автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.02, диссертация на тему:Совершенствование методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации фонтанных арматур скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа

Овчинников Петр Алексеевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ АРМАТУР СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Специальность 05.26.02 - Безопасность в чрезвычайных ситуациях

в нефтяной и газовой промышленности

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004

Овчинников Петр Алексеевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ АРМАТУР СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩЕГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Специальность 05.26.02 - Безопасность в чрезвычайных ситуациях

в нефтяной и газовой промышленности

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -2Л04,

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" и в Обществе с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ"

Ученый секретарь

Курганова И.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Проблема обеспечения безопасности и предупреждения возможных аварий и чрезвычайных ситуаций (ЧС) при эксплуатации оборудования, работающего под высоким давлением в сероводородсодержащих рабочих средах, в том числе устьевого оборудования скважин, является актуальной в связи со специфическим воздействием этих сред на металл. Это воздействие может проявляться в различных формах, в том числе в виде обшей сероводородной коррозии, сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) Общая сероводородная коррозия способствует образованию дефектов на внутренней поверхности, а СКРН и ВИР - дефектов, скрытых внутри стенки оборудования и поэтому наиболее опасных.

Обеспечение безопасности эксплуатации скважин на объектах добычи се-роводородсодержащего природного газа России в настоящее время весьма важно также в связи с длительной эксплуатацией оборудования, превышающей нормативный (проектный) ресурс работы.

Поэтому совершенствование организационных и технических решений по диагностированию оборудования, направленных на выявление дефектов, оценку степени их опасности, прогнозирование развития и принятие мер предупреждения возможных аварий и ЧС при эксплуатации скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа, является необходимым и актуальным в настоящее время.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением решения научно-технических проблем ОАО "Газпром".

Цель работы. Совершенствование методов диагностирования и разработка на их основе методики оценки технического состояния фонтанной арматуры (ФА) скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа для предупреждения ЧС при эксплуатации.

Основные задачи исследования:

1. Анализ причин ЧС на скважинах месторождений природного сероводо-родсодержащего газа в целях выявления элементов ФА скважин, являющихся определяющими при возникновении ЧС.

2. Исследование условий применения методов неразрушающего контроля (НК) для оценки технического состояния ФА скважин.

3. Определение методами неразрушающего контроля (НК) текущего состояния ФА скважин и возможности их дальнейшей безопасной эксплуатации.

4. Разработка методики оценки технического состояния ФА скважин.

5. Разработка и внедрение технических решений и практических методов обеспечения безопасности и предупреждения ЧС при эксплуатации ФА скважин.

• Научная новизна работы.

Научно обоснованы и экспериментально подтверждены методические процедуры диагностирования и параметры НК, позволяющие обеспечить безопасность и предупреждение ЧС при эксплуатации ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа.

Впервые в отрасли создан комплекс научно-технических средств по диагностированию ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа.

На защиту выносятся следующие положения;

1. Обоснование научно-технических решений по повышению эффективности НК и достоверности диагностических данных о техническом состоянии и повреждениях металла элементов ФА скважин на месторождениях сероводо-родсодержащего природного газа.

2. Создание научно-методических основ диагностирования и оценки безопасности ФА скважин.

3. Методика диагностирования ФА скважин.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

При эксплуатации и ремонте ФА скважин Оренбургского нефтегазоконден-сатного месторождения (ОНГКМ) внедрены диагностические методы и профилактические мероприятия обеспечения их безопасности, на основе которых принимаются решения об их подконтрольной эксплуатации, ремонтах и заменах, исходя из фактического технического состояния.

На основе разработанных и апробированных научно-технических решений, диагностических и профилактических методов обеспечения безопасности ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа внедрены в практику эксплуатации:

- Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром", утв. ОАО "Газпром" 23.12.2000 г.;

- Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром", утв. ОАО "Газпром" 16.12.2000 г.;

- Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром", утв. ОАО "Газпром" 16.12.2000 г.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы доложены и обсуждены на научно-технических конференциях, включая:

- 2-ю Международную научно-техническую конференцию "Анализ диагностический работ на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и перспективы их совершенствования", г. Оренбург, 23-27 февраля 1999 г.;

- 3-ю Международную научно-техническую конференцию "Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред",ЛгхОренбург, 20-24 ноября 2000 г.;

- 4-ю Международную научно-техническую конференцию "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсо-держащих сред", г. Оренбург, 18-22 ноября 2002 г.;

- 12-ю Международную деловую встречу "Диагностика - 2002", Турция, апрель 2002 г.

и широко внедрены в ООО "Оренбурггазпром" и ООО "Астраханьгаз-пром".

Отдельные результаты вошли в конкурсную работу "Система обеспечения безопасного состояния* технологического оборудования и трубопроводов производственных объектов ООО "Оренбурггазпром", которая удостоена премии ОАО "Газпром" за 2003 год.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 8 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Материал изложен на 220 страницах, включающих 60 рисунков, 24 таблицы и библиографию из 132 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы диссертации, определены цели и задачи исследования, отражена специфика проблемы для ООО "Оренбурггаз-пром" и отрасли в целом.

В первой главе приведена характеристика месторождений углеводородного сырья (сероводородсодержащего и несероводородсодержащего) в зависимости от характера насыщающих пласт и добываемых флюидов - газовых, газо-конденсатных, газонефтяных и газоконденсатонефтяных.

Выполнен анализ специфических особенностей и эксплуатационных проблем некоторых месторождений сероводородсодержащего газа в различных странах мира - Канаде, США, Франции, Германии, Мексике, Иране, Узбекистане, Казахстане и России. Показано, что характерной проблемой таких месторождений является'сероводородная коррозия, проявляющаяся в различных формах и способная кроме обычных коррозионных повреждений (общая равномерная и неравномерная и локальная коррозия) вызывать разрушения стальных изделий путем растрескивания - СКРН и ВИР, изложены механизмы проявления сероводородной коррозии.

Даны описания случаев повреждения оборудования скважин на различных сероводородсодержащих месторождениях мира, а также конструктивные особенности добывающих скважин, их устьевого и подземного оборудования на различных нефтегазовых месторождениях мира, в том числе на ОНГКМ.

Выполнен анализ условий эксплуатации и причин повреждения элементов оборудования скважин ОНГКМ и вызываемых этим ЧС. Установлено, что основными причинами повреждений и разрушений оборудования скважин являются СКРН и ВИР, металлургические дефекты металла, нарушения технологии изготовления и монтажа деталей и т.п. Определено, что в наибольшей мере повреждениями, способствующими возникновению ЧС, являются коррозионные повреждения элементов ФА скважин.

Предупредить разрушение возможно за счет своевременного обнаружения, оценки опасности дефектов и принятия профилактических мер по предупреждению аварий и ЧС, что потребовало разработки и применения эффективных методов и средств диагностирования.

Вторая глава посвящена исследованию коррозионного и технического состояния ФА скважин ОНГКМ в целях разработки методов и средств НК, определяющих параметры технического состояния (ПТС) элементов ФА скважин против ЧС.

На первом этапе исследований проведен сбор и систематизация данных всего фонда скважин ОНГКМ.

Анализ данных показал, что большинство скважин ОНГКМ оснащены ФА более чем 10-ти зарубежных фирм-изготовителей.

Установлено, что как отдельные ФА, так и их элементы отличаются большим разнообразием, в частности: конструктивными особенностями; количеством элементов в сборках (от 7 до 23 ед.); материальным исполнением элементов, их формой и размерами, структурой и свойствами материалов и т.д., что требует для разработки оптимальных методов их НК разноплановых исследований. Элементами ФА, наиболее подверженными повреждениям и разрушениям в условиях ОНГКМ, являются адаптеры, корпуса задвижек и крестовины.

