Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ причин чрезвычайных ситуаций на скважинах месторождений сероводородсодержащих углеводородов. Выявление элементов скважин, определяющих их устойчивость против чрезвычайных ситуаций 11
1.1 Особенности месторождений сероводородсодержащего газа и эксплуатации на них скважинного оборудования 11
1.1.1 Общая характеристика месторождений сероводородсодержащего природного газа, описание случаев повреждения оборудования скважин 11
1.1.2 Скважины сероводородсодержащих месторождений 24
1.2 Анализ причин повреждения элементов скважинного оборудования и возникновения чрезвычайных ситуаций на ОНГКМ 31
1.2.1. Разрушения насосно-компрессорных труб (НКТ) добывающих скважин ПО "ОГД" 31
1.2.1. Разрушения корпусов и крышек задвижек фонтанных арматур скважин ПО "ОГД" 32
1.2.2. Разрушения спецфланцев (адаптеров) типа ВО-2 фонтанных арматур скважин ПО "ОГД" 37
1.2.2. Разрушение крестовины ФА скважины №668 ПО "ОГД " 39
1.2.3. Разрушение адаптера ФА скважины №178 УРиОНМ 41
1.2.4. Разрушение адаптеров ФА скважин №326 и №636 ГПУ 44
1.3 Проблема обеспечения безопасности эксплуатации ФА скважин. Постановка цели и задач исследования 48
1.3.1 Проблема обеспечения устойчивости элементов ФА скважин 48
1.3.2. Постановка цели и задач исследования 49
Выводы к главе 1 50
2. Исследование коррозионного и технического состояния ФА скважин на основе применения диагностических методов 51
2.1 Подготовка к проведению исследований 51
2.2. Исследования элементов фонтанных арматур скважин в целях разработки методов и средств НК, определяющих параметров технического состояния и критериев предельного состояния 57
2.2.1. Анализ химического состава 59
2.2.2. Анализ механических свойств 60
2.2.3. Анализ изломов 62
2.2.3.1. Исследование изломов адаптеров 62
2.2.4. Металлофизические исследования 66
2.2.5. Результаты исследований на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением 72
2.2.6. Определение напряжений в стенках элементов ФА скважин 73
2.2.6.1. Определение напряжений в стенках элементов (адаптерах) ФА скважин путем тензометрирования 74
2.2.6.2. Определение остаточных напряжений в адаптере по величине перемещений кромок разреза кольца 82
2.2.7. Результаты других расчетов фактических напряжений в элементах ФА 87
2.2.7.1. Расчет напряжений в адаптере (на примере скважины №636 фирмы "FMC" -рис.2.32) 87
2.2.7.2. Расчет напряжений в задвижках 89
Выводы к главе 2 95
3. Научное обоснование требований к достоверности диагностических данных о техническом состоянии фонтанных арматур скважин 97
3.1. Научное обоснование выбора методов диагностирования элементов фонтанных арматур скважин 97
3.1.1. Выявляемость дефектов различными методами НК 102
3.1.2. Научные основы достоверности неразрушающего контроля элементов ФА скважин 113
3.1.2.1. Разработка норм оценки качества изделий при УЗК (статистический подход) 117
3.1.2.2. Оценка качества изделий по одной измеряемой характеристике ультразвуковых колебаний 119
3.1.2.3. Оценка качества изделий по двум измеряемым характеристикам ультразвуковых колебаний 122
3.1.2.4. Оценка качества изделий по трем измеряемым характеристикам ультразвуковых колебаний 124
3.1.3. Виды чувствительности 125
3.2. Разработка методики и исследование достоверности неразрушающего контроля элементов ФА скважин в полевых условиях 128
3.2.1. Разработка методики НК элементов ФА 128
3.2.2. Исследование достоверности неразрушающего контроля элементов устьевого оборудования скважин 141
3.3. Разработка требований к методам, объемам и периодичности диагностирования элементов ФА скважин 146
3.3.1. Общие требования к проведению неразрушающего контроля 147
3.3.2. Визуальный и измерительный контроль 149
3.3.3. Ультразвуковая толщинометрия 150
3.3.4. Ультразвуковой контроль 151
3.3.5. Магнитопорошковый контроль 152
3.3.6. Цветная дефектоскопия 153
3.3.7. Определение твердости 154
3.3.8. Лабораторные исследования металла 154
3.3.9. Акустико-эмиссионный контроль 156
3.3.10. Прочностные расчеты и исследования 156
Выводы к главе 3 158
