Конструкции, условия эксплуатации и отказы фонтанных арматур газодобывающих скважин в условиях Севера

1.1 Конструктивное, материальное исполнение и условия эксплуатации

 

Северные нефтегазоконденсатные месторождения Западной Сибири – Надым-Пур-Тазовского региона и полуострова Ямал – по запасам углеводородного сырья для России и ОАО «Газпром» имеют стратегическое промысловое значение для добычи газа, газового конденсата (нефти) на долгосрочную перспективу [1 – 3 и др.].

В результате проведения геолого-разведывательных работ в этом регионе предприятиями ОАО «Газпром» планируется прирастить порядка 1,3 млрд. т. у.т., что позволяет прогнозировать уровень добычи, компенсирующий падающую добычу, в пределах 40 млрд. м3 газа в год [3].

Разработка и эксплуатация северных месторождений сопряжена с воздействием сложных природно-климатических условий, в том числе воздействием низких (отрицательных) температур до -60ºС.

На рисунке 1.1 представлена схема территориального положения Северных нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири и распределение минимальных климатических температур по территории, на которой они располагаются.

На схеме рисунка 1.1 нанесены значения абсолютных минимальных зарегистрированных температур воздуха, по данным [26, 27].

Разработку и эксплуатацию Северных газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири осуществляют дочерние газодобывающие общества ОАО «Газпром» – ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург». В составе этих месторождений эксплуатируются более 6 тысяч газодобывающих скважин.

 Схема территориального (географического) положения нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири

Рисунок 1.1 – Схема территориального (географического) положения нефтегазоконденсатных месторождений Западной Сибири и минимальные климатические температуры: -58 – минимальная климатическая температура, ºC

Обобщенные сведения о количестве скважин северных месторождений, а также о сроках их эксплуатации представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Сведения о количестве и сроках эксплуатации скважин северных месторождений Западной Сибири

Наименование месторождения Тип месторождения Год начала добычи Срок эксплуатации, лет Количество скважин
Уренгойское Нефтегазоконденсатное 1978 38 1910
Ен-Яхинское Нефтегазоконденсатное 1985 31 461
Песцовое Нефтегазоконденсатное 2004 12 192
Северо-Уренгойское Газовое 1987 29 159

 

Продолжение таблицы 1.1

Наименование месторождения Тип месторождения Год начала добычи Срок эксплуатации, лет Количество скважин
Ямбургское Нефтегазоконденсатное 1986 30 1506
Заполярное Нефтегазоконденсатное 2001 15 629
Медвежье Нефтегазоконденсатное 1972 44 356
Юбилейное Нефтегазоконденсатное 1992 24 122
Бованенковское Нефтегазоконденсатное 2012 4 219
Ямсовейское Газоконденсатное 1997 19 140
Вынгапуровское Газовое 1978 38 82
Комсомольское Газовое 1993 23 195
Западно-Таркосалинское Нефтегазоконденсатное 1996 20 115
Губкинское Газовое 1999 17 111
Вынгаяхинское Газовое 2003 13 41
Еты-Пуровское Газовое 2004 12 115
Всего: 6 353

 

Выполнен анализ сведений о сроках эксплуатации скважин северных месторождений. В таблице 1.2 представлены результаты анализа в виде распределения количества скважин по срокам их эксплуатации в градациях: менее 10 лет; от 10 до 20 лет; от 20 до 30 лет; от 30 до 40 лет; более 40 лет. Исследованиями установлено, что более 60% скважин находятся в эксплуатации более чем 20 лет, более 30% имеют срок эксплуатации более 30 лет (см. табл. 1.2).

Эксплуатационные скважины являются технически сложными сооружениями, их совокупность представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75¸80% стоимости всего технического оснащения современного промысла [28 – 31 и др.]. Нарушение целостности и работоспособности эксплуатационных скважин приводит к прекращению их эксплуатации, к неизбежному уменьшению добычи нефти и газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважин – процесса длительного и трудоёмкого, требующего больших инвестиций. Стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью её сооружения. Надежность фонтанных арматур определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин и газодобывающих предприятий в целом [11 – 14 и др].