В составе комплекса проведенных исследований были выполнены: 1) анализы химического состава материалов указанных элементов ФА; 2) исследования механических свойств материалов; 3) фрактографический анализ изломов; 4) металлографические исследования; 5) исследования на стойкость к СКРН; 6) расчеты фактических напряжений,- на основании результатов которых сделаны выводы о причинах, вызывающих повреждения и разрушения элементов ФА.

В частности, установлено, что возникновение и развитие трещин в адаптерах происходит от внутренней к наружной поверхности. Изломы (рис.1) ориентированы в радиальной плоскости, имеют в основном грубодендритную структуру и межкристаллитный многоочаговый хрупкий характер разрушения. В на-

ружном поверхностном слое толщиной порядка 3...5 мм металл имеет мелкозернистую структуру, а глубже, вплоть до внутренней поверхности - крупнозернистую, с равноосными и столбчатыми дендритами, что связано с нарушением режимов термообработки.,

Рис. 1. Макроструктура изломов адаптера фирмы ТМС" скважины №636 ГПУ ООО "Оренбурггазпром"

Исследования стойкости металла адаптеров, корпусов задвижек и крестовин к СКРН по методике NACE ТМ 01-77 (96) показали, что металл выдерживает пороговое напряжение, составляющее 0,8 от нормативного предела текучести (СТо,г)- Это свидетельствует о достаточно высокой стойкости металла к данНому виду разрушения, так как выполненные расчеты показали, что при фактических условиях эксплуатации рабочие напряжения в адаптерах и задвижках составляют 0,2 - 0,3 Goj.

Для оценки одного из вероятных факторов влияния на процесс растрескивания в сероводородсодержащих средах - величины остаточных напряжений в теле адаптера, были выполнены определения последних путем тензометриче-ских измерений. Для этого от адаптера были отрезаны фланцы, в результате чего получился цилиндр. На диаметрально противоположные поверхности цилиндра (изнутри и снаружи) вдоль его образующих в осевом и окружном на-

правлениях были наклеены тензодатчики, после чего произведено разрезание цилиндра по одной из образующих. Схема исследования остаточных напряжений в адаптере представлена на рис.2.

После разрезания цилиндра по показаниям тензодатчиков были оценены величины остаточных напряжений на наружных и внутренних его поверхностях.

Кроме указанного экспериментального метода, был разработан и использован расчетный метод определения остаточных напряжений в теле адаптера по величине перемещений кромок разреза цилиндра. В данном случае расчет распределения напряжений в толстостенном цилиндрическом изделии (адаптере) выполнялся моделированием приложения к криволинейному брусу, которым представлялась часть адаптера в виде полукольца, сосредоточенного момента, вызывающего перемещение торца бруса.

Схождение кромок цилиндра при разрезании его вдоль образующей является свидетельствомдого, что на внутренней поверхности его имеют место напряжения растяжения, а на наружной - напряжения Сжатия.

Значение остаточных напряжений определялось по величине возникающих перемещений при разрезании.

Расчетная модель адаптера в виде криволинейного бруса показана на рис.3.

! ^ч. тензодатчики

Плоскость разреза

Рис.2. Схема исследования остаточных напряжений в адаптере

Рис.3. Схема расчета перемещений в криволинейном брусе

Сосредоточенный момент "М" приводит к перемещению "5" свободного конца бруса, противоположному перемещению после разрезания, и созданию напряжений, эквивалентных остаточным до разрезания.

Выполненные с помощью разработанного метода расчеты показали, что остаточные растягивающие напряжения на внутренней поверхности исследованных адаптеров составляли до 0,35<гт (стт - нормативный предел текучести материала). Также рассчитано, что напряжения растяжения от воздействия рабочей среды достигают Следовательно, суммарные растягивающие напряжения на внутренней поверхности адаптеров от эксплуатационных нагрузок и остаточных напряжений составляют 0,62стт, т.е. не превышают 0,8<гт - значений, которые материал адаптеров выдерживал при испытаниях на СКРН.

В итоге с помощью экспериментов и расчетным путем показано, что при фактических условиях эксплуатации рабочие напряжения в адаптерах, задвижках и крестовинах не превышают нормативных значений.

На основании проведенных исследований сделан вывод, что причиной повреждения элементов ФА являются несколько факторов, а каждое конкретное повреждение вызывается их неблагоприятным сочетанием. Например, материал "Уранус-50", из которого изготовлены многие элементы ФА, по своим механическим и коррозионным свойствам в основном пригоден для использования в сероводородсодержащих средах. Однако имеются отклонения от нормативных значений по химическому составу, механическим свойствам, твердости, характеру структуры и некоторым другим параметрам технического состояния (ПТС), что при определенных условиях, например, при совпадении плоскостей максимальных напряжений с дефектами структуры металла приводит к зарождению трещины - источника разрушения металла.

Изложенные выше исследования положены в основу при разработке перечня методов и средств НК, определяющих ПТС элементов ФА скважин.

Третья глава посвящена научному обоснованию требований к достоверности диагностических данных о техническом состоянии ФА скважин и исследованиям по адаптации ультразвукового метода НК элементов ФА.

Достоверность диагностических данных - одно из важнейших условий обеспечения безопасной эксплуатации.

В целях выбора наиболее приемлемых и эффективных методов НК технического состояния элементов ФА скважин проанализированы основные из существующих методов, их характерные особенности и области применения, преимущества и недостатки.

Основываясь на важнейших характеристиках методов контроля: чувствительности и разрешающей способности, достоверности, надежности аппаратуры и простоты технологического процесса, производительности, а также требованиях по технике безопасности и квалификации специалистов НК, выполнено обоснование выбора комплекса методов диагностирования элементов ФА.

При этом учитывались следующие основные факторы: конструктивные особенности, материальное исполнение элемента и характеристики дефектов, подлежащих обязательному выявлению.

В результате исследований ультразвуковой метод НК обоснован как основной, визуально-измерительный, вихретоковый, капиллярный (цветной) и контроль твердости - как дополнительные. Для подтверждения выполнены экспериментальные исследования в лабораторных и натурных условиях. В частности, для адаптации ультразвукового метода контроля различных элементов ФА выполнены исследования, учитывающие конструктивную сложность, большие толщины (50-90 мм и более), материальное исполнение элементов, имеющих литую грубокристаллическую структуру, и характеристики подлежащих выявлению дефектов.

В результате установлено, что трещина, развивающаяся в радиальном направлении от внутренней поверхности элемента ФА, в данном случае адаптера, к наружной, достаточно надежно выявляется прямым или слабонаклонным (с углом ввода 10...20°) ультразвуковым лучом, который полностью не затухает (при большом повышении чувствительности) и позволяет фиксировать "донный" сигнал на внутренней поверхности цилиндрической стенки адаптера большой толщины (порядка 50...90 мм).

При этом отмечено, что регистрация трещины в данном случае значительно осложнена по причине очень малого пути (1-2 мм) перемещения пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП) по поверхности адаптера, на протяжении которого дефектоскопом фиксируется изменение (затухание или пропадание) ультразвукового (УЗ) сигнала. Для увеличения этого пути разработана схема контроля и соответствующего устройства, применение которых обеспечивает

выявление даже неглубоких (порядка 3...5 мм) зарождающихся трещин на внутренней поверхности адаптера.

Такое устройство и схема контроля представлены на рис.4.

Рис.4. Принципиальная схема "тандем" ультразвукового контроля (УЗК) металла адаптеров фонтанных арматур скважин: 1 - фрагмент сечения стенки адаптера; 2 - радиальная трещина; 3 - приспособление; 4 - ПЭП; 1 - величина пути перемещения приспособления ; И - глубина трещины; 8 - толщина стенки адаптера; а - угол между УЗ-лучом и радиальной трещиной

Для практического применения изготовлены комплекты наклонных призм из органического стекла, в которые помещены два ПЭП диаметром 20 мм и углом ввода луча около 12°, работающие на частоте 2,5 МГц. Призмы с ПЭП объединены в схему "тандем" при помощи приспособления-держателя, притерты к наружной поверхности и сфокусированы на глубину, соответствующую толщине стенки элемента ФА.

