ее отдельных элементов, что рассматривается в качестве первого шага при принятии решений и выборе плана целесообразных мероприятий.

Оптимальность плана мероприятий основывается на ожидаемых расходах, включая стоимость обследований, контроля за состоянием, профилактики или замены частей сооружения, частичного ремонта непригодных для эксплуатации элементов конструкции.

Оптимальная методология оценки контроля, ремонта и поддержания в исправном состоянии сооружений и его частей развивается на основе сочетаний упрощенных стохастических моделей с экспертными оценками, так как не представляется пока возможным сформулировать весь опыт экспертирования в математических терминах.

Автором разработана блок-схема системы мониторинга железобетонных резервуаров, находящихся в эксплуатации, для расчета и анализа конструкций методами теоретической диагностики на основе системного подхода.

Мониторинг рассматривается как автоматическое периодическое измерение параметров окружающей среды, а также других параметров железобетонных резервуаров.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОКРЫТИЯ ИЗ АЛЮМИНИЯ ДЛЯ ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО РЕЗЕРВУАРА ОБЪЕМОМ 20000М3

Семенов А.А., Порываев И.А., Сафиуллин М.Н.

(УГНТУ)

Производителями резервуаров разработаны и в настоящее время используются сферические односетчатые покрытия резервуаров. Здесь следует отметить покрытия производства фирм «Интерфлоут АГ» [1], Conservatek [2], ЗАО Нефтемонтаждиагностика [3]. К недостаткам таких конструктивных решений относятся необходимость трудоемкой поэлементной сборки покрытия в условиях строительной площадки, а также индивидуального изготовления листов обшивки.

Алюминий обладает многими достоинствами, применительно к производству резервуаров наиболее важными являются следующие: индустриальность изготовления, значительная коррозионная стойкость и надежность в эксплуатации, алюминиевые конструкции наиболее легки. Отличительной особенностью алюминиевых конструкций является высокая отражательная способность полированной поверхности, антимагнитность, нетоксичность, а также неспособность к образованию искр при ударах [4]. К недостаткам относится пониженная прочность, жесткость и высокая стоимость по сравнению со сталью.

Диаметр резервуара объемом 20000 м3 составляет 39,9 м, высота – 18 м. При принятии проектных решений были учтены требования новых нормативных актов: ГОСТ [5], СНиП «Нагрузки и воздействия» [6], а также руководящий документ [7].

В актуализированном издании СНиП «Нагрузки и воздействия» [6] впервые представлены новые схемы снеговых нагрузок и выражения для получения коэффициента µ. Вместо раннее использовавшейся для вычисления снеговых нагрузок на купольные покрытия схемы Б.2 «Здания со сводчатыми и близкими к ним по очертанию покрытиями», теперь предлагаются новые схемы Б.13 «Здания с купольными и близкими к ним по очертанию покрытиями» и Б.14 «Здания с коническими круговыми покрытиями».

Нами предложено использовать конструктивную схему с радиальными решетчатыми ребрами. Такой выбор обеспечивает индустриальность строительного производства и уменьшение трудоемкости изготовления и монтажа. Пояса ферм имеют тавровое сечение для обеспечения герметичности покрытия.

Поиск оптимального варианта производился путем изменения геометрических параметров (высота подъема купола, высота ферм), расположения конструкций (число ферм, количество опорных колец) в рекомендованных пределах [7, п. 5.3]. Для оценки эффективности того или иного решения используется показатель величины относительной удельной массы алюминиевых конструкций (отношение массы покрытия к перекрываемой им площади). Нормами рекомендуется придерживаться 15-21 кг/м2. В настоящее время достигнут результат в 15 кг/м2 для III снегового района (расчетное снеговое давление 320 кг/м2).

Список источников:



  1. http://interflote.ru/;

  2. http://www.conservatek.com/;

  3. http://www.nmdcomp.ru/;

  4. Металлические конструкции: Спец. курс: Учеб. пособие для вузов/Е. И. Беленя, Н.Н. Стрелецкий, Г.С. Веденников и др.; Под ред. Е.И. Беленя – 3-е изд.;

  5. ГОСТ Р 52910-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов;

  6. СТО 36554501-015-2008 Нагрузки и воздействия; Стандарт организации ФГУП НИЦ «Строительство»;

  7. Нормы проектирования купольных крыш и понтонов из алюминиевых сплавов для вертикальных стальных и ж/б резервуаров, правила их эксплуатации, 2004 г.


ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ЕМКОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА МОРСКОГО НЕФТЕНАЛИВНОГО ТЕРМИНАЛА ПРИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ

Хриченко Д.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Особенность работы нефтеналивного терминала при перевалке нефти морским транспортом заключается в необходимости обеспечения совместной работы порта и магистрального нефтепровода. Погрузка судов на причалах носит дискретный характер, в то время как магистральный нефтепровод, по которому нефть поступает к терминалу, работает непрерывно. Совместная работа магистрального нефтепровода и порта достигается за счет резервуарного парка.

На объем резервуарного парка оказывают влияние следующие факторы: годовой объем перевалки нефти; объем танкерной партии; задержки прихода судов в порт; нормативное время обработки судна на причале; задержки в процессе оформления документов в порту; погодные условия (в особенности, число дней непрерывной непогоды); плановые и аварийные остановки магистрального нефтепровода и необходимость накопления нефти в резервуарном парке для компенсации этих остановок.

К сожалению, в настоящее время в России не существует надежной методики расчета такого значимого параметра системы, как емкость резервуарного парка, необходимого для обеспечения заданного грузооборота, с учетом взаимного влияния прочих параметров системы. Нормативный документ по технологическому проектированию предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз) рекомендует определять потребную емкость резервуарного парка по графикам поступления и отгрузки, но для терминалов вновь строящихся трубопроводных систем (например, таких как Трансбалканский нефтепровод «Бургас-Александруполис») этот способ не представляется возможным, ввиду отсутствия статистических данных на момент проектирования. Существующие же для технологического проектирования методы расчета емкости резервуарного парка по простым формулам имеют физические противоречия и дают сильно завышенные результаты.

Задача технологического проектирования нефтяного терминала сводится к определению оптимальной (с технической и экономической точек зрения) комбинации характеристик магистрального нефтепровода, резервуарного парка и причалов, обеспечивающей заданный годовой объем перевалки нефти терминалом. Поэтому используемые для этой цели математические формулы или диаграммы должны включать все три основные параметра системы: производительность магистрального нефтепровода, объем резервуарного парка и пропускную способность технологических трубопроводов с причалами.
РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ БАЗ СЖИЖЕННОГО ГАЗА

Сапожников Д.Е.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

По данным Института финансовых исследований за 2009г, Россия занимает одно из лидирующих мест в мире по количеству сжигания природного и попутного газа на факелах, уступая по этому показателю лишь некоторым экономически слаборазвитым африканским республикам. Это ведет к значительным экономическим потерям и оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду.

Несмотря на значительные запасы газа в РФ, до сих пор около 70% населения сельской местности и около 40% населения городов не имеют возможности использовать сетевой природный газ.

Одним из вариантов решения проблемы газификации городов и сельской местности является формирование сети баз, обеспечивающих потребителей сжиженным газом, причем как в виде традиционной смеси пропан-бутана, так и - там, где это экономически целесообразно - сжиженным природным или попутным газом. Сжиженный газ может быть реализован в коммунально-бытовом секторе, может применяться для выработки электроэнергии, а также использоваться в качестве экологически чистого моторного топлива при соответствующем переоборудовании автотранспортного средства. Широкое применение сжиженного газа обеспечивает надежный спрос на данный ресурс, а также дает возможность перераспределения поставок между потребителями в зависимости от экономической ситуации в регионе.

Для решения задачи оптимального размещения баз сжиженного газа необходимо располагать подробной информацией о расположении предполагаемых потребителей, их потребности в данном виде топлива, а также некоторых экономических показателях региона. Помимо этого, следует изучить основные транспортные потоки в данном регионе и оценить возможности ближайших источников производства сжиженного газа. На основании технико-экономического анализа вышеперечисленных факторов с учетом динамики изменения потребления сжиженного газа в рассматриваемом районе делаются выводы о рациональном размещении баз.

Также при достаточной полноте информации о рассматриваемом регионе может быть рассмотрена задача размещения автомобильных газонаполнительных компрессорных станций и «прикрепления» их к соответствующим базам СГ.

При помощи компьютерных технологий представляется возможным выявить наилучшие варианты размещения баз и рассмотреть зависимость их экономического эффекта от основных показателей региона.
АНАЛИЗ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИИ
С ПРЕКРАЩЕНИЕМ ПОДАЧИ ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЮ


Балкин А.В.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В работе предлагается модель для анализа риска возникновения аварии, такого участка магистрального газопровода или газопровода-отвода, возникновение аварии на котором приведет к прекращению подачи газа крупным промышленным потребителям и населению.