 

Таблица 1.2 – Сведения о распределении количества скважин северных месторождений по срокам эксплуатации

Наименование месторождения Распределение количества скважин по срокам эксплуатации
менее 10 лет 10 – 20 лет 20 – 30 лет 30 – 40 лет более 40 лет
Уренгойское 1910
Ен-Яхинское 461
Песцовое 192
Северо-Уренгойское 159
Ямбургское 364 551 591
Заполярное 313 316
Медвежье 356
Юбилейное 122
Бованенковское 219
Ямсовейское 140
Вынгапуровское 82
Комсомольское 195
Западно-Таркосалинское 115
Губкинское 111
Вынгаяхинское 41
Еты-Пуровское 115
Всего: 1203 (19%) 1274 (20%) 1528 (24%) 1992 (31%) 356 (6%)

 

Поэтому долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта, как правило, не менее 30¸40 годам. Отсюда вытекает главное требование к качеству оборудования, используемого в эксплуатационной скважине, – его надежность [28, 31 и др.].

На скважинах, обладающих достаточно высоким давлением на забое и запасом пластовой энергии, и, обеспечивающих подъем пластового флюида с забоя на земную поверхность за счет фонтанирования, устанавливаются фонтанные арматуры [28]. Для герметизации, контроля и управления работой скважин в их конструкции применяется фонтанная арматура, состоящая из комплекта последовательно соединенных элементов различных типов – колонных и трубных головок, спец. фланцев (адаптеров), задвижек, крестовин, переводников (буферов), промежуточных и глухих фланцев. Был выполнен сбор данных о конструкциях около 6000 фонтанных арматур скважин северных месторождений. По результатам анализа этих данных было установлено, что на скважинах установлены элементы фонтанных арматур, с условными размерами проходного сечения от 2 до 13 дюймов (50 – 350 мм), на давления 14, 21, 35 МПа, отечественных и зарубежных производителей, таких как: UPETROM (Румыния), Breda Fucine (Италия), Hubner-Vamag (Австрия), заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и им. «П. Монтина» (Азербайджан, г. Баку), Нефтегаздеталь (г. Воронеж), DKG-EAST (Венгрия), Воронежский механический завод (г. Воронеж), FMC (США) и др..

Сведения о производителях и количестве фонтанных арматур, эксплуатируемых на скважинах северных месторождений, представлены в таблице 1.3. Приведённые в них обобщающие данные показывают, что наибольшее количество фонтанных арматур (80%) приходится на ряд производителей: заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и им. «П. Монтина» (37%); Воронежский механический завод (27%), DKG-EAST (16%), прочие производители – 20%.

 

 

Таблица 1.3 – Производители и количество элементов фонтанных арматур, эксплуатируемых на скважинах северных месторождений

Наименование производителей
 фонтанных арматур
Количество фонтанных арматур, находящихся в эксплуатации
Breda Fucine, Италия 88 (2%)
DKG-EAST, Венгрия 908 (16%)
FMC, США 32 (> 1%)
Hubner-Vamag, Австрия 65 (1%)
IKS, Япония 106 (2%)
Malbranque, Франция 173 (3%)
Корвет, г. Курган 207 (4%)
заводы им. «Лейтенанта Шмидта» и
им. «П. Монтина», г. Баку
2195 (37%)
Воронежский механический завод, г. Воронеж 1636 (27%)
Нефтегаздеталь, г. Воронеж 263 (5%)
UPETROM, Румыния 124 (2%)
Всего: 5797

 

Внешний вид типовой комплектации на примере фонтанной арматуры UPETROM Румынского производства представлен на рисунке 1.2, где: 1 – колонная головка; 2 – трубная головка; 3 – спец. фланец; 4 – коренная задвижка; 5 – центральная задвижка; 6 – крестовина; 7 – буферная задвижка; 8 – переводник (буфер); 9 – контрольная задвижка со стороны шлейфа; 10 и 13 – промежуточные фланцы; 11 – рабочая задвижка со стороны шлейфа; 12 – рабочая задвижка со стороны резерва; 14 – контрольная задвижка со стороны резерва; 15 и 16 – контрольные затрубные задвижки; 17 – затрубная задвижка под манометр; 18 – глухой фланец; 19 – межколонная задвижка.

