Аналитика



Обращайтесь в компанию "E-62". Эвакуация от 1400 рублей

e-62.ru

Глава 9 подземный ремонт скважин

Глава 9

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

9.1. Виды и классификация подземных работ в скважинах

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный .

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

Основными путями повышения Кэ (что равнозначно добыче нефти) являются:    сокращение сроков подземного ремонта

скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Рассмотрим более подробно виды подземных ремонтов.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы [13] (табл. 9.1).

Т а б л и ц а 9.1 Разновидности текущего ремонта скважин

Шифр

Виды работ по ТРС

ТР1

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР1-1

Ввод фонтанных скважин

ТР1-2

Ввод газлифтных скважин

ТР1-3

Ввод скважин, оборудованных ШГН

ТР1-4

Ввод скважин, оборудованных ЭЦН

ТР2

Перевод скважин на другой способ эксплуатации

ТР2-1

Фонтанный - газлифт

ТР2-2

Фонтанный - ШГН

ТР2-3

Фонтанный - ЭЦН

ТР2-4

Газлифт - ШГН

ТР2-5

Газлифт - ЭЦН

ТР2-6

ШГН - ЭЦН

ТР2-7

ЭЦН - ШГН

ТР2-8

ШГН - ОРЭ

ТР2-9

ЭЦН - ОРЭ

ТР2-10

Прочие виды перевода

ТР3

Оптимизация режима эксплуатации

ТР3-1

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

ТР3-2

Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

ТР4

Ремонт скважин, оборудованных ШГН

ТР4-1

Ревизия и смена насоса

ТР4-2

Устранение обрыва штанг

ТР4-5

Замена полированного штока

ТР4-6

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

ТР4-7

Очистка и пропарка НКТ

ТР4-8

Ревизия, смена устьевого оборудования

Шифр

Виды работ по ТРС

ТР5

Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН

ТР5-1

ТР5-2

ТР5-3

ТР5-4

ТР5-5

ТР5-6

Ревизия и смена насоса

Смена электродвигателя

Устранение повреждения кабеля

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

ТР6-1

ТР6-2

ТР6-3

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Очистка и пропарка НКТ

Смена, ревизия устьевого оборудования

ТР7

Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1

ТР7-2

ТР7-3

ТР7-4

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ Очистка и пропарка НКТ

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР8

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

ТР9

Очистка, промывка забоя

ТР9-1

ТР9-2

Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

ТР10

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

ТР11

Прочие виды работ

Вышеприведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 9.2. Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.

В соответствии с [13], наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-

Ремонтно-изоляционные работы

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта Отключение отдельных пластов Исправление негерметичности цементного кольца Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

КР1

КР1-1

КР1-2

КР1-3

КР1-4

КР2

КР2-1

КР2-2

КР2-3

КР3

КР3-1

КР3-2

КР3-3

КР3-4

КР3-5

КР4

КР4-1

КР4-2

КР5

КР6

КР6-1

КР6-2

КР6-3

КР6-4

КР7

КР7-1

КР7-2

КР7-3

КР7-4

КР7-5

КР7-6

КР7-7

КР7-8

КР7-9

КР7-10

КР7-11

КР8

КР8-1

КР8-2


Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Устранение негерметичности тампонированием Устранение негерметичности установкой пластыря Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Переход на другие горизонты и разобщение пластов

Переход на другие горизонты Разобщение пластов

Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

Комплекс подземных работ, связанных с бурением

Зарезка новых стволов скважин Бурение цементного стакана

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Обработка призабойной зоны

Проведение кислотной обработки Проведение ГРП Проведение ГПП

Виброобработка призабойной зоны

Термообработка призабойной зоны

Промывка призабойной зоны растворителями

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

Прочие виды обработки призабойной зоны

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

Исследование скважин

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)

Шифр

Виды работ по КРС

КР9

КР9-1

КР9-2

КР9-3

КР9-4

КР10

КР10-1

КР10-2

КР11

КР12

Перевод на использование по другому назначению

Освоение скважин под нагнетательные Перевод скважин под отбор технической воды Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

Консервация и расконсервация скважин Прочие виды работ

Т а б л и ц а 9.3 Разновидности скважино-операций

Шифр

Виды и подвиды операций

Т ехнико-технологические требования к сдаче

ПНП1

Создание оторочек:

Выполнение запланированного объема работ

ПНП1-1

растворителя

То же

ПНП1-2

раствора ПАВ

ПНП1-3

раствора полимеров

ПНП1-4

кислот

ПНП1-5

щелочей

ПНП1-6

горячей воды

ПНП1-7

пара

ПНП1-8

газожидкостных смесей

ПНП1-9

активного илп

ПНП1-10

газа

ПНП1-11

парогазовых смесей

ПНП1-12

мицеллярного раствора

ПНП1-13

других реагентов

ПНП2

Инициирование и регулирование внутрипластового горения

Выполнение запланированного объема работ

операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи (табл. 9.3).

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

9.2. Агрегаты, оборудование и инструмент

Подземный ремонт скважин связан с подъемом из скважины и спуском оборудования, инструмента, различных приборов, а также с закачкой в скважину технологических жидкостей.

Для этого применяются следующие способы ремонта: с помощью скважинного трубопровода, собираемого из отдельных труб;

с помощью скважинного трубопровода из гибких труб, наматываемых на барабан;

с использованием канатной техники или на кабеле.

Для доставки технологических жидкостей используются скважинные трубопроводы, межтрубное (если скважинных трубопроводов несколько) и затрубное пространство. Как правило, при применении нескольких скважинных трубопроводов, их размещают концентрично по типу “труба в трубе”. Параллельное подвешивание требует больших диаметров обсадных колонн и специального оборудования, например пакеров с двумя параллельно расположенными стволами. Поэтому такое подвешивание не нашло широкого применения в нашей стране.

Подземный ремонт может проводиться при открытом и закрытом или герметизированном устье.

В первом случае скважину необходимо останавливать путем ее глушения и замещения внутрискважинной жидкости на безопасную жидкость с целью снижения ее агрессивного воздействия на бригаду подземного ремонта и окружающую среду. Глушение скважины, как правило, существенно ухудшает состояние призабойной зоны скважины и может привести к снижению ее дебита.

Во втором случае ремонт производится без глушения скважины, что не приводит к снижению ее дебита после ремонта, улучшает условия работы бригады подземного ремонта и снижает вероятность загрязнения окружающей среды. Но при этом требуется сложное дорогостоящее оборудование, включающее устьевые превенторы и уплотнение устья, способное обеспечивать герметичный пропуск труб с муфтами. Кроме того, в отличие от ремонта при открытом устье, где спуск оборудования происходит под его собственным весом, в этом случае необходимо использование специальных устройств на устье, обеспечивающих создание осевой нагрузки на трубы для проталкивания колонны в скважину при больших давлениях на нем.

Рис. 9.1. Схема установки с гибкими трубами для подземного ремонта скважин:

1 - циркуляционный переводник; 2 - гибкие НКТ; 3 - колонная головка; 4 -дроссель; 5 - отводная линия; 6 - циркуляционный тройник с дросселем противодавления и задвижкой; 7 - четырехплашечный превентор; 8 - сальниковая коробка; 9 - индикатор веса; 10 - инжекторная головка для подачи и извлечения колонны гибких труб; 11 - выпрямляющее устройство; 12 - подъемный кран инжектора; 13 - барабан с гибким НКТ; 14 - кабина управления;

15 - энергетический блок

В последнее время ремонт при герметизированном устье получил широкое распространение при использовании установок с гибкими трубами (рис. 9.1). Это объясняется: существенным упрощением устьевого оборудования вследствие отсутствия муфт на трубах и выполнения труб, наматываемых на барабан; возможностью быстрого проведения спускоподъемных операций и широкого применения средств автоматизации и контроля. Подобные технологии все больше используются в нашей стране для борьбы с парафиновыми, гидратными пробками. Известно их применение для спуска исследовательских приборов, установки газлифтных клапанов, т.е. в случаях, где не-

Рис. 9.2. Размещение оборудования при подземном ремонте скважины:

1 - тракторный подъемник; 2 - канат, 3 - упор для трактора; 4 - мостки; 5 -оттяжной ролик; 6 - труба; 7 - элеватор; 8 - штропы; 9 - крюк; 10 - талевый блок; 11 - вышка; 12 - кронблок

обходим быстрый спуск приборов при герметизированном устье. С использованием азотных технологий, т.е. мобильных азотных установок для генерации азота и его применения для различных технологических процессов освоения и ремонта скважин, получили широкое распространение установки с трубами. Азот позволяет обеспечить безопасное ведение работ.

Наибольшее распространение получил подземный ремонт при открытом устье с собиранием колонны НКТ и штанг из отдельных труб и штанг соответственно.

Спуск и подъем различного подземного оборудования и инструмента при подземном ремонте осуществляют с помощью подъемной лебедки или подъемной установки, называемой агрегатом для подземного ремонта скважин.

Подъемная лебедка предназначена для работы в сочетании со стационарными вышками, установленными над устьем скважины (рис. 9.2). На верху вышки монтируется кронблок 12, оснащенный талевым канатом с талевым блоком 10. На талевом блоке 10 подвешивается крюк 9, на котором с помощью штро-пов 8 и элеватора 3 крепится колонна насосно-компрессорных труб 6 или штанг. Стальной талевый канат 2 от лебедки трактора-подъемника 1 пропускается через оттяжной ролик 5, расположенный в низу вышки 11, через ролики кронблока 12 и талевого блока 10 и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната прикрепляется у основания вышки, а подвижный -к барабану лебедки. Оттяжной ролик 5 предупреждает опрокидывание вышки при подъеме или спуске колонны труб.

Оборудование для подземного ремонта предусматривает наличие на скважине постоянной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно. Поэтому в настоящее время большее распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спускоподъемных работ. Подобные работы могут осуществляться как с укладкой труб на мостки, так и с их установкой в вертикальное положение. Последнее обычно предусматривает применение верхового рабочего и более предпочтительнее, так как при этом не происходит износ ниппельных концов труб, что позволяет применять трубы типа НКМ и других, аналогичных этому, у которых уплотнение соединений выполнено за счет специальных проточек на концах или за счет применения различных уплотнительных колец, например, из тефлона. Общий вид агрегата с вертикальной установкой труб представлен на рис. 9.3.

Если подъемная установка большой грузоподъемности снабжена дополнительным оборудованием, позволяющим существенно повысить ее функциональные возможности, например, проводить буровые работы, т.е. если в ее состав входят насосный блок, блок очистки и подготовки бурового раствора, передвижные мостки с рабочей площадкой, то такая установка является комплексом подъемного оборудования.

Различия между агрегатами для текущего и капитального ремонта скважин условные, в одних случаях агрегат может использоваться для текущего ремонта, а в других - для капитального. Считают, что агрегат для капитального ремонта должен позволять проводить буровые работы и иметь большую грузоподъемность.

На промыслах России можно встретить агрегаты как отечественного, так и зарубежного производства. Рассмотрим более подробно технику азербайджанского производства, которая сейчас практически не выпускается, но еще вырабатывает свой ресурс и встречается на промыслах.

Рис. 9.3. Общий вид агрегата в транспортном и рабочем положениях

Подъемник - механическая лебедка, установленная на тракторе, автомобиле или отдельной раме. Приводом лебедки является тяговый двигатель трактора, автомобиля или от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя. Агрегат, кроме оборудования подъемника, оснащен вышкой и механизмом для ее подъема или опускания. Подъемник АзИНМАШ-43П создан на базе гусеничного болотоходного трактора Т-100МЗБКС или обычного трактора Т-100МЗ. Тяговое усилие на канате, равное 75 кН, обеспечивает при оснастке 2x3 подъем или спуск НКТ48х4,0 и НКТ114х7,0 соответственно до 6400, и 1500 м. При оснастке 3x4 и 4x5 подъем НКТ114х7,0 составляет соответственно 2200 и 2800 м.

Основными узлами подъемника являются трансмиссия, лебедка, пневматическая система и система управления. Трансмиссия состоит из четырехскоростной реверсивной коробки передач, приемный вал которой соединен с валом вывода мощности трактора. Лебедка - однобарабанная с бочкой диаметром 420 мм. Пневмосистема обеспечивает управление фрикционной муфтой включения барабана, усиление тормоза, переключение скоростей в коробке передач и управление сцеплением двигателя и, кроме того, питается от компрессора с приводом от шкива вентилятора двигателя. Механизмом управляют из кабины трактора.

Лебедка подъемная ЛПТ-8 для ремонта скважин глубиной для 2500 м создана на базе трактора Т-130.1Г с тяговым усилием 84 кН.

Лебедка подъемная ЛПР-10Э используется для спуска и подъема НКТ и бурильных труб, а также для привода ротора в процессе ремонта скважин со стационарных вышек на морских промыслах. Привод лебедки - от двух электродвигателей (общей мощностью 150 кВт) через редуктор с помощью шиннопневматических муфт ШПМ-300х100, карданную передачу, четырехскоростную коробку передач, коническую и цилиндрическую зубчатые передачи.

Лебедка ЛП-11Э используется для ремонта и освоения скважин глубиной до 3500 м. Мощность привода 320 кВт, грузоподъемность на крюке 104 т (на первой скорости и при оснастке 5x6).

Агрегат АзИНМАШ-37А смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-255Б и предназначен для ремонта скважин глубиной до 2900 м (номинальная грузоподъемность 32 т). Привод навесного оборудования агрегата лебедки проводится от тягового двигателя автомобиля через коробку передач, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Вышка сварная, решетчатой конструкции, телескопическая, двухсекционная. Высота ее от земли до оси кронблока 18 м, что позволяет поднимать трубу длиной до 1 2,5 м.

Агрегат АзИНМАШ-43А на базе гусеничного болотоходного трактора Т-100МЗБКС предназначен для текущего ремонта скважин глубиной до 2900 м. Номинальная грузоподъемность 28 т.

Рис. 9.4. Агрегат А-50У:

1 - передняя опора; 2 -промежуточная опора; 3 -компрессор; 4 - трансмиссия;    5    - промежуточный

шм


вал; 6    - гидроцилиндр

подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 -лебедка; 10 - вышка; 11 -пульт управления;    12    -

опорные домкраты;    13 -

ротор

грузоподъемностью 32 т имеет вышку, аналогичную используемой в АзИНМАШе-37.

Агрегат “Бакинец-3М” с тяговым усилием 78 кН смонтирован на тракторе Т-100МЗ, состоит из подъемной лебедки, телескопической вышки, кронблока, талевого блока с трехрогим крюком, механизма подъема вышки и коробки передач.

Для капитального ремонта используется самоходная установка УПТ1-50 грузоподъемностью 50 т на базе трактора Т-130.1Г-1. Для этих же целей применяется агрегат А-50У на базе автомобиля КрАЗ. Он предназначен для ремонта скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также для разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 140— 168 мм, промывки и тартальных работ. Входящий в состав агрегата промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Давление насоса 16 МПа при подаче 6,1 л/с. При давлении 6 МПа подача составляет около

10 л/с. Данный агрегат выпускается в России и нашел широкое распространение на промыслах, поэтому рассмотрим его подробнее.

Общий вид агрегата и его основные узлы представлены на рис. 9.4.

Управление всеми механизмами агрегата как при установке вышки в рабочее положение, так и при спускоподъемных операциях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку. Скорость подъема крюка агрегата А-50У и грузоподъемность на крюке в зависимости от включенной скорости лебедки представлены в табл. 9.4.

В настоящее время на промыслах появились новые агрегаты для подземного ремонта.

