Нефтегаз форум
neftegaz.ru Территория НефтегазВ статье представлен обзор методов и технических решений по компенсации влияния повышенных динамических нагрузок, возникающих под действием вертикальной качки судна в процессе спускоподъемных и монтажных работ оборудования систем сбора газа на открытой воде. Актуальность данной тематики обусловлена проводимыми работами по импортозамещению оборудования системы подводной добычи и, как следствие, необходимостью прорабатывать вопросы монтажа крупногабаритного оборудования на морское дно. Для решения этой комплексной задачи требуются предварительные проработка, анализ и расчеты, необходимые для максимально возможного сокращения времени монтажа и демонтажа и сокращения стоимости данного вида работ. Основными рисками выступают погодные условия в зоне установки оборудования: ветер (скорость, характер порывов), течения (поверхностное, придонное), волнения водной поверхности (высота, период волн). Приведен подробный анализ постоянных и переменных нагрузок, а также нагрузок от окружающей среды. Представлены схемы силового нагружения оборудования при спуске с судна и соответствующие расчетные формулы. Рассмотрены основные принципы компенсации вертикальной качки – пассивные и активные системы. Показаны системы компенсации для надводной части, относящейся непосредственно к оборудованию на судне, и подводной части, включающей систему мягкой посадки, которая расположена на оборудовании. Приведена разработка отечественной системы мягкой посадки для манифольда весом более 180 т. Результатом анализа рисков является сформированный план-график, в котором указаны «установочные окна» – промежутки времени, в которые проведение операций по монтажу оборудования системы сбора газа допустимо с точки зрения погодных условий. Как правило, граничными условиями являются технические возможности оборудования, применяемого в процессе монтажа, его грузоподъемность, способность противостоять циклическим и динамическим нагрузкам. Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», оператор проекта «Сахалин-2», образована в 1994 г. с целью разработки Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений в Охотском море на шельфе о. Сахалин. Проект гармонизации иностранных и национальных стандартов успешно развивается в «Сахалин Энерджи» с 2014 г. Накопленный опыт и перспективные разработки в этой сфере приобрели общероссийское значение и могут быть успешно использованы другими предприятиями отечественной нефтегазовой промышленности. Цифровизация предоставляет производственным компаниям новые возможности повышения эффективности производства, оптимизации капитальных и операционных затрат. О процессе цифровой трансформации СИБУРа рассказывает старший менеджер компании Владимир Чернаткин. Цифровизация помогает компаниям в нефтегазовой отрасли повысить эффективность капитальных вложений, снизить стоимость подъема нефти, сократить операционные расходы для бизнес-функций, не относящихся к основной деятельности. Генеральный̆ директор «Teradata Россия» Андрей АЛЕКСЕЕНКО поделится с нами несколькими примерами инициатив по цифровизации бизнеса нефтяных компаний. В статье с использованием принятых ГОСТ 27674-88 терминов описаны основные виды износа рабочих органов электроцентробежных насосов, имеющие место при добыче жидкости, содержащей абразивные частицы различного фракционного состава. Виды износа оборудования в случае присутствия преимущественно алевролитовых фракций размером до 0,1 мкм и небольшой доли песчаных фракций размером более 0,1 мм показаны на примере песконесущих скважин пластов АВ Самотлорского нефтяного месторождения. В этом случае основными видами износа деталей электроцентробежных насосов с рабочими колесами плавающего типа, рабочими ступенями двухопорной конструкции из материала нирезист тип 1 являются абразивный осевой и абразивный радиальный износы. Поскольку помимо алевролитовых фракций в добываемой жидкости присутствует и небольшое количество песчаных частиц, гидроэрозионный износ также имеет место, хотя в большинстве случаев не является доминирующим. В продукции скважин Ванкорского нефтяного месторождения присутствуют преимущественно песчаные фракции размером 0,3 мм, и основными видами износа являются гидроабразивный промыв направляющих аппаратов и гидроабразивное разрушение лопаток рабочих колес. Приведены примеры типичных видов износа рабочих органов электроцентробежных насосов, обусловленного присутствием в жидкости абразивных частиц различного фракционного состава. Таким образом, на основании изучения видов износа деталей электроцентробежных насосов можно с достаточной для принятия инженерных решений точностью оценить состав твердых фракций, присутствующих в добываемой жидкости. Использование метода анализа видов износа позволит промысловому технологу более точно осуществлять выбор мероприятий по увеличению ресурса работы оборудования, таких как использование технологий защиты от песка и подбор оптимального конструкционного исполнения электроцентробежных насосов и материалов изготовления рабочих ступеней. Представленные в статье примеры видов износа использованы в классификаторе видов отказов оборудования ПАО «НК «Роснефть». В статье представлен российский опыт создания проекта манифольда и донной опорной плиты для системы сбора газа, входящей в состав комплекса подводной добычи. Поставленная задача решается впервые в рамках Программы импортозамещения ПАО «Газпром». Актуальность исследования обусловлена тем, что единственная используемая в настоящее время в России система подводной добычи спроектирована и изготовлена за рубежом. Выполнение всех намеченных этапов работы позволит снизить риски, связанные с экономическими санкциями. Спроектирован манифольд с рабочим давлением 34,5 МПа; вес образцов 350 т, габариты 25,5 × 12,5 × 19,5 м. Учтена возможность технической совместимости с оборудованием зарубежных производителей. В качестве основания для манифольда выбрана донная опорная плита с фундаментом свайного типа. Требование по горизонтированию в 1° достигается только за счет конструкции основания. Предусмотрено точное позиционирование манифольда на финальном этапе спуска на фундамент. Рассмотрены актуальные задачи для каждого этапа жизненного цикла оборудования – от изготовления до демонтажа. Планируется освоение новых технологий и материалов, подходящих для эксплуатации в условиях подводной добычи. В частности, запланировано изготовление оборудования из стали марки Super Duplex 25Cr. В программу испытаний манифольда и донного основания включены гидростатические испытания до 105 МПа. При установке на месторождении системы подводной добычи предусмотрено снижение капитальных затрат за счет уменьшения стоимости проектирования и производства оборудования. Для выполнения задачи предложены стандартизация принимаемых решений и технологий, а также применение модульных конструкций. neftegas.info Главная - EastRussiaOilAndGasГазотранспортная система «Сила Сибири»  Газотранспортная система «Сила Сибири» – станет общей газотранспортной системой для Иркутского и Якутского центров газодобычи и будет транспортировать газ этих центров через Хабаровск до Владивостока. Протяженность составит около 4000 км, производительность — 61 млрд куб. м газа в год. Ковыктинское месторождение  Ковыктинское месторождение – является базовым для формирования Иркутского центра газодобычи, запасы газа составляют 1,5 трлн куб. м. Месторождение находится в стадии опытно-промышленной разработки, продолжаются геологоразведочные работы. Начало добычи запланировано на 2022 год. Чаяндинское месторождение  Чаяндинское месторождение – является базовым для формирования Якутского центра газодобычи, запасы газа составляют более 1,2 трлн куб. м. В 2017 году «Газпром» приступит к добыче газа, проектный уровень – 25 млрд куб. м в год. Восточный нефтехимический комплекс «Роснефть»  Восточный нефтехимический комплекс «Роснефть» — совместно с китайской компанией ChemChina планирует построить на Дальнем Востоке нефтехимический комплекс мощностью до 30 млн т сырья в год. Ванкорский нефтегазовый кластер  Ванкорский нефтегазовый кластер — перспективы по трем бизнес-проектам: развитие Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений, находящихся на Севере Красноярского края, в непосредственной близости от Ванкорского месторождения. Запланирован большой комплекс работ, направленных на доразведку и поиск новых запасов углеводородов. Эти месторождения обеспечат дополнительную добычу до 2020 года до 30,9 млн тонн нефти и свыше 8 млрд куб. м газа. Газоперерабатывающий комплекс в Свободном (Амурская область)  Газоперерабатывающий комплекс в Свободном (Амурская область) – Проектная мощность предприятия составит 42 миллиарда кубометров сырьевого газа в год (для сравнения, объем переработки природного газа всеми существующими газоперерабатывающими заводами России в 2016 году составил 72 миллиарда кубометров). Ввод первых мощностей запланирован на 2022-2023 годы. Проектная мощность – до 439 миллиардов кубометров в год. В составе ГПЗ будет находиться крупнейшее в мире производство гелия. www.eastrussiaoilandgas.com ПодпискаПодписка на журналы «Газовая Промышленность», «Территория «НЕФТЕГАЗ» и «Коррозия «Территории «НЕФТЕГАЗ» оформляется с любого месяца! Журналы можно получать в России и в любой стране мира! Выберите формат подписки Вы также можете подписаться на наши издания
neftegas.info |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
