sbornik_FTT_2015_1__1

70

Газонасыщенный объем зоны дренирования скважины W ^ будет равен произведению уловного дебита Q0 скважины при пластовом давлении равном атмосферному и времени стабилизации t:

(1)

a

С другой стороны, этот объем можно определить через радиус дренирования скважины Rdl, с учетом коэффициента газонасыщения пласта а как

Жпор = тпИЯдра, (2)

пор

Определение и контроль объема и радиуса дренирования для всего фонда рабочих скважин ПХГ дает возможность более точно оценить рабочий объем дренирования хранилища в целом, отслеживать динамику его изменения, оценивать интерференцию скважин, прогнозировать режим выборочного нагнетания газа в пласт.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Пмер Р.Ф. Шдземне збер^ання газу. Частина 1: Створення тдзем-

них сховищ газу / Р. Ф. Пмер, П. Р. Пмер, М. П. Деркач. — Львiв : Центр Свропи, 2007. — 224 с. — ISBN 978-966-7022-73-0.

2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / [Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева]. М. : Недра, 1980.— 301 с.

УДК 624.151.2; 624.139.34

РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ БЕРЕГОВЫХ НЕФТЕТРАНСПОРТНЫХ СООРУЖЕНИЙ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

М.Г. Губайдуллин, Д.В. Бурков, М.В. Бадратдинов Северный (Арктический) ФУ имени М.В. Ломоносова

XXI век характеризуется значительными изменениями природных процессов, в том числе и на границе контакта «суша - море». В связи с потепле-

71

нием арктического климата увеличивается частота сильных ветров с экстремальными морскими волнами. Потепление также влияет состояние и устойчивость многолетнемерзлых пород (ММП), происходит эрозия береговой зоны. Ежегодно Россия теряет 20-30 кв. км своей территории из-за таяния и разрушения мерзлых берегов [1].

В связи с этим возрастает актуальность проблемы укрепления береговой инфраструктуры Арктики, и способов обеспечения промышленной безопасности на предприятиях нефтегазовой отрасли. Данную проблему можно рассмотреть на примере поселка Варандей, расположенного на побережье юговосточной части Баренцева моря. В 1993 году из-за размыва морской береговой линии и разрушения сооружений этот район был признан зоной стихийного бедствия. С конца 80-х до 2000-х годов глубина размыва береговой зоны волновыми процессами возросла до 250-300 м. К примеру, под воздействием шторма 24 июля 2010 года были частично размыты волновыми воздействиями грунтовая насыпь и дорожное покрытие, технологические площадки под другими объектами Варандейского нефтеотгрузочного терминала. Отсюда вытекает необходимость разработок, обеспечивающие защиту сооружений от морских негативных воздействий.

На кафедре транспорта, хранения нефти, газа и нефтепромыслового оборудования Института нефти и газа САФУ имени М.В. Ломоносова разработан, и запатентован способ строительства защитной дамбы на побережье арктического моря. Сущность предлагаемой технологии возведения гидротехнических сооружений заключается [2] в том, что сооружение, например, дамба, возводимое на побережье арктического моря одновременно выполняет функции, как дороги, так и защиты объектов, расположенных на верхних морских террасах (рис. 1).

Конструкция дамбы включает отсыпку песчаного основания 1, слой искусственного щебня 2 (полученный из термоокисленного грунта), нижнюю часть обоймы 3, обойма армируется стальными сетками 4, водоприемный коллектор 5 и водосточные трубы 6, грунтовую дамбу 7, сетку 4. Дамба упрочнена

73

лей на дамбу происходит перемещение льдин по пологому склону приурезового откоса к верхней части сооружения и аккумуляция льда на верхних террасах побережья.

Другим важным направлением обеспечения безопасности эксплуатации инженерных сооружений нефтеотгрузочного комплекса является обоснование технологии обустройства сети и методики проведения инженерногеокриологического мониторинга состояния грунтовых оснований фундаментов поверхностного типа для резервуаров в условиях многолетнемерзлых пород (ММП), с целью обеспечения безопасности эксплуатации инженерных сооружений Варандейского нефтеотгрузочного терминала.