Т а б л и ц а 9.4

Передача

Частота вращения барабана агрегата, мин-1

Скорость подъема крюка, м/с

Грузоподъемность на крюке, т

I

39,8

0,181

50

II

69,8

0,317

34,5

III

153

0,695

12,6

IV

268

1,215

7,5

Лебедка

Наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого

Тяговый двигатель

Тип...................................................................... Четырехтактный

цилиндровый дизель с V-образным расположением цилиндров

Марка......................................................................................................................................ЯМЭ-238

Так, Кунгурским машиностроительным заводом освоен выпуск агрегатов (табл. 9.5), которые позволили заменить агрегаты азербайджанского производства. В качестве базы применяется колесная техника. Конструктивная особенность состоит

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Транспортная база

Шасси

КрАЗ-260Г

“ Урал-43201912-30”

“Урал-43201912-30” или КрАЗ-260Г

Привод механиз

Двигатель шасси

Двигатель шасси

Двигатель шасси

мов

ЯМЗ-238Л

ЯМЗ-238

ЯМЗ-238 или

220 кВт

174 кВт

ЯМЗ-238Л

Допускаемая на

грузка, кН (тс):

без оттяжек

320(32)

320(32)

320(32)

на грунт

с оттяжками

400(40)

400(40)

400(40)

на грунт

Лебедка

Тип

Однобарабанная с

пневматической дисковой фрикци-

онной муфтой

Привод

Открытая цепная передача (цепь

Цепной масло

ЗПРТ31,75)

наполненный редуктор (цепь ЗН44,45)

Число слоев

3

3

2

намотки та

левого каната

Диаметр

тормозных

750 (2 штуки)

750 (2 штуки)

1000 (1 штука)

ободьев, мм

Размер тормоз

80x150

80x150

120x230

ных колодок, мм

(по 2 штуки)

(2 штуки)

(22 штуки)

Скорость подъ

0,10-1,45

0,10-1,45

0,10-1,60

ема талевого бло

ка, м/с

Число скоростей

9

9

9

Мачта

Тип

Односекционная, наклонная с открытой передней

гранью

Расстояние от

17,7

земли до оси

кронблока, м

Высота подъема

13,4

серьги талевого

блока, мм

Талевая система

Оснастка

3x4

3x4

3x4

Диаметр талево

22

22

22

го каната, мм

Гидросистема рабочая

Тип насоса

Аксиально-

поршневой

Модель насоса

3102,56

3102,56

3102,112

(2 штуки)

(2 штуки)

(1 штука)

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Номинальное

20

20

20

давление, МПа

Максимальная

120

120

212

подача, л/мин

Привод гидродом

От насосов рабочей гидросистемы

От насоса

кратов

НШ-32

Габариты (транс

портные), мм:

длина

15400(16050)

15400(16050)

15400(16050)

ширина

2500

2500

2500

высота

3750

3750

3750

Масса в транс

19600

18800

18800

портном положе

нии, кг

Буровой ротор Р-250

Привод

Карданный

Проходное сече

-

250

ние, мм

Частота враще

-

-

2(120)

ния, с-1 (об/мин)

Буровой ротор Р-410

Привод

-

-

Карданный

Проходное сече

-

-

410

ние, мм

Частота враще

-

-

1,5(90)

ния, с-1 (об/мин)

Приустьевая рабочая площадка

Длина, м

-

-

4

Ширина, м

-

-

3

Высота (регули

0,5-2

руемая), м

Вертлюг ВБ60

Допускаемая

-

-

600(60)

нагрузка, кН (тс)

Проходное сече

-

-

60

ние, мм

Частота враще

-

-

3,33(200)

ния, с-1 (об/мин)

не более

Приемные

мостки

Транспортная

-

-

Прицеп ОЗТП-

база

84701

Габариты в рабо

-

-

12x14

чем положении, м

Ключ

Максимально

-

-

1500

крутящий мо

мент, кгс-м

Частота враще

-

-

1,5(90)

ния, с-1 (об/мин)

Показатель

АР32

АР32/40

АР32/40М

Диаметр захвата

-

-

60-114

труб, мм

Спайдер пневматический

Диаметр захвата

-

-

60-114

труб, мм

Насосный блок НП15А (насос НБ125)

Транспортная

-

-

МАЗ-8925

база

Приводная мощ

-

-

77,2

ность, кВт

Максимальное

-

-

15,8(160)

давление, МПа

(кгс/см2)

Максимальная

-

-

18

подача, л/с

в том, что кабина оператора расположена между лебедкой и мачтой. Имеются гидравлические аутригеры для выверки агрегата, а также вспомогательные лебедки и гидрораспределители. По дополнительному заказу они могут комплектоваться рабочей площадкой, ротором, гидроприводным ключом, спайде-ром, насосным блоком, приемными мостками.

Агрегат АР32/40 может рассматриваться как агрегат для капитального ремонта скважин, так как может проводить буровые работы.

Кунгурским машиностроительным заводом также освоен выпуск агрегатов А60/80 большей мощности, грузоподъемностью до 80 т. Характерной особенностью данного агрегата является возможность проводить спускоподъемные операции с установкой свечей вертикально. Агрегат предназначен для освоения и ремонта нефтяных и газовых скважин, а также для ведения буровых работ.

В базовый комплект агрегата входит гидроротор. Дополнительно агрегат может комплектоваться следующими механизмами и инструментами: карданная трансмиссия привода бурового ротора; буровой ротор Р-250 с механическим приводом; буровой ротор Р-410 с механическим приводом; буровой ротор Р-250 с гидроприводом; буровой ротор Р-410 с гидроприводом; основание бурового ротора; приустьевая рабочая площадка (при установке бурового ротора на колонный фланец); подсвечник; балкон (для вертикальной установки свечей); мани-фольд диаметром 50 мм (стояк с буровым рукавом диаметром 50 мм и переходником к фланцу вертлюга); манифольд диаметром 76 мм (стояк с буровым рукавом диаметром 76 мм и пере-

ходником к фланцу вертлюга); труба ведущая 80x80 длиной 8,5 м (в комплекте с верхним и нижним переводником); труба ведущая 112x112 длиной 11 м (в комплекте с верхним и нижним переводником); вертлюг ВБ-60; вертлюг ВБ-100; вертлюг ВБ-100 с кабельным лубрикатором (в комплекте с рукавом высокого давления и ручным насосом); устройство крепления и перепуска талевого каната; крюк; сборное основание под задние аутригеры; укрытие оператора.

Заводом “Красный пролетарий” г. Стерлитамак (Башкортостан) освоен выпуск агрегата А2-32 для подземного ремонта грузоподъемностью 32 т на базе автомобиля “Урал-4320-191230”. В отличие от предыдущих агрегатов, здесь лебедка находится между кабиной оператора и мачтой.

Комплекс оборудования К0Р01-80 грузоподъемностью 80 т обеспечивает капитальный ремонт скважин глубиной до 5000 м. Он состоит из трех блоков: блока самоходной подъемной установки УПА-80 на четырехосном автомобиле-тягаче высокой проходимости МАЗ-537; насосного блока БНП-15ГР на двухосном прицепе МАЗ-8926; блока передвижных приемных мостков МПП-80 на пневмоколесном ходу с рабочей площадкой и инструментальной тележкой. В состав установки также входит ротор Р-360, промывочный вертлюг ВП-80x200, набор ключей типов ГГП и АПР-ГП и комплект инструментов для спускоподъемных работ. Также применяются агрегаты румынского производства Р-80 и Р-80У, аналогичные данному комплексу оборудования.

Роторная установка УРК-50 состоит из электродвигателей, коробки передач и ротора. Электродвигатель ВАО-81-6 - асинхронный, мощностью 30 кВт и частотой вращения 980 мин-1. Коробка передач - трехскоростная. Ротор Р-360 с проходным отверстием 360 мм рассчитан на нагрузку стола 1200 кН. Вкладыши ротора выполнены под квадраты труб 89 и 114 мм.

Для уменьшения натяжения каната при намотке на барабан подъемника или агрегата используют талевую систему, состоящую из системы неподвижных роликов-кронблока и подвижных роликов - талевого блока, крюка и талевого каната.

Кронблок (рис. 9.5) устанавливается на верху вышки или мачты, их талевый блок подвешивается на талевом канате, а крюк - к нижней серьге талевого блока. Кронблок типа КБ имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т. Талевый блок - подвижная часть талевой системы - представляет собой канатный шкив, насаженный на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках. К нижней части щек подвешена серьга для соединения с крюком. Талевый блок ти-

Рис. 9.5. Кронблок:

а - исполнение I; • - исполнение II; 1 - ограждение; 2 - шкив; 3 - опора; 4 - ось шкивов; 5 - кожух; 6 - подкронблочная рама

па БТ также имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т (рис. 9.6).

Крюк подъемный (рис. 9.7) - подвижная часть талевой системы - предназначен для подвешивания стропов, элеваторов, вертлюгов и других приспособлений. Крюк типа КР в исполнении I (однорогий) имеет грузоподъемность 12,5 и 20 т, в исполнении II (трехрогий) - от 32 до 125 т. Крюк состоит из рога, подвески и серьги. Подвеска имеет упорный подшипник и пружину, что обеспечивает вращение рога как под нагрузкой, так и без нее. С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе.

Противовыбросовое оборудование предназначено для герметизации устья скважин при капитальном ремонте скважин как при наличии, так и отсутствии колонны труб. В состав противовыбросового оборудования ОП2-156x320 входят превентор плашечный ППГ-156х320, манифольд МПБ2-80х350 и гидравлическое управление ГУП 100Бр-1. Превентор может быть и с ручным управлением ППБ 156x320. Основная деталь герметизации - плашки разъемные со сменными вкладышами и р ези-новыми уплотнениями. Трубные плашки закрывают превентор при наличии в скважине колонны НКТ диаметром 60-114 мм; глухие перекрывают устье скважины при их отсутствии. Вместо указанного оборудования применяют оборудование ОП1а-180x35, где 1а - схема по ГОСТ 13862-80, 180 - приход в мм, 35 - рабочее давление в МПа. Допустимая нагрузка на плашки 1000 кН.

Винтовые забойные двигатели Д-85 и Д1-54 (табл. 9.6) используют для разбуривания цементных мостов, песчаных пробок, а также для забуривания вторых стволов через окна в колонне обсадных труб. По принципу действия эти двигатели представляют собой планетарно-роторную гидромашину объем-

Рис. 9.7. Подъемные крюки:

а - однорогий крюк (исполнение I); • - трехрогий крюк (исполнение II); 1 -серьга; 2 - корпус крюка; 3 - пружина; 4 - ствол крюка; 5 - рог крюка; 6 -седло; 7 - дополнительный рог со скобой

Т а б л и ц а 9.6 Техническая характеристика винтовых забойных двигателей

Показатель

Д1-54

Д-85

Расход жидкости, л/с

2-3

4,85

Момент вращения, Н-м

78,4-98

700

Максимальная мощность, кВт

2,8-5,0

13,3

Частота вращения вала, мин-1

350-500

133

ного типа с внутренним косозубым зацеплением рабочих органов (рис. 9.8).

Вертлюг является соединительным звеном между талевой системой и внутрискважинным инструментом. Он подвешивается на подъемный крюк и обеспечивает вращение инструмента и подачу промывочной жидкости через шланговое соединение в колонну труб к забою скважины. При подземном ремонте используют промывочные (ВП) (рис. 9.9) и эксплуатационные вертлюги (ВЭ) (рис. 9.10). Вертлюг ВЭ-50 и ВЭ-80 (табл. 9.7) состоит из неподвижной и вращающейся частей. В неподвижную часть входит корпус, крышка, серьга и отвод трубы. Вращающаяся часть - ствол, установленный на трех подшипниках

Рис. 9.9. Вертлюг промывочный:

1 - колпак; 2 - ствол; 3 -войлочное уплотнение; 4 - опора ствола; 5 -манжета; 6 - корпус с отводом; 7 - быстросборное соединение

для восприятия осевой и радиальной нагрузок, возникающих при работе. Соединение промывочного шланга с вертлюгом -быстросборное.

Рис. 9.8. Двигатель винтовой забойный Д-85:

а - продольное сечение; - поперечное сечение; 1 - сепаратор; 2 - ротор; De, Dep - диаметр соответствующего статора и ротора


Промывочный вертлюг не позволяет осуществлять вращение труб, он предназначен лишь для подачи промывочной жидкости в колонну труб.

При спускоподъемных операциях применяют специальные инструменты: ключи, элеваторы, штропы, спайдеры и другие приспособления.

Рис. 9.10. Вертлюг эксплуатационный ВЭ-50:

1 - серьга; 2 - отвод; 3 - грязное манжетное уплотнение; 4, 8 - верхняя и нижняя опоры; 5 - быстросборное соединение; 6 - основная опора; 7 - корпус; 9 - ствол


Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.

По типу захвата и удержания трубные элеваторы могут быть: а) с захватом под муфту; б) с захватом под высадку трубы; в) с захватом за тело (элеватор-спайдер).

Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу, а третьего типа - для работы с безмуфтовыми трубами.

По типу захвата и удержания штанговые элеваторы могут быть с захватом под высадку или квадрат штанги.

Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы по двухэлеваторной технологии. Элеватор с захватом под квадрат штанги позволяет работать по одноэлеваторной технологии, однако при работе с этим элеватором необходимо его соединение с талевым блоком с возможностью его вращения, так как при свинчивании-развинчивании

Т а б л и ц а 9.7 Техническая характеристика вертлюга

Показатель

ВЭ-50

ВЭ-80

Максимальная нагрузка на ствол, кН

500

800

Диаметр проходного отверстия, мм

60

75

Максимальное давление жидкости, МПа

16

20

Присоединительная резьба под НКТ (ГОСТ 633-80), мм

73

114

элеватор вращается вместе со штангами. Применение подобных элеваторов наиболее целесообразно при установке развинченных штанг в вертикальном положении, так как на мачте они устанавливаются путем подвески за высадку.

По конструкции трубные элеваторы могут быть одно- и двухштропные. Первые получили наибольшее распространение в подземном ремонте.

Элеватор относится к наиболее ответственным инструментам спускоподъемных операций, его отказ приводит к созданию серьезных аварий и угрожает жизни оператора подземного ремонта.

Наиболее ответственным элементом элеватора является его механизм запирания.

К элеваторам предъявляются следующие требования: обеспечение надежной работы в условиях сильного загрязнения поверхности трубы нефтью, парафинами и солями, а также при низких температурах;

стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, возникающих при эксплуатации, например при ловильных работах; легкость и удобство в работе, отсутствие выступающих частей во избежание задевания при подъеме за элементы талевой системы, одежду оператора и т.д.

Кроме того, механизм запирания должен:

обеспечивать надежную работу рукой в рукавице, причем желательно, одной рукой, так как при этом увеличивается устойчивость оператора;

выдерживать большое количество циклов открытия-закрытия, быть простым и надежным в работе;

обеспечивать однозначность положения закрыто-открыто, иметь несколько степеней защиты от несанкционированного раскрытия.

Положение механизма запирания должно контролироваться как визуально, так и на слух по щелчку.

На промыслах в подземном ремонте наибольшее распространение получили одноштропные элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА (рис. 9.11), входящие в комплект инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами: элеватор типа ЭТА - ручной ключ типа КТГУ - механический ключ типа АПР или КМУ.

Выпускаются элеваторы ЭТА-32, ЭТА-50 и ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32, 50 и 60 т. Они позволяют работать с НКТ диаметром 48, 60, 73 и 89 мм как с гладкими, так и с высадкой. Переход с одного диаметра на другой осуществляется путем смены захватов.

Рис. 9.11. Элеватор типа ЭТА:

1 - серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт

Ишимбайским машиностроительным заводом освоен выпуск элеватора с новой системой запирания пальцевого типа ЭТА-П. Выпускаются элеваторы ЭТА-32П, ЭТА-50П, ЭТА-60П.

Преимущества и особенности элеваторов типа ЭТА-П: рукоятка выполнена неподвижной относительно корпуса, благодаря чему практически исключен износ указанных деталей по месту их сопряжения, являющийся одной из основных причин отказов и списаний элеваторов типа ЭТА;

из операции закрытия-открытия исключен поворот рукоятки, а все управление замком осуществляется только движением рычага рукоятки, что упрощает работу;

замок обеспечивает прочную фиксацию его захватного узла относительно корпуса практически при любых износах в паре шток - корпус;

орган управления замком - рычаг - защищен от касания к элементам грузоподъемного сооружения, что снижает риск несанкционированного открытия элеватора;

замок позволяет вести визуальный и слуховой контроль за его закрытием;

замок позволяет открытие лишь после его полной разгрузки, т.е. когда труба будет уложена на приемные мостки;

не требуется переворот элеватора.

Система запирания элеваторов типа ЭТА-П может быть блокирована в закрытом положении, что повышает их безопасность при возможных рывках и сотрясениях подвешенной колонны труб.

Наличие блокировки системы запирания элеваторов позволяет подвешивать к ним штанговый элеватор и монтажные тросы, для чего элеваторы типа ЭТА-П могут комплектоваться вкладными серьгами, устанавливаемыми в их захватном узле.

Элеваторы типа ЭТА-П (табл. 9.8) обладают полной симметрией относительно продольной плоскости, что делает их одинаково удобными для работы любой рукой.

Элеваторы ЭТАР-12,5 предназначены для работы с НКТ малого диаметра или полыми штангами диаметром 26, 33, 42, 48 мм и имеют грузоподъемность 12,5 т, элеваторы ЭТАР-20 -для работы с трубами диаметром 48, 60, 73 мм и имеют грузоподъемность 20 т, элеваторы типа ЭГ - для работы с трубами диаметром от 33 до 114 мм, причем гладких и с высадкой и имеют грузоподъемность 16, 50 и 80 т.