4. Совершенствование практических методов диагностирования и технических решений по предупреждению чрезвычайных ситуаций при эксплуатации ФА скважин 159
4.1. Совершенствование НТД, определяющих методы обеспечения безопасности и предупреждение чрезвычайных ситуаций при эксплуатации ФА скважин 159
4.2. Анализ результатов диагностирования и состояния противоаварийной устойчивости ФА скважин ОНГКМ 181
4.3. Оценка эффективности диагностических и профилактических методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации скважин ООО "Оренбурггазпром 191
4.3.1. Оценка возможного ущерба от открытого фонтанирования нефтяной и газовой скважин 191
4.3.1.1. Открытое фонтанирование газовой скважины 192
4.3.1.2. Открытое фонтанирование нефтяной скважины 195
4.3.1.3. Расчет экономической эффективности от снижения рисков аварий и ЧС 197
4.4 Разработка технических решений по испытанию на прочность и плотность ФА скважин 198
Выводы к главе 4 207
Заключение 209
Литература 211
- Разрушение крестовины ФА скважины №668 ПО "ОГД
- Результаты исследований на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением
- Виды чувствительности
- Оценка эффективности диагностических и профилактических методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации скважин ООО "Оренбурггазпром
Введение к работе
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 - II2S и СОг, 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 сква-
л жин на ОНГКМ кроме упомянутых выше причин обусловлена достаточно /
сложной их конструкцией, огромным общим количеством составляющих ФА элементов (каждая из ФЛ 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 перазрушающего 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 ФЛ скважин на месторождениях сероводородсодержащего газа для предупреждения ЧС при их эксплуатации.
Для достижения этой цели в работе:
Проведен анализ причин ЧС на скважинах месторождений сероводородсодержащего газа в целях выявления элементов ФЛ скважин, в наибольшей мере способствующих возникновению ЧС.
Дано научное обоснование применения методов НК для оценки технического состояния ФА скважин.
Определены с помощью НК техническое состояние ФА скважин и возможность их дальнейшей безопасной эксплуатации.
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 сероводородсодержащсго природного газа.
2. Впервые в отрасли создан комплекс организационно-технических решений и технических средств по диагностированию ФА скважин на месторождениях сероводородсодержащсго 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 газоиефтедобывающих 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 ФЛ скважин, принять и своевременно реализовать рациональные решения, исходя из знания этого состояния.
Основные научные положения и 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 000 "Оренбурггазпром".
На защиту выносятся следующие положения:
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.
Научно-методические основы диагностирования и оценки безопасности ФА скважин.
Методика диагностирования ФА скважин.
Разрушение крестовины ФА скважины №668 ПО "ОГД
Разрушение крестовины ФА скважины №668 УКПГ-10 ПО "ОГД" зафиксировано 10 декабря 1979 года. Данная крестовина была поставлена австрийской фирмой "Хюбнер-Вамаг" по контракту №50-52/83878 в 4-м квартале 1978 года. Крестовина изготовлена фирмой "Крезо-Луар" (Франция), из сплава марки 3122 ("Уранус-50") и предназначалась для эксплуатации в средах, содержащих до 6% об. H2S и 5% об. С02 при температуре окружающей среды от -40С до +40С и давлении до 21 МПа (210 йарґеді разрушением ФА скважины подвергалась воздействию рабочей среды, содержавшей до 4,5% H2S и 1,5% С02 при давлении порядка 12,5 МПа (125 кгс/см2) и температуре от +30С до -30С.
Внешний вид структуры крестовины в плоскости излома показан на рис. 1.10. При изучении структуры изломов установлено, что разрушение начиналось на внутренних сверленных поверхностях и распространялось к ее наружным поверхностям по наиболее ослабленной плоскости сечения. Vamag" ФА скважины №668 УКПГ-10 ПО "ОГД", разрушившейся в 1979 г.