С учетом того, что в составе комплекта фонтанной арматуры одной скважины применяется до 20 элементов, среднее их количество на скважинах северных месторождений достигает порядка 130 тыс. единиц.

Элементы фонтанных арматур изготовлены из литых и кованых заготовок, из углеродистых, низколегированных, нержавеющих сталей и коррозионностойких сплавов.

 Комплект фонтанной арматуры UPETROM на скважине

Рисунок 1.2 – Комплект фонтанной арматуры UPETROM на скважине

Анализ условий эксплуатации скважин северных месторождений Западной Сибири с наработкой > 20 лет показал, что в процессе эксплуатации элементов фонтанных арматур их метал подвержен деформированию от воздействия внутреннего рабочего давления до 4 МПа и выше (см. рис. 1.3 а), при климатических температурах от -60 до +40°C и испытывает эрозионное воздействие потоков рабочих сред в широком диапазоне дебетов скважин (см. рис. 1.3 б).

а) 

б)

Рисунок 1.3 – Распределения фонтанных арматур: а) – по фактическому рабочему давлению, МПа; б) – по дебету скважины, тыс. м3

Требования к конструкции, компоновкам, материальному исполнению, правилам контроля и эксплуатации фонтанных арматур газодобывающих скважин установлены положениями [32 – 34 и др.].

 

1.2 Научно-методические основы организации эксплуатации по фактическому техническому состоянию

 

Разработкам методологических основ и научно-технических решений по обеспечению безопасной и эффективной эксплуатации нефтегазового оборудования по фактическому техническому состоянию, в т.ч. фонтанных арматур газодобывающих скважин, посвящены работы многих известных ученых и специалистов в областях неразрушающего контроля и диагностирования, оценки прочности, надежности и ресурса нефтегазового оборудования с учетом повреждений технологического и эксплуатационного происхождения, в их числе Л.Р. Ботвиной, С.Н. Барышова, А.Н. Бочарова, Б.С. Вольфсона, М.М. Гаденина, В.М. Горицкого, В.А. Емелькиной, Е.Е. Зорина, В.Н. Ивановского, И. Каримова, В.В. Клюева, И.Н. Кургановой, В.М. Кушнаренко, И.Р. Кузеева, Н.А. Махутова, Ю.Г. Матвиенко, В.В. Москвичева, А.В. Митрофанова, А.М. Лепихина, П.А. Овчинникова, Б.Р. Павловского, В.Н. Пермякова, В.В. Салюкова, В.Н. Сызранцева, Г.М. Хажинского, В.В. Харионовского, О.Ф. Чернявского, А.О. Чернявского и др..

Результаты исследований и разработок в этой области изложены в трудах [6, 35 – 57 и др.].

Результаты исследований автора по оценке и обеспечению безопасной работоспособности и эксплуатации фонтанных арматур отражены в работах [7 – 10, 14, 21 – 24, 58 – 73].

Для фонтанных арматур скважин северных месторождений их производителями был определен исходный – первоначально назначенный – проектный срок их эксплуатации 10-15 лет. Учитывая текущий срок эксплуатации скважин (см. табл. 1.2), к настоящему времени около 65% фонтанных арматур прошли диагностирования и экспертизу промышленной безопасности с целью продления сроков их дальнейшей эксплуатации по фактическому техническому состоянию, около 50% фонтанных арматур прошли диагностирования от 2 до 4 раз. Наглядное распределение фонтанных арматур по количеству диагностирований представлено на рисунке 1.4.

 Диаграмма распределения фонтанных арматур

Рисунок 1.4 – Диаграмма распределения фонтанных арматур по количеству диагностирований с целью продления сроков их эксплуатации

Анализ сведений о количестве диагностирований фонтанных арматур северных месторождений (см. рис. 1.7, разд. 1.3) показывает, что ежегодное количество фонтанных арматур, подлежащих диагностированию может составлять от 400 до 800 ед.. По мере увеличения наработки количество фонтанных арматур, подлежащих диагностированию с целью продления сроков их эксплуатации по фактическому техническому состоянию продолжает увеличиваться. Наряду с увеличением количества фонтанных арматур, подлежащих диагностированию, прогнозируется увеличение количества их диагностирований – до пяти и более раз.