Суть работы "тандема" заключается в осуществлении зеркально-теневого метода контроля, при котором один ПЭП излучает ультразвуковой сигнал, а другой принимает отраженный от внутренней поверхности адаптера "донный" сигнал. При этом дефект обнаруживается по уменьшению и/или отсутствию отраженного (донного) сигнала.

Применение приспособления позволяет контролировать не только наличие трещины на внутренней поверхности адаптера, но и ее высоту, (глубину), т.е. осуществлять не только качественный контроль, но и количественную оценку высоты (глубины) трещины.

Высота (глубина) радиальной трещины (рис 4) определяется соотношением:

И = 1x8/Ь, мм (1)

где

И - глубина (высота) трещины, мм;

8 - толщина стенки элемента (ФА) в месте контроля, мм;

I - величина пути перемещения "тандема" ПЭП по поверхности элемента ФА от момента пропадания до момента появления УЗ-сигнала, мм;

Ь - величина пути перемещения "тандема" ПЭП по поверхности элемента ФА от момента пропадания до момента появления УЗ-сигнала при наличии в стенке радиальной трещины с глубиной, равной толщине стенки, мм.

Поскольку величины "8" и "Ь" являются постоянными, величину "И" можно найти, заменив отношение "8/Ь" соответствующим коэффициентом, например, коэффициентом К.

Тогда:

И = К х 1, мм (2)

Определив величину К, легко рассчитать глубину трещины, соответствующую конкретному пути перемещения "тандема" в интервале "пропадание УЗ-сигнала - появление УЗ-сигнала"

Проверка достоверности УЗК и количественной оценки трещины проводилась на дефектных элементах ФА с трещинами и на контрольных образцах.

УЗК и оценка размеров трещин, проведенные на дефектных элементах ФА, затем сравнивались с фактическими. При этом сравнение фактических глубин трешин с глубинами, оцененными по данным УЗК, осуществлялось после разрушения элемента или его фрагмента по имевшейся трещине, а глубина трещины и остаточная толщина стенки элемента устанавливались по результатам фрактографических исследований и соответствующих измерений.

Результаты сравнения показали достаточно хорошую сходимость: разница между оцененными и фактическими данными во всех случаях была менее 10%, что вполне допустимо для инженерных определений.

Контрольные образцы с имитаторами трещинообразных дефектов различной глубины - канавками глубиной от 3 до 25 мм и шириной 1,2 мм, один из которых показан на рис.5, были изготовлены из демонтированных элементов ФА, в данном случае из адаптера.

Контрольные образцы применяются для:

- определения оптимальной величины угла ввода УЗ-луча, удовлетворяющего условию повышения выявляемости трещин;

- уточнения коэффициента корреляции между глубиной трещины в стенке элемента и величиной перемещения "тандема" ПЭП по его наружной поверхности, а также определения величины "мертвой зоны".

В данной главе представлены также результаты разработки общих требований к применяемым методам неразрушающего контроля ФА и частных требований по периодичности диагностирования элементов ФА скважин.

Рис. 5. Контрольный образец с имитатором трещиноподобного дефекта для отработки способа оценки глубины трещины по УЗ-сигналу

В требованиях по периодичности диагностирования учтены фактические ПТС элементов ФА, установленные в процессе первичного диагностирования, а также продолжительность эксплуатации и статистика отказов (замены) элементов за этот период.

Глава 4 посвящена разработке организационных и технических решений по предупреждению чрезвычайных ситуаций при эксплуатации ФА скважин.

Как показано в главе 1, надежная и безопасная эксплуатация скважин на нефтегазовых месторождениях вообще, и на месторождениях сероводородсо-держащего газа в частности, может быть обеспечена при условии применения современных методов технического диагностирования и технических решений по их практической реализации. Выполнение этого условия требует разработки и применения соответствующих нормативно-технических документов (НТД).

В то же время следует отметить, что необходимые НТД по диагностированию и оценке технического состояния ФА скважин сероводородсодержащего газа до последнего времени вообще отсутствовали.

В этой связи было разработано "Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред" (далее "Положение...). В его основу был положен опыт диагностирования и база данных НК.

Была разработана "Методика диагностирования технического состоянияЛ фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодер-жащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" (далее "Методика...").

т

ЬиаА

В "Положении..." определен ряд организационных решений по диагностированию устьевого оборудования скважин, в частности:

1. Содержание и порядок выполнения диагностирования и оценки технического состояния оборудования на различных этапах "жизненного цикла": при производстве входного контроля; при диагностировании оборудования в процессе эксплуатации в пределах расчетного ресурса, а также выработавшего расчетный ресурс.

2. Принципы оценки остаточного ресурса, ответственность за выбор определяющих ПТС, требования к организации, оценивающей ресурс, подходы к выбору метода оценки остаточного ресурса и показателей надежности, а также методик, которые нужно использовать для этих целей и др.

Технические требования и решения в части диагностирования технического состояния ФА скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред, подробно отражены в "Методике...".

Структурная схема экспертного диагностирования ФА скважин из "Методики..." приведена на рис.6.

При разработке и реализации технических решений по диагностированию ФА скважин было выполнено следующее:

1. Систематизирована техническая документация, установлены технические характеристики скважин ОНГКМ,-иЯ ФА, а также материальное исполнение элементов ФА;

2. В отдельные группы ранжированы скважины с однотипным и аналогичным скважинным оборудованием, что позволило выработать ряд упрощений для проведения последующих диагностических работ;

3. Для каждой из групп скважин исследованы конструктивные особенности элементов ФА: трубных головок и фонтанных "елок" (крестовин, тройников, адаптеров, задвижек) и др. элементов;

4. С учетом конструктивных особенностей и материального исполнения элементов ФА определены и назначены потенциально опасные участки и зоны, а также комплексы методов НК, позволяющие с максимальной достоверностью оценить техническое состояние элементов;

5. Для контроля каждого из элементов ФА установленными методами НК исследованы и определены оптимальные средства и параметры контроля, разработаны технологические решения контроля ФА;

6. Разработана программа диагностирования и карты контроля элементов ФА скважин ОНГКМ для выполнения работ в полевых условиях без остановки скважин и разборки ФА;

7. Результаты диагностирования проанализированы и систематизированы, на их основании сделаны выводы об устойчивости ФА против ЧС, возможности и условиях дальнейшей эксплуатации, намечены сроки следующего диагностирования.

В настоящее время "Методика..." является основным НТД, определяющим систему диагностирования и оценки технического состояния ФА скважин на объектах предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию серово-дородсодержащих сред.