Элеваторы типов ЭТАР и ЭГ относятся к одноштропным с захватом под муфту, а элеваторы типа ЭТАД (рис. 9.12) - к двухштропным с захватом под муфту и имеют грузоподъем-

Т а б л и ц а 9.8 Техническая характеристика элеваторов типа ЭТА-П

Показатель

ЭТА-32П

ЭТА-50П

Грузоподъемность, т Условный диаметр гладких и высаженных труб, мм

32

48, 60, 73

50

60, 73, 89

Рис. 9.12. Элеватор типа ЭТАД:

1 - предохранитель; 2 - корпус; 3 - упор; 4 - захват; 5 - рукоятка

ность 50 и 80 т, работают с трубами диаметром 48, 60, 73, 88, 102, 114 мм.

Элеваторы типа ЭХЛ также относятся к двухштропным с захватом под муфту, имеют грузоподъемность 15, 25, 35, 40 т и работают с трубами 60, 73, 89 и 114 мм.

Для работы с насосными штангами наибольшее распространение получили штанговые элеваторы ЭШН-5 и ЭШН-10 грузоподъемностью 5 и 10 т с захватом под высадку штанги (рис. 9.13).

Штропы эксплуатационные (рис. 9.14) используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем. По конструкции штроп - замкнутая стальная петля овальной формы, вытянутая по одной оси. Грузоподъемность комплектной пары штропов от 10 до 80 т.

Для проведения спускоподъемных операций с одним элеватором необходимо устройство на устье скважины, способное

Рис. 9.13. Штанговый элеватор типа ЭШН:

1 - шайба; 2, 5 - винт; 3 - щека; 4 - шплинт; 6 - вкладка; 7 - втулка; 8 -

штроп

удерживать колонну труб за тело. При этом торец муфты остается свободным для последующего захвата колонны элеватором. Спайдер может быть выполнен отдельно или входить в состав механического ключа для свинчивания-развинчивания труб.

Наиболее широкое применение получил спайдер АСГ-80 грузоподъемностью 80 т для работы с трубами диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Спайдер (рис. 9.15) состоит из кованого корпуса, клиновой подвески, имеющей шайбу с вертикальной направляющей и три клина, подвешенные на петлях. Корпус соединен с пьедесталом, внутри которого находятся центратор и сдвоенная

Рис. 9.14. Штроп эксплуатационный:    Рис. 9.15. Спайдер АГС-80

1 - штроп; 2 - ручка; L - длина; B -ширина; d - диаметр поперечного сечения

пружина, размещенная в стакане. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные. Универсальность спайдера обеспечивается сменными клиновыми подвесками и втулками центратора.

Узлы и детали спайдера унифицированы с блоком клиновой подвески механического ключа АПР-2ВБ.

Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми (по назначению) и, кроме того, ручными и механическими. В свою очередь, ручные ключи делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные ключи более удобны в работе, имеют небольшой вес и меньше повреждают поверхность трубы.

К трубным и штанговым ключам предъявляются следующие требования:

ключи должны обеспечивать передачу крутящего момента в условиях загрязнения поверхности труб и штанг нефтью, солями, парафином и др., а также при возможных отклонениях геометрических размеров трубы по диаметру и овальности;

ключи не должны вызывать сильный износ труб или штанги, а также их повреждений;

ключи должны иметь возможность контроля и регистрации крутящего момента, прикладываемого к соединению. Свинчивание колонны штанг и труб с заданным моментом является важнейшим условием надежной и длительной работы колонны;

ключи должны быть легкими и удобными в работе.

Цепные ключи получили наибольшее распространение для единичных, немассовых операций свинчивания-развинчивания с трубами разных диаметров. Выпускаются ключи типов КЦН (нормальный) и КЦО (облегченный) (рис. 9.16).

Ключи просты по конструкции и обеспечивают работу с трубами разного диаметра. Однако они имеют большой вес, и процесс захвата и освобождения занимает много времени.

Наибольшее распространение на промыслах получили шарнирные трубные ключи типа КТГУ. Они предназначены для совместной работы с механическими ключами типов АПР и КМУ. Ключи выпускаются для труб диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Ключи типа КТГУ состоят из челюсти, шарнирно соединенной со створкой и рукояткой при помощи пальцев, застопоренных пружинными шайбами (рис. 9.17). В створки вставлена пружина, надетая на направляющую, которая обеспечивает автоматический зажим трубы между челюстью и створкой.

Поворот створки ограничивается уступом, выполненным на челюстях. На створках и челюстях ключей в канавках типа “ласточкин хвост” установлены два сухаря, которые от выпадания крепятся пружинными фиксаторами.

Рис. 9.17. Ключ трубный:

1 - рукоятка; 2 - челюсти; 3 - сухарь; створка; B - толщина; H - высота; D метр захвата трубы; L - длина



4 -- диа-


Ключ берется за рукоятку и с небольшим усилием заводится на трубу. При повороте рукоятки ее головка упирается в хвостовик створки, при этом захватная часть створки с сухарем прижимается к трубе и совместно с сухарем, находящимся в челюсти, обеспечивает надежный захват трубы. При вращении рукоятки труба вращается вместе с ключом, свинчивается или развинчивается. При отводе рукоятки в обратном направлении створка освобождается, и ключ можно снять с трубы.

Находят применение шарнирные ключи для труб типов КОТ, КТД и КТНД.

При ручной работе со штангами используют штанговый ключ типа КШ (рис. 9.18), который передает крутящий момент через квадрат штанги и круговой ключ типа КШК. Последний позволяет работать с гладким телом штанги. При заклинивании плунжера в цилиндре скважинного насоса, а также при посадке плунжера в цилиндр возникает необходимость вращения колонны штанг. Так как при вращении колонна штанг стремится развернуться в сторону, обратную вращению ключа, то выполнять эту работу обычным ключом опасно - он может вырваться из руки, вращаясь, нанести тяжелые ушибы рабочему.

Для безопасного развинчивания штанг при заклинивании плунжера применяют круговой ключ (рис. 9.19). Штанга захватывается специальным замком, имеющим неподвижную и подвижную плашки, в которых сделан угловой вырез с зубьями. При помощи винта штангу зажимают зубцами плашек в любом месте. После того как круговой ключ закрепили на штанге, оператор и помощник оператора, стоя друг против друга и держась обеими руками за обод, поворачивают ключ, а вместе с ним и всю колонну штанг.

Взамен ключа типа КШ можно использовать штанговый шарнирный ключ КШШ16-25 массой 2,0 кг, который заменяет три типоразмера ключа типа КШ и обеспечивает крутящий момент до 980 Н-м.

Как правило, ручные ключи не обеспечивают требуемого крутящего момента затяжки резьбовых соединений, и работа с ними занимает много времени. Поэтому на промыслах широкое распространение получили механические ключи.

По типу установки на устье ключи могут быть монтируемые на колонную головку непосредственно и подвесные. Механические ключи делятся на стационарные и подвижные, т.е. обеспечивающие освобождение устья ремонтируемой скважины. Подвесные и подвижные ключи имеют разрезной корпус для

Рис. 9.19. Круговой ключ для насосных штанг:

1 - обод; 2 - защелка; 3 - ступица; 4 - узел замка

возможности подвода и отвода от демонтируемой колонны. Такие ключи более сложные по конструкции и громоздкие, однако они позволяют освободить устье скважины тогда, когда э то требуется, например для отвода и подвода кабеля при ремонте скважин, оборудованных УЭЦН, УЭВНТ, установками диа-фрагменных насосов. Механические ключи могут быть с трубозахватными элементами или без них. В последнем случае крутящий момент может передаться трубе через ручной ключ типа КТГУ. При этом крутящий момент передается через водило механического ключа.

По типу привода ключи могут быть с электрическим, гидравлическим и пневматическим приводом. В России большее распространение получили ключи с электрическим приводом, однако наиболее предпочтителен с точки зрения контроля и регулировки крутящего момента гидравлический привод. Учитывая, что на устье при проведении ремонтных работ находится агрегат со своей гидросистемой, использование гидравлического привода ключа наиболее целесообразно.

Одним из широко применяемых ключей для работы с тру-

Рис. 9.20. Автомат АПР-2ВБ:

1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 - электроинерционный привод; 10 - ось балансира; 11 -направление клиновой подвески; 12 - центратор;    13 - пьедестал центрато

ра; 14 - фиксатор центратора

бами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта) (рис. 9.20).

Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку, а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.

Техническая характеристика АПР-2ВБМ

Максимальный крутящий момент, кН-м

(кг-см)................................................................................................4,5 (450)

Условные диаметры труб, мм:

гладких..................................................................................48; 60; 73;    89

высаженных....................................................................48В; 60В;    73В; 89В

Потребляемая мощность, кВт......................................3,0

Частота вращения водила,    с-1 (об/мин)________0,85 (51)

Привод ключа

Двигатель привода

Управление приводом......................

Температура окружающей среды, °С...

Габариты ключа в сборе, мм, не более:

длина.....................................

ширина...................................

высота....................................

Масса, кг:

ключа в сборе...........................

полного комплекта.....................

Электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети. Электродвигатель АИМ10084У2,5 n = 1430 об/мин, напряжением 380 В

Кнопочный пост и магнитный

пускатель

Минус 60-40

850±20

460±10

730±10

240±10

310±10

Ключ (автомат) выполнен в виде блоков, что облегчает его монтаж-демонтаж, а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя, клиновой подвески и центратора, а также балансир с грузом, привод и блок управления приводом.

Блок вращателя представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором, работающим в масляной ванне, и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. На конце червячного вала монтируется полумуфта центробежной муфты с установленными на ней сменными маховиками.

Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием, к которому на шарнирах подвешены тр и клина. Клинья для труб диаметром 48, 60, 73 мм состоят из корпуса клина и сменных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные.    Клиновые подвески    имеют усы-

синхронизаторы, которые обеспечивают синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.

Блок центратора состоит из пьедестала, к которому крепится блок вращателя, фиксатора и вкладышей центратора. Последние изготовляются с проходными диаметрами для труб диаметром 48, 60, 73 и 89 мм. Вкладыши центратора удерживаются в пьедестале фиксаторами.

Балансир состоит из рычага и груза, при помощи которых осуществляется перемещение клиновой подвески вверх вниз.

Привод ключа включает электродвигатель с полумуфтой центробежной муфты и раздвижные кулачки.

Блок управления состоит из магнитного пускателя, кнопочного поста, соединенных между собой и с электродвигателем кабелем при помощи штепсельных разъемов.

Вращение от электродвигателя передается на полумуфту, которая передает номинальный крутящий момент только при наборе электродвигателем полного числа оборотов.

В зависимости от диаметра свинчиваемых или развинчиваемых труб на полумуфту вращателя устанавливаются соответствующие маховики:

Условный диаметр труб, мм............48    60    73    89

Номер маховика..................... I    I    II    I+II

Ключи (автоматы) АПР-2ВБМ в отличие от ранее выпускавшихся автоматов АПР-2ВБ имеют угол посадки клиньев 9°30', поэтому клиновые подвески этих ключей не взаимозаменяемы.

Известны ключи с гидравлическим приводом типа АПР-ГП, недостатком которых является невозможность их применения для ремонта скважин, оборудованных электропогружными насосами.

При подземном ремонте скважин с погружными центробежными электронасосами используют ключи механические универсальные типа КМУ, привод которых осуществляется от электродвигателя мощностью 3 кВт с питанием от промысловой сети. Ключи механические универсальные КМУ-50М предназначены для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию, а также удержанию на весу колонны насоснокомпрессорных труб при текущем и капитальном ремонте скважин, эксплуатируемых всеми видами оборудования, включая электропогружные насосы.

Техническая характеристика ключа КМУ-50М

Условный диаметр захватываемых труб,

мм..................................................................................................48, 60, 73, 89

Привод ключа.................................. Электрический    инерционный

взрывобезопасный с питанием от промысловой сети

Двигатель привода............................ Электродвигатель

АИМ 10084У2,5

(N = 3 кВт; n = 1430 об/мин;

V = 380 В)

Управление приводом........................ Кнопочный пост управления

КУ-93-ВЗГ

Габариты, мм:

Ключ КМУ-50М состоит из следующих частей: блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электропривода.

Вращатель представляет собой двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого является разрезное колесо с прикрепленным на нем во-дилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска насосно-компрессорных труб. Для совмещения прорезей колеса и корпуса вращателя имеется совмещающий механизм, расположенный с противоположной стороны от прорези на корпусе вращателя.

На корпусе ключа установлена подпружиненная створка, перекрывающая зев корпуса.

Вращение от двигателя передается посредством кулачковой муфты, на которой могут устанавливаться сменные маховики. Разрезное колесо приводится во вращение через сателлиты от промежуточного вала.

Управление электроприводом осуществляется кнопочным постом управления посредством магнитного пускателя. Привод крепится к вращателю с помощью поворотного кронштейна и откидного болта. Поворотный кронштейн позволяет производить замену маховиков без снятия привода, а также снятие или установку последнего при демонтаже и монтаже на устье скважины.

Полуавтоматический спайдер состоит из разрезного корпуса спайдера, блока клиньев, рукоятки управления и хомута. В корпусе спайдера имеются три цилиндрические расточки (желоба), выполненные под углом к оси спайдера. К корпусу спайдера приварен кронштейн для установки вращателя с помощью болтов и оси.

Для совмещения установки в рабочем положении со спайде-ром имеется фиксатор на вращателе и паз на спайдере.

При производстве спускоподъемных работ колонна насоснокомпрессорных труб под муфты заклинивается в полуавтоматическом спайдере. Ключ надвигается на колонну труб вращением вокруг оси, при этом фиксатор скользит по поверхности корпусов спайдера, доходит до упора и под действием пружины входит в паз. Надевается машинный ключ на трубу. Включением привода кнопочным постом управления осуществляется вращение водила в нужную сторону, при этом машинный ключ свинчивает или развинчивает трубу.

На базе ключа КМУ-32 также используется гидроприводной ключ КМУ-ГП, который применяется на гидрофицированных самоходных ремонтных агрегатах. Максимальный крутящий момент для КМУ-32 и КМУ-50 составляет 4410 Н-м, что позволяет работать с НКТ диаметром 48, 60, 73, 89 мм.

Для свинчивания и развинчивания насосных штанг используется автоматический штанговый ключ типа АШК-ТМ с приводом от электродвигателя мощностью 0,75 кВт. Аналогичный автоматический штанговый ключ типа АШК-Г в качестве привода имеет гидромотор с максимальным вращающим моментом

0,98 кН-м.

Ишимбайским машиностроительным заводом освоен новый комплекс инструментов и приспособлений, позволяющий существенно повысить эффективность и качество ремонтных работ.

Вкладная серьга СВ-10 (рис. 9.21) предназначена для проведения монтажа и демонтажа на устье с применением элеватора типа ЭТА. Серьга представляет собой катушку под захват НКТ диаметром 73 мм. На торце катушки выполнена петля серьги для пропуска монтажного троса.

Подъем тяжелого оборудования производится с помощью элеватора типа ЭТА путем его штатного нагружения через захватный узел и катушку вкладной серьги. Таким образом, исключается широко распространенная эксплуатация элеватора для подъема тяжестей, например путем закрепления монтажного троса к рукоятке, стойке корпуса, челюстям и т.п. Это должно привести к снижению травматизма персонала, в том числе скрытого, и способствовать повышению культуры производства и сохранности оборудования.

Комплекс оборудования и инструмента для спуска-подъема штанг (КОИШ) предназначен для производства спускоподъемных операций (СПО) со штангами по одноэлеваторной технологии - с помощью одного, постоянно подвешенного к талевому блоку элеватора и устьевой откидной вилки для посадки колонны штанг.

Комплекс состоит из следующих подкомплексов оборудования и инструмента (рис. 9.22):

1. Подвесной подкомплекс включает элеватор типа ЭТА-П, вкладную серьгу и штанговый элеватор под “квадрат” штанги.

Элеватор ЭТА-П представляет серийный трубный элеватор, замок которого блокируется после установки в его захват вкладной серьги с подвешенным к ней штанговым элеватором.

Вкладная серьга СВ-10ЭТА представляет собой катушку под захват НКТ диаметром 73 мм, на торце которой выполнена петля серьги. Вдоль оси катушки имеется паз для пропуска серьги штангового элеватора.

