К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 22 )

Объект	Значение твердости, НV10	Количество измерений	Средне-квадратичное отклонение
Замеры в полевых условиях (ОМ)	158	3 000	16,2
Замеры в полевых условиях (ЗТВ)	174	800	17,3
Образцы из трубы Æ 159 (ОМ)	161	15	4,7
Образцы из трубы Æ 159 (ЗТВ)	178	15	5,7
Образцы из трубы Æ 114 (ОМ)	157	15	4,8
Образцы из трубы Æ 114 (ЗТВ)	170	15	6,1
Образцы из трубы Æ 57 (ОМ)	162	15	4,7
Образцы из трубы Æ 57 (ЗТВ)	179	15	6,4

Полученные значения ударной вязкости (табл. 3) подтверждают соответствие ее величины минимальным требованиям норм проектирования. Испытания проводились в лабораторных условиях на образцах, вырезанных из труб Æ 159, 114мм (стык — образцы тип Х по ГОСТ 6996; труба Æ 159 х 10 — образцы тип 12 ГОСТ 9454; труба Æ 114 х 12 — образцы
тип 13 ГОСТ 9454).

Таблица 3

Результаты испытаний на ударную вязкость

Труба	Ударная вязкость KCV+20, Дж/см2	Ударная вязкость KCV-60, Дж/см2	Количество образцов	Средне- квадратичное отклонение
Æ 159 х 10	139	68	10	4,8
Æ 159 х 10 (стык)	104	54	5	2,5
Æ 114 х 12	110	54	10	3,9
Æ 114 х 12 (стык)	107	56	5	3,1

Исследования микроструктуры при помощи оптической и растровой микроскопии при увеличениях в диапазоне 100–4000 крат показали, что микроструктура металла труб феррито–перлитная. Перлитная составляющая плотная. Ее количество по субъективной оценке не превышает 20-25%. Величина ферритного зерна колеблется в пределах
10–30 мкм. Микроструктура на преобладающей части сечения (в продольном и поперечном направлениях относительно оси трубы) не отличается наличием ярко выраженной текстуры. Однако на глубине до 3 мм от внутренней поверхности трубы полосчатость феррито–перлитной структуры достигает 2–3 балла шкалы 3 ГОСТ 5640. С наружной поверхности имеются участки обезуглероживания глубиной 0,1–0,2 мм, определяемые субъективно по обеднению карбидной фазой. В результате протекания процессов общей коррозии с наружной поверхности обезуглероженный слой сохранился не полностью, а местами отсутствует. Кроме того, на наружной поверхности образца трубы Æ 159 наблюдается зона глубиной до 0,2 мм с измененной микроструктурой, повышенной твердостью до 208 НV10 и резким переходом от этого слоя, на котором перлитная составляющая претерпела частичную трансформацию, к основному металлу вследствие температурного воздействия (короткий тепловой импульс большой мощности). В целом наружная и внутренняя поверхности труб характеризуются наличием большого количества мелких коррозионных язв диаметром и глубиной от нескольких микрометров до 0,2–0,3 мм, мелкие язвы, сливаясь, образуют более крупные макроязвы с размерами до 1 мм. Полости большинства коррозионных язв ровные и имеют округлый кратер. При детальном изучении поверхностей коррозионных повреждений выявлено более интенсивное растворение перлитных участков, не выходящих по глубине за пределы одного зерна. Следы коррозионного растрескивания не зафиксированы. Иные структурные изменения металла, пластическая деформация в полостях язв не обнаружены. Микроструктура металла труб Æ159 отличается загрязненностью неметаллическими включениями. Выявленные включения по виду разделяются на две группы: округлые (точечные) и линейно протяженные (раскатанные). Округлые включения представляют собой оксиды и сульфиды, а раскатанные — силикаты, встречающиеся реже, однако могут достигать размера до 0,2 мм. Максимальная среднеарифметическая загрязненность неметаллическими включениями не превышает
3 балла по ГОСТ 1778. По сечению стенки труб, неметаллические включения располагаются преимущественно в центральной части, линейные имеют ориентацию продольную по направлению прокатки листа. По мере приближения к поверхностям (внутренней и наружной), количество включений снижается.