Рис.6. Струю урная схема экспертного диагностирования фонтанных арматур скважин

В соответствии с данной "Методикой " выполнено диагностирование различных элементов ФА скважин адаптеров, задвижек, тройников, крестовин, трубных головок, в том числе продиагностированы все адаптеры фирм "FMC" и "Hubner Vamag" (252 ед) Осуществлен повторный контроль (переконтроль) этих адаптеров Выполняется программа по диагностированию ФА и колонных головок (КГ) фонда скважин подземного хранилища газа ООО "Оренбурггаз-пром", а также программа по контролю ФА всех скважин действующего фонда ОНГКМ

Некоторые показатели выполненных работ приведены в таблице 1

Таблица 1

Данные диагностирования фонтанных арматур скважин на объектах Оренбургского НГКМ в целях предупреждения ЧС

Наименование работ и Дата Количество прокон- Количество

объектов контроля контроля тролированных эле- отбракован-1

ментов (элем ) или ных элемен-

комплектов (компл ) тов

ФА

ГПУ

Диагностирование (спецфланцев) 1998 г 252 элем 2 элем

адаптеров ФА фирм Т М С " и 2000 г 248 элем I элем

"НиЬпег Уашад" 2002 г 248 элем -

2001 г 22 компл, в т ч на 9 элем

ГП-1 - 1, ГП-2 - 3,

ГП-3 - 4, ГП-9 - 4,

Экспертное техническое диагно- ГП-10-6, ГП-12 - I,

стирование ФА ГП-14-2, ГП-15- 1

2002 г 92 компл, в т ч на 24 элем

ГП-1-22, ГП-2-47,

ГП-6 - 23

2003 г 336 компл, в т ч на 43 элем

ГП-1 - 4, ГП-2 - 10,

ГП - 3 - 55, ГП-6 - 3,

ГП-7-49, ГП-8 - 45,

ГП-9-58, ГП-10-67,

ГП-15-45

Экспертное техническое диагно- 2001 г 16 элем -

стирование отдельных элементов

ФА (задвижек, крестовин, тройни- 2003 г 40 элем 1 элем

ков и т п) резервного ремонтного фонда

УЭСГ

Экспертное техническое диагно- 2001 г 34 компл 10 элем

стирование комплектов ФА 2002 г 20 компл 13 элем

2003 г 35 компл 14 элем

В процессе диагностирования в элементах ФА выявлены: 5 трещин, 72 коррозионных дефекта, 108 раковин, более 325 пор, около 40 механических повреждений поверхности, более 30 несплошностей.

Для элементов ФА с выявленными дефектами выполнены поверочные прочностные расчеты, по результатам которых назначены и проведены профилактические мероприятия - замена, ремонт и подконтрольная эксплуатация.

Разработаны технические решения по испытанию ФА на прочность и плотность. Эти технические решения реализованы в виде приспособления для опрессовки ФА на устье скважины. Приспособление изготовлено, испытано и применяется на скважинах ОНГКМ. Приведено подробное описание конструкции приспособления и принципа его действия. На текущий момент с его помощью проведены испытания ФА более 450 скважин действующего фонда ОНГКМ.

Разработана и согласована с Оренбургским управлением Госгортехнадзо-ра России форма технического паспорта фонтанной арматуры скважины.

Паспорт элемента ФА содержит сведения о:

1) месте нахождения элемента арматуры;

2) ремонте (техническом обслуживании) элемента арматуры;

3) о проводимом диагностировании и испытании на прочность, плотность и герметичность.

Для оценки эффективности диагностических и профилактических методов предупреждений ЧС при эксплуатации ФА скважин ООО "Оренбурггаз-пром" выполнен расчет потенциального ущерба от аварии, произошедшей на скважине.

Ущерб оценивался исходя из разных сценариев развития аварии, в частности для случаев:

1) открытого фонтанирования газовой скважины;

2) открытого фонтанирования нефтяной скважины.

В первом случае оценивался ущерб природной среде от загрязнения атмосферы при сжигании газа и при аварийном выбросе без сжигания газа. Во втором случае - ущерб от загрязнения нефтепродуктами природных водоемов и грунтовых вод.

На этом основании определен экономический эффект от проводимых диагностических и профилактических мероприятий, предотвращающих возникновение аварийных ситуаций. Эффект составил более 1,7 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Установлено, что основными причинами возникновения ЧС на скважинах месторождений сероводородсодержащего газа являются СКРН металла ФА в сочетании с дефектами изготовления, монтажа и эксплуатации элементов ФА.

2. Обоснованы и подтверждены результатами исследований и практикой эксплуатации специальные технологические и технические решения, обеспечивающие адаптацию ультразвукового метода контроля и достоверность идентификации специфических повреждений металла элементов ФА скважин, ранее считавшихся неконтролепригодными.

3. Разработаны требования к достоверности диагностических данных и критерии отбраковки отдельных элементов фонтанных арматур скважин.

4. Разработано, испытано и используется на практике устройство для оп-рессовки елки ФА на устье скважин, позволяющее выявлять и своевременно устранять дефекты и неплотности в соединениях элементов ФА действующих скважин. ''

5. Разработана и внедрена методика, обосновывающая методы и объемы, периодичность и сроки диагностических и профилактических мер предупреждения отказов и аварий ФА скважин.

6 На основе разработанной методики и выбранных с ее помощью методов и средств НК в период 2001-2003гг. продиагностирована большая часть ФА фонда действующих скважин ОНГКМ.

7. По результатам диагностирования из эксплуатации выведено 117 элементов ФА с недопустимыми дефектами, что способствовало предупреждению ЧС и дальнейшей безопасной эксплуатации скважин. Экономический эффект от выполненных мероприятий составил более 1,7 млн руб.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Гончаров А.А., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 1998 год на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 году "Положения о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггаз-пром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред" // Материалы 2-й Международной научно-технической конференции-"Анализ диагностических работ на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и задачи по их совершенствованию", 23-27 февраля 1999 года. - Оренбург, 1999 г. - С.33-56.

2. Особенности повреждения и неразрушающего контроля адаптеров фонтанных арматур скважин производственного газопромыслового управления ООО "Оренбурггазпром" / Гафаров Н.А., Митрофанов А.В., Тушканов И.В., Гончаров А.А., Овчинников П.А., Вдовин А.А., Пастухов С.В , Киченко Б.В. // НТЖ ВНИИОЭНГа "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". - 1999. -№.6-С. 2-7.

3. Оперативный контроль адаптеров фонтанных арматур скважин / Митрофанов А.В., Тушканов И.В., Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Овчинников П.А. и др. // Безопасность труда в промышленности. - 2000. - №12. - С.44-47.

4. Оперативный контроль адаптеров фонтанных арматур скважин, эксплуатирующихся в производственном газопромысловом управлении предприятия "Оренбурггазпром" / Митрофанов А.В., Тушканов И.В., Гафаров НА, Гончаров

A.А., Овчинников П.А. и др. // Материалы 2-й Международной научно-технической конференции "Анализ диагностических работ на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и задачи по их совершенствованию", 23-27 февраля 1999 года. - Оренбург, 2000 г. - С. 194-201.

5. Основные причины и механизм возникновения повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ / Гончаров А. А., Овчинников П.А., Кушнаренко

B.М., Чирков Ю.А. // Материалы 3-й Международной научно-технической конференции "Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", 20-24 ноября 2000 года. - Оренбург, 2001 г. - С.248-251.

6. О расширении комплекса методов и средств диагностирования оборудования газохимических комплексов / Митрофанов А.В., Гафаров Н.А., Овчинников П.А., Киченко Б.В. // 12-я Международная Деловая Встреча "Диагностика -2002", Турция, апрель 2002 г. - Том 1:. - Москва, ООО "ИРЦ Газпром", 2002. -С.114-118.

7. Яхин P.M., Овчинников П.А. Система технической диагностики на объектах Оренбурггазпрома // Газовая промышленность. - 2002. - №2 - С.43-47.

8. Яхин P.M., Овчинников П.А. Создание и организация системы технической диагностики на объектах ООО "Оренбурггазпром" // Наука и техника в газовой промышленности. - 2002. - №3. - С.40-44.

Заказ № 13 Лицензия № 020878 от 20 мая 1999 г.

Тираж - 120 экз. . Подписано к печати 03.03.2004 г.

Объем 1 уч.-изд.л. Формат 60x84/16

Отпечатано на ротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка

Р- 577Э

ВВЕДЕНИЕ.

1. Анализ причин чрезвычайных ситуаций на скважинах месторождений сероводородсодержащих углеводородов. Выявление элементов скважин, определяющих их устойчивость против чрезвычайных ситуаций.