Развитие выбранного сценария аварии может привести к возникновению чрезвычайной ситуации (ЧС) с последствиями до уровня территориальной ЧС по числу людей с нарушенными жизненными условиями, в зависимости от фактической производительности газопровода-отвода и объема газа, идущего на обеспечение работы теплоэлектростанций, котельных и населения.

При аварии на магистральном газопроводе, к которому подключен газопровод-отвод, не имеющий альтернативного подключения к другому магистральному газопроводу, возможно развитие таких негативных последствий как прекращение подачи газа потребителю. Возникающие при этом последствия зачастую не учитываются при анализе риска, хотя имеют лавинообразные последствия, особенно при аварии в зимний период. Учитывая, что многие котельные и электростанции работают на природном газе, прекращение его подачи может привести к перебоям в энергоснабжении и к авариям на теплотрассах. Необходимые силы и средства могут оказаться просто не готовы к оперативной и эффективной ликвидации ЧС. Необходимо также учитывать, что для возобновления подачи газа населению газораспределительной организации потребуется достаточно много времени.

Для оценки последствий моделируемой ситуации требуется провести анализ возможных аварийных ситуаций в составе планов локализации и ликвидации аварийных ситуаций на объектах жилищно-коммунального хозяйства.
СПОСОБЫ БАЛЛАСТИРОВКИ ТРУБОПРОВОДА ПРИ УКЛАДКЕ ЕГО НА ПЕРЕХОДАХ ННБ

Джиоев Т.Г.

(ОАО «Гипротрубопровод»)

Наиболее распространенными методами бестраншейной прокладки инженерных коммуникаций являются горизонтальная проходка в грунтах и протаскивание трубопроводов.

Сущность метода наклонно-направленного бурения состоит в использовании специальных буровых станков (буров, штанг), которые осуществляют предварительное (пилотное) бурение по заранее рассчитанной траектории с последующим расширением скважины (с помощью набора расширителей и буровых головок, которые могут омываться буровым раствором) и протаскиванием в образовавшуюся полость трубопровода.

В компании ОАО «АК Транснефть» используются следующие методы балластировки трубопроводов с использованием наклонно-направленного бурения:



  1. метод балластировки с заполнением воды в свободную полость дюкера;

  2. метод балластировки дюкера с заполнением водой внутреннего трубопровода;

  3. балластировка трубопровода с размещением пригрузов во внутренней полости трубопровода;

Важное значение при протаскивании дюкера имеет состав компоновки. В процессе производства работ по протаскиванию трубопроводов методом ННБ применяются в основном две технологические оснастки:

  1. C использованием шарнирного оголовника;

  2. С использованием сцепного устройства;

Наибольшее применение получила компоновка с направляющей, переходной секцией оголовника, имеющая шарнирное соединение с протаскиваемым трубопроводом

Недостатки конструкции соединения с протаскиваемым трубопроводом посредством сцепки:

-отсутствие направляющей секции, что повышает опасность риска расклинивания между расширителем и трубопроводом при наличии в грунтах крупнообломочных включений или повышенной кавернозности ствола скважины.

Равномерное балластирование протаскиваемого в скважину дюкера возможно c использованием внутреннего трубопровода. При этом должно соблюдаться условие равенства расчетного пригруза для балластировки на нулевую плавучесть и веса внутреннего трубопровода заполненного водой равного длине дюкера.

Вывод:


  1. предложенная конструкция оголовника с заполнением балластировочного трубопровода со стороны буровой установки позволит повысить управляемость балластировкой и снизит затраты на обустройство, содержание дополнительного водозаборного узла и дополнительной линии подачи воды для балластировки.

  2. равномерная балластировка с заполнением водой внутреннего трубопровода снизит опасность технологического риска при протаскивании к минимуму.

  3. снижение тягового усилия при протаскивании трубопровода путем совершенствования балластировки, приближения к нулевой плавучести, позволит на 30-40% увеличить протяженность проектируемых переходов.


ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНЫХ ПРИСАДОК

Челинцев Н.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В настоящее время на отечественных нефте- и нефтепродуктопроводах используются противотурбулентные присадки. Они позволяют увеличивать их пропускную способность на 50-60% без изменения конструкции трубопроводов. Сложившаяся практика показывает, что эти добавки выбираются по результатам опытно - промышленных транспортировок. Как правило, эти испытания носят сравнительный характер, так как в них участвуют присадки разных производителей. Их проведение связано с большими затратами времени и материальных средств.