Замена такого количества фонтанных арматур, выработавших проектный срок эксплуатации, потребует весьма высоких инвестиций и нерациональна. В подавляющем большинстве эти фонтанные арматуры даже после длительной эксплуатации продолжают обладать требуемыми запасами работоспособности и ресурса, позволяющими продолжать их дальнейшее надежное и эффективное использование. Как показывает анализ, замена элементов фонтанных арматур при достижении ими проектного срока службы носит исключительный характер (не более 1 – 5%) (см. рис. 1.9, разд. 1.3).

Решением задачи обоснования продления эксплуатации нефтегазового оборудования, выработавшего проектный ресурс и сохранившего работоспособность, ученые и специалисты ОАО "Газпром" занимаются на протяжении последних более 25 лет. К примеру, одно из первых продлений сроков эксплуатации было выполнено по оборудованию технологических объектов Оренбургского газоперерабатывающего завода в начале 90-х годов прошлого столетия [6, 36, 39, 41]. В последующие годы учеными и специалистами Российской академии наук (ИМАШ РАН, ИМЕТ РАН и др.), отраслевых институтов (ВНИИГАЗ, ВНИИНЕФТЕМАШ и др.), эксплуатирующих предприятий (ООО "Газпром добыча Оренбург", ООО "Газпром добыча Астрахань", ООО "Газпром добыча Уренгой", ООО "Газпром добыча Ямбург", ООО "Газпром добыча Надым" и др.) и экспертно-диагностических организаций (АО «Техдиагностика», ИФДМ и др.) накоплен колоссальный позитивный опыт исследований и разработок в области оценки состояния нефтегазового оборудования выработавшего проектный срок эксплуатации, обоснования, разработки и принятия мер и мероприятий, компенсирующих воздействие факторов снижения его работоспособности, безопасности (безотказности) и эффективности эксплуатации.

Исследования и разработки в этой области выполнялись и продолжают выполняться в рамках Государственных научно-технических, Федеральных и целевых отраслевых программ [74 – 77], определяющих приоритетные направления развития науки и техники. В них задана приоритетность исследованиям по разработке мер, направленных на предупреждение отказов технических устройств и аварий при эксплуатации опасных производственных объектов промышленного комплекса. Результаты этих исследований и разработок вошли в положения Федеральных законов [15, 16], постановлений [19], нормативной документации, в том числе Ростехнадзора и ОАО «Газпром» [17, 18, 20, 78 – 89, 170, 171 и др.] и отражены в многочисленных публикациях [6, 11, 13, 35, 36, 39, 41, 42, 48–50, 55, 90–95,и др.], в том числе публикациях автора [10, 21 и др.].

Нормативными требованиями [96 – 98 и др.] установлены основные методические принципы анализа риска и критерии обеспечения допустимого риска отказа технических устройств и оборудования, эксплуатируемых в составе производственных объектов.

Теоретические и методические основы анализа работоспособности, несущей способности, ресурса и риска отказов технических систем и связанных с ними аварий техногенного характера в нашей стране были изложены в конце прошлого века в трудах С.В. Серенсена, В.П. Когаева, А.М. Качанова, Ю.Н. Работнова, Н.А. Махутова и др. [50, 94, 99 – 104 и др.]. Дальнейшее развитие научное направление по оценке и обеспечению безопасности, надежности и ресурса технических устройств, эксплуатируемых в составе опасных производственных объектов, а также оценке и обоснованию ресурса объектов техники повышенного риска для различных отраслей промышленности, в том числе эксплуатируемых в низкотемпературных климатических условиях Севера, получило в трудах ученых Н.А. Махутова, Л.Р. Ботвиной, В.Т. Алымова, Ю.Г. Матвиенко, В.В. Москвичева, А.М. Лепихина, В.Н. Пермякова, Г.В. Москвитина, М.М. Гаденина и многих др. [36, 37, 47, 48, 105, 102 и др.].