1.1 Особенности месторождений сероводородсодержащего газа и эксплуатации на них скважинного оборудования.

1.1.1 Общая характеристика месторождений сероводородсодержащего природного газа, описание случаев повреждения оборудования скважин.

1.1.2 Скважины сероводородсодержащих месторождений.

1.2 Анализ причин повреждения элементов скважинного оборудования и возникновения чрезвычайных ситуаций на ОНГКМ.

1.2.1. Разрушения насосно-компрессорных труб (НКТ) добывающих скважин ПО "ОГД".

1.2.1. Разрушения корпусов и крышек задвижек фонтанных арматур скважин ПО "ОГД".

1.2.2. Разрушения спецфланцев (адаптеров) типа ВО-2 фонтанных арматур скважин ПО "ОГД".

1.2.2. Разрушение крестовины ФА скважины №668 ПО "ОГД".

1.2.3. Разрушение адаптера ФА скважины №178 УРиОНМ.

1.2.4. Разрушение адаптеров ФА скважин №326 и №636 ГПУ.

1.3 Проблема обеспечения безопасности эксплуатации ФА скважин. Постановка цели и задач исследования.

1.3.1 Проблема обеспечения устойчивости элементов ФА скважин.

1.3.2. Постановка цели и задач исследования.

Выводы к главе 1.

2. Исследование коррозионного и технического состояния ФА скважин на основе применения диагностических методов.

2.1 Подготовка к проведению исследований.

2.2. Исследования элементов фонтанных арматур скважин в целях разработки методов и средств НК, определяющих параметров технического состояния и критериев предельного состояния.

2.2.1. Анализ химического состава.

2.2.2. Анализ механических свойств.

2.2.3. Анализ изломов.

2.2.3.1. Исследование изломов адаптеров.

2.2.4. Металлофизические исследования.

2.2.5. Результаты исследований на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением.

2.2.6. Определение напряжений в стенках элементов ФА скважин.

2.2.6.1. Определение напряжений в стенках элементов (адаптерах) ФА скважин путем тензометрирования.

2.2.6.2. Определение остаточных напряжений в адаптере по величине перемещений кромок разреза кольца.

2.2.7. Результаты других расчетов фактических напряжений в элементах ФА.

2.2.7.1. Расчет напряжений в адаптере (на примере скважины

636 фирмы 'ТМС" - рис.2.32).

2.2.7.2. Расчет напряжений в задвижках.

Выводы к главе 2.

3. Научное обоснование требований к достоверности диагностических данных о техническом состоянии фонтанных арматур скважин.

3.1. Научное обоснование выбора методов диагностирования элементов фонтанных арматур скважин.

3.1.1. Выявляемость дефектов различными методами НК.

3.1.2. Научные основы достоверности иеразрушающего контроля элементов ФА скважин.

3.1.2.1. Разработка норм оценки качества изделий при УЗК (статистический подход).

3.1.2.2. Оценка качества изделий по одной измеряемой характеристике ультразвуковых колебаний.

3.1.2.3. Оценка качества изделий по двум измеряемым характеристикам ультразвуковых колебаний.

3.1.2.4. Оценка качества изделий по трем измеряемым характеристикам ультразвуковых колебаний.

3.1.3. Виды чувствительности.

3.2. Разработка методики и исследование достоверности иеразрушающего контроля элементов ФА скважин в полевых условиях.

3.2.1. Разработка методики НК элементов ФА.

3.2.2. Исследование достоверности иеразрушающего контроля элементов устьевого оборудования скважин.

3.3. Разработка требований к методам, объемам и периодичности диагностирования элементов ФА скважин.

3.3.1. Общие требования к проведению иеразрушающего контроля.

3.3.2. Визуальный и измерительный контроль.

3.3.3. Ультразвуковая толщинометрия.

3.3.4. Ультразвуковой контроль.

3.3.5. Магнитопорошковый контроль.

3.3.6. Цветная дефектоскопия.

3.3.7. Определение твердости.

3.3.8. Лабораторные исследования металла.

3.3.9. Акустико-эмиссионный контроль.

3.3.10. Прочностные расчеты и исследования.

Выводы к главе 3.

4. Совершенствование практических методов диагностирования и технических решений по предупреждению чрезвычайных ситуаций при эксплуатации ФА скважин.

4.1. Совершенствование НТД, определяющих методы обеспечения безопасности и предупреждение чрезвычайных ситуаций при эксплуатации ФА скважин.

4.2. Анализ результатов диагностирования и состояния противоаварийной устойчивости ФА скважин ОНГКМ.

4.3. Оценка эффективности диагностических и профилактических методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации скважин ООО "Оренбурггазпром".

4.3.1. Оценка возможного ущерба от открытого фонтанирования нефтяной и газовой скважин.

4.3.1.1. Открытое фонтанирование газовой скважины.

4.3.1.2. Открытое фонтанирование нефтяной скважины.

4.3.1.3. Расчет экономической эффективности от снижения рисков аварий и ЧС.

4.4 Разработка технических решений по испытанию на прочность и плотность ФА скважин.

Выводы к главе 4.

Оренбургский газохимический комплекс (ОГХК) - огромное промышленное предприятие, раскинувшееся на площади в несколько сот квадратных километров, основные фонды которого включают около 1100 скважин, из которых около 700 действующих, более 8500 км трубопроводов различного назначения, более 5000 единиц технологического оборудования и прочее.

Повышенную опасность эксплуатации объектов ОГХК наряду с огромными масштабами производства придают добываемые и перерабатываемые рабочие среды, в составе которых содержатся высококоррозионные примеси - Н25 и С02, а также достаточно длительный, примерно 30-летний срок работы, в течение которого все металлическое оборудование подверглись определенному "старению" и износу.

Все вышеуказанное в полной мере относится к скважинному оборудованию, играющему наиболее важную роль в процессе добычи углеводородного сырья, к подземному и устьевому оборудованию скважин, и в частности к их фонтанным арматурам (ФА). Повышенная опасность повреждения ФА сквал жми на ОНГКМ кроме упомянутых выше причин обусловлена достаточно / сложной их конструкцией, огромным общим количеством составляющих ФА элементов (каждая из ФА в среднем состоит из 15.20 элементов), большим разнообразием конструктивного и материального исполнения этих элементов, специфическим воздействием на металл сероводородной коррозии, способной проявляться в различных формах, в том числе в виде сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН) и водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) и др.

Любое повреждение и разрушение ФА чревато не только потерей добываемой продукции и зависящими от этого материальными издержками, но и убытками, связанными с загрязнением окружающей среды, возможным отравлением и гибелью людей. Очень большие материальные потери при аварии на скважине могут быть связаны с выбросом продукции в атмосферу, ее возгоранием и необходимостью глушения скважины.

В этой связи проблема обеспечения безопасной эксплуатации скважин-ного фонда ОНГКМ и предотвращения возможных чрезвычайных ситуаций (ЧС) при эксплуатации скважин является исключительно актуальной. В настоящее время проблемы обеспечения безопасности опасных производственных объектов, в состав которых входит и ОНГКМ, приобрели государственное значение. В этом плане на основании Федерального Закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" предприятиями нефтегазодобывающего комплекса проводится большая работа под контролем Госгортехнадзора России (ГГТН) и Министерства по чрезвычайным ситуациям (МЧС). Закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на опасных производственных объектах.