Разрушение материала крестовины имело смешанный хрупко-вязкий характер. Остановка трещин по всем направлениям их распространения произошла на границах перехода от крупнозернистой к мелкозернистой структуре в поверхностном слое металла, который в процессе изготовления подвергался наиболее интенсивному охлаждению.
Микроструктура металла в изломе аустенитно-ферритная со значительным количеством вторичного аустенита ("у"-фаза). Содержание ферритной фазы около 60% (определено металлографически), хрупких структурных составляющих и значительного количества карбидов в материале не обнаружено. В материале имелось большое количество мелких неметаллических включений, содержание которых в ТУ не оговорено. Трещины зарождались и распространялись преимущественно по границам ферритных зерен (местам стока дислокаций) и цепочкам неметаллических включений.
По результатам проведенных исследований были сделаны следующие выводы.
1. Разрушение крестовины имело смешанный характер: в зоне зарождения и развития трещин - вязко-хрупкий, в зоне долома - хрупкий.
2. Трещины зарождались по границам ферритных зерен или цепочкам неметаллических включений.
3. В средней части крестовины материал имел крупнокристаллическую структуру, однако по всем контролируемым характеристикам соответствовал требованиям ТУ на сталь марки 3122 ("Уранус 50") и обладал высокими характеристиками пластичности и вязкости: 5 = 31,7%, \/ = 64,2% и а„ = 29,5 кгс-м/см2.
4. Хрупких структурных составляющих в материале крестовины не обнаружено.
5. На основании полученных данных сделано предварительное заключение, что разрушение крестовины произошло в результате совместного воздействия нескольких факторов, в частности, наличия в материале трещино-образных дефектов, объемного напряженно-деформированного состояния материала, коррозионно-активной среды под высоким давлением. Для однозначного установления причины разрушения крестовины необходимы дополнительные данные.
Разрушение адаптера фонтанной арматуры скважины №178 Управления по разработке и освоению новых месторождений (УРиОММ) предприятия "Оренбурггазпром" произошло в октябре 1995 года.
Адаптер был изготовлен в 1993 году из стальной поковки (материал поковки - хромо-никелевый сплав AISI 414 ASTM А 276) на Венгерско-Российском предприятии по производству нефтегазового оборудования СП "ДКГ - ИСТ" и рассчитан на работу при давлении до 35 МПа и температуре от-42С до +120С в среде природного газа с содержанием H2S и СО2 до 6%. На скважине №178 УРиОНМ адаптер был установлен в ноябре 1994 года.
После разрушения адаптера были проведены исследования свойств его материала и характера разрушения. В частности, были проведены визуально-оптический контроль, цветная дефектоскопия, анализ химического состава, механические испытания и металлографические исследования материала адаптера.
При визуальном контроле и цветной дефектоскопии на наружной поверхности адаптера (между верхней и нижней частями) на диаметре 244 мм были обнаружены 2 раскрытые трещины: одна длиной 85 мм по дуге, другая - длиной 240 мм по дуге. Смещение между трещинами составляло около 8 мм. Трещины имели вид прерывистой ломанной линии.
На внутренней поверхности адаптера, контактирующей с верхней частью подвески НКТ, была обнаружена раскрытая трещина длиной около 130 мм, проходящая по дуге радиусного перехода с выходом на торец нижнего фланца.
Вмятин, забоин и других механических повреждений в отверстиях под шпильки, на привалочных и посадочных поверхностях обнаружено не было.
На внутренней торцевой поверхности адаптера (месте соприкосновения подвески НКТ и адаптера) и ближайшей к ней цилиндрической поверхности обнаружены незначительные коррозионные поражения в виде отдельных язв диаметром до 1 мм и глубиной от 0,15 до 0,3 мм.
Фрактография изломов и исследование микроструктуры металла показали, что разрушение носило хрупкий межзеренный характер. Было установлено, что хрупкому разрушению способствовали выделения карбидных частиц по границам первичных аустенитпых зерен.
По результатам проведенных исследований были сделаны следующие выводы:
1. Очаг зарождения трещины, приведшей к разрушению адаптера фонтанной арматуры скважины №178, находился на внутренней поверхности адаптера в месте перехода торцевой (месте соприкосновения подвески НКТ) к цилиндрической части. Характер разрушения - хрупкий, по границам зерен.