Микроструктура металла кольцевых сварных швов, соединяющих участки труб, имеет все характерные зоны — участки наплавленного металла, зону сплавления, участки перегрева, полной и частичной перекристаллизации. Сварные швы односторонние, выполнены в несколько слоев. Ширина зоны термического влияния составляет от 2 до 6 мм, закономерно расширяясь к корню шва. Участки сварных соединений с наружной и внутренней поверхности подверглись влиянию процессов общей коррозии с интенсивностью, сопоставимой с наблюдаемой на поверхностях основного металла труб.

Рентгенофлюоресцентный микроанализ наружной и внутренней поверхностей труб не показал значимых изменений содержания легирующих элементов относительно глубинных слоев изделия, что подтверждает отсутствие влияния коррозионной среды, циклического и статического нагружения на диффузионные процессы в трубных сталях.

Для оценки усталостных повреждений проанализированы диспетчерские данные о суточных колебаниях давления в шлейфе и температуры окружающей среды за
2005–2010гг. Средняя величина давления в шлейфе не более 4 МПа при колебаниях давления около 1 МПа относительно среднего значения. С учетом концентрации напряжений амплитуда напряжений равна 20 МПа. Можно сделать вывод, что повреждающее действие колебаний внутреннего давления обеспечивает вероятность разрушения трубопровода менее 0,1% при расчетном сроке эксплуатации 40 лет и 150 циклах в год изменений давления от 3 до 4 МПа. Фактическая частота нагружения не более двух циклов в год за счет сезонных колебаний давления.

При тепловом расширении в компенсаторах могут возникнуть упругие и пластические деформации. Поэтому необходимо оценить крайние случаи нагружения, то есть в области упругой и пластической деформации.

Упругая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, но еще в области упругих напряжений. Примем для расчетов 60 циклов колебаний напряжений в год за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит 2,4 тыс. циклов. При амплитуде напряжений 200 МПа, после наработки 7×103 циклов, вероятность разрушения равна 0,1%.

Пластическая деформация — компенсаторы работают вблизи предела текучести, в области пластических деформаций. Примем для расчетов также 60 циклов колебаний напряжений в год за счет термического расширения, что за 40 лет эксплуатации составит 2,4 тыс. циклов. При амплитуде напряжений 1,1-1,2 предела текучести, согласно [7, 8], после наработки 4×103циклов, вероятность разрушения составит 5%. При рассмотренном режиме нагружения вероятность разрушения компенсатора за 40 лет эксплуатации не превышает 5%.

Полученные результаты расчетов вероятности разрушения сопоставимы с данными СТО Газпром для построенных до 1995 года газопроводов неочищенного газа (частота аварий 2 х 10-3 / км в год). Наибольший вклад в возможность разрушения трубопровода вносят циклические температурные напряжения в области компенсаторов.

Анализ полученных данных и результатов расчетов, характеризующих состояние объекта после длительной эксплуатации (микроструктура, ударная вязкость, твердость) с учетом их вариаций, не выявил значимых отклонений от заданных нормативными документами значений. Таким образом, недопустимой деградации материала после 25-летней эксплуатации не обнаружено.

На основании проведенных исследований сделано заключение о возможности продолжения эксплуатации обследованных трубопроводов.

Список литературы

1. , , Воронин прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями. - М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГазс.

2. , , Степаненко трубопроводов. - М.: Недра, 2001. – Ч. 2. Сопротивляемость разрушениюс.

3. , , Степаненко трубопроводов. - М.: -Бизнесцентр», 2003. – Ч. 3. Диагностика и прогнозирование ресурсас.

4. , , Мороз долговечность нефтепроводов. - М.: -Бизнесцентр», 2001. – 231с.

5. , Лысяный и работоспособность конструкций магистральных нефтепроводов. Санкт-Петербург: Наука, - 2003. – 317с.

6. Степнов методы обработки результатов механических испытаний: Справочник. - М.: Машиностроение– 232с.

7. , , Балина усталостного нагружения в малоцикловой области на структуру и свойства трубных сталей. Известия вузов. Машиностроение. – 2008. - №3. – С.41-46.

8. , Балина и свойства низколегированных трубных сталей после механического нагружения. Известия вузов. Нефть и газ. – 2007. - №2. – С.75-78.

Сведения об авторах

, к. т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет

, к. т.н., доцент кафедры материаловедения и технологии конструкционных материалов, Тюменский государственный нефтегазовый университет,
e-mail:[e-mail]

инженер научно-исследовательского института надежности и безопасности материалов и конструкций, Тюменский нефтегазовый государственный университет

Nassonov V. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science and Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University.

Balina O. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the Chair of Material Science and Construction Materials, Tyumen State Oil and Gas University, phone: e-mail:*****@***ru

Nassonova L. N., engineer, Research Institute of Materials and Constructions Safety and Reliability, Tyumen State Oil and Gas University

_________________________________________________________________________________________

Строительство

и обустройство промыслов

УДК 658.518.3

ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ПРИНЦИПЫ

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА ОТДАЛЕННЫХ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ

ORGANIZATIONAL PRINCIPLES OF CONSTRUCTION-ERECTION WORKS

IN THE REMOTE OIL-AND-GAS FIELD FACILITIES

, ,

R. M. Murtazin, V. V. Novoselov, A. P. Holmogorov

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: организация строительства, нефтегазопромысловый объект,

строительно-монтажные работы, производительность труда, технологический поток

Key words: organization of construction jobs, oil-and-gas field facilities, construction-erection works,

labor productivity, workflow

Рассредоточенность, труднодоступность (иногда в период осенней и весенней распутицы до стройплощадок почти невозможно добраться никаким видом транспорта) и удаленность объектов (Федоровского, Западно-сургутского, Лянторского нефтяных месторождений, Ямбурского газового месторождения) в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири усложняются организационно-техническими трудностями ведения строительно-монтажных работ.

Под автономностью строительного коллектива (звена, бригады, участка), работающего на удаленных месторождениях, нужно понимать перечень условий, позволяющий решать любые вопросы, обеспечивающие выполнение плана работ и жизнеобеспечения коллектива.

В связи с этим функции руководителя низового производственного коллектива дополняются новыми обязанностями:

· распределение рабочих по вахтам и сменам, определение продолжительности смен, учет баланса рабочего времени членов коллектива независимо от их административно-производственной подчиненности;

· разработка временного расчетного тарифа для всех включенных в коллектив работников с согласия работника и той организации, где он оформлен;

· осуществление полного маневрирования всеми людскими и техническими ресурсами хозрасчетного коллектива;

· решение всех вопросов жизнеобеспечения в вахтовом поселке и на строительной площадке;

· подбор кадровых рабочих в строительной организации и на предприятиях транспорта, управлениях механизации.

В обязанности руководителя низового коллектива, кроме установленных типовым положением [1], следует включить:

· строительство вахтового поселка;

· содержание вахтового поселка;

· организация вахтовых перевозок рабочих;

· организация общественного питания;

· передача информации о ходе строительства объектов;

· организация учета и отчетности;

· воспитательная работа в коллективе;

· культурно-массовая работа

Анализ работы строительных бригад [2, 3] свидетельствует о следующем:

· принятый в чистом виде бригадный подряд на общестроительных работах не учитывает специфики нефтегазопромыслового строительства, сложных природно-климатических и инженерно-геологических условий района обустройства нефтяных и газовых месторождений и ряда других факторов, влияющих на организацию и материально-техническое обеспечение объектов строительства;

· нет четкого определения конечного результата работы бригады, так как в строительстве нефтепромысловых объектов принимают участие субподрядные организации, работы которых являются определяющими;

· нет связи бригады с субподрядными организациями, так как отсутствуют взаимные обязательства;

· нет четкого решения в вопросах обеспечения автотранспортом, механизмами и материалами, графики поставок систематически нарушались.

Эти факторы и ряд других явлений социально-технологического характера не позволяли бригадам своевременно завершить этапы строительства или объекта в целом.

Цель эксперимента — работа комплекса при сооружении теплоизолированных трубопроводов на объектах Ямбурского газового месторождения и апробация новых организационных принципов:

· создание оптимального варианта низовой структурной ячейки, способной комплексно выполнять работы на сооружениях теплоизолированных трубопроводов из блок-труб и комплектных трубных изделий-модулей и конструкций полной заводской готовности;

· апробация принципов и методики работы мобильного высокомеханизированного технологического потока, состоящего из специальных звеньев, оснащенных машинами и механизмами, высококвалифицированными инженерно-техническими работниками и рабочими, объединенными единой технологической документацией и единым нарядом;