Для исключения теплового влияния резервуаров с нефтью на мерзлые грунты основания предложен комплекс мероприятий инженерной защиты, который не позволяет грунтам снижать свою несущую способность. Решить проблему надежности фундаментов в таких сложных условиях удалось с помощью термостабилизацииискусственного замораживания термостабилизаторами талых и понижения температур мерзлых грунтов в основании резервуаров[3].Применение совместно с термостабилизацией поверхностных оснований мелко заглубленного фундамента, опирающегося на кровлю ММП, оказывает более щадящее воздействие на слабые, пластичные породы, чем обустройство фундамента свайного типа. Тем самым достигается большая стабильность основания, на котором располагается резервуар.

Инженерно-геокриологический мониторинг основания резервуарного парка состоит из мероприятий, предназначенных для каждого резервуара и включает наблюдения за температурами грунтов основания, деформациями фундаментов, состоянием влажности грунтов основания, работой охлаждающих устройств[4].

Сеть инженерно-геокриологического мониторинга площадки резервуарного парка РВС-50000 Варандейского терминала состоит из:

-глубинных реперов;

-грунтовых и деформационных марок;

75

Кроме того, для определения значений просадок используется система наблюдений за высотными отметками деформационных марок, установленных по периметру (8 шт.) резервуара. Дополнительно организовано наблюдение за пучением грунта отсыпки. Для наблюдения за пучением грунта устанавливаются грунтовые марки. Грунтовые марки для измерения вертикальных деформаций грунтов поверхностного типа, устанавливаются на поверхности земляного сооружения.

Таким образом, разработанные предложения направлены на обеспечение устойчивости и целостности грунтовых оснований и фундаментов в условиях ММП. Их применение в условиях Арктики позволит обеспечить промышленную безопасность нефтетранспортных сооружений, а значит, сведет к минимуму возможный экологический и экономический ущерб.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Новые риски для Северного морского пути: экстремальные штормы, айсбер-

ги и эрозия берегов. URL: Ы±р://минобрнауки.рф/новости/4900 (дата обращения 04.04.2015).

2.Заявка № 2011106616 Приор. 22.02.11 (РФ), МПК Е01С 3/06; Е02В 3/02. Способ строительства защитной дамбы на побережье арктических морей /М.Г.

Губайдуллин, А.В. Конюхов, В.В. Амбаров, Д.А. Конюхов.

3.Вахаев В.Г., Губайдуллин М.Г., Козякова Е.С., Бурков Д.В. Анализ типов фундамента для нефтяных резервуаров Варандейского терминала с целью снижения воздействия на многолетнемерзлые породы // Сб. научн. трудов «Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Европейского севера России». Отв. ред. М.Г. Губайдуллин. - Архангельск: АГТУ, 2007. Вып. 2. - С. 13-

4.Бурков Д.В., Губайдуллин М.Г. Геокриологический мониторинг Варандейского прибрежно-морского нефтеотгрузочного комплекса в Ненецком автономном округе /НТЖ Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 2010. Т. 1. С. 36-39.

76

УДК 621.643

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЗАИМОСВЯЗИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ И МАГНИТНОГО ПОЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

С.С. Гуськов, В.В. Мусонов, ОАО «Гипрогазцентр», г. Нижний Новгород

Для обеспечения надежного и бесперебойного функционирования систем магистрального трубопроводного транспорта необходим периодический контроль технического состояния трубопроводов, в том числе контроль изменений напряженно-деформированного состояния металла труб. Используемые в настоящее время неразрушающие методы определения механических напряжений требуют обеспечения доступа к поверхности металла трубопровода. Имеются сведения о применении для оценки напряженно-деформированного состояния дистанционных магнитных методов, основанных на измерении постоянного магнитного поля трубопровода с поверхности грунта [1]. Возможность использования таких методов основана на взаимосвязи между магнитными характеристиками ферромагнитного объекта и его напряженнодеформированным состоянием [2]. Однако способы, применяемые для определения участков трубопроводов с повышенными механическими напряжениями по результатам магнитометрических измерений, не являются достаточно достоверными и надежными. Поэтому весьма актуальной является задача разработки обоснованных дистанционных магнитных методов оценки изменения напряженно-деформированного состояния стальных конструкций.