На основании изучения многолетнего опыта эксплуатации оборудования производственных объектов ОНГКМ с учетом его интенсивного диагностирования, а также подобного опыта эксплуатации аналогичных объектов в нашей стране и за рубежом установлена техническая возможность и экономическая целесообразность дальнейшей эксплуатации оборудования, выработавшего нормативный ресурс. Последнее обусловлено возросшими возможностями методов и средств неразрушающего контроля, накопленным массивом данных о характере и динамике повреждаемости оборудования. В этой связи для оборудования, эксплуатирующегося на различных объектах ОНГКМ, в частности для оборудования скважин, созданы реальные возможности для оценки фактического состояния и возможности продолжения эксплуатации без снижения уровня безопасности.

Особую значимость в рамках настоящей работы поэтому представляют исследования, направленные на обеспечение безопасности и предупреждение ЧС при увеличении полноты и достоверности диагностической информации, получаемой методами неразрушающего контроля (НК), оценки безопасности и ресурса работоспособности ФА скважин.

Целью настоящей работы является совершенствование методов диагностирования, разработка на их основе методики оценки технического состояния ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа для предупреждения ЧС при их эксплуатации.

Для достижения этой цели в работе:

1. Проведен анализ причин ЧС на скважинах месторождений сероводородсодержащего газа в целях выявления элементов ФА скважин, и наибольшей мере способствующих возникновению ЧС.

2. Дано научное обоснование применения методов НК для оценки технического состояния ФА скважин.

3. Определены с помощью НК техническое состояние ФА скважин и возможность их дальнейшей безопасной эксплуатации.

4. Разработаны и внедрены технические решения и практические методы обеспечения безопасности и предупреждения ЧС при эксплуатации ФА скважин.

Основные методы исследования. Для решения поставленных задач, в работе использованы методы модельных и натурных исследований эффективности и достоверности неразрушающего контроля и оценки параметров специфических сероводородных коррозионных поражений металла различных элементов ФА скважин; различные методы (математические, статистические и т.н.) оценки повреждаемости элементов оборудования; различные методы расчета и прогнозирования их ресурса дальнейшей работы; специальные методы инструментальных исследований технического состояния элементов ФА.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечены использованием стандартизованных методических, математических и инструментальных исследований. Результаты экспериментальных исследований подтверждены многочисленными данными их промышленной апробации на реальном оборудовании скважин ОНГКМ, имеющем соответствующие дефекты, а также результатами внедрения разработок в процессы осуществления НК, анализа и оценки технического состояния элементов ФА.

Научная новизна. 1. Научно обоснованы и экспериментально подтверждены методические процедуры диагностирования и параметры НК, позволяющие обеспечить безопасность и предупреждение ЧС при эксплуатации ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа.

2. Впервые в отрасли создан комплекс организационно-технических решений и технических средств по диагностированию ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Результаты работы использованы при разработке ряда руководящих документов, основными из которых являются:

- Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром";

- Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром";

- Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред;

- Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".

По результатам диагностических работ, выполненных на основании предписаний и рекомендаций этих документов, определено фактическое техническое состояние элементов ФА скважин ОНГКМ, выявлено и устранено значительное количество дефектов в них, чем значительно снижен риск возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций.

Апробация работы. Разработанные усовершенствованные методы диагностирования и профилактики повреждения элементов ФЛ скважин в период 1999-2003 гг. внедрены на различных объектах ОНГКМ - в ГПУ, УЭСГ, ГПЗ и ГЗ ООО "Оренбурггазпром". Они позволили оценить фактическое состояние ФА скважин, принять и своевременно реализовать рациональные решения, исходя из знания этого состояния.

Основные научные положения н практические результаты диссертации доложены и обсуждены на научно-технических конференциях и семинарах, включая:

- 2-ю Международную научно-техническую конференцию "Анализ диагностических работ на объектах предприятия "Оренбурггазпром" и перспективы их совершенствования", г. Оренбург, 23-27 февраля 1999 г.;

- 3-ю Международную научно-техническую конференцию "Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", г. Оренбург, 20-24 ноября 2000 г.;

- 4-ю Международную научно-техническую конференцию "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред", г. Оренбург, 18-22 ноября 2002 г.;

- 12-ю Международную деловую встречу "Диагностика - 2002", Турция, апрель 2002 г., опубликованы в материалах конференций, в журналах "Газовая промышленность", "Защита от коррозии и охрана окружающей среды", "Безопасность труда в промышленности", "Наука и техника в газовой промышленности", др. изданиях и рекомендованы к практическому использованию.

Основные организационные, технические и методические решения, разработанные в рамках диссертационной работы, апробированы в ООО "Оренбурггазпром" путём использования на практике различных рекомендаций и требований разработанных и введенных в действие руководящих документов.

На основании результатов диссертационной работы разработаны и введены в действие указанные выше нормативно-технические и методические документы.

Диссертационная работа выполнена в ООО "Оренбурггазпром.

Результаты работы внедрены в ООО "Оренбурггазпром".

На защиту выносятся следующие положения:

1. Научно-технические решения по повышению эффективности НК и достоверности диагностических данных о техническом состоянии и повреждениях металла элементов ФА скважин на месторождениях сероводородсо-держащего природного газа.

2. Научно-методические основы диагностирования и оценки безопасности ФА скважин.

3. Методика диагностирования ФА скважин.

Выводы к главе 4

1. Для практической реализации диагностирования и технических решений на эксплуатирующихся скважинах ОНГКМ усовершенствованы НТД, определяющие методы обеспечения их безопасности и предупреждения чрезвычайных ситуаций.

2. В рамках комплекса разработан ряд новых НТД, в том числе "Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" - документ, определяющий порядок, объемы, сроки проведения и состав по диагностированию элементов ФА скважин ОНГКМ с целыо оценки их технического состояния и определения остаточного ресурса как отдельных элементов, так и ФА в сборе.

3. На основе положений усовершенствованных НТД и разработанной "Методики." выполнено диагностирование технического состояния ФА большей части фонда скважин ОНГКМ. Результаты диагностирования показали удовлетворительное состояние ФА скважин, пригодное для дальнейшей безопасной эксплуатации.

5. Контроль за состоянием ФА скважин в процессе дальнейшей эксплуатации в целях предотвращения ЧС и др. негативных последствий будет осуществляться отработанными и совершенствующимися методами диагностирования через установленные промежутки времени.

6. В рамках реализации технических решений по испытанию устьевого оборудования скважин на прочность и плотность разработано, испытано и используется на практике приспособление для опрессовки елки ФА па устье скважин. Применение приспособления позволяет выявить и своевременно устранить имеющиеся, влияющие на прочность дефекты и неплотности в соединениях элементов ФА действующих скважин, чем обеспечивается их безопасная эксплуатация.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненной диссертационной работы:

1. Определены оптимальные методы и средства неразрушагащего контроля для оценки текущего технического состояния элементов фонтанных арматур добывающих скважин сероводородсодержащего (кислого) газа в полевых условиях, т.е. без разборки ФА.

2. Обоснованы и подтверждены результатами исследований и практикой применения специальные методические и технические разработки, обеспечивающие адаптацию ультразвукового метода контроля и достоверность идентификации специфических повреждений металла элементов ФА скважин се-роводородсодержащими средами. При этом экспериментально определены и успешно апробированы в натурных условиях параметры и средства УЗК подверженных сульфидному растрескиванию толстостенных адаптеров фонтанных арматур, изготовленных из феррито-аустенитпой стали с грубокристал-лической структурой. Разработана "Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию серо-водородсодержащих сред па объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром", разработаны и изготовлены специальные приспособления для осуществления УЗК элементов ФА скважин в полевых условиях; в полевых условиях выполнен контроль большого количества элементов ФА (адаптеров, задвижек, тройников и т.п.), ранее считавшихся неконтролепригодными.

3. Разработаны и внедрены методики диагностирования технического состояния отдельных элементов (адаптеров, задвижек, крестовин, колонных головок и т.п.) устьевого оборудования скважин с помощью выбранных методов и средств НК.