Рис. 9.21. Элеватор типа ЭТА с вкладной серьгой СВ-10:

1 - серьга элеватора; 2 - корпус элеватора; 3, 9 - бурты упорные; 4 - челюсти; 5 - рукоятка; 6 - рычаг управления; 7 - стержень; 8 - упор;    10 - вырез;

11 - серьга; 12 - трос монтажный; 13 - штанговый элеватор

Таким образом, в описываемом подкомплексе система подвески штангового элеватора к талевому блоку состоит из следующей силовой цепочки: ЭТА-П с блокируемым замком - вкладная серьга СВ-10ЭТА - штанговый элеватор, которая обладает необходимой гибкостью на сторону и, кроме того, допускает

Рис. 9.22. Комплекс инструмента для спуска-подъема штанг по одноэлеваторной технологии:

1 - элеватор типа ЭТАП с заблокированным замком; 2 - блокирующий шплинт; 3 - серьга вкладная СВ-10ЭТА;


4 - элеватор штанговый для захвата за квадрат штанг; 5 - ключ штанговый ручной; 6 - ключ стопорный для штанг; 7 - подставка с откидной вилкой для установки на устьевой тройник; 8 - поворотный стол для инструмента

вращение штангового элеватора вместе с вкладной серьгой относительно элеватора. По этим причинам для подвески штангового элеватора к талевому блоку не требуется ни вспомогательного (промежуточного) штропа, ни штангового малогабаритного крюка с осевым подшипником, а достаточно иметь на талевом блоке элеватор типа ЭТА-П. Понятно, что монтаж и демонтаж штангового элеватора КОИШ на рабочем месте производится просто путем установки и съема вкладной серьги в серийный захватный узел ЭТА-П.

2.    Устьевой подкомплекс для посадки колонны штанг состоит из корпуса, на верхнем торце которого выполнено коническое гнездо-седло. В это седло садится откидная вилка с подхваченной штангой. Кроме того, на торце корпуса размещены упоры для фиксации стопорного ключа. К корпусу прикреплен кронштейн со столиком для укладки штанговых ключей. Столик может быть ориентирован относительно рабочего места в нужном положении.

Отметим такое отличие КОИШ от обычной двухэлеваторной технологии СНО, при которой оператор в одной руке держит стопорный ключ, а в другой - ведущий штанговый. При помощи КОИШ работа по свинчиванию-развинчиванию, а также закреплению-раскреплению резьбового соединения может выполняться путем прикладывания к рукоятке ведущего ключа полной физической возможности работающего, так как его рука свободна от стопорного ключа, который в данном случае зафиксирован относительно корпуса. Последнее обстоятельство дает возможность обеспечивать докрепление резьбовых соединений штанг с рекомендованными моментами затяжки, составляющими около 47 кг-м для штанг диаметром до 19 мм и 77 кг-м -для штанг диаметром 22 мм и более.

Основное преимущество КОИШ по сравнению с двухэлеваторной традиционной технологией СПО - повышение качества сборки штанговой колонны путем затяжки ее резьб надлежащими крутящими моментами.

3.    Подкомплекс для герметизации устья в случае опасности нефтегазопроявлений. Он совмещен с корпусом устройства, в котором установлено герметизирующее седло со специальной резьбой с крупным шагом. Герметизация комплекса осуществляется путем установки пробки с уплотнительным элементом в корпус, где она фиксируется резьбой, для чего достаточно завернуть пробку на 2-3 оборота. Пробка может быть установлена при наличии в НКТ штанг, а также при их отсутствии. Кроме того, если НКТ свободна от штанг, пробка может быть установлена или снята вручную, без талевого механизма, например при поломке или отсутствии подъемного агрегата.

4. Подкомплекс включает набор вспомогательных принадлежностей и инструментов, а именно:

монтажно-демонтажный шток, предназначенный для монтажа и демонтажа сальникового штока с канатной подвеской; подкладная вилка для монтажно-демонтажных работ; узел герметизирующей пробки для перекрытия устья НКТ (см. п. 3);

В промысловой практике часто встречаются случаи подъема труб, заполненных жидкостью. При этом скважинная жидкость изливается на устье, загрязняя рабочее место у устья, окружающую среду, затрудняя ремонтные работы, особенно в зимнее время. Вместе с тем бывают случаи, когда по тем или иным причинам невозможно восстановить циркуляцию жидкости в скважине.

Для решения этих проблем находит применение специальный инструмент для ремонта скважин - скважинный пробойник для НКТ типа ОСА конструкции Вагапова (рис. 9.23) (табл. 9.9).

Пробойник предназначен:

для сообщения полости труб с забоем скважины путем пробивки стенки НКТ без использования в подземном оборудовании дополнительных устройств, таких как разрушаемые болты и диафрагмы, управляемые и съемные клапаны и др.; для резки прихваченной в скважине колонны НКТ. Позволяет:

восстановить циркуляцию жидкости в скважине в практике ремонта освоения скважин;

обеспечить глушение скважины в случае, когда невозможно создать циркуляцию другими методами;

предотвратить случаи подъема труб с жидкостью и тем самым защитить персонал от излива пластовой жидкости на устье, выделения сероводорода и других веществ;

повысить производительность, культуру производства, безопасность труда при ремонте скважин, снизить загрязнение окружающей среды;

быстро, безопасно и качественно осуществлять резку труб НКТ в скважине.

Инструмент выпускается в двух модификациях: свободного сбрасывания или с использованием канатной техники с приводом от столба жидкости (см. рис. 9.23, а); опускаемый на штангах (см. рис. 9.23, •).

В колонну НКТ сбрасывается, опускается на проволоке или

Рис. 9.23. Пробойник для НКТ с приводом от столба жидкости    (t) и пробойник

для НКТ веса штанговой колонны ( •): а: 1 - корпус; 2 - поршень с наконечником; 3 - камера высокого давления; 4 - шток;

5 - атмосферная камера; 6 -штифт срезной; 7 - толкатель; 8 - цилиндр привода; 9 - поршень привода; 10 -камера; 11 - груз-упор; 12 -заглушка; б: 1 - насосная штанга; 2 - муфта; 3 - толкатель; 4 - крышка; 5 -фиксатор; 6 - штифт срезной; 7 - втулка; 8 - направляющая; 9 - шток; 10 -сальник; 11 - камера высокого давления; 12 - наконечник; 13 - поршень; 14 -цилиндр;    15 - груз-упор;

16 - канал гидравлический;

17 - уплотнительное кольцо

yzz:'

и


Показатели

ПСТ-60С

ПСТ-73С

ПСТ-60Ш

ПСТ-73Ш

Типоразмер пробивае

60x5,0

73x5,5

60x5,0

73x5,5

мой трубы, мм

Способ спуска в сква

Свободное сбрасывание

На колонне насосных

жину

на канатной технике

штанг

Источник энергии

Давление столба

Вес штанговой

жидкости

колонны

Габариты, мм:

длина

900

1095

820

1140

диаметр наибольшего

47

57

47

57

сечения Масса, кг, не более:

пробойника

8

12

6

11

полного комплекта

11

17

9

15

штангах инструмент. После достижения необходимого интервала из корпуса инструмента выходит жало и после пробивки отверстия в НКТ автоматически утапливается в корпусе.

При спуске инструмента на штангах возможно пробивание множества отверстий в одном сечении, т.е. осуществляется резка труб.

Преимущества инструмента:

отверстие пробивается без применения пороха, электрокабеля, механического или гидравлического канала для подачи энергии для его работы;

инструмент прост в управлении и обслуживании, надежен и безопасен, может использоваться многократно. Не требует применения специальной техники и высококвалифицированного персонала. Все работы выполняются бригадой самостоятельно;

инструмент высокоэффективен. Даже один случай выполнения на скважине сложного ремонта с использованием пробойника, позволивший восстановить работу скважины без серьезного загрязнения окружающей среды, окупает все затраты на его приобретение.

При проведении ремонтных работ широкое применение получили пакеры, предназначенные для изоляции затрубного пространства.

Пакеры выпускаются следующих типов:

ПВ - перепад давления направлен вверх;

ПН - перепад давления направлен вниз;

ПД - перепад давления направлен вниз и вверх.

По принципу действия пакеры могут быть: механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ.

По способу установки в скважину пакеры делятся на устанавливаемые на трубах или на канате.

Пакеры могут быть извлекаемые и неизвлекаемые. Последние еще называют разбуриваемыми.

Основным элементом пакера является уплотняющий элемент, который может быть:

расширяющимся под действием осевой нагрузки, создаваемой или весом колонны, или избыточным давлением, действующим на поршень;

расширяющимся под действием внутреннего избыточного давления. Пакеры с таким элементом называют надувными; самоуплотняющимися, т.е. в виде манжеты.

Элемент должен находиться в контакте с обсадной колонной даже при спуске, поэтому уплотнительный элемент быстро выходит из строя.

По количеству проходных каналов пакеры могут быть одно-и двухствольными. Первые предназначены для работы с одной колонной труб, вторые - с двумя. Двухствольные пакеры могут быть с параллельным и концентричным расположением стволов.

При работе пакера в скважине необходим его упор. По типу упоров пакеры могут быть с упором через шлипсовый захват за обсадную колонну и стык обсадных колонн в муфтовом соединении, а также с упором на забой.

Основными параметрами пакера является его наружный диаметр и выдерживаемый им перепад давления. Большую роль играет зазор между наружным диаметром пакера и обсадной колонной. Слишком большой зазор улучшает проходимость пакера до места его установки, но зато ухудшает его герметизирующую способность. Поэтому выбирается оптимальный зазор.

При работе пакера на него действуют большие осевые нагрузки, вызывающие сильную деформацию уплотнительных элементов. При таких нагрузках резина затекает в зазор, что может привести к заклиниванию пакера и трудностям по его извлечению. Исходя из этого, обычно выполняют второй уплотнительный элемент, основная функция которого - предотвратить затекание резины.

Установка пакера в требуемом интервале подразумевает или проведение различных манипуляций с трубами, или же увеличение давления в трубах путем предварительного перекрытия ствола пакера шариком, сброшенным в трубы с поверхности.

Пакер типа ПВМ механический, воспринимающий перепад давления, направленный вверх, опускаемый на трубах (табл. 9.10). При посадке пакера необходимо вращать колонну труб.

Показатель

ПВМ-122-50

ПВМ-140-50

Наружный диаметр, мм

122

140

Максимальный перепад давлений, МПа

5

5

Диаметр проходного отверстия, мм

50

62

Присоединительная резьба, мм:

верхняя левая, по ГОСТ 631-75

73

89

нижняя, по ГОСТ 633-80

60

73

Габариты, мм:

диаметр

140

160

длина

870

920

Масса, кг:

пакера

27

37,4

полного комплекта

34

47,4

Максимальная температура рабочей

100

100

среды, °С

Т а б л и ц а 9.11

Техническая характеристика якоря

Показатель

2ЯГ-118-50

2ЯГ-136-50

2ЯГ-118-

50КЗ

2ЯГ-136-

50КЗ

Наружный диаметр,

118

136

118

136

мм, не более

Перепад давления,

50

50

50

50

МПа, не более

Диаметр проходного от

50

62

50

62

верстия, мм, не менее

Температура рабочей

150

150

150

150

среды, °С, не более

Длина, мм, не более

480

490

480

490

При эксплуатации на пакер действуют большие осевые нагрузки, достигающие десятков тонн. При таких нагрузках необходимо принимать специальные меры по предотвращению скольжения пакера относительно обсадной колонны. Для этих целей используют устройства, называемые якорями.

Якорь гидравлический (табл. 9.11) предназначен для удержания пакера на месте установки при проведении в скважинах ремонтных работ и операций по воздействию на пласт.

9.3. Текущий ремонт скважин

Работы, выполняемые при текущем ремонте скважин, можно подразделить на следующие группы (рис. 9.24):

подготовительные работы, включающие переезд бригады текущего ремонта, глушение скважины (в случае, если ремонт производится при открытом устье), размещение комплекса

Рис. 9.24. Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин

оборудования на устье скважины и его монтаж, подготовку к работе, разборку устьевого оборудования;

непосредственно сами ремонтные работы, основной объем которых занимают спускоподъемные операции;

заключительные работы, включающие сборку оборудования устья, запуск скважины в работу и ее сдачу в эксплуатацию, очистку оборудования и инструмента от загрязнений при ремонте скважины, демонтаж оборудования, очистку территор ии рабочей зоны.

Работы выполняются бригадой в соответствии с планом на текущий ремонт скважины (табл. 9.12) [13].

Типовой табель технического оснащения бригады текущего ремонта скважин

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну

бригаду

Элеваторы трубные,

ЭТА, ЭЗН, ЭГ,

для труб диаметром:

ЭТАР

60 мм

Шт.

2

73 мм

2

89 мм

2

102 мм

2

Элеваторы трубные

ЭХЛ, ЭТАД

вспомогательные (двух-

штропные) для труб

диаметром:

60 мм

1

73 мм

1

89 мм

1

102 мм

2

Элеваторы штанговые

грузоподъемностью:

5 т

ЭШН-5

2

10 т

ЭШН-10

2

Ключи трубные для

КТГУ

работы с АПР-2ВБ для

труб условным диа-

метром:

60 мм

2

73 мм

2

89 мм

2

102 мм

2

Ключи трубные

КТГ, КГД, КТДУ

3 (каждого типоразмера)

Ключи трубные шар

КТНД

То же

нирные

Ключи трубные цепные

КЦН, КЦО

3

Ключи штанговые для

КШ или КШН

2 (каждого типораз

работы с АШК

мера)

Безопасный штанговый

КШК

1

ключ

Ключи для отвинчива

-

2

ния сработанных

штанговых муфт

Ключи для фонтанной

-

5

арматуры

Талевой блок

БТН-15, БТН-50, БТН-25

1

Трубный крюк

КН-50, КН-25

1

Штанговый крюк

КН-5, КН-10, КН-15

1

Штропы (грузоподъем

ШЭ, ШЭН, ШБЭУ

Пара

1

ностью 28, 32, 50, 80 т)

Автомат для свинчива

АПР-2ВБ, АПР-2ГП

Шт.

1

ния и развинчивания

НКТ

Автомат для свинчива

АШК-Т, МШТК,

1

ния и развинчивания

АШК-М

насосных штанг

Индикатор массы

ГИВ-2, ГИВ-6, ГИВ-1

1

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

Шт.

1 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

2 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 60, 73, 89 мм

1 (каждого типоразмера)

Щетка для чистки резьбы

2

Лоток для выведения труб на мостки

1

Подставка для труб (козелок)

1

Строп для монтажа и демонтажа АПР-2

1

Строп канатный вспомогательный

Крючок вспомогательны й

3

Фланец-воронка для направления труб при спуске в скважину

1

Направляющая воронка для спуска насосных штанг

1

Вилка для подтаскивания НКТ

2

Вилка подкладная для каждого диаметра труб (НКТ диаметром 48, 60, 73, 89 мм)

1

Юбка для предотвращения разбрызгивания промывочной жидкости

1

Приспособление для рубки каната и штанг

1

Приспособление для откидывания головки балансира станка-качалки

1

Переводник с быстроразъемным соединением с НКТ

2

Хомут-элеватор для ЭЦН (на каждый размер УЭЦН)

2 (каждого типоразмера)

Плоскогубцы специальные для установки поясов, крепящих электрокабель к трубам

2

Специальный крючок для снятия поясов, крепящих электрокабель к трубам

2

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Специальный крючок

-

Шт.

1

для оттягивания элект

рокабеля

Ящик для укладывания

1

в него поясов

Подвесной ролик для

-

1

кабеля ЭЦН

Переводники трубные

3 (каждого типоразмера)

Переводники штанговые

-

То же

Штанга метровая

-

1

Штанга посадочная

-

1

Зажим для захвата

-

1

полированного штока

Ключ для открывания и

-

1

закрывания задвижек

Подставка (катушка

-

Ком

1

разрезная) для ЭПН

плект

Прокладки разные

-

м

5

Шланг для заливки

-

Шт.

11

воды в скважину

Клиновая подвеска к:

-

АПР (1,5” - 2,5”)

-

2

АПР 3”

-

2

КМУ (1,5” - 2,5”)

-

2

КМУ 3”

-

2

Штангодержатель раз-

-

1

резной

Набор полуштанг для

-

Ком-

1

подгонки, посадки насо-

плект

са

Столик инструменталь-

-

Шт.