В докладе приведены результаты сравнения лабораторных исследований слабых растворов суспензионной присадки FLO XL с помощью турбореометра с вращающимся диском и итогов перекачки нефти с этой добавкой по перегону «Индер – Большой Чаган» горячего магистральном нефтепровода «Атырау - Самара».

При обработке данных по снижению турбулентного сопротивления была использована линейная корреляция, которая графически соответствует прямой в координатах C/DR; С:

C/DR =A+C/DRmax (1)

где А – эмпирический коэффициент; DR и DRmax – эффективность и максимальная эффективность присадки соответственно, в долях един.; С – концентрация присадки, в долях един

Установлено, что максимальная эффективность присадки является величиной, независимой от способа получения опытных данных (DRmax≈ 63%). Значения коэффициента А различаются и зависят от формы проточной части применяемого оборудования (рис.1).

Таким образом, использование дискового реометра позволяет найти величины максимальной эффективности противотурбулентных присадок и тем самым открывается возможность существенно упростить процедуру выбора добавки для промышленного применения на магистральных трубопроводах для жидких углеводородов.



Рис. 1. Зависимость C/DR от концентрации присадки С


ИСПОЛЬЗОВАНИЕ БИПЛАСТМАССОВЫХ И МЕТАЛОПЛАСТОВЫХ ТРУБ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Ганзиков А.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В настоящее время при сооружении и реконструкции распределительных систем газоснабжения и газопотребления все большее значение приобретают полиэтиленовые газопроводы.

Для полиэтиленовых газопроводов повышение рабочего давления с 1,2 МПа до 2,0…2,5 МПа позволит вдвое повысить их пропускную способность без изменения диаметра трубы. С другой стороны, при равной производительности - использовать трубы меньшего диаметра, что значительно упрощает и удешевляет строительство газопровода.

Уже сегодня активно прорабатывается вопрос о возможности повышения давления в межпоселковых распределительных газопроводах при одновременном уменьшении их диаметра, что позволит снизить затраты на строительство и эксплуатацию. С целью повышения несущей способности полиэтиленовых газопроводов и, как следствие этого, повышения в них рабочего давления до 2,5 МПа к настоящему времени разработаны новые типы так называемых комбинированных труб на основе полиэтилена с использованием сочетания в них различных материалов. Это бипластмассовые трубы, представляющие собой тонкостенные полиэтиленовые трубы, упрочненные формированием наружной стеклопластиковой оболочки и металлопластовые трубы, представляющие собой полиэтиленовые трубы, монолитная стенка которых армирована сварным проволочным каркасом с разработанными для них равнопрочными с телом трубы соединениями. Производство таких труб освоено в настоящее время отечественной промышленностью и они успешно прошли апробацию в условиях нефтегазопромыслов. К настоящему времени смонтировано и успешно эксплуатируется в системах нефтегазосбора в общей сложности около тысячи километров трубопроводов из бипластмассовых и металопластовых труб.

Однако необходимо учитывать критерии безопасности в течение всего срока эксплуатации трубопровода, что достигается благодаря применению труб из новых марок полиэтилена. Появившиеся на отечественном рынке трубы из ПЭ 100 с SDR 9 дают возможность эксплуатировать газопроводы с рабочим давлением уже до 1,2 МПа и двукратным коэффициентом запаса прочности, позволяющим полностью компенсировать дополнительные напряжения в трубах, возникающие от перепада температур, давления и подвижек грунта, влияние небольших поверхностных дефектов. Реальная безопасность полиэтиленовых труб обусловлена не только запасом прочности, но и совокупностью трех ключевых параметров: минимальной длительной прочности (MRS), стойкости к медленному растрескиванию и стойкости к быстрому растрескиванию. Последний фактор тем важнее, чем больше вероятность внешних повреждений, чем ниже качество сварных швов и чем суровее условия эксплуатации (особенно опасны низкие температуры).
Транспорт конденсата охлажденного до температуры грунта в зоне вечной мерзлоты

Босюк О.С.

(РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Сооружение и эксплуатация конденсатопроводов в северных районах Западной Сибири представляют значительную сложность. Одним из основных вопросов, существенно влияющих на технико-экономические показатели транспортировки конденсата, является способ прокладки трубопровода. Обычная подземная прокладка конденсатопровода имеет существенные преимущества перед остальными способами. Однако ее применение в зонах с неустойчивыми вечномерзлыми грунтами требует решения ряда сложных, технических задач, связанных с защитой мерзлоты от растепления и обеспечением устойчивости трубопровода.

Исследования, проведенные в этом направлении, а так же моделирование режимов работы конденсатопроводов показали, что наиболее эффективным и практически осуществимым способом решения поставленной задачи, является охлаждение конденсата до температуры грунта. В этом случае представляется возможным использовать традиционный способ подземной прокладки конденсатопроводов, а так же исключить возрастание давления на начальных участках действующих трубопроводов в северных районах страны.

Графики сезонного промерзания грунта и анализ статистических данных по аварийности конденсатопровода, показывают, что для исключения повышения давления на начальном участке трассы (участок до 40 км) необходимо поддерживать температуру конденсата в магистрали на уровне минус 1-5,6°С в период максимального промерзания грунта (период максимальной аварийности трубопровода).

Анализ статистических данных по температуре наружного воздуха в районах распространения вечной, мерзлоты показывает, что в течение 5-6 месяцев охлаждение газа до температуры минус 1-5,6°С может осуществляться за счет холода окружающей среды с помощью ABО. В остальные 6-7 месяцев необходимо использовать холодильные машины.

Проведенный анализ различных схем охлаждения транспортируемого продукта показал, что для охлаждения конденсата, транспортируемого по подземному трубопроводу в зоне вечной мерзлоты, могут быть рекомендованы только установки парокомпрессионного типа.

Охлаждение конденсата до температуры грунта является не только мерой предотвращения роста давления на начальном участке, но и по данным является технологически необходимым и экономически обоснованным мероприятием для конденсатопроводов, сооружаемых в условиях Крайнего Севера на участках с вечномерзлыми грунтами.
ПРОБЛЕМА РАЗВИТИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ГАЗОНЕФТЯНОМ КОМПЛЕКСЕ

Микаэлян Э.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

В газовой отрасли кроме традиционных компрессорных станций (КС), дожимных компрессорных станций (ДКС), КС подземных хранилищ газа появляются новые области применения компрессорно-энергетических технологий: береговые КС для морских газопроводов с повышенным давлением сжатия газа и увеличенной мощностью агрегатов, морские платформы, заводы сжижения газа, утилизация и использование низконапорного попутного и вакуумного газа нефтегазоконденсатных промыслов, передвижные установки.

Технико-экономическое обоснование применения типов привода к газоперекачивающим агрегатам в выше приведенных областях и разработка новых мегапроектов ОАО «Газпром» свидетельствует об эффективности применения газотурбинного привода на отмеченных объектах отрасли.

Область применения таких агрегатов преимущественно в специфических, суровых, труднодоступных условиях предъявляет повышенные требования эксплуатационной пригодности, снижения затрат в условиях эксплуатации.

Анализ особенностей конструкции, технических условий изготовления и опыта эксплуатации газотурбинных газоперекачивающих агрегатов на объектах ОАО «Газпром» на основе проведенных исследований позволяет предъявить ряд требований к агрегатам для совершенствования эксплуатационной пригодности, повышения надежности и эффективности в условиях эксплуатации.

Модульность конструкции должна обеспечить быструю и несложную сборку, разборку агрегата на ряд модулей, предварительно сбалансированных и имеющие ресурсы приблизительно на одном уровне

Пути повышения работоспособности подшипников ГГПА связаны с заменой минеральных масел на синтетические масла. Их дороговизна оправдывается многочисленными преимуществами на основании данных зарубежных источников.

Следует предложить более совершенную систему очистки проточной части осевого компрессора ГГПА с размерами механических примесей хотя бы не превышающих 10 мкм на основании механизма образования загрязнений.

Анализ нагрузочных характеристик ГГПА позволяет определить ряд требований для совершенствования эксплуатационной пригодности. Наиболее приемлемыми являются невысокие значения напорных и частотных характеристик, адекватных условиям докритического режима истечения в проточной части лопаточных машин.
РАЗВИТИЕ КОМПРЕССОРНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ПРОМЫСЛАХ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В УСЛОВИЯХ ПАДЕНИЯ ДОБЫЧИ

Микаэлян Э.А.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

На промысловых дожимных компрессорных станциях (ДКС) могут использоваться самостоятельно различные типы компрессоров: поршневые, центробежные, винтовые, во многих случаях также в совместной работе и различные типы компрессоров.