Вданной работе представлены результаты магнитометрических измерений при изменении внутреннего давления в испытательном стенде, сваренном из дефектных труб, вырезанных из различных магистральных газопроводов. Цель измерений - экспериментальная оценка возможности определения изменения механических напряжений в трубопроводе на основании периодических дистанционных измерений постоянного магнитного поля.

Входе работы исследовано влияние внутреннего давления на распределение магнитного поля над осью трубы, а также влияние циклического нагружения на поведение магнитного поля. Установлено, что величина изменения

77

магнитного поля при изменении нагрузки существенно различается для различных точек измерения, что связано с различиями исходной намагниченности труб, из которых сварен испытательный стенд. Кроме того, величина изменения магнитного поля зависит от истории изменения механических напряжений в объекте контроля. При периодическом изменении механических напряжений наблюдается эффект перехода от необратимого к обратимому изменению магнитного поля после нескольких циклов изменения давления.

Проведенные исследования показали, что путем сравнения результатов периодических магнитометрических измерений могут быть определены участки подземных трубопроводов, на которых в процессе эксплуатации происходят изменения напряженно-деформированного состояния. На основании результатов исследований разработана индикаторная методика, позволяющая установить факт изменения механических напряжений. Такая методика может иметь практическую значимость, так как для трубопроводов, не оборудованных современными системами мониторинга деформаций, в настоящее время не имеется других способов оценки изменения напряженно-деформированного состояния, которые реализуются без доступа к поверхности металла трубопровода. Определены условия применения и ограничения разработанной методики.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Крапивский, Е.И. Дистанционная магнитометрия газонефтепроводов / Е.И. Крапивский, В.О. Некучаев. - Ухта: УГТУ, 2011. - 142 с.

2.Бозорт, Р. Ферромагнетизм / Р. Бозорт. - М.: Издательство иностранной литературы, 1956. - 784 с.

УДК 620.165.29

ПРОБЛЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СИСТЕМ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК НА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДАХ

О.А. Дмитриев, ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа

Вопросы методологии систем обнаружения утечек (СОУ) и их практической реализации многократно обсуждались на различных конференциях [1, 2].

79

Исходя из вышесказанного, можно выделить несколько задач, которые необходимо решить для эффективного функционирования СОУ на промысловом трубопроводе:

1. Создание усовершенствованного алгоритма обнаружения утечек, основанного на адекватной математической модели течения среды.

2.Рассмотрение вариантов применения СОУ уже на этапе проектирования трубопровода. Учет потребности СОУ в дополнительных средствах измерения.

3.Использование альтернативных источников энергии для питания полевых средств измерения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Afifi bin MdAkib, Nordin bin Saad, VijanthAsirvadam. Pressure Point Analysis for Early Detection System. 2011 IEEE 7th International Colloquium on Signal Processing and its Applications.Q 103 - 107.

2.Pipeline Leak Detection Technology 2011 Conference Report. Anchorage. Alaska [Электронный ресурс]. Прямая ссылка: https://dec.alaska.gov/spar/ipp/docs/Final%20PLD%20Technology%202011%20Co nference%20Report%20March%202012%20-%20Revised%20041912.pdf 3.РД-13.320.00-КТН-223-09. Руководящий документ. Системы обнаружения утечек комбинированного типа на магистральных нефтепроводах. Общее техническое задание на проектирование, изготовление и ввод в эксплуатацию. 4.Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: изд-во «Недра», 1973, стр. 280.

5.А.А. Коршак. Проектирование и эксплуатация газонефтепровод. Учебник для вузов / А. А. Коршак, А. М. Нечваль; Под ред. А. А. Коршака. — СПб.: Недра, 2008. — 488 с.

6.Вадим Оноприюк. Небо и земля. Трубопроводный транспорт нефти. №3/2015. С. 24 - 29.