2

ный

Штангоуловитель

1 (каждого типоразмера)

Агрегат подъемный с

-

1

комплектом оборудо

вания

Передвижные полы-

-

1

мостки (мостки для

НКТ)

Аварийная планшайба

-

1 (на каждый раз

(противовыбросовая

мер трубы)

арматура)

УГУ на все виды арма

-

1

туры

Разборная площадка

-

1

рабочая (приустьевая

площадка)

Емкость для долива

-

1

(объем выбирается в

зависимости от конк

ретных условий)

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Вспомогательный инструмент и

приспособления

Кувалда металлическая

-

Шт.

1

Кувалда омедненная

-

2

Молоток омедненный

-

1

Секач

-

1

Метр складной

-

1

Рулетка складная 20 м

-

1

Уровень

-

1

Тиски параллельные

-

1

Слесарный инстру

-

Комп

1

мент1

лект

Шприц-масленка

-

Шт.

1

Штангенциркуль

-

1

Сухари к ключам труб

-

1

ным

Плашки к автомату АПР

-

2 (каждого типораз

(КМУ) для труб услов

мера)

ным диаметром:

1,5”

-

3

2”

-

6

2,5”

-

6

Кольца уплотнитель

-

3 (каждого типораз

ные

мера)

Быстросъемные гайки

-

3

Ключи омедненные

-

1

рожковые

Головки (размер 28-

-

1

56 мм)

Монтировка

-

3

Сальники к устройст

-

10

вам СУСГ-2А

Автокабеленаматыва-

-

1

тель УНРКТ-2М

Поддон к кабеленама-

-

1

тывателю

Экранирующий колпак

-

2

(для предохранителя

фонтанной арматуры)

Лента ФУМ

-

1

Электрощит

-

1

Индикатор напряжения

-

1

Ареометр

АГ-3ПП

1

Манометр

-

1

Бытовое оборудование, материалы, инвентарь

Средства защиты и безопас-

ности

Бытовой передвижной

-

Шт.

1

вагончик (культбудка) с

оборудованием и су

шилкой

Инструментальная

-

1

будка

Щетка для очистки и

-

мойки рабочей площад

ки

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Мегомметр

-

Шт.

1

Помазок для смазывания резьбы труб

1

Пила поперечная

-

1

Топор

-

1

Гвоздодер

-

1

Лопата совковая

-

2

Лопата штыковая

-

2

Лом

-

3

Каска защитная с подшлемником

1 на каждого члена бригады

Пояс предохранительны й

2

Перчатки диэлектрические

-

Пар

2

Очки защитные

-

Шт.

4

Подставка диэлектрическая

2

Аптечка медицинская

-

1

Противогаз фильтрующий

1 на каждого члена бригады

Спецодежда дежурная

Комп

лект

2

Термосы для горячей пищи

Шт.

3

Бачок с фонтанчиком для питьевой воды

1

Кружка

-

1

Ведро

-

3

Умывальник

-

1

Электрическая плита

-

1

Электрообогреватель масляный взрывозащитный (1 кВт) для обогрева культбудки

4

Плафоны взрывобезопасные

ВЗГ

Комп

лект

3

Плакаты по технике безопасности

-

1

Таблички предупреждающие

Необходимое количество

Флажки красные предупреждающие

1

Противопожарный

инвентарь

1

Прожектор

ПЭС-35, ПЭС-45

Шт.

4

Аварийное освещение2 (аккумуляторные фонари)

Электрокабель для подключения культбудки, инструментальной будки, управления АПР и КМУ

2

м

120

Стойка для подвешивания электрокабеля

Шт.

7

Наименование

Шифр

Ед.изм.

Количество на одну бригаду

Стойки-подставки под кабель ЭЦН при спуске

-

Шт.

5-7

Приспособления для электрозаземления

3

Радиостанция3

-

1

Набор шпилек

М16, М18, М20, М24

По 12

Паронит

-

кг

2

Канат пеньковый

-

м

40

Смазка для НКТ

Заказываются и обеспечиваются через ЦТРС в

Солидол

соответствии с нормами расхода

1 В набор слесарного инструмента входят:

ключи гаечные 14x17, 17x19,

22x27, 27x32, 32x36, 42x55; ножовка по металлу; напильники разные; зубило; отвертки разные; плоскогубцы; молоток.

2    При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях.

3    При отсутствии телефонной связи.

Т а б л и ц а 9.13

СОГЛАСОВАНО Старший геолог


УТВЕРЖДАЮ Старший инженер


ПЛАН-ЗАКАЗ НА ТЕКУЩИИ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ <

Месторождение ЦДНГ <    _

Нефтегазодобывающее предприятие

Категория опасности нефтегазопро-явления

Дата последнего ремонта

Диаметр эксплуатационной колонны    _

глубина _ м, толщина стенки

мм

м


Интервал перфорации Искусственный забой

м, дата замера


Пластовое давление Буферное давление Дебит жидкости Обводненность

_ МПа,

_ МПа,

м3/сут,


Динамический уровень _

т/(сут-МПа),


Коэффициент продуктивности дата расчета    _

Плотность пластовой воды дата замера дата замера дата замера

%, дата отбора пробы _ м, дата замера

кг/м3, дата отбора пробы

Причина ремонта _

ПЛАН РАБОТЫ

Каждая бригада текущего ремонта должна иметь в наличии минимальный перечень оборудования, инструментов, приспособлений, спецодежды, необходимый для безопасной и эффективной работы (табл. 9.13) [13]. Данный перечень не реже чем в 5 лет может пересматриваться для включения инструментов, оборудования и материалов новых типов. Перечень может быть адаптирован к конкретным специфическим условиям ремонта.

Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин (табл. 9.14) [13] включает минимально необходимое оборудование, инструменты и приспособления для обеспечения эффективной работы бригад текущего ремонта скважин.

Т а б л и ц а 9.14

Типовой табель технического оснащения цеха текущего ремонта скважин

Наименование

Шифр

Единица

изме

Количество на 10 бригад

рения

Овершот

ОЭ-2, ОЭ-60-146, ОЭ-73-168

Комп

лект

7-10

Комбинированный

ЛКШТ-168, ЛКШ-

7-10

штанговый ловитель

114

Комбинированный

ШК-47-19, ШК-57-

7-10

штанговый ловитель

22, ШК-69-36, по ТУ26-02-590-75

Колокол для ловли

КВ-2, КВ-2-5, КВ-3,

6-10

насосов

Шлипс

-

Шт.

10-20

Ерш

-

6-10

Паук

-

6-10

Шаблоны для эксплуа

-

Комп

6-10

тационной колонны

лект

Промывочный комплекс:

3

вертлюг

ВП-50, ВП-80

сальник промывоч-

4ВП-50, ВПГ-3

ны й

шланг для промыв

ки емкости, желоб-

ная система

Головка для обратной

ЦИСОН

Шт.

5-10

промывки

Превентор малогаба

ППР-180х21

5-10

ритный

Превентор плашечный

ПП-180х35, ПП-

5-10

180х35К2

Превентор универсаль

ПУ1-180х35К2

5-7

ны й

Дроссель регулируемый

ДР-80х35, ДР-80Гх35Г, ДР-80Гх35

4-6

Сварочный пост

Комп

лект

2

Элеваторы трубные для

ЭТА, ЭЗН, ЭГ,

труб диаметром:

ЭТАР

48 мм

Шт.

6-10

14 мм

6-10

Наименование

Шифр

Единица

измере

ния

Количество на 10 бригад

Ключи трубные для труб диаметром:

КТГУ, КТДУ, КСМ

48 мм

Шт.

6 10

14 мм

6-10

Ключи гидравлические

КГП

4

Оттяжной ролик

-

2

Сварочный пост

-

2

Манжеты для головки обратной промывки диаметром 2”, 2,5”,

3”, 4”

1 (каждого диаметра)

Барабан для тарталь-ного каната Элеваторы трубные вспомогательные (двух-штропные) для труб диаметром:

ЭХЛ, ЭТАД

2-5 на цех

48 мм

6-10

114 мм

6-10

Полированный шток

-

5

Электростанция1

ПЭС-15, ДЭЦ-10, Г-731, ДГА-2Э16, ДГА-5-24

2 на цех

Мундштук (перо) для промывки скважин

5-10

Шланг гофрированный диаметром 4”

2-4

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 48, 11 4 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 48, 11 4 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 48, 114 мм

-

5-10 (каждого типоразмера)

Обратный клапан Труболовки для труб диаметром 48, 60, 73, 89 мм для работы в колоннах диаметром 146, 168 мм:

5-10

внутренние

-

6-10

наружные

-

6-10

Передвижной сварочный агрегат типа АСД-300 на базе трактора ’’Беларусь” с комплектом для газорезки

3

1 В данном оборудовании и инструменте

бригада подземного ремонта

имеет периодическую потребность в зависимости от

производственной

обстановки, поэтому оно находится на базе или складе цеха и выдается бригадирам по необходимости.

При добыче нефти из скважин, призабойная зона которых сложена слабосцементированными породами, возможны вынос песка и образование песчаных пробок. Это приводит к нарушению режима ее эксплуатации, уменьшению или прекращению подачи нефти. Пробки могут образовываться в НКТ и эксплуатационной колонне. В некоторых случаях их мощность может достигать нескольких сотен метров.

Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ их удаления при помощи простой желонки, которую спускают в скважину на канате, и за 10-15 м до пробки лебедку растормаживают. В результате удара клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается. Освобожденную на поверхности желонку вновь спускают в скважину.

Кроме простой желонки, используются поршневые желонки (рис. 9.25), принцип действия которых следующий. При спуске желонки поршень 6 занимает верхнее положение, а после достижения пробки под действием силы тяжести штока 4 опускается вниз. Крайние положения хода поршня 6 ограничивают пружины 1 и 3. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит из нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня 6 все отверстия в нем закрываются общей крышкой 5, свободно насаженной на стержень 7. В этом случае сначала приподнимается шток 4, а корпус 2 остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет до верхнего положения. При его движении под ним создается вакуум и песок засасывается внутрь желонки.

Применяют также автоматические желонки, которые работают за счет резкого перепада давления в рабочей полости желонки.

Иногда песчаные пробки разбуривают при помощи беструб-ного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате.

Гидробур (рис. 9.26, а) состоит из долота 6 ударного типа для разрушения пробки, желонки 5, плунжерного насоса 1 для циркуляции жидкости в зоне удаления пробки.

Принцип действия гидробура следующий. После упора инструмента на забой плунжер насоса 2 под действием собственного веса и силы инерции двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 3 через отверстия клапана 4. При подъеме инструмента (рис. 9.26, б) плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки 8 через клапан 9. При этом в желонку через трубу 7 всасывается жидкость с частицами песка, которые после выхода из трубы 7

Рис. 9.25. Поршневая же- Рис. 9.26. Схема работы беструбного гидро-лонка    бур а

оседают на дне желонки. Для удаления песка из желонки на поверхности необходимо снять долото.

Способы очистки скважин от песчаных пробок желонками и гидробурами малоэффективны и применяются для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок.

Более рационален способ очистки скважины от песчаных пробок промывкой их водой, нефтью или другой промывочной жидкостью.

В скважину до пробки спускают промывочные трубы. Че р ез эти трубы или в затрубное пространство прокачивают под давлением жидкость. Под действием гидромониторного эффекта струи пробка размывается и песок со струей жидкости поднимается по затрубному пространству (или по трубам) на поверхность. По мере вымывания пробки промывочные трубы спускают на полную длину трубы. После размыва пробки скважину промывают до относительно чистой жидкости, выходящей из скважины.

Способы промывки подразделяются на прямые, обратные и комбинированные в зависимости от направления ввода жидкости в скважину.

Выбор промывочной жидкости зависит от геологоэксплуатационной характеристики продуктивного пласта. Наиболее удобный промывочный агент - вода. Однако во многих случаях ее использование может осложнить освоение и эксплуатацию скважины. Иногда применяют нефть и реже промывочную жидкость (при промывках скважин с высоким пластовым давлением). При сильных поглощениях промывочной жидкости используют аэрированную жидкость.

При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют буровые насосы или передвижные насосные агрегаты УК-100x200 и АзИНМАШ-32М.

Приведем гидравлический расчет промывки песчаных пробок, который состоит в определении продолжительности промывки, потерь напора, давления на выкиде промывочного насоса, затрачиваемой мощности.

При промывке скорость    выходящего    потока жидкости    должна быть больше скорости    свободного    падения наиболее    круп

ных частиц песка в этой жидкости.

Скорость подъема размытого песка

»п = Vв - w,

где vв - скорость восходящего потока жидкости; w - скорость падения наиболее крупных частиц в жидкости:

Диаметр частиц песка, мм..................................0,3    0,25    0,2    0,1    0,01

Скорость падения частиц песка,    см/с 3,12    2,53    1,95    0,65    0,007

Время, необходимое для подъема размытой песчаной пробки с глубины Н,

t = H/vn.

Допускаемые глубины промывки определяются в зависимости от давления на выкиде промывочного насоса, которое должно быть достаточным для преодоления всех гидравлических сопротивлений.

Общее гидравлическое сопротивление как при прямой, так и при обратной промывке

hG6m = h1 + h2 + h3 + ^,

где hj - сопротивление при движении нисходящего потока жидкости; h2 - сопротивление при движении восходящего потока жидкости; h3 - потеря напора для уравновешивания разности удельных весов жидкости в трубах и затрубном пространстве; h4 - потери напора в вертлюге и шланге.

Прямая промывка водой. Гидравлическое сопротивление при движении жидкости внутри НКТ

h=x

dв 2g

где X - коэффициент гидравлического сопротивления:

Номинальный диаметр    НКТ, мм 48    60    73    89    102    114

X......................................................................................0,04 0,037    0,035    0,034    0,033    0,032

Н - глубина скважины; dв - внутренний диаметр НКТ, м; vн -скорость исходящего потока жидкости, м/с; g - ускорение свободного падения, м/с2.

Гидравлическое сопротивление при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины

н


h2 = фХ-

D - dH 2g

где ф - коэффициент, учитывающий повышение гидравлического сопротивления от содержания песка в жидкости, равный 1,1-1,2; X - коэффициент гидравлического сопротивления при движении воды в кольцевом пространстве (определяется по диаметру труб, эквивалентному разности диаметров D и ds); D - внутренний диаметр обсадной колонны, м; d^ - наружный диаметр НКТ, м; »в - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве.

Добавочный напор из-за разности статических напоров в НКТ и затрубном пространстве (ввиду наличия песка)

h = (1 m)l f

где m - объем пустот между частицами песка в жидкости, рав-

P &    )

ж! 1_wI_1

ный 0,3-0,45; F - площадь сечения обсадной колонны, м2; l -высота промывочной пробки по длине одной трубы, м; f -площадь сечения кольцевого пространства при прямой промывке и сечения НКТ при обратной, м2; рп - плотность кварцевого песка, равная 2,65-2,7 т/м3; р - плотность промывочной жидкости; v„ - скорость восходящего потока, м/с.

Потери напора в шланге и вертлюге h4 (с патрубком 60 мм) при промывке водой следующие:

Расход воды, л/с.    345    67    89    10

h4, МПа....................0,04    0,08    0,15    0,17    0,22    0,25 0,36 0,5

Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии от насоса до шланга определяется аналогично сопротивлению в НКТ (при коротких линиях этим значением пренебрегаем).

Давление на выкиде насоса зависит от суммы гидравлических сопротивлений

рн = ho64/10g = (h + h2 + h3 + h4)/ 10g, МПа.

Давление на забой скважины

р заб = (Н + h2 + h3^/10g, МПа.

Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки:

N _ ^бщОрж 75Па ’

где Q - производительность насоса, л/с; рж - плотность жидкости, т/м3; па - общий механический КПД промывочного агрегата.

Максимальная мощность промывочного агрегата К = N-100/Nmax, %.

Обратная промывка водой. Гидравлическое сопротивление при движении жидкости в затрубном пространстве

h_ р- H v н

D - d-н 2g

Гидравлическое сопротивление при движении смеси жидкости с песком внутри насосно-компрессорных труб

и    н ув

h2 _    Т2--

dв 2g

Гидравлическое сопротивление в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствует.

Гидравлическое сопротивление в нагнетательной линии будет таким же, как и при прямой промывке. Дальнейшие расчеты давления на выкиде насоса и на забой скважины, необходимой мощности, процента использования максимальной мощности, скорости и продолжительности подъема размытого песка ведутся аналогично расчетам для прямой промывки.

Гидравлический расчет промывки песчаных пробок нефтью аналогичен расчету промывки пробок водой, но вследствие более высокой вязкости нефти улучшаются показатели промывки - требуется меньше времени и обеспечивается большее использование мощности промывочного агрегата.