В трудах ученых и специалистов Л.Р. Ботвиной, С.Н. Барышова, Б.С. Вольфсона, В.М. Горицкого, В.А. Емелькиной, Е.Е. Зорина, В.Н. Ивановского, И. Каримова, В.В. Клюева, И.Н. Кургановой, В.М. Кушнаренко, И.Р. Кузеева, Н.А. Махутова, В.В. Москвичева, А.В. Митрофанова, П.А. Овчинникова, Б.Р. Павловского, В.Н. Пермякова, В.В. Салюкова, В.Н. Сызранцева, Г.М. Хажинского, В.В. Харионовского и др. определены основные положения и принципы организации управления безопасностью эксплуатации опасных производственных объектов нефтегазового комплекса и эксплуатируемого в их составе технологического оборудования.

Государственной стратегией, выраженной требованиями Федеральных Законов [15, 16 и др.] заданы требования и условия безопасной эксплуатации опасных производственных объектов. Требования и условия определяют приоритет мерам и решениям по предупреждению аварий. Меры и решения должны основываться на результатах диагностирования, неразрушающего контроля, оценках прочности и ресурса технических устройств в условиях эксплуатации с учетом дефектов и повреждений технологического и эксплуатационного происхождения.

Исследования технического состояния, несущей способности и ресурса фонтанных арматур и промыслового оборудования газодобывающих скважин и разработки научно-методических основ обеспечения их надежной, безопасной эксплуатации отражены в публикациях [4 – 6, 12, 13, 36, 40, 44 и др.], а также учтены в положениях нормативных документов [82 – 89, 153, 172 и др.].

На рисунке 1.5 представлена схема организации эксплуатации оборудования газодобывающих предприятий ОАО «Газпром» по фактическому техническому состоянию.

 Схема организации эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию

Рисунок 1.5 – Схема организации эксплуатации оборудования по фактическому техническому состоянию

Алгоритм диагностирования и принятия решений о продолжении эксплуатации оборудования, выработавшего проектный ресурс, представлен на рисунке 1.6.

 Алгоритм диагностирования и принятия решений о продолжении эксплуатации оборудования

Рисунок 1.6 – Алгоритм диагностирования и принятия решений о продолжении эксплуатации оборудования

При таком подходе в соответствии с законодательными и нормативными требованиями при достижении наработки фонтанных арматур проектного или ранее назначенного срока эксплуатации проводится их диагностирование – контроль, оценка технического состояния и прогнозирование ресурса. Элементы фонтанных арматур с выявленными недопустимыми дефектами, достигшими предельного состояния (ресурсного отказа) ремонтируются или заменяются работоспособными. Для элементов без дефектов или с допустимыми дефектами определяются возможность, срок и условия продолжения их дальнейшей эксплуатации до очередного диагностирования и продления сроков эксплуатации в пределах прогнозируемого остаточного ресурса, т.е. наработки до прогнозируемого ресурсного отказа.

 

1.3 Статистика диагностирований и отказов, постановка задач предупреждения хрупких разрушений фонтанных арматур.

Выполнен анализ сведений о количестве выполненных диагностирований фонтанных арматур северных месторождений Западной Сибири с целью продлений сроков эксплуатации. В результате построен график (см. рис. 1.7) временного изменения фактического количества фонтанных арматур, прошедших диагностирования с 2003 по 2013 годы и прогнозируемое количество их диагностирований до 2016 года.

Анализ сведений о количестве диагностирований фонтанных арматур северных месторождений (рис. 1.7) показывает, что ежегодное количество фонтанных арматур, подлежащих диагностированию, может составлять от 400 до 800 ед. По мере увеличения наработки происходит увеличение (см. рис. 1.7, линия тренда) количества фонтанных арматур, подлежащих диагностированию с целью продления сроков их эксплуатации по фактическому техническому состоянию до 1000 фонтанных арматур (до 20000 элементов) в год. К настоящему времени фактическое количество диагностируемых фонтанных арматур соответствует прогнозным по состоянию на окончание 2013 г.

 Временное изменение количества фонтанных арматур северных месторождений

Рисунок 1.7 – Временное изменение количества фонтанных арматур северных месторождений, подлежащих диагностированию с 2003 по 2016 годы

 

Результаты статистического анализа данных диагностирований фонтанных арматур северных месторождений подробно изложены в работах автора [21 – 24, 64 и др.].

В таблице 1.4 представлены результаты статистического анализа количества видов дефектов, повреждений и несоответствий выявленных при диагностировании фонтанных арматур. В этой таблице, в качестве примера, представлены данные результатов диагностирований фонтанных арматур скважин объектов ООО "Газпром добыча Надым" за 2011 и 2012 годы.

 

Таблица 1.4 – Количество и виды выявленных дефектов за 2011 ¸ 2012 гг. на скважинах ООО "Газпром добыча Надым"

Наименование управления УКПГ Кол-во скважин Кол-во элементов Кол-во выявленных дефектов Количество видов выявленных дефектов
несоответствия конструкции дефекты и повреждения
МГПУ УКПГ-1 41 (10%) 826 (10%) 88 (12%) 32 (36%) 56 (64%)
УКПГ-2 26 (6%) 512 (6%) 17 (2%) 17 (100%) 0
УКПГ-3 27 (6%) 504 (6%) 65 (9%) 21 (32%) 44 (68%)
УКПГ-4 36 (8%) 670 (8%) 55 (8%) 22 (40%) 33 (60%)
УКПГ-5 31 (7%) 603 (7%) 88 (12%) 22 (25%) 66 (75%)
УКПГ-6 28 (7%) 542 (7%) 28 (4%) 11 (39%) 17 (61%)
УКПГ-7 38 (9%) 737 (9%) 41 (6%) 32 (78%) 9 (22%)
УКПГ-8 49 (11%) 959 (12%) 121 )17%) 10 (8%) 111 (92%)
УКПГ-9 46 (11%) 886 (11%) 130 (18%) 31 (24%) 99 (76%)
ННГДУ Юбилейный ГП 42 (10%) 782 (9%) 6 (1%) 6 (100%) 0
Ямсовейский  ГП 65 (15%) 1261 (15%) 78 (11%) 53 (68%) 25 (32%)
Всего 429 8280 717 257 460

Согласно [173], все обнаруженные дефекты подразделяются на классы: критические, значительные и малозначительные. Такое разделение основано на оценке степени влияния каждого рассматриваемого дефекта выявленного на элементах фонтанных арматур, на их работоспособность. Малозначительным является дефект, который существенно не влияет на использование элемента фонтанных арматур по назначению и ее долговечность (например, дефекты литья – поры, раковины, шероховатости, несплошности и др. с параметрами, допускаемыми нормативными требованиями). Значительным является дефект, который существенно влияет на использование элемента фонтанных арматур по назначению и (или) на его долговечность, но не является критическим (например, дефекты литья – поры, раковины и др. с параметрами, равными предельно допустимым нормативным значениям). Критическим является дефект, при наличии которого использование элемента фонтанных арматур по назначению практически невозможно или недопустимо (например, трещины или прочие дефекты, с параметрами выше допустимых нормативных значений).

В результате выполненного статистического анализа количества выявленных дефектов, повреждений и несоответствий за 2011¸2012 годы на элементах фонтанных арматур скважин, эксплуатирующихся в ООО "Газпром добыча Надым", построены диаграммы распределений их по классам (см. рис. 1.8) согласно ГОСТ 15467–79 [173] и видам принятых решений о продолжении эксплуатации элементов фонтанных арматур (см. рис. 1.9) с выявленными дефектами.

 Распределение количества выявленных дефектов

Рисунок 1.8 – Распределение количества выявленных дефектов, повреждений, несоответствий по результатам диагностирований фонтанных арматур ООО "Газпром добыча Надым" за 2011 ¸ 2012 гг. по классам

 Распределение количества видов принятых решений о продолжении эксплуатации

Рисунок 1.9 – Распределение количества видов принятых решений о продолжении эксплуатации по результатам диагностирований фонтанных арматур ООО "Газпром добыча Надым" за 2011 ¸ 2012 гг.

Анализ диаграмм рисунков 1.8 и 1.9 показывает, что:

– из 65% элементов фонтанных арматур со значительными дефектами 41% отремонтированы и (или) на них установлены ограничения параметров эксплуатации, на 22% назначены дополнительные промежуточные контроли и 5% заменены;

– 32% элементов фонтанных арматур с малозначительными дефектами не потребовали изменения установленных параметров эксплуатации и дополнительных промежуточных контролей;

– 3% элементов фонтанных арматур с критическими дефектами заменены.

В исследовании сведений об отказах элементов фонтанных арматур северных месторождений были проанализированы статистические данные о более 850 имевших место случаях за 11 летний период с 2003 по 2013 года.

Для этого был выполнен сбор данных о наименованиях, количестве, наработке и причин их отказов элементов фонтанных арматур (см. рис. 3.1, разд. 3.1).

Установлено, что помимо ресурсных отказов элементов фонтанных арматур, выявляемых и прогнозируемых при их диагностировании, также происходят внезапные (непрогнозируемые) нарушения работоспособности (внезапные отказы) и количество таких отказов увеличивается по мере увеличения наработки (см. рис. 1.10).

 Временное распределение количества видов отказов фонтанной арматуры

Рисунок 1.10 – Временное распределение количества (N) видов отказов фонтанной арматуры:        – ресурсные отказы;        – внезапные (непрогнозируемые) отказы

 

Анализ этих данных показывает, что причинами внезапных (непрогнозируемых) отказов являются потеря герметичности затворов запорных элементов (задвижек) – 93% и растрескивание металла корпусов – 7% (см. рис. 1.11).

 Распределение причин внезапных (непрогнозируемых) нарушений работоспособности

Рисунок 1.11 – Распределение причин внезапных (непрогнозируемых) нарушений работоспособности (отказов)

Негерметичность затворов запорных элементов фонтанных арматур успешно выявляется службами газодобывающих предприятий в процессе эксплуатации при проведении функциональной диагностики и их плановых профилактических проверках работоспособности. Такие элементы в плановом порядке выводятся из эксплуатации и заменяются резервными. Резервные элементы фонтанных арматур комплектуются из новых или отремонтированных после замены элементов.

Исследования показывают (глава 3), что причиной растрескивания металла элементов фонтанных арматур в низкотемпературных условиях эксплуатации северных месторождений является снижение и исчерпание его пластичности за период эксплуатации [21, 22].

Возникновение внезапных (непрогнозируемых) отказов элементов фонтанных арматур из-за снижения пластичности и растрескивания металла увеличивает вероятность и риск их внезапных хрупких разрушений. Такие отказы и разрушения наиболее опасны, поскольку могут повлечь внезапную разгерметизацию скважины с выбросом углеводородного сырья, взрывами и пожарам, тяжкий вред для жизни и здоровья людей, производства и окружающей среды, большие затраты на ликвидацию их последствий. Один из примеров аварии на скважине из-за разрушения элементов фонтанной арматуры проиллюстрирован на рисунке 1.12.

а)

 

б)

Рисунок 1.12 – Авария на скважине (а) из-за разрушения элементов фонтанной арматуры (б)

Кроме этого, неплановые затраты и простои скважин на устранение внезапных (непрогнозируемых) отказов существенно превышают затраты и простои на плановые ремонты и замены элементов фонтанных арматур при устранении ресурсных отказов, выявляемых и прогнозируемых при их диагностировании.

Анализ распределения причин отказов (рис. 1.11) показывает, что в учтенные случаи растрескиваний металла вошли случаи выявления на корпусах элементов фонтанных арматур магистральных трещин, на стадиях, практически, предшествующих их разрушению. С учетом элементов фонтанных арматур, для которых при диагностировании не выявляются и не прогнозируются снижение, исчерпание пластичности, образование и развитие исходных трещин металла и с учетом полученных результатов исследований их кинетики (глава 3), фактическая доля причин внезапных (непрогнозируемых) отказов из-за исчерпания пластичности и растрескивания металла (рис. 1.11) может быть гораздо больше.

Применяемые при диагностировании фонтанных арматур методы неразрушающего контроля их элементов с наружной поверхности и косвенной оценки механических свойств металла по измерениям твердости в полевых условиях не позволяют выявлять и прогнозировать отказы по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла.

Таки образом, без разработки новых методов прогнозирования остаточного ресурса фонтанных арматур по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла при их диагностировании, по мере увеличения наработки, количество их внезапных (непрогнозируемых) отказов, вероятность и риск хрупких разрушений также будут возрастать. Тем самым безопасность и эффективность эксплуатации фонтанных арматур скважин и объектов газодобывающих предприятий будут снижаться.

В качестве рабочей научной гипотезы исследования было принято, что для разработки таких методов, в дополнение к применяемым методам диагностирования, может быть проведен лабораторный неразрушающий и разрушающий контроль выбранных типовых элементов фонтанных арматур бывших в эксплуатации. По результатам лабораторного неразрушающего и разрушающего контроля этих выбранных элементов могут быть определены параметры и критерии исчерпания пластичности и растрескивания металла, кинетика их изменения за период эксплуатации и отработана результативная технология неразрушающего контроля растрескивания элементов фонтанных арматур в полевых условиях.

Основываясь на этих результатах, могут быть разработаны новые диагностические алгоритмы и модели контроля технического состояния и прогнозирования ресурса фонтанных арматур на основе анализа кинетики снижения пластичности и растрескивания металла и с использованием критерия разрушающей пластической деформации металла при минимальной температуре эксплуатации.

В такой постановке, до настоящего времени, научная задача прогнозирования работоспособности элементов фонтанных арматур по фактическому техническому состоянию при их длительной эксплуатации в низкотемпературных климатических условиях северных месторождений Западной Сибири не ставилась и не решалась.

Таким образом, по результатам анализа статистики и факторов отказов фонтанных арматур северных месторождений при их длительной эксплуатации по фактическому техническому состоянию была показана актуальность, сформулированы цель и задачи разработок методов предупреждения хрупких разрушений фонтанных арматур (см. рис. 1.13).

 Схема обоснования цели и задач разработок методов предупреждения хрупких разрушений фонтанных арматур

Рисунок 1.13 – Схема обоснования цели и задач разработок методов предупреждения хрупких разрушений фонтанных арматур (ФА).

Выводы.

1. Северные нефтегазоконденсатные месторождения Западной Сибири имеют стратегическое промысловое значение для России на долгосрочную перспективу, на их долю приходится до 70% разведанных запасов газа, газового конденсата (нефти), количество газодобывающих скважин этих месторождений составляет более 6 тыс. ед..

2. Количество элементов фонтанных арматур этих скважин достигает порядка 130 тыс. единиц, они являются одними из самых сложных и потенциально опасных технических устройств, надёжность которых определяет надежность и эффективность эксплуатации скважин и промыслов в целом.

3. Наработка большей части фонтанных арматур (около 80%) превосходит проектный срок эксплуатации, по мере увеличения наработки количество таких фонтанных арматур увеличивается.

4. Для обоснования возможности, сроков и условий продолжения дальнейшей безопасной и эффективной эксплуатации фонтанных арматур, выработавших проектный срок эксплуатации, но сохранивших требуемый запас ресурса, в соответствии с законодательными и нормативными требованиями проводится их диагностирование – контроль, оценка технического состояния, несущей способности, работоспособности и прогнозирование ресурса.

5. Анализ статистики и причин отказов фонтанных арматур показывают, что причинами внезапного (непрогнозируемого) нарушения их работоспособности при длительной эксплуатации по фактическому техническому состоянию являются снижение пластичности и растрескивание металла (> 7 % случаев), чем создается высокий риск их хрупких разрушений с причинением тяжкого вреда для жизни и здоровья людей, объектов и окружающей среды.

6. Существующие методы диагностирования фонтанных арматур не позволяют контролировать и оценивать соответствие текущих (фактических) характеристик пластичности их металла нормативным требованиям, анализировать их изменение за период эксплуатации, прогнозировать остаточный ресурс и работоспособность фонтанных арматур по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла.

7. Разработка новых методов прогнозирования работоспособности фонтанных арматур скважин северных месторождений является актуальной научно-практической задачей, решение которой позволит предупреждать их хрупкие разрушения и, тем самым, повысить безопасность и эффективность эксплуатации объектов газодобывающих предприятий.

8. Решение этой задачи может основываться на результатах: анализа статистики диагностирований и отказов фонда газодобывающих скважин северных месторождений Западной Сибири; обоснования методов прогнозирования работоспособности фонтанных арматур по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла; расчетно-экспериментального определения диагностических параметров, критериев предельного состояния фонтанных арматур по механизмам снижения пластичности и растрескивания металла и кинетики их изменения; разработки программно-методического обеспечения и апробации методов прогнозирования работоспособности фонтанных арматур при их диагностировании.