4. Разработаны организационные и технические решения по диагностированию элементов ФА скважин ОНГКМ.

5. Разработаны требования к достоверности диагностических данных и критерии отбраковки отдельных элементов фонтанных арматур скважин.

6. С учетом достоверности и характера повреждаемости металла определены параметры и критерии оценки технического состояния элементов ФА скважин.

7. В рамках реализации технических решений по испытанию устьевого оборудования скважин на прочность и плотность разработано, испытано и используется на практике приспособление для опрессовки елки ФА на устье скважин. Применение приспособления позволяет выявить и своевременно устранить имеющиеся, влияющие на прочность дефеюы и неплотности в соединениях элементов ФА действующих скважин, чем обеспечивается их безопасная эксплуатация.

8. Разработан и применяется ряд НТД, регламентирующих научно- и методически обоснованные объемы, периодичности и сроки планирования, исполнения и контроля диагностических и профилактических мер предупреждения отказов и аварий устьевого оборудования скважин ОНГКМ.

9. Разработанные и применяемые на практике методы диагностирования и профилактики элементов ФА скважин обеспечивают поддержание скважин ОНГКМ в работоспособном, достаточно безопасном с точки зрения эксплуатации и предотвращения ЧС состоянии.

Экономический эффект от внедрения работы на объектах ОНГКМ составил 1718335 рублей.

1. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басииев К.С. Добыча природного газа. - М., Недра, 1976.-368 с.

2. Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983. - 256 с.

3. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1980. - 376 с.

4. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1988. - 200 с.

5. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. - 312 с.

6. Цхай В.А., Маняченко A.B., Кичеико Б.В. Некоторые аспекты в области борьбы с коррозией на газовых промыслах Западной Канады // Обз. инф. серии "Коррозия и зашита сооружений в газовой промышленности". М., ВНИИЭГазпром. - 1991. - 53 с.

7. Ikeda A., Kovaka М. Stress Corrosion Cracking of Low- and High-Strength Steels in Wet Hydrogen Sulfide Environment // "Chemical Economy end Engineering Review". 1978. - Vol.10. - No.5-6. - P. 12-22.

8. Biefer G.J. The Stepwise Cracking of the Line Pipe Steels in Sour Environments //Materials Performance. 1982. - Vol.21. - No.7. - P. 19-34.

9. Vermersch F. Problems and Techniques in Producing Gas Wells in South-West France //Journal of the Institute of Petrole- um. 1968. - Vol.54. - No.37. - P.251-258.

10. Берже M. Развитие методов эксплуатации газового промысла Лак. (Транспорт кислого газа). Revue de l'Institute Francais du Petrole. - 1970. — Внеочередной номер. — С.605-616.

11. Speel L. Produktion von schwefelhaltigem Erdgase // Erdoel-Erdgas-Zeitschrift. 1969. - №3. - S.80-88.

12. Reuter M. Hinweise fur den Bau und Betrieb von Anlagen zur Forderung, zum Transport und zur Reinigung von Sauergas // Technische Überwachung, 15 (1974). -N 4, April.-S. 101-110.

13. Lechler S., Ockelmann II., Blount F.E. Neuere Überlegungen zur Losung von Korrosionsproblemen in Sauergasbohrungen// Erdoel-Erdgas-Zeitschrift. 1975. -№11.- S.388-394.

14. Crotewold G. Safety Aspects of Sour Gas Production in Populated Areas in the FRG // XIII World Gas Conference, London, 1976.

15. Maltos R.Z., Morento L.C. Solventa problema de corrosion // Petroleo International. 1974. - No.9. - P. 62-64.

16. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1966. - 175 с.

17. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. - 192 с.

18. Босняцкий Г.П. Природный газ и сероводород. (Справочное пособие). -М.: Изд-во "Газойл Пресс", 1998. 224 с.

19. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман JI.E. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра, 1988.-201 с.

20. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнарепко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1998.-438 с.

21. Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Киченко Б.В. К вопросу о некоторых факторах, влияющих на водородно коррозионное растрескивание трубных сталей // НТЖ ВНИИОЭНГа "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". - 1996.-№8-9. - С.2-12.

22. Анализ повреждений оборудования и трубопроводов на объектах добычи, переработки и транспорта продукции Оренбургского НГКМ / Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Гончаров A.A., Третьяк А.Я., Киченко Б.В. // Обзорная информация ИРЦ "Газпром". 2000 г. - 63 с.

23. Reuter М. Schaden und Vorschriften bei Anlagen zur Forderung, Reinigung und zum Transport von Sauergas // Technische Überwachung, 15 (1974). № 3, Marz. - S. 65-70.

24. Tuttle R.N., Hamby T.W. Deep Wells a Corrosion Engineering Challenge // Materials Performance. - 1977. - No. 10. - P.9-12.

25. Hamby T.W., Broussard L.P., Taylor D.B. Producing Mississippi's Deep, High-Pressure Sour Gas //Journal of Petroleum Technology. 1976, June. - Vol.XX VIII. - P.629-638.

26. Лейгуилер К. Выбор конструкции скважин в условиях сильной коррозии // Инженер нефтяник. - 1970.- №2. - С.22 - 26.

27. ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94). Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические требования.

28. Николаев В.В. Ореибурггазпром: вчера, сегодня, завтра // Газовая промышленность. 1998. - №7. - С.4-5.

29. Гафаров Н.А. Генеральная схема развития Оренбургского ГКХ // Газовая промышленность. 1998. - №7. - С.29-32.

30. Мур Р. Проектирование и соорулсение систем сбора высокосернистого газа // Инженер нефтяник. - 1977. - № 12. - С.52-61.

31. NACE Standard MR 01-75 (2002 Revision). Standard Materials Requirements Sulfide Stress Cracking Résistant Metallic Materials for Oilfield Equipment. -National Association of Corrosion Engineers, Houston.

32. Федеральный закон "О защите населения и территорий от ЧС природного и техногенного характера" от 21.12.94 № 68-ФЗ.

33. Федеральный закон "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.97 № 116-ФЗ.

34. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России. М.: Госгортехпадзор России, 1995. - 14 с.

35. Комментарии к Положению о диагностировании / Дадоиов Ю.А., Гафаров H.A., Митрофанов A.B., Киченко Б.В. // Безопасность труда в промышленности. 2000. - №6. - С.50-52.

36. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобываюших предприятий ОАО "Газпром".- Утв. ОАО "Газпром" 23.12.2000 г., согл. ГГГН России 20.12.2000 г.

37. Шульга В.Г., Бухаленко E.H. Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 235 с.

38. Гульяпц Г.М. Справочное пособие по противовыбросому оборудованию скважин. -М.: Недра, 1983 -395 с.

39. Проблемы и особенности дефектоскопии адаптеров фонтанных арматур скважин Оренбургского НГКМ, изготовленных из материала "Уранус-50" /

40. Митрофанов A.B., Филатов И.Ф., Сапун A.A., Кичепко Б.В. //Дефектоскопия. 1999. -№10. - С.48-58.

41. Оперативный контроль адаптеров фонтанных арматур скважин / Митрофанов A.B., Тушкаиов И.В., Гафаров H.A., Гончаров A.A., Овчинников П.А. и др. // Безопасность труда в промышленности. 2000. - №12. - С.44-47.

42. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения.

43. ГОСТ 1497-84. Металлы и сплавы. Методы испытаний на растяжение.

44. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытаний на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температуре.

45. ГОСТ 10243-75. Сталь. Методы испытаний и оценки макроструктуры.

46. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.

47. МСКР 01-85. Методика испытаний сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М., ВИИИИМАШ, 1985. 7 с.

48. Standard Test Method. Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. NACE Standard TM 0177-96, item No.21212.

49. Справочник машиностроителя. Том 3. M., Машгиз, 1962. - 651 с.