9.4. Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин проводится в соответствии с планом-заказом (табл. 9.15) и в указанной последовательности (рис. 9.27) [13]). В табл. 9.16 и 9.17 приведены типовые табели технического оснащения бригады и цеха капитального ремонта скважин [13].

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.

Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8-10 мм, меньше диаметра колонны на 10-12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы - для универсальной печати.

Рис. 9.27. Последовательность выполнения работ при капитальном ремонте

скважин


СОГЛАСОВАНО ГЛАВНЫЙ ГЕОЛОГ

УТВЕРЖДАЮ ГЛАВНЫЙ ИНЖЕНЕР

ПЛАН-ЗАКАЗ НА ПРОИЗВОДСТВО КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ <________

Месторождение _ площадь, залежь _

ЦДНГ, ЦППД _ ЦПНС и КРС _

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ПО СКВАЖИНЕ

Категория скважины _Способ эксплуатации _

Дебит жидкости (приемистость) _ т/сут (м3/сут)

Обводненность жидкости _ % Плотность воды_ г/см3

Наличие сероводорода _ Пластовое давление _ МПа,

определено "    "_ г. Искусственный забой _ м

Текущий забой _м. Состояние забоя_

Глубина нарушения эксплуатационной колонны _

Направление

Диаметр мм, длина м Закреплено цементом в интервалах

Кондуктор

Диаметр м Закреплен цементом в интервалах м

Эксплуатационная

колонна

Диаметр мм, длина м Закреплена цементом в интервалах м

Техническая

колонна

Диаметр мм, длина м Закреплена цементом в интервалах м

Дополнительная эксплуатационная колонна или летучка

Диаметр мм, материал

Спущена в интервал мм

Закреплена в интервалах м

Диаметр ствола скважины (долота): под кондуктор _ мм

под эксплуатационную колонну _мм

ДАННЫЕ О ПЕРФОРАЦИИ

Интервалы перфорации, м

Тип перфоратора

Плотность перфорации, отв/м

Горизонт,

ярус,

подъярус

Пласт

верх

низ

П р о до л ж е н и е т а б л . 9.15 Ранее проведенные работы по КРС (цель, дата проведения, что сделано):

Ранее проведенные промысловые и геофизические исследования на скважине (вид исследования, дата проведения, результаты исследований):

ЦЕЛЬ РЕМОНТА

По окончании ремонта установить на глубине _ м

оборудование    на

___ мм

Старший инженер ЦДНГ, ЦППД Старший геолог ЦдНг, ЦППД

Т а б л и ц а 9.16

Типовой табель технического оснащения бригады капитального ремонта скважин

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Элеваторы для бурильных

ЭЗН, ЭТАД

труб диаметром:

73 мм

Шт.

2

114 мм

Элеваторы трубные для труб диаметром:

ЭТА, ЭТ, ЭТАР, ЭЗН (50

2

60 мм

и 80 т)

2

73 мм

2

89 мм

Элеваторы трубные вспомо

ЭХЛ, ЭТАД

2

гательные (двухштропные) для труб диаметром:

60 мм

1

73 мм

1

89 мм

1

Элеваторы штанговые грузо

ЭШН-10

2

подъемностью 10 т Ключи трубные для работы с АПР-2 или КМУ для труб условным диаметром:

60 мм

2

73 мм

-

2

89 мм

2

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Ключи стопорные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб условным диаметром:

60 мм

КСМ

2

73 мм

2

89 мм

2

Ключи трубные

КГД, КТДУ, КТГ

2

Ключи трубные шарнирные

КТНД

3

Ключи трубные цепные

КЦН, КЦО

3

Ключи штанговые для работы с

КШ или КШН

2 (каждого

АШК

Безопасный штанговый ключ

КШК

типоразмера)

1

Ключи для фонтанной армату

КШК

5

ры

Штропы

ШЭ, ШБЭУ,

Пара

1

Плашки к автомату АПР

ШЭН, 50 и 80 т

Шт.

3

(КМУ) для труб условным диаметром 1,5”

3

2”

-

6

2,5”

-

6

Клиновая подвеска к: АПР 1,5” - 2,5”

-

2

АПР 3”

-

2

КМУ (1,5”-2,5”)

-

2

Гидроротор

-

1

Строп канатный вспомогатель

-

1

ны й

Крючок вспомогательный

-

3

Фланец-воронка для направ

-

1

ления труб при спуске их в скважину

Направляющая воронка для

1

спуска насосных штанг Вилка для подтаскивания НКТ

-

1 (каждого

диаметром 60, 73, 89 мм Юбка для предотвращения раз

-

типоразмера)

1

брызгивания промывочной жидкости

Приспособление для быстро

1

разъемного соединения бурового рукава со стояком Мундштук (перо) для промыв

1

ки скважин

Приспособление для откиды

-

1

вания головки балансира станка-качалки

Крючок для подвески и наде

1

вания штропов на однорогий крючок

Зажим для захвата полиро

1

ванного штока

Еди

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Шланг для заливки воды в

Шт.

1

скважину

Переводник с быстроразъем

-

2 (каждого

ным соединением НКТ

типоразмера)

Хомуты для крепления непод

-

5

вижного конца талевого каната

Хомут-элеватор для ЭПН (на

-

2 (каждого

каждый размер УЭЦН)

типоразмера)

Сухари для трубных ключей:

-

КТГУ

-

20

КТДУ

-

2

КСМ

-

2

Помазок для смазывания резь

1

бы труб

Штанга метровая

ВП-50, ВП-80

1

Штанга посадочная

4ВП-50, ВПГ-3

1

Промывочный комплекс:

Комп

лекс

1

вертлюг

сальник промывочный

шланг для промывки

емкости, желобная система

УГУ

Трубы насосно-компрессорные

-

1

диаметром 73, 89 мм

Универсальное герметизирую

КН

1

щее устройство

Обратный клапан

-

Шт.

1

Крюк штанговый

-

1

Цепь для привода ротора

-

1

Клапан для опрессовки НКТ

-

1

Цепи запасные к ключам КЦН,

-

3

КЦО

Автокабеленаматыватель

УНРКТ-2Н

1

Агрегат подъемный с комплек

УПТ-1-50, А/50,

1

том оборудования

“Бакинец-3М”

Автомат для свинчивания и

АПР-2ВБ, АПР-

1

развинчивания насосно-комп-

ГП, КМУ-50,

рессорных и бурильных труб

КМУ-ГП-50

Патрубок подъемный для НКТ

АШК-Т, МШТК,

2 (каждого

диаметром 60, 73, 89 мм

АШК-М

типоразмера)

Автомат (АШК) для свинчива

-

1

ния и развинчивания штанг

Индикаторы массы

-

1

Шаблоны для НКТ диаметром

-

2 (каждого

60, 73, 89 мм

типоразмера)

Щетка для очистки резьбы

-

2

Лоток для выведения труб на

-

1

мостки

Тележка для выведения труб на

-

1

мостки

Подставка для труб (козелок)

-

1

Строп для монтажа и демонта

-

1

жа АПР-2 или КМУ

П р о д о л

ж е н и е т а б л.

9. 1 6

Еди

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Ролик подвесной для УЭЦН

-

Шт.

1

Экранирующие колпаки (для предохранения фонтанной арматуры)

2 (при необходимости)

Емкости для долива

В зависимости от конкретных условий

Переводники трубные

3 (каждого типоразмера)

Вилки подкладные для гладких и высаженных труб диаметром 60, 73, 89 мм

АПР-2-14. 000 сб., АПР-2-14.000-01.03.04.089сб

1

Вспомогательный

инструмент и приспособления

Кувалда металлическая

-

Шт.

1

Кувалда омедненная

-

2

Ключи гаечные омедненные

Комп

лект

1

Молоток омедненный

-

Шт.

2

Монтировка

-

3

Секач

-

1

Метр складной

-

1

Рулетка складная 20 м

-

1

Уровень

-

1

Слесарный инструмент1

Комп

лект

1

Тиски параллельные

-

Шт.

1

Машинка для ремонта цепей

-

1

Манометр

-

1

Ареометр

-

1

Секундомер

-

1

Электрощит

-

1

Индикатор напряжения

-

1

Мегомметр

-

1

Щипцы специальные для установки поясов, крепящих электрокабель к трубам

1

Подставка для кабеля ЭЦН

-

5-7

Поддон к кабеленаматывателю

-

1

Бытовое оборудование, инвентарь, материалы, средства индивидуальной защиты и безопасности

Бытовой передвижной вагончик (культбудка) с оборудованием и сушилкой

-

Шт.

1

Инструментальная будка

-

1

Щетка для очистки и мойки рабочей площадки

2

П р о д о л

ж е н и е т а б л.

9. 1 6

Еди-

Технологический инструмент и

Шифр

ница

Количество на

приспособления

изме

рения

одну бригаду

Пила поперечная

-

Шт.

1

Топор

-

2

Гвоздодер

-

1

Лопата совковая

-

2

Лопата штыковая

-

2

Лом

-

3

Каска защитная с подшлем

-

1 (на каждого

ником

члена бригады)

Пояс предохранительный

-

2

Перчатки диэлектрические

-

2

Подставка диэлектрическая

-

2

Очки защитные

-

4

Аптечка медицинская

-

1

Спецодежда дежурная

Комп

лект

2

Противогаз фильтрующий

1 (на каждого члена бригады)

Термосы для горячей пищи

-

Шт.

3

Бачок с фонтанчиком для пить

-

1

евой воды

Кружка

-

5

Ведро

-

3

Умывальник

-

1

Электроплита

-

1

Электрообогреватель масляный

-

1

взрывозащитный (мощностью

1 кВт) для обогрева культбудки

Плафоны взрывобезопасные

ВЗГ

3

Плакаты по технике безопас

-

Комп

1

ности

лект

Таблички предупреждающие

Необходимое

количество

Флажки красные предупреж

-

1

дающие

Противопожарный инвентарь

-

1

Прожектор

ПЭС-35, ПЭС-45

Шт.

4

Аварийное освещение (акку

-

2

муляторные фонари)

Электрокабель для подключе

-

м

120

ния культбудки, инструмен

тальной будки, управления

АПР или КМУ

Стойка для подвешивания

-

Шт.

5

электрокабеля

Приспособление для электро

-

3

заземления

Электростанция передвижная2

ПЭС-15, ДЭУ-10, Г-731, ДГА-2Э16-А, ДГА-5-24

1

Технологический инструмент и приспособления

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на одну бригаду

Радиостанция3

Шт.

1

Смазка для НКТ: солидол паронит

Заказывается и обеспечивается через ЦТРС в соответствии с нормами расхода

Прокладки разные

-

5

Канат пеньковый

-

м

20

Столик инструментальный

Шт.

1

1В набор слесарного инструмента входят: ключи гаечные 14x17, 17x19,

22x27, 27x32, 32x36, 42x55; ножовка по металлу; напильники разные; зубило, отвертки разные; плоскогубцы; молоток.

2При отсутствии электросети и в аварийных ситуациях. 3При отсутствии телефонной связи.

Т а б л и ц а 9.17

Типовой табель технического оснащения цеха капитального ремонта скважин

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Блок талевый

БТ-4-50, БТНЗ-

Шт.

10

Крюк трубный

25

КП-50, КП-25

10

Вертлюг

ВЭ-50, ВЭ-80

5-10

Ведущая труба

3" или 4"

4-6

Универсальные машинные

УМК

2-4

ключи

Приспособление для регули

-

2-4

рования высоты подвески машинных ключей Вилка для захвата вкладышей

10

ротора

Приспособление со сменными

-

6-10

концами для подтаскивания бурильных труб к устью Стояк облегченный с быстро

5-10

разъемным соединением Желоб для укладки ведущей

-

4-6

трубы

Переводники с НКТ на бури

-

1 00-200

льные трубы и бурильных на НКТ

Печать универсальная для

ПУ2-102, ПУ2-

5-20 (каждого

использования в колонне

146, ПУ2-168

типоразмера)

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Превентор малогабаритный

ППР-180х21

Шт.

5-10

Превентор плашечный

ПП-180х35, ПП-180 х35К2

5-10

Превентор универсальный

ПУ1-180х35К2

5-7

Элеваторы трубные для труб диаметром 48, 114 мм

ЭГА, ЭТ, ЭТАР, ЭЗН (50 и 80 т)

6-10 (каждого типоразмера)

Элеваторы для бурильных труб диаметром 60, 114 мм

ЭБ

6-10 (каждого типоразмера)

Элеваторы трубные вспомогательные двухштропные для труб диаметром 48, 114 мм

ЭХЛ, ЭТАД

6-10 (каждого типоразмера)

Ключи трубные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб (условным диаметром 48 мм)

КТГУ

6-1 0

Ключи стопорные для работы с АПР-2ВБ или КМУ для труб условным диаметром 48 мм

КСМ

6-1 0

Ключи трубные для труб условным диаметром 48 мм

КТДУ

6-10

Ключи трубные цепные

КЦН2

2-4

Ключи гидравлические

КГП

6-10

Шланг промывочный (буровой рукав)

Шланг гофрированный

-

2-4

-

2-4

Патрубок подъемный для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Патрубок монтажный для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Шаблоны для НКТ диаметром 48, 114 мм

5-10 (каждого типоразмера)

Головка для обратной промыв-

ЦИСОН

5-10

Пакер цементировочный

ПШУ-6,6/8",

ПШ-5-500

8-10

Самоуплотняющийся гидравлический пакер для определения места дефекта экспл. колонны

ППТК-146-500,

ППГМ

10

Пакер для гидроразрыва пласта

-

3

Пакер для изоляционных работ

-

3

Пакер неизвлекаемый

-

3

Переводники штанговые

-

50-100

Переводники трубные

-

100-200

Пакер для перекрытия дефекта в эксплуатационной колонне

3

Пакер для определения герметичности колонны при открытом стволе

3

Головка цементировочная

-

5-10

Вырезающее устройство

УВУ-146, УВУ-168

2

Еди

Наименование

Шифр

ница

Количество на

изме

рения

10 бригад

Устройство для герметизации

-

Шт.

3

устья скважины (ВНИИБТ)

Дроссель регулируемый

ДР-80x35, ДР-80rx3r, ДР-80rx35

4-6

Манифольд

МПБ2-80x35,

МПБ2-80x35К2

5-7

Двигатель забойный винтовой

Д-85, Д1-54

4-6

Магнит для очистки забоя

-

5-10

скважины от металла

Манжет для головки обратной промывки диаметром 2", 2,5" 3", 4”

-

1 (каждого

типоразмера)

Ролик оттяжной грузо

-

подъемностью 8 т

Замки к бурильным трубам:

правые

ЗН-95, ЗН-108

2-5 на цех

левые

ЗН-95, ЗН-108

100 на цех

Желонка

-

Труболовка наружная1

ТНЗ-114, ТНЗ-146, ТНЗ-168

4-6 (каждого типоразмера)

Труболовка наружная освобож

ТНО-116-73,

6-10 (каждого

дающаяся механического дей

ТНО-136-89

типоразмера)

ствия

Труболовка внутренняя для

ТВ48-80, ТВ60-

6-10 (каждого

ловли НКТ неосвобождающая-

80, ТВ73-92,

типоразмера)

ся (правая, левая)1

ТВ89-100, ТВ14-

130

Труболовка внутренняя осво

ТВМ-60-1, ТВМ-

6-10 (каждого

бождающаяся торцевая меха

73-1, ТВМ-89-1,

типоразмера)

нического действия для ловли

ТВМ-114-1,

НКТ (правая, левая)

ТВМ-114-2,

ТВМ-50-2-108,

ТВМ-73-1-2,

ТВМ-73-2-108,

ТВМ-73-2-118,

ТВМ-73-2-138,

ТВМ-89-2-134

Т руболовка освобождающаяся

ТВГ73-2-138,

6-10 (каждого

гидравлического действия

ТВГ73-2-115,

ТВГ89-2-115,

ТВГ89-2-134,

ТВГ114-1-132

типоразмера)

Колокол для ловли НКТ и

К58-40, К70-58,

6-10 (каждого

бурильных труб диаметром 48,

К70-52, К85-64

типоразмера)

114 мм (правая, левая)

КС85-68, КС100-

4-6 (каждого

79, КС 115-94, К100-78

типоразмера)

Гидродомкрат

1ГД-100, 2ГД-200, 3ГД-300

1 (каждого типа) 2-4

Ротор

Р-36

2 на цех

Ротор

Р-560

2-4

Установка роторная

УРК-50

Секция

15-30

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Забойный винтовой двигатель

Д-85, Д-54

-

-

Метчики эксплуатационные

МЭС 12 типо

Шт.

4-6 (каждого

специальные для ловли НКТ (правые, левые)

размеров

типоразмера)

Метчики ловильные для бури

МБУ-32-93,

4-6 (каждого

льных труб

МБУ-58-94,

МСЗ-62,

типоразмера)

МСЗ-72, МСЗ-88

5

Метчик калибровочный освобожденный

МКО-4

Метчики универсальные для ловли НКТ (правые, левые)

МЭУ36-60, 4680, 69-100, 85-127

6-18

Колокол для ловли НКТ и бурильных труб диаметром 48, 114 мм (правые, левые)

К58-40, К70-58

6-1 6

Ловители комбинированные для колонных штанг всех размеров (за тело и муфту) “Счастливый крючок”

ЛКШ-114

5-16

Шлипс

-

16-12

Фрезер магнитный

ФМ88, ФМ103, ФМ118, ФМ135

Фрезеры скважинные типа ФЗ для труб (правые, левые)

ФЗ 12 типоразмеров от 85 до 190

40

Фрезеры режуще-истирающие торцевые с центрирующим элементом (правые, левые)

ФП 10 типоразмеров

4-10

Паук

6-10 (каждого типоразмера)

Ерш

-

6-10

Удочка однорогая с промывкой

УОП-1-146,

УОП-1-168

4-8

Удочка однорогая шарнирная

УОШ1-1,

УОШ1-146

4-8

Канаторезка

КР19-146

7-12

Вилка двурогая

ВД-1

4-9

Шаблоны для обсадных труб

-

18-25

Фрезеры-райберы для прорезания окна в колонне диаметром 140-273 мм

ФРЛ

4-1 0

Фрезеры колонные конусные Долота:

ФКК

3-15

пикообразные

-

15-20

эксцентричные

-

10-15

трехшарошечные

-

20-30

РХ

-

15-20

Приспособление для отвинчивания и навинчивания долот

6-10

Устройство для установки пластырей в обсадной колонне Трубы бурильные стальные2:

ДОРН

Комп

лект

3-4

правые

73x9, 93x9

3

левые

73x9, 93x9

3

Наименование

Шифр

Еди

ница

изме

рения

Количество на 10 бригад

Трубы бурильные легкосплавные2:

правые

левые

Насосы

Глиномешалки

Отклонители для зарезки второго ствола скважины в колонне

Сварочный пост Передвижной сварочный агрегат с комплектом для газорезки

Типоразмеры применяемых конкретных условий.

2В указанных пределах ко личных типоразмеров выбирает

73х9, 93х9

73х9, 93х9 12ГР, 15ГР, 9МГР МГ-24 ОТЗ115-1, ЩТЗ-134-1, ОТЗ-185

труболовок выби

личество комплект ся в зависимости

Комп

лект

Шт.

Комп

лект

раются в

ов бури от конкр

2

2

2 на цех

2-3

2-3

2

3

зависимости от

льных труб раз-гтных условий.

Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п.

Однако наличие дефектов в резьбе, продольных трещин в колонне печатью обнаружить невозможно. Для этого необходимо провести опрессовку колонны, которая проводится после установки пакера.

К числу работ капитального ремонта относятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого применяют перфорацию (кумулятивную, пулевую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.

Кумулятивный перфоратор. Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встречаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую-либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной, приблизительно равной диаметру заряда (рис. 9.28, а). Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие кумулятивного заряда резко усилится (рис. 9.28, •).

Рис. 9.28. Действие кумулятивного заряда:

а - без облицовки; - с металлической облицовкой

Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя движется по оси заряда с большой скоростью, достигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает давление до 30 000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяются корпусные и бес-корпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно. В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.

В кумулятивных перфораторах обеих конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину.

Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.

Пулевой перфоратор бывает селективный (выстрелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов) (рис. 9.29). Применяют пули диаметром 11-12,7 мм. Диаметр перфоратора 65, 80, 98 мм.

Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На промыслах применяются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).

При выборе способа перфорации руководствуются следующими положениями. Пули и снаряды, пробивая обсадную колонну, сильно деформируют ее и вызывают образование трещин в колонне и цементном камне.

Кумулятивная перфорация    характеризуется

большой пробивной способностью в    твердых и


плотных преградах и не вызывает повреждений обсадных колонн и цементного кольца. Поэтому кумулятивную перфорацию целесообразно применять при твердых породах, снарядную - при относительно плотных и малопроницаемых породах, а пулевую перфорацию при неплотных породах и слабосцементированных песчаниках.

Торпедирование - взрывание зарядов взрывчатого вещества в скважинах для очистки призабойной зоны от посторонних предметов и улучшения притока нефти или газа на забое скважины.

Дефекты в эксплуатационной колонне обычно ликвидируют путем спуска дополнительной колонны в случае:

невозможности ликвидации дефекта путем цементирования;

наличия нескольких дефектов на разных глубинах;

возможности спуска дополнительной обсадной колонны ниже места слома основной эксплуатационной колонны.

Дополнительные колонны спускают внутрь основной обсадной колонны с установок ее башмака ниже дефекта (выше эксплуатационного объекта или на забое). Иногда спускаемая колонна является промежуточной, т.е. перекрывает только интервал ствола с дефектом. Дополнительная колонна спускается в скважину с пакером или с последующим ее цементированием.

Если по техническим причинам не удается восстановить ствол скважины до забоя, то проводят операции по зарезке и бурению второго ствола, которые заключаются в следующем: обследование состояния скважины; цементирование колонны и устанавление отклонителя на нужной глубине;

вскрывание окна в обсадной колонне; забуривание второго ствола (до нужной глубины);

проведение комплекса электрометрических работ;

спускание колонны с последующим цементированием и опрессовкой;

перфорирование колонны в зоне продуктивного горизонта.

Отклонитель - инструмент в виде плоского или желобообразного клина, спускаемый в скважину на бурильных трубах или кабеле. Предназначен для обеспечения необходимого отклонения райберов при вскрытии окна в колонне и бурового инструмента при бурении второго ствола.

Райберрезер скоростного резания типа РПМ предназначен для вскрытия окна в колоннах диаметром 146-273 мм. Вскрытие окна производят роторным способом последовательно набором трех райберов. После вскрытия окна бурение второго ствола проводят обычным порядком.

Все скважины, пробуренные для разведки и разработки месторождений нефти и газа, при ликвидации и списании затрат делятся на шесть категорий:

1. Поисковые и разведочные скважины (а также опорные и параметрические), выполнившие свое назначение и оказавшиеся сухими или водяными, не доведенными до проектной отметки, а также скважины с притоком нефти или газа промышленного значения.

2. Эксплуатационные скважины, оказавшиеся сухими или водяными, а также оценочные, выполнившие свое назначение.

3. Скважины, подлежащие ликвидации по техническим причинам вследствие некачественной проводки, аварии в процессе бурения, испытания и эксплуатации, а также скважины, пробуренные для глушения открытых фонтанов.

4.    Скважины основных фондов предприятия, после обводнения сверх предела по проекту разработки, снижения дебитов нефти и газа до предела рентабельности, при прекращении приемистости нагнетательных скважин.

5. Скважины в запретных зонах (полигоны, промышленные предприятия, населенные пункты), скважины, ликвидируемые после стихийных бедствий (землетрясения, оползни и т.д.) или вследствие причин геологического характера.

6.    Законсервированные скважины в ожидании организации промысла (свыше 10 лет); скважины, использование которых невозможно из-за несоответствия условиям эксплуатации -конструкции, диаметра и коррозиестойкости обсадной колонны и ее цементирования.

На каждую скважину, подлежащую ликвидации, должен быть составлен план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважины, согласованный с территориальным округом

Госгортехнадзора, а также военизированной частью (отрядом) по предупреждению и ликвидации газовых и нефтяных фонтанов и утвержденный руководством объединения.

В ликвидируемых скважинах в определенном порядке должны быть установлены цементные мосты и надлежащим образом оборудовано устье скважины. Основой ликвидации является заполнение ствола скважины землей или жидкостью плотностью, позволяющей создать на забое давление на 15 % более пластового (при отсутствии поглощения). Места расположения цементных мостов высотой 50-100 м определяются в зависимости от причин ликвидации скважины и отражаются в соответствующих инструкциях.

При ликвидации скважин, в которых вскрыты нефтегазоводопроявляющие пласты не разрешается демонтировать колонные головки.

При этом заглушки должны быть рассчитаны на давление опрессовки колонны.

После завершения работ по ликвидации скважины геологическая служба организации-исполнителя обязана составить справку, в которой должны быть отражены фактическое положение цементных мостов и результаты их испытаний, параметры жидкости в стволе, оборудование устья скважины, наличие и состав незамерзающей жидкости в приустьевой части ствола скважины (где это необходимо).

Ремонтно-изоляционные работы при капитальном ремонте скважин проводят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту. При эксплуатации нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в период освоения скважины или в процессе эксплуатации. Причиной прорыва посторонних вод являются: некачественное цементирование обсадной колонны в процессе бурения;

разрушение цементного кольца в затрубном пространстве или цементного стакана на забое скважины;

наличие в теле колонны слома, трещин, раковин; наличие соседней обводненной скважины.

При капитальном ремонте исправляют повреждения обсадных колонн и изолируют пути движения в скважину верхних, нижних, подошвенных и пластовых вод.

Изоляцию верхней воды, поступающей через нарушение обсадной колонны, проводят:

заливкой цементным раствором на водной основе через нарушение в колонне под давлением с последующим разбурива-нием цементного кольца;

заливкой цементным раствором с последующим вымыванием его излишков;

спуском дополнительной колонны и ее цементированием; спуском специальных пакеров.

Изоляцию верхней воды, поступающей через отверстия фильтра, осуществляют:

заливкой цементным раствором через отверстие фильтра с последующим разбуриванием цементного кольца или вымыванием излишков цементного раствора;

заливкой нефтецементным раствором через отверстия фильтра с последующим вымыванием излишков раствора.

Для изоляции верхних вод через нарушение в колонне закачивают под давлением цементный раствор. Предварительно отверстия фильтра затрамбовывают песком, и, если необходимо, создают цементный стакан под насыпной пробкой ниже дефекта в колонне.

После затвердения раствора колонну испытывают на герметичность опрессовкой, а затем разбуривают цементный стакан и песчаную пробку с промывкой скважины до забоя.

При наличии в колонне нескольких дефектов ремонт их проводят в таком же порядке, начиная сверху.

Верхнюю воду, поступающую через отверстия фильтра, изолируют закачкой нефтецементного раствора. Изоляцию нижних вод проводят созданием нового цементного стакана разбуриванием до прежнего забоя и последующей промывкой. Процесс цементирования осуществляют способом “сифона” с помощью желонки (в неглубоких скважинах) или заливочного агрегата (в глубоких скважинах). При этом раствор подается небольшими порциями без давления.

Технология проведения изоляции подошвенных вод аналогична технологии при изоляции нижних вод. Цементирование проводят нефтенасыщенным раствором, а раствор нагнетается под давлением. Иногда перед этим предварительно производят гидравлический разрыв пласта.

Для перекрытия доступа воды из одной скважины в другую проводят цементирование обводненной скважины под давлением через отверстия фильтра водо- или нефтецементным раствором. В процессе цементирования и затвердения цемента необходимо провести испытания обеих скважин на закрытие вод опрессовкой или при максимально возможном снижении уровня раствора в колонне.

Цементирование под давлением через отверстие в фильтре или через дефект в колонне проводится с целью продавлива-ния цементного раствора. Изоляция будет более эффективной, чем выше давление и чем медленнее будет проводиться продав-ка цементного раствора.

Используются основные технологии:

1.    Цементирование под давлением через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана. Спущенные трубы устанавливаются на 5-10 м выше места ввода цементного раствора. Цемент ниже конца заливочных труб после твердения разбуривается.

2. Цементирование под давлением через заливочные трубы с вымыванием излишнего цементного раствора. После продав-ки цементного раствора производится наращивание колонны заливочных труб для вымывания цементного раствора из зоны его ввода.

3.    Комбинированный способ цементирования при необходимости оставлять скважину под давлением до конца схватывания цемента. При этом нижний конец заливочных труб устанавливается в пределах нижних отверстий фильтра. После вытеснения цементного раствора из заливочных труб последние поднимаются выше уровня раствора, устье скважины герметизируется, цементный раствор продавливается жидкостью, закачиваемой в трубы или одновременно в трубы и в кольцевое пространство. Затем скважина оставляется герметически закрытой под давлением до конца затвердения цемента.

Цементирование без давления производится для создания нового цементного забоя, цементного стакана или перекрытия нижней части фильтра.

Цементирование с помощью заливочного агрегата осуществляется путем спуска заливочных труб, нижний конец которых устанавливается у нижней границы предполагаемого цементного стакана. Через заливочную головку закачивается расчетное количество цементного раствора, который вытесняется в кольцевое пространство до выравнивания столба в трубах и кольцевом пространстве. Затем трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом обратной промывки.

Цементирование по способу “сифона” проходит по следующей технологии. В скважину спускается колонна заливочных труб и через вертлюг промывается водой для полного заполнения ствола. Нижний конец заливочных труб устанавливается у нижней кромки цементного стакана. На верхний конец заливочных труб монтируются воронка с сеткой, через которую подается цементный раствор, после чего через вертлюг закачивается вода. Движение жидкости происходит до равновесия столбов цементного раствора в трубах и кольцевом пространстве. Затем заливочные трубы поднимаются на высоту цементного стакана, а излишний цементный раствор вымывается способом прямой промывки.

Цементирование с помощью желонки применяют в скважинах глубиной до 800-900 м. При этом цементный раствор небольшими порциями подается на забой специальной желонкой.

В процессе цементирования можно использовать пакеры, как извлекаемые, так и неизвлекаемые.

Применение пакеров имеет ряд преимуществ: на участок обсадной колонны от пакера до устья не передается высокое давление в заливочных трубах в процессе про-давливания цементного раствора;

возможно цементирование под давлением при негерметич-ности верхней части обсадной колонны;

исключается возможность попадания цементного раствора в затрубное пространство.

После окончания цементировочных работ обычно проводятся испытания обсадной колонны на герметичность. При испытании колонны на герметичность способом опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой и манометром. Жидкость нагнетается в колонну с плавным увеличением давления. Давление на устье скважины должно на 20 % превышать ожидаемое максимальное устьевое давление, но не менее 8-10 МПа (для колонн 168-140 мм). Возможна опрессовка отдельных участков колонны с помощью пакера. Проверка на герметичность заключается в том, что после замены глинистого раствора на воду не должно происходить перелива жидкости или выделения газа, а также в течение 30 мин давление не должно снижаться более чем на 0,5 (при давлении выше 7,0 МПа) или 0,3 МПа (при давлении 7,0 МПа).

При испытании колонны на герметичность способом снижения уровня с помощью компрессора и откачки жидкости добиваются, чтобы остающийся в скважине столб жидкости был на высоте на 20 % менее столба при вызове притока в процессе опробования. В скважинах, пробуренных глинистым раствором с плотностью не более 1,4 г/см3, проверка на герметичность заключается в замене этого раствора на воду. При этом в течение часа не должно быть перелива или выделения газа.

Испытания колонны на герметичность оформляются специальным актом.

При капитальном ремонте скважин для транспортировки и приготовления цементного раствора используется цементосмесительная машина СМ-4М на базе автомобиля ЗИЛ-131А. Эта машина имеет вместимость бункера 3,2 м3 и обеспечивает по раствору плотностью 1,7—2,0 г/см3 подачу 0,4-0,6 м3/мин. В состав СМ-4М входят редуктор, бункер со шнеком, смесительное устройство, система контроля и регулирования. Редуктор (одноступенчатый) соединен с коробкой отбора мощности автомобиля. Шнек представляет собой винт, а валом шнека служит труба 114x6 мм. Смесительное устройство - гидроэлеватор в виде приемной воронки с диффузором, переходящим в выкидную трубу с соплом.

Для проведения цементировочных работ (включая опрессовку) используются цементировочные агрегаты на базе автомобиля большой грузоподъемности (табл. 9.18).

К капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта.

Наиболее часто встречаются следующие аварии:

1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся:

а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора);

б) ”полет” (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. “Полет” НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При “полете” бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент.

2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами,

Т а б л и ц а 9.18 Техническая характеристика цементировочных агрегатов

Параметры

Тип агрегата

ЦА-300

ЦА-300М

ЦА-320М

Тип автомобиля Мощность двигателя, л.с.