2. Подрастание и лавинообразное развитие трещины носило хрупкий характер без явных признаков пластической деформации.
3. По химическому составу металл адаптера соответствовал требованиям стандарта ASTM А 276 к стали AISI 414 и ТУ завода-изготовителя.
4. По механическим свойствам металл адаптера не соответствовал требованиям стандарта ASTM А 276 к стали AISI 414 и ТУ завода-изготовителя в части пластических характеристик (5 20%) и значений ударной вязкости (KCV 3,5 кг-м/см2 при t = -42С).
5. Анализ микроструктуры металла адаптера выявил наличие карбидных частиц по границам первичных аустенитпых зерен, что подтверждает низкие пластические свойства материала и механизм межзеренного хрупкого разрушения.
6. Причиной разрушения адаптера явилось нарушение поставщиком поковки технических требований по механическим свойствам.
Результаты исследований на сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением
Основным требованием по коррозионной стойкости, предъявляемым к материалам ФА, эксплуатируемой на месторождениях, содержащих H2S и СО2, является стойкость против сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением (СКРН). В рамках настоящей работы испытания на стойкость материалов элементов ФА к СКРН проводились по методике МСКР 01-85 [59], разработанной на основе методики NACE ТМ 0177 -96 [60]. При испытаниях определялось время до разрушения образцов, подвергнутых растягивающему напряжению.
Образцы выдерживались под напряжением 0,7 и 0,8 от нормативного предела текучести Со,2 равного 4200 кгс/см" в 5%-иом водном растворе NaCI с добавлением 0,5% СН3СООН, насыщенном M2S при температуре +23С с начальным значением рЫ = 3,4. Установленное стандартом время выдержки образцов составляло 720 часов
Примечание: - образцы вырезались из противоположных сторон корпуса задвижки.
Из результатов, приведенных в табл. 2.6, следует, что при напряжении 0,8 То,2 один из образцов металла специального фланца фирмы "Hubner Vamag" не выдержал испытания. Металл специального фланца "FMC" при напряжениях 0,7ао.2 и 0,8ао,2 испытания выдержал. Использование образцов металла из различных зон детали обеспечило усредненность результатов испытаний. Образцы металла задвижек также выдержали испытания при напряжениях 0,8 То,2 Таким образом, металл адаптеров и корпусов задвижек в основном выдержал испытания под напряжением 0,8ао,2, что свидетельствует о его достаточно высокой стойкости к СКРН в сероводородсодержащей среде.
Поскольку из практического опыта известно, что в литых изделиях, работающих в сероводородсодержащей среде, водородно-индуцированного растрескивания (ВИР) не наблюдается, то в настоящей работе исследований по оценке подверженности ВИР элементов ФА скважин не проводилось.
Из практики лабораторных и полевых испытаний материалов на подверженность СКРН известно, что данному виду коррозионного растрескивания способствуют повышенные напряжения в теле изделия. Причем с повышением уровня напряжений в изделии подверженность его разрушению от СКРН возрастает. Для каждого конкретного материала имеется пороговое значение напряжения, до достижения которого СКРН не происходит. Исходя из результатов исследований, приведенных в разделе 2.2.5, таким значением для материала "Уранус 50" в модельной сероводородсодержащей среде является 0,8CJO,2- В этой связи задачей исследования одной из возможных причин разрушения элементов ФА являлось определение фактических напряжений в элементах ФА и сравнения их с найденным пороговым значением.
Данное определение в рамках настоящей работы выполнялось экспериментальным и расчетным путями. Экспериментальное определение напряжений, в частности, в адаптерах ФА, выполнялось путем тензометрироваиия.
2.2.6.1. Определение напряжении в стенках элементов (адаптерах) ФА скважин путем тензометрироваиия
В связи с тем, что направления главных напряжений (окружные и осевые) в контролируемых точках исследуемой оболочки (адаптера) известны, то для измерений использовали одиночные тензорезисторы.
При выполнении экспериментальных исследований напряженно-деформированного состояния (НДС) адаптера применяли схему "полумоста", в которой два плеча (два тензодатчика) моста были вынесены за пределы измерительного устройства, а остальные размещены в измерительном устройстве. Компенсационный тензодатчик полумоста размещали на специальной компенсационной пластине из металла, схожего с металлом исследуемой конструкции. При проведении экспериментальных исследований пластину с компенсационным тензодатчиком крепили на адаптере ФА с помощью струбцины. Толщину компенсационной пластины выбирали из условия обеспечения достаточной жесткости. При измерениях один компенсационный тензо-резистор, устанавливали на группу из 20...30 рабочих тензорезисторов. Данная схема обеспечивает высокий уровень компенсаций температурной погрешности при измерении статических деформаций в условиях постоянных или меняющихся со скоростью до 3С/мин температур. Наклейку тензорези сторов осуществляли клеем "БФ-2" с соблюдением общепринятых правил. Для регистрации изменения сопротивления тензодатчиков использовали цифровой автоматический тензоизмеритель (ЦАТ), состоящий из автоматического 100 позиционного прецизионного переключателя АП-3 и цифрового тензоизмерителя (ЦТИ).
Перед началом эксперимента производили тарировку тензодатчиков на тарировочном устройстве — балке равного сопротивления, на которую наклеиваются два активных тензодатчика: один на растяжение, другой на сжатие. С помощью тарировочного устройства устанавливалась зависимость между величиной деформации конструкции и величиной отклонения измерительного прибора (коэффициент пересчета показаний прибора и реальной деформации).
Оценка точности результатов измерений деформаций с помощью проволочных тензодатчиков определялась методом измерения, точностью контрольно-измерительных приборов, условиями и способами измерения. Суммарная погрешность "5s" косвенного измерения может быть определена через погрешности измерений (при соблюдении условия линейной зависимости измеряемой величины от чувствительности датчика, усилителя, отчетного устройства и т.д.) следующим образом: S = ZSf (2.1) i=l где 8; - предельная погрешность і-го элемента измерительного тракта. При измерении величин на основании статистических данных погрешность косвенного измерения может быть определена из выражения: 51=5 +252+25 , (2.2) где 5мсх - предельная погрешность механической тарировки датчиков; 50 - предельная погрешность отчетного устройства; 5ус - предельная погрешность усилителя. Два последних члена формулы (2.2) удвоены в связи с тем, что усилитель и отчетное устройство используются в измерениях дважды: при тарировке и записи регистрирующих процессов. Предельная относительная погрешность отчета по цифровому табло составляет 2...5%. Предельные относительные погрешности 5ус и бмех составляют соответственно 3 и 5%. Предельная суммарная погрешность измерений, на основании (2.2) составляет не более 8%.
Виды чувствительности
Выше упоминались различные виды чувствительности ЫК. Считаем целесообразным еще раз дать перечень видов чувствительности применительно к УЗК элементов ФА скважин в систематизированном порядке. Чувствительность контроля является важнейшим параметром, определяющим его достоверность. Различают несколько видов чувствительности: реальную, абсолютную, предельную, браковочную, поисковую и условную.
Реальная чувствительность определяется минимальными размерами реальных дефектов, которые могут быть обнаружены в контролируемом объекте данного вида при выбранной настройке дефектоскопа. В силу различных отражающих свойств реальная чувствительность к трещинам будет отличаться от реальной чувствительности к включениям и т.д. Численное выражение реальной чувствительности определяется на основании статистического анализа дефектов контролируемых объектов данного вида, проверенных ультразвуком и подвергшихся металлографическим испытаниям.
Абсолютная чувствительность характеризует максимально достижимую чувствительность электроакустического и электрического трактов дефектоскопа к акустическим сигналам. Она может измеряться величиной резерва чувствительности (в дБ) при полностью введенных регуляторах усиления и мощности по отношению к опорному донному сигналу от плоскости, расположенной на расстоянии от искателя 1 = ст/2 (с - скорость распространения импульса УЗК в материале изделия; т - время распространена импульса УЗК до отражающей плоскости и обратно).
Эта характеристика необходима для оценки потенциальных возможностей дефектоскопа с данным искателем, для метрологического сравнения дефектоскопов различного типа между собой и т.д..
Современные УЗ-дефектоскопы имеют высокую абсолютную чувствительность 80 - 100 дБ. Контроль на произвольном уровне чувствительности дефектоскопа может привести или к неоправданной отбраковке вследствие регистрации эхо-сигналов от мелких неопасных дефектов или структурных неоднородностей, или к пропуску опасных дефектов. Поэтому обнаружение дефектов, оценка их величины и отбраковка продукции должны произво диться на строго определенных уровнях чувствительности, перечисленных ниже.
Предельная чувствительность является основным параметром контроля и определяется наименьшей эквивалентной площадью дефекта, расположенного на данной глубине в тест-образце данного вида и уверенно выявляемого при заданной настройке регуляторов дефектоскопа. Часто этот уровень чувствительности называют контрольной чувствительностью, а плоскодонное отверстие или уголковый отражатель, по которому настраивается этот уровень - контрольным отражателем. Предельная чувствительность обычно регламентируется соответствующими нормативными документами.
Браковочная чувствительность характеризуется максимальной величиной эквивалентной площади дефекта, предельно допустимого по действующим техническим условиям для данного изделия. Обычно ее уровень несколько ниже, чем уровень предельной чувствительности.
Поисковая чувствительность определяет уровень усиления дефектоскопа при поиске дефектов. Необходимость ее введения обусловлена тем, что предельная чувствительность дефектоскопа в процессе сканирования существенно ниже, чем при неподвижном положении искателя. Величина поисковой чувствительности не должна строго регламентироваться в производственных методиках и инструкциях. Обычно она на 5 - 8 дБ превышает уровень предельной чувствительности.
Условная чувствительность. В ряде случаев (например, при арбитражном контроле) предельную или браковочную чувствительность удобно фиксировать с помощью какого-либо дополнительного эталона, обладающего строго заданными и постоянными акустическими свойствами. Для этой цели ГОСТ 14782-86 [75] предусмотрен эталон №1 из оргстекла, позволяющий перевести соответствующую чувствительность в условную.
Мерой условной чувствительности является глубина отверстия, эхо-сигнал от которого по амплитуде эквивалентен предельной или браковочной чувствительности.
Таким образом, на основании вышеизложенных положений научно обоснованы и выбраны для практического использования в полевых условиях оптимальные методы НК элементов ФА скважин. Такими методами являются: основным -ультразвуковой, позволяющий выявлять наиболее опасные дефекты - радиальные трещины, а также другие опасные дефекты - расслоения, включения, каверны на внутренней поверхности и т.п.; дополнительными — визуальный, измерительный, вихретоковый, капиллярный.
Комплексное применение выбранных для применения методов НК обеспечивает получение достаточно достоверных данных, позволяющих надежно оценивать текущее состояние оборудования ФА скважин и прогнозировать их работоспособность на перспективу.
В то же время каждый из методов должен быть адаптирован к имеющемуся объекту и имеющимся условиям контроля.
Методики НК, в частности УЗК, элементов ФА скважин в полевых условиях в рамках настоящей работы разрабатывались для каждого конкретного элемента с учетом особенностей его конструктивного и материального исполнения.
В целях сокращения объема описания сущности разработки таких методик ниже приведено описание алгоритма разработки методики НК только для адаптеров фирм "FMC" и "Hubner Vamag", как элементов ФА, наиболее подверженным повреждениям.
Разработка методики НК адаптеров, изготовленных из материала "Ура-нус-50", после первичного ознакомления с проблемой представлялась довольно сложной. Последнее было обусловлено как свойствами и структурой материала, так и особенностями конструкции адаптеров, особенно в сборе с
хвостовиком для подвески в нем колонны насосно-компрессорных труб (ГІКТ).
Предпринимавшиеся вначале попытки проконтролировать состояние адаптеров, установленных на скважинах, с помощью ультразвука, а также с помощью других неразрушающих методов (вихретокового, "магнитной памяти" металла) не дали положительных результатов. Этому, как упомянуто выше, не способствовали ни свойства металла, ни особенности конструкции, ни характер повреждений.