Наиболее трудные условия работы ДКС наступают в период низких давлений в пласте, ниже 2 МПа.

Для повышения газоотдачи месторождений перед газовой отраслью встала задача существенного уменьшения среднего пластового дав­ления, путем использования на газовых и газоконденсатных промыслах более эффективных компрессорных агрегатов.

Известные достоинства винтовых компрессорных машин (ВКМ), такие как надежность, быстроходность, достаточно большое одноступенчатое давление (для сухого сжатия - 3), отсутствие функциональной связи между числом оборотов компрессора и его степенью сжатия, равномерность подачи, полная уравновешенность роторов, большой моторесурс, возможность компримирования загрязненных газов, низкие эксплуатационные расходы в сочетании с эффективным силовым приводом (авиадвигатель), позволяют решить технико-экономическую задачу создания транспортабельных, блочно-комплектных ГПА для промысловых ДКС в условиях сравнительно низких давлений на приёме (0,1-1,0 МПа).

Компоновка промысловых ДКС агрегатами с ВКМ на первой ступени сжатия газа в сочетании с другими типами компрессоров высокого давления позволяет: увеличить коэффициент газоотдачи месторождений и тем самым повысить эффективность работы основного технологического оборудования газового промысла - скважин, газопроводов, центробежных ГПА ДКС, установок комплексной подготовки газа на завершающем этапе разработки залежей; уменьшить время извлечения таза из залежей; увеличить загрузку систем дальнего транспорта путем подачи в газопровод дополнительных объемов газа.

На завершающей стадии разработки целесообразно иметь пе­редвижные компрессоры, при помощи которых можно не только увеличить текущий отбор газа и коэффициент конечной газоотдачи, но и повысить коэффициент использования мощности стационарных компрессорных станций. В перспективе возможна вакуумная эксплуатация газовых месторождений, у которых значительные остаточные запасы газа в пласте даже при давлении, близком к атмосферному.
Кинетика механохимических реакций трубных

сталей в коррозионных средах под действием

механических напряжений

Шутов В.Е., Володченкова О.Ю.

(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)

Большое значение имеет физическая неоднородность (гетерогенность) стали на внутренней и наружной поверхностях труб, а также загрязненность металла труб неметаллическими включениями. Пластинчатые (вытянутые) неметаллические включения способствуют значительному повышению хрупкости стали, сдвигая порог хладноломкости в область положительных температур.

Микронадрывы не всегда раскрываются в процессе относительно кратковременных гидравлических испытаний готовых труб или участков сооружаемых трубопроводов. В процессе длительной эксплуатации (через несколько лет) эти дефекты под влиянием коррозии постепенно развиваются в трещины. Так как экспандированный металл не обладает достаточным сопротивлением распространению трещин, то в какой-то момент времени трещина распространяется на всю толщину стенки трубы, что и приводит к разрыву тела трубы.

Разрушение магистральных нефтепроводов от коррозии обычно связаны с внешней коррозией, так как нефть и нефтепродукты не являются агрессивными с точки зрения коррозии. Однако, на изогнутых в вертикальной плоскости и в самых низинных участках трассы магистрального нефтепровода под слоем перекачиваемого нефтепродукта очень часто в течение длительного времени могут скапливаться коррозионно-активные линзы воды с растворенными в ней хлористыми солями, которые обычно образуются в результате стекания воды в самую низкую область оболочки после гидравлического испытания её на прочность и герметичность, очистки внутренней полости и продувки.

Кроме того, внутренняя поверхность трубопровода подвергается действию коррозионно-активных агентов нефти с остатками пластовой воды, газоконденсата и газа. Этими агентами являются сера и ее соединения (сероводород и меркаптаны), хлориды кальция, магния, натрия, органические кислоты, углекислый газ и др. Как показали лабораторные исследования, даже подготовленная к транспортировке нефть при взаимодействии с поверхностью деформируемой трубной стали становится агрессивной и снижает выдерживаемое число циклов нагрузки до разрушения, т. е. циклическую долговечность.

Что касается магистральных газопроводов, то они по сравнению с магистральными нефтепроводами еще в большей степени подвержены коррозионному растрескиванию под напряжением.






Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   9   10   11   12   13   14   15   16   ...   26




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница