ISSN 1999-6934 Научно-технический журнал Издается с 2001 г. Декабрь 2016 г. № 6 Выходит 6 раз в год
СОДЕРЖАНИЕ |
|
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ |
|
|
Белоножко А.И., Медведев К.Ю. Способы определения давлений, при которых проявляются деформационные процессы в пласте (стр. 10-15) |
|
МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ |
|
|
Корчагин А.П., Климов В.В., Баринова Н.В., Мурашов А.О. Повреждения бурильных труб в процессе эксплуатации (стр. 20-23) |
|
|
Драчук В.Р. Опыт эксплуатации дифференциальных штанговых насосов 2СПхх/хх (стр. 27-32) |
|
|
НОВЫЕ МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ |
|
|
|
|
|
ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ |
|
|
|
|
Информационные сведения о статьях (стр. 77-85) |
|
ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ |
|
СЕЙСМОФАЦИАЛЬНОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ КАК МЕТОД ПРОГНОЗА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В УСЛОВИЯХ СЛАБОЙ РАЗБУРЕННОСТИ ТЕРРИТОРИИ (с. 4)
Анна Алексеевна Ерошенко, геолог Отдела литологии и стратиграфии БелНИПИнефть, магистр геол.-мин. наук, Евгений Александрович Напреенко, геолог Отдела литологии и стратиграфии БелНИПИнефть, магистр геол.-мин. наук, Ольга Игоревна Смеян, геофизик сектора динамической интерпретации БелНИПИнефть, Валерий Михайлович Шумиляк, заведующий сектором мониторинга сейсмических проектов и скважинной сейсморазведки БелНИПИнефть
РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" 246003, Республика Беларусь, г. Гомель, ул. Книжная, 15б, e-mail: A.Eroshenko@beloil.by, E.Napreenko@beloil.by, O.Smeyan@beloil.by, v.shumilyak@beloil.by
В статье описан опыт применения метода сейсмофациального районирования в целях прогноза распространения продуктивных пород-коллекторов на примере отложений Ачимовского нефтегазоносного комплекса в пределах Западно-Ярояхинского участка в условиях слабой разбуренности изучаемой территории. При выборе сейсмических атрибутов был использован комплексный подход, основанный как на статистических данных, полученных по результатам нейросетевого моделирования, так и на результатах данных ГИС, электрофациального районирования и априорной региональной модели осадконакопления. Итогом проведенных исследований являются карты сейсмофаций, построенные с использованием технологии автоматической классификации на основе нейронных сетей в программном продукте Stratimagic с привлечением дополнительных модулей SeisFacies и NexModel, отображающие специфику осадконакопления Ачимовского НГК и распространения песчаных тел-коллекторов в пределах изучаемой территории.
Ключевые слова: сейсмофациальное районирование; Ачимовский НГК; турбидитные потоки; глубоководно-морские отложения.
|
|
СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЙ, ПРИ КОТОРЫХ ПРОЯВЛЯЮТСЯ ДЕФОРМАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ПЛАСТЕ (с. 10)
Алексей Игоревич Белоножко, ведущий геолог Отдела разработки и мониторинга международных проектов БелНИПИнефть, Кирилл Юрьевич Медведев, геолог 2-й категории Отдела разработки и мониторинга международных проектов БелНИПИнефть
РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" 246003, Республика Беларусь, г. Гомель, ул. Книжная, 15б, e-mail: A.Belonozhko@beloil.by, K.Medvedev@beloil.by
В статье приводятся обоснования и способы определения величин давлений, при которых в процессе разработки залежей углеводородов Республики Беларусь проявляются деформационные процессы в пласте, приводящие к значительному снижению интегральной проницаемости. Данными способами являются определение критического забойного давления на основе интерпретации гидродинамических исследований скважин, определение критического пластового давления с учетом построения кривых удельных отборов из залежей и прямой лабораторный способ. Знание данных величин давлений позволит корректно применять метод материального баланса для оценки геологических запасов углеводородов, эффективно и рационально планировать внедрение и модернизацию систем поддержания пластового давления, а также прогнозировать изменение в зависимости от давления продуктивных характеристик скважин.
Ключевые слова: индикаторная диаграмма; пластовое и забойное давления; деформационные процессы в пласте; сжимаемость породы.
|
|
О ВОЗМОЖНОСТИ ЗАМЕНЫ ЛИТЫХ СТУПЕНЕЙ ЭЦН ПРИ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ (с. 16)
Алексей Валентинович Деговцов, канд. техн. наук, доцент, Николай Николаевич Соколов, старший преподаватель, Александр Владимирович Ивановский, техник
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, e-mail: degovtsov.aleksey@yandex.ru, sokolovnn2010@rambler.ru, alivan95@yandex.ru
Вопрос износостойкости скважинного насосного оборудования весьма актуален. Например, в ООО "РН-Пурнефтегаз" отказ УЭЦН по причине коррозии, которая усугубляется эрозионным износом, является причиной более 40 % отказов. На износостойкость УЭЦН существенно влияют конструкция его рабочих узлов, в том числе правильный выбор материалов. Целью представленной статьи было исследование по определению зависимости рабочих показателей ступеней погружных центробежных насосов, выполненных по технологии литья в землю из нирезиста, а также из нержавеющей стали (штампосварная конструкция), от износа абразивными частицами. Решалась и задача определения возможности использования штампосварных ступеней для условий добычи нефти, осложненных выносом механических примесей. Анализ результатов сравнительных испытаний ступеней ЭЦН, выполненных по различным технологиям, показал: – относительная износостойкость ступеней, выполненных методом "штамповка + сварка" из нержавеющей стали, выше износостойкости ступеней, выполненных методом литья из никелевого чугуна; – допустимый износ деталей ступени незначительно влияет на гидродинамические характеристики ступеней, что делает проблематичным определение состояния "параметрический отказ ЭЦН" по критерию падения основных гидродинамических показателей скважинной насосной установки; – износ деталей ступеней из нирезиста создает значительно большие вибрационные нагрузки, чем аналогичный износ ступеней из нержавеющей стали, что подтверждает перспективность применения штампосварных ступеней для условий добычи нефти со значительным содержанием механических примесей; – двухопорные ступени ЭЦН, выполненные по технологии "штамповка + сварка" из нержавеющей стали, обладают высокой износостойкостью и могут быть рекомендованы для работы в скважинах, осложненных выносом абразивных механических примесей с концентрацией до 1 г на 1 л пластовой жидкости.
Ключевые слова: износостойкость скважинного насосного оборудования; установка электроприводного центробежного насоса; ступени ЭЦН; литые ступени; штампосварные ступени; износ; никелевый чугун; нержавеющая сталь; влияние износа.
|
|
ПОВРЕЖДЕНИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (с. 20)
Александр Петрович Корчагин, канд. техн. наук, заведующий Испытательной лабораторией разрушающего контроля, Виктор Владимирович Климов, канд. техн. наук, заместитель заведующего Отделом ЭПБ машинного оборудования, объектов нефтяной и газовой промышленности и трубопроводов, Наталья Владиленовна Баринова, старший научный сотрудник, Алексей Олегович Мурашов, младший научный сотрудник
АО "ИркутскНИИхиммаш" 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Академика Курчатова, 3, e-mail: klimov@himmash.irk.ru, barinnat@yandex.ru, a.o.murashov@gmail.com
В статье рассматриваются случаи спиральных сломов бурильных труб 63,5×4,5 с замками, приваренными к ним посредством сварки трением. Разрушение труб начинается в области кольцевого сварного соединения замка с трубой и носит усталостный характер. Спиральному слому представленных для исследования труб, являющемуся следствием "крутильного удара", возникающего в результате прекращения вращения долота, предшествуют скручивание труб и появление в их стенке высоких напряжений. При последующем внезапном освобождении долота происходят раскручивание колонны и разрушение труб. Труба при спиральном сломе разрушается по винтовой линии. Интенсивность протекания процесса разрушения будет в значительной степени зависеть от механических свойств металла трубы и муфты. Такому характеру слома могут способствовать дефекты металлургического происхождения, ориентированные вдоль направления прокатки, а также применяемый способ соединения муфты с трубой – посредством сварки трением – как один из факторов, определяющих возможность разрушения бурильных труб в процессе эксплуатации. Дана оценка фактических механических свойств поврежденных труб и муфт, приведены результаты испытаний металла муфт на ударный изгиб. При соответствующих нормативным требованиям прочностных характеристиках металла, при его малой чувствительности к концентрации напряжений и высоком сопротивлении развитию трещин скорость распространения повреждения в режиме усталостного нагружения может быть очень низкой. Выяснение причин разрушения труб представляется весьма актуальным с точки зрения предупреждения их преждевременного выхода из строя и обеспечения промышленной безопасности при бурении скважин.
Ключевые слова: бурильные трубы; спиральный слом; сварка трением; искривление волокон; механические свойства; прочностные характеристики; ударная вязкость; хрупкое разрушение; энергия развития трещины.
|
|
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАМКОВОЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ (с. 24)
Гурбан Садыгович Абдуллаев, канд. техн. наук, заведующий кафедрой "Метрология и стандартизация", Нигяр Ибрагимовна Мустафаева, инженер
Сумгаитский государственный университет АZ5008, Азербайджан, г. Сумгаит, 43 кварт., ул. Баку, 1, e-mail: Abdullayev.qs@bk.ru, h.ibo@mail.ru
Бурильные трубы являются одним из основных ассортиментов, используемых в нефтяном секторе. Главная причина отказов бурильных труб связана с их замковой частью. Для устранения этой причины требуются усовершенствование технологии производства, обеспечение полной механизации и автоматизации с применением соответствующих промышленных роботов. В статье рассмотрена усовершенствованная конструкция замковой части бурильных труб и предложена новая конструкция соединения замковой части с витком последнего зацепления, высота которого уменьшена примерно на 70 % по сравнению со стандартным соединением. Благодаря этому конструктивному решению улучшены несущие свойства замковой части бурильных труб.
Ключевые слова: бурильные трубы; гармошки; замки; высадка; усталостное разрушение; конкурентоспособность; параметры резьбы; площадь профиля резьбы.
|
|
ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ 2СПхх/хх (с. 27)
Владимир Ростиславович Драчук, старший преподаватель кафедры "Разработка нефти и газа" Института нефти и газа им. М.С. Гуцериева
Удмуртский государственный университет 426034, Россия, Удмуртская Республика, г. Ижевск, ул. Университетская, 1, корп. 7
В статье приводятся данные работы дифференциальных штанговых насосов типа 2СПхх/хх на скважинах ОАО "Удмуртнефть", разработанных в ООО "Экогермет-М". Обработаны результаты эксплуатации 97 штанговых насосов, эксплуатируемых при добыче нефти с высокой вязкостью в течение более 12 лет. Насосы типа 2СПхх/хх имеют лучшие из выпускаемых промышленностью дифференциальных насосов технико-экономические показатели (более высокие коэффициенты наполнения и подачи, наработки на отказ, отсутствие заклинивания насосов и обрывов штанг и др.).
Ключевые слова: добыча нефти; высокая вязкость нефти; штанговый дифференциальный насос; механическое уплотнение; увеличение наработки на отказ; повышение надежности и КПД УСШН.
|
|
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТИКСОТРОПНОЙ ДЕСТРУКЦИИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ В ПРОМЫСЛОВОМ ТРУБОПРОВОДЕ (с. 32)
Марат Давлетович Валеев, докт. техн. наук, профессор, Альберт Камилевич Зарипов, аспирант
Уфимский государственный нефтяной технический университет 450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1, e-mail: Zaripov.AK@ozna.ru
Александр Юрьевич Давыдов, канд. техн. наук, доцент, Лилия Мавлитзяновна Зарипова, канд. техн. наук, доцент
Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал в г. Октябрьский 452600, Россия, Республика Башкорстан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54a, e-mail: alex-dy@yandex.ru, Lilyabert31@mail.ru
В статье рассматриваются тиксотропные свойства парафиносодержащих нефтей. Приведены результаты опытно-промышленных исследований влияния повышения эффективности тиксотропной деструкции парафинистой нефти с помощью опытного устройства (вибратора) на продуктивность добывающих скважин. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний реверсивного вибратора в ОАО "Татойлгаз" на скв. № 306, которые показали его работоспособность: в процессе испытаний отказов (поломок деталей) не зафиксировано. При применении вибратора от скв. № 306 до групповой замерной установки № 302 произошло снижение давления в трубопроводе, что способствовало эффективной тиксотропной деструкции парафинистой нефти повышенной вязкости и увеличению проходного сечения выкидного коллектора.
Ключевые слова: тиксотропная деструкция; вибрационная технология; колебания жидкости; клапан; кривошип; вибратор.
|
|
О КРИТЕРИЯХ ПРОБКОВОГО РЕЖИМА ПРИ ТЕЧЕНИИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИНЫ (с. 36)
Дмитрий Сергеевич Шляховой, канд. техн. наук, инженер Отдела КСС
ООО "Инко-Сервис" 400005, Россия, г. Волгоград, ул. Дымченко, 8, e-mail: dmitry.yugen@yandex.ru
Сергей Борисович Бекетов, докт. техн. наук, профессор Института нефти и газа, почетный работник науки и техники РФ
ФГАОУ ВО "Северо-Кавказский федеральный университет" 355009, Россия, г. Ставрополь, ул. Пушкина, 1, e-mail: bsb.gt@rambler.ru
В научной литературе широко распространено мнение, что в процессе цементирования вытеснение бурового раствора цементным весьма эффективно при пробковом (структурном) режиме течения последнего. В данной статье приведен обзор критериев существования пробкового режима, встречающихся в научной литературе. Также на основе компьютерного моделирования и математического анализа выведен новый критерий, связывающий относительную площадь ядра потока при течении цементного раствора в кольцевом канале с критерием Сен-Венана. Сделан вывод о маловероятности течения цементного раствора в пробковом режиме при цементировании скважины.
Ключевые слова: вытеснение бурового раствора цементным; пробковый (структурный) режим; критерий пробкового режима.
|
|
СПОСОБ РАСЧЕТА КОМПЕНСАЦИИ ОТБОРОВ В "РАЗГАЗИРОВАННЫХ" ЗАЛЕЖАХ НА ПРИМЕРЕ ИЗВЕСТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 41)
Кирилл Юрьевич Медведев, геолог 2-й категории Отдела разработки и мониторинга международных проектов БелНИПИнефть, Алексей Игоревич Белоножко, ведущий геолог Отдела разработки и мониторинга международных проектов БелНИПИнефть, Владимир Александрович Михалевич, геолог 2-й категории Отдела разработки и мониторинга международных проектов БелНИПИнефть
РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" 246003, Республика Беларусь, г. Гомель, ул. Книжная, 15б, e-mail: K.Medvedev@beloil.by, A.Belonozhko@beloil.by, v.mihalevich@beloil.by
В настоящее время большинство нефтяных месторождений РФ, ближнего и дальнего зарубежья разрабатываются на искусственных режимах, с организованной системой поддержания пластового давления. Важным параметром при регулировании разработки таких месторождений является величина компенсации отборов добытой продукции, закачиваемой в пласт водой. Некорректная оценка величины компенсации приводит к противоречиям между расчетными показателями и фактическими промысловыми данными и, следовательно, к негативным последствиям при выработке запасов. В данной статье предлагается способ оценки компенсации отборов на "разгазированных" залежах, когда вместе с растворенным в нефти газом добывается свободный газ.
Ключевые слова: коллектор; фильтрация; проницаемость; заводнение; неоднородность; градиент давления; нефтеотдача.
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ (с. 45)
Омар Махмудович Керимов, докт. техн. наук, профессор, Мусейиб Махмудович Курбанов, канд. хим. наук, старший научный сотрудник, Рошан Эльдарович Садыгов, аспирант
Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 34, e-mail: museyib.gurbanov@mail.ru, rovshan.sadigov@hotmail.сom
В статье рассмотрена одна из актуальных проблем нефтедобычи – влияние механических и физико-химических факторов на работоспособность подземного оборудования нефтяных скважин. Процесс коррозионного и коррозионно-эрозионного износа подземного нефтепромыслового оборудования – многофакторный. При классическом методе исследования эту задачу решают путем изменения одного из параметров, оставляя постоянными остальные. Такой подход к решению данной задачи требует больших затрат времени, так как для каждого фактора проводится своя серия опытов, не используемая в дальнейшем при изучении влияния других факторов. Для решения поставленной задачи при сравнительно малом числе исходных данных предлагается новый метод.
Ключевые слова: работоспособность; подземное оборудование; нефтяные скважины; скорость коррозии; износ; механические и физико-химические факторы; метод группового учета аргументов; пластовая вода; НКТ; штанги.
|
|
ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ И КРИТЕРИЕВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ГРУППАМ ИНТЕНСИВНОСТИ ОХРУПЧИВАНИЯ МЕТАЛЛА, ЕГО ЭЛЕМЕНТОВ ПРИ ДИАГНОСТИРОВАНИИ И ОЦЕНКЕ СВОЙСТВ СОПРОТИВЛЕНИЯ ХРУПКОМУ РАЗРУШЕНИЮ (с. 49)
Александр Валентинович Митрофанов, докт. техн. наук, научный руководитель, Анатолий Борисович Меньшин, начальник расчетно-экспериментального центра
АО "Системы и технологии обеспечения безопасности. Техдиагностика" 460047, Россия, г. Оренбург, ул. Юных Ленинцев, 22, e-mail: contact@tdiag.ru
Рассмотрена возможность распределять элементы технологического оборудования, эксплуатируемого во влажной сероводородсодержащей среде, на 5 групп с различной интенсивностью (максимальная, высокая, повышенная, умеренная, минимальная) снижения свойств металла сопротивляться хрупкому разрушению. Для такого распределения использованы принятые в нормативно-технической документации на проектирование оборудования, работающего под давлением в сероводородсодержащих средах, параметры и критерии – парциальное давление сероводорода и значения для этих групп допускаемых напряжений при проектировании. Предложены методический подход, алгоритм и матрица распределения множества элементов оборудования, эксплуатируемого в составе объектов газохимических комплексов на группы по интенсивности снижения свойств металла сопротивляться хрупкому разрушению. Такое распределение позволяет оценивать свойства металла сопротивления хрупкому разрушению всего оборудования по результатам испытаний образцов на трещиностойкость по ГОСТ 25.506-85, отобранных из группы элементов оборудования с максимальной интенсивностью снижения свойств металла сопротивляться хрупкому разрушению. При этом положительные результаты могут быть распространены на другое оборудование с элементами этой группы, а также с запасом на металл элементов оборудования остальных групп с меньшей интенсивностью снижения свойств металла сопротивляться хрупкому разрушению.
Ключевые слова: технологическое оборудование; сероводородсодержащая среда; элементы оборудования; длительная эксплуатация; распределение элементов оборудования; сопротивление хрупкому разрушению; испытание на трещиностойкость.
|
|
ОСОБЕННОСТИ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПЛЕКСОМ ДИСТАНЦИОННЫХ МЕТОДОВ НА ОСНОВЕ ЛИНЕАМЕНТНОГО АНАЛИЗА И МАГНИТНОЙ ТОМОГРАФИИ (с. 54)
Светлана Сергеевна Камаева, канд. техн. наук, старший научный сотрудник, Александр Иванович Никонов, заведующий Лабораторией
Институт проблем нефти и газа РАН 119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3, e-mail: nikson59@rambler.ru, transkor.k@gmail.com
Валериан Павлович Горошевский, канд. техн. наук, директор, Вадим Николаевич Белотелов, канд. физ.-мат. наук, старший научный сотрудник
ООО НТЦ "Транскор-К" 111141, Россия, г. Москва, Перовская ул., 31A, e-mail: info@transkor.ru
Проведены комплексные исследования по диагностике трубопроводов на территории о-ва Сахалин методами линеаментного анализа и магнитной томографии. Результаты сопоставления этих методов показали, что в зонах пересечения линеаментов, сопоставляемых с активными разломами, выявлены также опасные аномалии напряженно-деформированного состояния трубопровода методом магнитной томографии.
Ключевые слова: метод магнитной томографии; напряженно-деформированное состояние трубопровода; разлом; линеамент; анализ.
|
|
ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДНОЙ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ НА ОБЪЕКТАХ ПАО "ТРАНСНЕФТЬ" (с. 60)
Сергей Александрович Истомин, канд. техн. наук, генеральный директор, Борис Викторович Лонкин, ведущий конструктор отдела расчетов
ООО "ЦНИПИ СТАРК" 115054, Россия, г. Москва, Большой Строченовский пер., 7, оф. 407, e-mail: s.istomin@instark.ru, b.lonkin@instark.ru
Максим Николаевич Казанцев, директор Центра механо-энергетического оборудования, нефте-нефтепродуктопроводов и энергоэффективных технологий, Радик Миннеахметович Гиниятов, заведующий сектором запорно-регулирующей арматуры, Илья Александрович Флегентов, заведующий Лабораторией механо-технологического оборудования
ООО "НИИ Транснефть" 117186 Россия, г. Москва, Севастопольский просп., 47А, e-mail: KazancevMN@niitnn.transneft.ru, GiniyatovRM@niitnn.transneft.ru, FlegentovIA@niitnn.transneft.ru
В статье представлены основные перспективы внедрения диагностирования трубопроводной арматуры на объектах ПАО "Транснефть". Приведены основные сведения по состоянию трубопроводной системы России, отмечены основные крупные аварии на нефте- и газопроводах и проведена оценка финансовых потерь организаций, эксплуатирующих трубопроводную систему, вследствие данных аварий. Также дана оценка состояния государственных и отраслевых стандартов, регулирующих процесс диагностирования, определяющих нормы и методы диагностики, критерии работоспособности арматуры во время эксплуатации. Приведены основные методы диагностирования трубопроводной арматуры, такие, как анализ диаграмм мощности и крутящего момента привода арматуры при совершении цикла "открыто-закрыто", вибрационный метод диагностирования работоспособности подвижных узлов арматуры, виброакустические и акустико-эмиссионные методы контроля герметичности затвора арматуры. Рассмотрена возможность перехода от технического обслуживания и ремонта по наработке (в часах или циклах) арматуры к ремонту по ее фактическому техническому состоянию. Приведены данные экономической эффективности внедрения диагностики трубопроводной арматуры на Смоленской и Ростовской атомных электростанцях.
Ключевые слова: диагностика; трубопроводная арматура; нефтепровод; газопровод; авария; электроприводная арматура; техническое обслуживание; ремонт.
|
|
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ АНАЛИЗА ДАННЫХ ОБСЛУЖИВАНИЯ, ДИАГНОСТИРОВАНИЯ И РЕМОНТА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ ГАЗА (с. 67)
Александр Валентинович Митрофанов, докт. техн. наук, научный руководитель, Сергей Владимирович Егоров, начальник технического отдела
АО "Системы и технологии обеспечения безопасности. Техдиагностика" 460047 Россия, г. Оренбург, ул. Юных Ленинцев, 22, e-mail: egorov@tdiag.ru
Рассмотрены применяемые методы сбора, обработки и анализа данных обслуживания, диагностирования и ремонта (ОДиР), обеспечения надежности и безопасности оборудования, длительное время находящегося в эксплуатации. Показаны их недостатки и обоснована необходимость разработки автоматизированной системы анализа данных работ ОДиР. Предложены подход и схемы использования данных ОДиР, которые могут служить основой при разработке автоматизированной системы.
Ключевые слова: данные обслуживания; диагностирование; ремонт; методы сбора и обработки; анализ данных.
|
|
ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ» |