Так, ультразвуковой метод контроля очень осложнялся грубокристалли-ческой структурой и толщиной металла, способствовавшим сильному рассеиванию и затуханию ультразвукового сигнала. Вихретоковый метод, предназначенный в основном для выявления поверхностных дефектов, не позволял выявить трещины, возможно находящиеся на значительной глубине ( 20 мм) от наружной поверхности.
Метод "магнитной памяти" металла хотя и позволял получить какую-то информацию о напряженно-деформированном состоянии (НДС) адаптеров, не давал конкретной информации о наличии или отсутствии в их металле дефектов.
Предполагалось использовать для контроля состояния адаптеров также рентгенографию или радиографический метод, однако после ознакомления с конструктивными особенностями адаптеров в эффективности и целесообразности этих методов возникли большие сомнения и от их применения отказались. После экспресс-апробации ультразвукового, вихретокового методов и метода измерения "магнитной памяти" металла в условиях эксплуатации скважин их исследования были продолжены в лабораторных (цеховых) условиях.
Оценка эффективности диагностических и профилактических методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации скважин ООО "Оренбурггазпром
Вследствие удаленности скважин от промышленных и селитебных зон, наибольший ущерб от открытого фонтанирования может быть нанесен окружающей природной среде.
Расчет ущерба и платы за загрязнение атмосферного воздуха, поверхностных и грунтовых вод вследствие разлива нефти, выброса токсических веществ, их горения при аварийных ситуациях на скважинах производится в соответствии с положениями Постановления правительства РФ [125].
Основными факторами, определяющими величину ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях на скважинах, являются: 1) количество выделивіпейся нефти и распределение ее по компонентам окружающей среды; 2) площадь и степень загрязнения земель; 3) площадь и степень загрязнения водных объектов; 4) количество токсичных веществ, выделившихся в атмосферу; 5) количество токсичных продуктов горения. При определении ущерба использована нормативно-методическая база [125-130]. 4.3.1.1. Открытое фонтанирование газовой скважины Для оценки подлежащего компенсации ущерба окружающей природной среде в качестве исходной модели для расчета принят открытый фонтан газовой скважины (скважина выбрана произвольно).
Исходные данные: - токсичный компонент - сероводород; - дебит аварийного фонтанирования - 300 тыс.м3/сут.; - продолжительность выброса - принимается не более 2,0 часов; - содержание токсичного компонента в выбросе - 1,5 % объемн..; - содержание природных меркаптанов (по сере) — 0,6 % объемн.; - плотность сероводорода - 0,0015 т/ м"; - плотность меркаптанов (усред.) - 0, 000868 т/м3. Расчет ущерба, подлежащего компенсации, окружающей природной среде от выбросов вредных веществ в атмосферу применительно к указанной модели аварийного фонтанирования выполняли по формуле: 192 где Укв - ущерб, подлежащий компенсации, от загрязнения природным газом атмосферы, рассчитывается как плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента 5.
Базовый норматив платы 11(-,,, и коэффициент экологической ситуации К = 2,0 (для Оренбургской области) определяются в соответствии с Базовыми нормативами платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окружающую среду и размещение отходов (Приложение к постановлению 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"). Коэффициент индексации К„ = 110,92 (Распоряжение администрации Оренбургской области № 32 П от 07.03.2002 года "Об установлении коэффициента индексации платы за загрязнение окружающей природной среды на 2002 год").
Масса углеводородов при сжигании газа (Mi) определяется по формуле: МІ = КІ х В„ (4.3) где Вг - количество сжигаемого газа, определяемое по формуле: 13г = ДхрхТ, (4.4) где Д - суточный дебит газа, м3/сут.; Р - плотность газа по метану, т/м3; Т - время ликвидации фонтана, сут. Тогда В,- = 300 000 х 0,000717x1= 215 т. К; - экспериментально установленный коэффициент. При отсутствии устройства для бездымного сжигания газов в расчетах загрязняющих веществ необходимо принять следующие значения Kj: для СО -0,25; СН-0,03; N,«-0,002; для сажи-0,03. Определение количества выбросов сероводорода, двуокиси серы и меркаптанов производится по формулам:
Похожие диссертации на Совершенствование методов предупреждения чрезвычайных ситуаций при эксплуатации фонтанных арматур скважин на месторождениях сероводородсодержащего природного газа