50. Справочник по сопротивлению материалов / Писаренко Г.С. и др. — 2-е изд. Киев: Наукова думка, 1988г. - 736 с.

51. Заключение о причинах разрушения адаптеров фонтанных арматур скважин №636 и №326 // Науч. техн. отчет лаборатории "Надежность" ОГУ. -Оренбург, 1998 г.

52. Партой В.З., Морозов Е.М. Механика упруго-пластического разрушения. -М., Наука, 1985.

53. ОСТ 26-07-207-87. Отраслевой стандарт. Арматура трубопроводная из сталей, стойких к сульфидному коррозионному растрескиванию. Общие технические условия.

54. Технические условия оборудования устья скважин и фонтанного оборудования. (Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment). Американский нефтяной институт (спецификация 6А). - 17 февраля 1996 года.

55. Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oil Field Equipment. NACE Standard MR 0175 - 97, item No.21302.

56. ГОСТ 13846-89 (CT СЭВ 4354-89). Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемЕ.1, основные параметры и технические требования к конструкции.

57. ГОСТ 12.2.132-93. Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие требования безопасности.

58. ГОСТ 18353-79. Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов.

59. Неразрушающий контроль металлов и изделий. Справочник под ред Г.С.Самойловича. М., Машиностроение, 1976. - 456 с.

60. Субботин С.С., Михайлепко В.И. Дефектоскопия нефтяного оборудования и инструмента при эксплуатации.- М., Недра, 1981. 215 с.

61. API 6А ред. 16. Спецификации на устьевое оборудование и фонтанную арматуру. Стандарт Американского нефтяного института.

62. Технические средства диагностирования. Справочник. Под общей редакцией чл.-кор. АН СССР В.В.Клюева. М., Машиностроение, 1989. - 672 с.

63. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

64. Химченко Н.В., Бобров В.А. Неразрушающий контроль в химическом и нефтяном машиностроении. М., Машиностроение, 1978. - 264 с.

65. Машиностроение (энциклопедия в 40 томах). Том III-7. Измерения, контроль, испытания и диагностика. М., Машиностроение, 1996. - 464 с.

66. Приборы для перазрушающего контроля материалов и изделий. Справочник. Книги I и 2. / Боровиков А.С., Вайншток И.С., Горбунов В.И. и др. М., Машиностроение, 1976.

67. РД 34.10.130-96. Инструкция но визуальному и измерительному контролю. СПб.: Издательство ДЕАИ, 2001.-120 с.

68. ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики.

69. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных матет риалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. (Ультразвуковой контроль). Часть I.

70. ГОСТ 21105-87. Мпгнитоиорошковый метод. Контроль перазрушающий.

71. ГОСТ 24522-80. Контроль перазрушающий капиллярный. Термины и определения.

72. ГОСТ 18442-80. Контроль перазрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

73. ОСТ 26-5-88. Контроль перазрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений наплавленного и основного металла.

74. ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

75. ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара.

76. ГОСТ 22762-77. ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости па пределе текучести вдавливанием шара.

77. ГОСТ 9651-84. Металлы. Метод испытаний на растяжение при повышенной температуре.

78. ГОСТ 14019-80. Металлы. Методы испытания па изгиб.

79. ГОСТ 7268-82. Сталь. Метод определения склонности к механическому старению по испытанию на изгиб.

80. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

81. ГОСТ 9012-59. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бри-неллю.

82. ГОСТ 9013-59. Металлы. Метод измерения твердости по Роквеллу.

83. ГОСТ 2999-75. Металлы и сплавы. Методы измерения твердости по Вик-керсу.

84. ГОСТ 25.506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

85. ГОСТ 7122-81. Швы сварные и металл наплавленный. Метод отбора проб при определении химического состава.

86. ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты.

87. ГОСТ 5639-8?. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

88. ГОСТ 8233-56. Сталь. Эталоны микроструктуры.

89. РД-03-131-97 104. Правила организации и проведения акустико-эмиссиопного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.

90. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены Госгортехпадзором России 09.04.1998 г.

91. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливно-энергетического комплекса. Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехпадзором России 25.12.1992 г.

92. ГОСТ 12.2.132-93. Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие требования безопасности.

93. Методика оценки работоспособности фонтанной арматуры на период разработки месторождений природного газа Крайнего Севера России. М., ОАО Газпром", ООО "ВНИИГАЗ", 1998. - 10 с.

94. Регламент аттестации фонтанных арматур и колонных головок, отслуживших паспортный срок эксплуатации на скважинах подземных хранилищ газа. М., ОАО "Газпром", ОАО "СевКавИИПИгаз", 1999. - 15 с.

95. Программа и методика экспертного диагностирования фонтанной арматуры АФКЗ-65 х 21, эксплуатируемой на скважине подземного хранения газа. ОЭГ ПМ - 10 - 00. - М„ ОАО "Газпром", ДОЛО "Оргэнергогаз", ИТЦ "Орггазпромысел", 2000. - 81 с.

96. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию се-роводородсодержащих сред. (Дополнение 1). ОАО "Газпром", ООО "Оренбурггазпром".- Оренбург, 2000. - 70 с.

97. ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности. Утверждены Госгортехпадзором России 06.11.1998 г.

98. Федеральный закон "О лицензировании отдельных видов деятельности" от 08.08.2001 № 128-ФЗ.

99. Методика диагностирования технического состояния сосудов и аппаратов, отслуживших установленные сроки службы на предприятиях Минтопэнерго. Утверждена Минтопэнерго России 23.12.92 г. Согласована Госгортех-надзором России 21.12.92 г.

100. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. Утверждена Минтопэнерго России 05.04.93 г. Согласована Госгортехпадзором России 05.04.93 г.

101. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефтедобываюших и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром". (Утверждено Первым заместителем ОАО "Газпром" 16.12.2000 г., Согласовано ГГТН России 05.12.2000 г.).

102. Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефтедобывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром". (Утверждено Первым заместителем ОАО "Газпром" 16.12.2000 г., Согласовано ГГТН России 05.12.2000 г.).

103. Митрофанов A.B. Совершенствование комплекса диагностических и профилактических методов обеспечения безопасности оборудования объектов добычи и переработки сероводородсодержащего газа. // Автореферат дис.канд. техн. наук. М., 2001. - 24 с.

104. Яхин P.M., Овчинников П.А. Система технической диагностики на объектах Орепбурггазпрома // Газовая проимышлеиность. 2002. - №2. - С.43-47.

105. Яхин P.M., Овчинников Г1.А. Создание и организация системы технической диагностики на объектах ООО "Орепбурггапзпром" // Наука и техника в газовой промышленности. 2002. - №3. - С.40-44.

106. Постановление правительства РФ от 28.08.92 г. № 632 "Об утверждении порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного воздействия".

107. Базовые нормативы платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую природную среду и размещение отходов. Утв. Министерством охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ от 27.12.92 г.

108. Распоряжение администрации Оренбургской области № 86-Р от 30.01.1998 года "О деноминации базовых нормативов".

109. Методика расчетов выбросов вредных веществ в атмосферу при свободном горении нефти и нефтепродуктов. Самарский обл. комитет охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ, Самара, 1996 г.

110. Распоряжение администрации Оренбургской области № 32-П от 07.03.2002 года "Об установлении коэффициента индексации платы за загрязнение окружающей природной среды на 2001 год".

111. Методика расчетов выбросов в атмосферу загрязняющих веществ при сжигании газа на факельных установках. Утв. ГГК "Газпром", 1990 г.

112. Приспособление для опрессовки елки фонтанной арматуры на устье скважины ОВЧ 96.00.00М. Оренбург, 2002. - 24 с.

113. ГОСТ 13837-79. Динамометры общего назначения. Технические условия.