Производительность, л/с:

минимальная максимальная Максимальное давление, МПа

Вместимость замерного бака, м3

МАЗ-200

110

1,75

23,3

30

3

Я АЗ-210 165

2,6

29,8

30

4

КрАЗ-219

180

1,05

17,2

40

6,4

якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся:

а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов;

б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него;

в)    оставление в скважине штангового насоса и штанг;

г)    оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва;

д)    оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки;

е)    оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов.

3.    Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся:

а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов;

б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ;

в)    оставление проволоки;

г)    оставление гибких труб.

4.    Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов - плашек, сухарей и т.д.

Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала [8].

Существуют простые правила, позволяющие существенно уменьшить риск возникновения аварий:

при спуске нестандартного оборудования или инструмента необходимо задать себе вопросы: можно ли извлечь этот инструмент при его возможном прихвате и оставлении? Какой инструмент для этого нужен и есть ли он в наличии?

Необходимо составлять эскизы с размерами на все оборудование и инструмент, особенно нестандартного и крупногабаритного.

Следует избегать холостых рейсов при спуске оборудования и инструмента, так как любой рейс увеличивает риск возникновения аварий.

При проведении ловильных работ необходимо на поверхности убедиться в работоспособности инструмента перед спуском в скважину. Недостаточная четкость в захватывании ловильно-го объекта инструментом значительно уменьшает успех его последующей работы в скважине.

Существующие современные технологии и инструменты позволяют ликвидировать практически любую аварию, однако стоимость работ может оказаться очень высокой и скважину целесообразнее ликвидировать.

Основными видами работ при устранении аварий в скважинах являются ловильные, фрезерные и вспомогательные.

В соответствии с видами аварий имеется набор скважинных устройств и инструмента: захватные устройства для бурильных и насосно-компрессорных труб; режущие устройства для очистки ствола скважинным фрезерованием; захватные устройства для извлечения скважинных двигателей, приборов, пакеров, долот и другого оборудования; захватные устройства для штанг, кабелей, канатов, проволоки и др.; вспомогательные устройства и инструмент.

Захватные устройства в первом случае предназначены для захвата и удержания прихваченных и аварийных (после обрыва) НКТ и бурильных труб. К захватным устройствам кабелей и канатов относятся удочки, ловители штанг, кабеля и др. По принципу работы захватные устройства для труб бывают врезные, плашечные и спиральные. К врезным инструментам относятся ловильные метчики и колокола, к плашечным - ловители и труболовки для НКТ, а к спиральным - труболовки и ловители.

Режущие инструменты - фрезеры забойные, кольцевые, комбинированные, райберы, труборезка и др. В некоторых случаях режущий инструмент комбинируется с захватным устройством (магнитным, плашечным и др.).

К вспомогательным инструментам относятся отклонители, фиксаторы муфт обсадных колонн, скважинные гидродомкраты, пауки, яссы, металлошламоуловители и др.

Рассмотрим более подробно захватные устройства для насосно-компрессорных труб.

Метчик (рис. 9.30, а) представляет собой ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за внутреннюю поверхность. Для НКТ метчики выпускаются типов МЭУ (универсальный) и МЭС (специальный), а для бурильных труб - типов МБУ и МСЗ. Метчик типа МЭУ предназначен для ловли и извлечения НКТ, верхний конец которых заканчивается ниппелем и муфтой. Ловля осуществляется путем врезания во внутреннюю поверхность трубы. Метчик типа МЭС позволяет осуществлять ловлю НКТ, верхний конец которых оканчивается муфтой. Метчик типа МСЗ - это специальный метчик для бурильных труб с захватом путем ввинчивания в замковую резьбу.

Колокол типов К и КС (рис. 9.30, б) представляет собой

Рис. 9.30. Универсальный метчик (t) и сквозной колокол ( •):

1, 2, 3 - резьбы соответственно присоединительная к колонне, ловильная и присоединительная к воронке


ловильный инструмент врезного неосвобождающегося типа с захватом за наружную поверхность. Колокол типа КС (сквозной) предназначен для ловли труб, верхний конец которых поврежден (смят или сломан). При его применении поврежденный конец пропускается через колокол, и он зарезает-ся за следующую муфту или замок.

Труболовки могут быть: для захвата за внутреннюю поверхность: их называют внутренними труболовками; для захвата за наружную поверхность:    их называют наружными

труболовками, ловителями или овершотами.

Труболовки могут быть освобождающиеся и неосвобождаю-щиеся. Первые труболовки позволяют освободиться при необходимости от захваченной трубы.

Труболовки могут быть правые и левые. Правые труболовки предназначены для извлечения труб целиком, левые труболовки позволяют прикладывать крутящий момент на отворот и извлекать трубы по частям.

Труболовки могут быть с передачей крутящего момента захваченной колонне и без него.

Наружные труболовки обычно имеют узел уплотнения, позволяющий создать, кроме прочного, и герметичное соединение с захваченной колонной с целью ее промывки.

Выпускаются труболовки типов ТВ и ТВМ. Это инструмент

Рис. 9.31. Внутренняя труболовка освобождающаяся типа ТВМ (t) и неосво-бождающаяся типа ТВ ( •):

1 - переводник; 2 - механизм освобождения; 3 - стержень с насечкой; 4 -плашка; 5 - поводок; 6 - стержень


плашечного типа с захватом за внутреннюю поверхность, ТВ -неосвобождающаяся, ТВМ - освобождающаяся (рис. 9.31).

Труболовки типа ТН - наружные труболовки: ТНЗ - с плашечным захватом, ТНОС -со спиральным или цанговым захватом. Спиральные труболовки более современные, так как обладают более прочным захватом вследствие более равномерного распределения нагрузки на корпус труболовки.

Аварии с гибкими трубами НКТ во многом похожи на аварии с кабелем, и их ликвидация является сложной задачей. Аварии с гибкими трубами происходят чаще всего из-за их обрыва по причине больших растягивающих напряжений. При этом гибкая колонна в скважине приобретает форму спирали, что затрудняет ее извлечение. В месте разрыва может быть образована шейка длиной до 100 мм. Залавливание гибких труб должно осуществляться специальным инструментом (овершотом), который обеспечивает минимальное сопротивление входящим трубам. Извлечение гибких труб возможно как целиком, так и по частям.

В настоящее время выпускается большая номенклатура ло-вильного инструмента.

Эффективность ловильных работ повышается, если в компоновку включать яссы. Яссы - это инструменты для нанесения сильных ударов по прихваченной колонне сверху вниз и снизу вверх. Яссы могут быть гидравлические и механические.

В практике капитального ремонта возникает необходимость определения места прихвата. Одним из методов является замер удлинения труб при растяжении. Зная модуль упругости материала труб, растягивающее усилие и удлинение, можно определить длину колонны до прихвата. На точность метода влияют силы трения, особенно в кривых скважинах.

Дадим описание этого метода в изложении [8].

Вначале создают натяжение, равное весу на крюке до прихвата колонны (или равное весу колонны в воздухе), делают на верхней трубе отметку против стола ротора и обозначают ее буквой “а”. Затем создают сильное натяжение в пределах кратковременных допускаемых нагрузок на трубы и разгружают колонну до собственного веса, делают отметку “б”. Она окажется ниже отметки “а”. Расстояние между отметками появляется вследствие сил трения в скважине.

Далее создают натяжение в пределах рабочих (продолжительных) нагрузок на трубы, делают отметку “в” и затем натягивают колонну до нагрузки, когда была сделана отметка “б”. После разгрузки колонны до нагрузки, при которой была получена отметка “в”, надо сделать отметку “г”. За усредненные отметки принимаются середины отрезков “аб” и “вг”. Расстояние между усредненными отметками - это удлинение колонны при изменении натяжения от собственного веса до нагрузки, соответствующей отметкам “в” и “г”.

Длину свободной части (до прихвата) колонны L (в м) определяют по формуле

L = 5,44—103, kф

где I - удлинение колонны, м; k - коэффициент: для бурильных труб k = 2,233/q, для обсадных и НКТ k = 2,084/q, где q - вес 1 м труб; ф - дополнительное растягивающее усилие, вызвавшее удлинение, Н.

9.5. Охрана окружающей среды при производстве подземных ремонтов скважин

При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой (почва, вода, атмосфера). Кроме того, подготовленные для операции рабочие жидкости, обработанные химреагентами, также представляют угрозу окружающей среде.

В целях предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для этого необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.

Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны.

В организации подземного ремонта скважин важное место занимает проведение подготовительных работ. При ремонте скважин со стационарным подъемным сооружением вначале необходимо проверить исправность и наличие смазки в крон-блоке, а также исправность лестниц, перил, ограждений, талевого блока, подъемного крюка. Также проверяется центровка вышки или мачты.

При производстве спуска-подъема НКТ подъем и опускание элеваторов необходимо проводить без ударов и рывков, при этом элеватор должен быть обращен замком вверх. При перерывах в работе колонна НКТ и штанга должны быть спущены на устьевой фланец скважины, а талевой блок - на рабочую площадку.

Тракторист подъемника обеспечивает исправность искрогасителя и чистоту смотрового стекла. При переезде он проверяет отсутствие предметов на гусеницах и не допускает переезда через нефтеводогазовые трубопроводы, проложенные на поверхности. В ночное время должны быть освещены верх подъемного сооружения и рабочая площадка. Не допускается работа на установках без аккумуляторов. Монтажное оборудование (ключи, спайдеры, элеваторы и т.п.) должно отвечать техническим требованиям.

Спускоподъемные операции начинают только после установки оттяжек, проверки действия ограничителя двигателя крюкоблока и заземления агрегата.

Подниматься на вышку агрегата допускается только в аварийных случаях персоналу с предохранительными поясами.

Все канаты на агрегате подлежат периодическому осмотру. Не разрешается работа агрегата при обрыве одной пряди, а также, если на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5 %, а в канате диаметром свыше 20 мм - более 10 % всего числа проволок.

Запрещается подогревать масло в картере коробки перемены передач открытым пламенем.

ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

Агрегат 57, 291 Алевролит 17 Антиклиналь 17 Арматура фонтанная 34, 38

Балансир 90

Вентиль 41 Вертлюг 300 Вязкость 11

Градиент геотермический 10 Газлифт (эрлифт) 62, 64 Газовый фактор 11 Газосепаратор 261 Гидробур 336 Гидрозащита 207 Гидропривод (гидрокачалка) 97 Глина 17

Давление буферное (устьевое) 10

-    забойное 10

-    затрубное 10

-    пластовое 9

Двигатель винтовой забойный 299 Дебит 44

Депрессия 8, 44, 47 Деэмульгатор 264 Динамограмма 184 Динамограф 186 Динамометрия 184 Дроссель 42

Елка фонтанная 37

Залежь нефтяная 7

-    газовая 7

Заводнение внутриконтурное 220

-    законтурное 220, 219

-    приконтурное 219 Закачка газа площадная 226 Замок 138

Испаряемость 11 Исследование скважин 341

Кабель круглый 208

-    плоский 208

Камера скважинная 78

Карбонатность 8

Коагулянт 237

Коллектор 11

Колонная головка 35

Компенсатор 207, 211

Контакт водонефтяной (ВНК) 17

-    газонефтяной (ГНК) 17 Коэффициент насыщения 11

-    наполнения 185

-    нефтеотдачи 18

-    подачи 185

-    пористости 7

-    объемный нефти 12

-    растворимости газа 12 Крюк подъемный 298

Лебедка подъемная 287 Линия нулевая 185

Масштаб перемещений усилий 185 Месторождение нефтяное 7

-    газовое 7

-    газоконденсатное 7

Нагреватель 270

Насос скважинный штанговый 113

-    безвтулочный 132

-    вставной 128

-    невставной 128

-    струйный 202 Нефтенасыщенность 7 Ниппель посадочный 148

Обезвоживание нефти 264, 265 Обессоливание:

-    термохимическое 265

-    электрическое 265, 266 Оборудование устья 68, 96, 212 Обработка призабойной зоны

-    кислотная 247

-    ПАВ 242

-    тепловая 53, 242 Обследование скважин 341 Отстой холодный 265 Отстойник 270 Отклонитель 357

Песчаник 17

Перфоратор пулевой 355

-    торпедный 355

-    кумулятивный 354 Перфорация гидропескоструйная 241 Пласт 17

Плотность газа (относительная) 16

Поддержание пластового давления

(ППД) 219

Подъемник 289

Пористость 7

Промывка 23, 339

Проницаемость 7, 8

Райбер-фрезер 357 Разработка залежи 21

Разрыв пласта гидравлический

241

--пороховым газом 242

-- ударной волной 242

Редуктор 90

Режим водонапорный 18

-    газовый 18 Резервуар 271

Сальник устьевой 93 Спайдер 307

Стабилизация нефти 264 Ступень геотермическая 10

Температура вспышки 13

-    воспламенения 13

-    застывания 13

-    плавления 13

-    самовоспламенения 13 Теплообменник 265 Траверса 90 Трансформатор 209 Трубная головка 37

Трубы насосно-компрессорные (НКТ) 102

Торпедирование скважин 242 Турбонасос 202

Упругость паров жидкости 11 Уровень динамический 10,188

-    статический 10, 188 “Усадка” нефти 12 Установка гидропоршневая 202

-    гидроштанговая 203

-    диафрагменная 201

-    ЛСГ-16А 71

-    подготовка нефти (УПН) 264

-    роторная 297

Фильтр 206

Фракционный состав нефти 13 Шатун 90

Штанги насосные 154

-    полые 155 Штропы 306

Элеватор 302 Электровозбудимость 13 Электродегидратор 271

1.    Адонин А.И. Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра, 1979.

2. Аливердизаде К.С. Балансирные индивидуальные приводы глубиннонасосной установки (станка-качалки). - Ленинград:    Гос.    науч.-техн. изд-во

нефтяной и горно-топливной литературы, 1951.

3. Байбаков Н.К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1980.

4.    Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1985.

5. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата: В 2 т./ Под ред. Ю.П. Коротаева. - М.: Недра, 1984.

6.    Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я. М. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами. - М.: Недра, 1986.

7.    Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов O.B. Теория и практика газлифта. - М.: Недра, 1987.

8. Кэмп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология: Пер. с англ. Г.П. Шульпинко. - М.: Недра, 1990.

9.    Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных штанговых насосных установок. - М.: Недра, 1987.

10. Оборудование для раздельной эксплуатации нефтяных и газовых скважин//Каталог ОКБ РЭ. - М.: Изд-во ЦИНТИхимнефтемаш, 1975.

11. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1982.

12. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений.-М.: Недра, 1971.

13. Правила ведения ремонтных работ в скважинах//Безопасность труда в промышленности. - 1998. - № 6-9.

14.    Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами: Пер. с нем. - Терниц (Австрия), 1988.

15. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимошев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра, 1986.

16. Скважинные штанговые насосы для добычи нефти//Каталог ОКБ Нефтемаш. - М.: Изд-во ЦИНТИхимнефтемаш, 1986.

17. Справочник    по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/Под ред. Н.С. Горохова. - М.: Недра, 1973.

18. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983.

19. Справочная книга по добыче нефти/Под ред. Ш.К. Гимматудинова. -М.: Недра, 1974.

20. Справочник по нефтепромысловому оборудованию/Под ред. Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990.

21. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979.

22. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984.

23.    Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П. и др. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. - М.: Недра, 1986.

24. Трубы нефтяного сортамента: Справочник/Под ред. А.Е. Сарояна. -М.: Недра, 1987.

25. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. - М.: Недра, 1993.

26. Чичеров Л.Н. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983.

27. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1986.

28. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти: Учеб. для техн. -М.: Недра, 1979.

29.    Tech facts. Technical information for the oil and gas specialists. A BAKER oil tools company. Printed in U.S.A. 1977.

ДОКУМЕНТЫ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИЕ КОНСТРУКЦИИ

st\k« «ЦНИИПСК им. Мельникова»

«ПИ Нефтеспецстройпроект» « ВНИИМонтажспецстрой»


tow

«Трест Коксохиммонтаж»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, РЕМОНТА И РЕКОНСТРУКЦИИ

СТО 0030-2004 (02494680, 01400285, 01411411, 40427814)

Москва 2004

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАН ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научноисследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им. Мельникова (ЗАО «ЦНИИПСК    им.    Мельникова»)    к.т.н.    Г.П.    Кандаков, к.ф.-м.н.    В.К.    Востров,    д.т.н.    В.М.

Горицкий, к.т.н. Б.Ф. Беляев, к.т.н. К.К. Рябой, к.х.н. Г.В. Оносов, к.т.н. А.В. Горностаев;

ОАО Проектный институт нефтеспецстройпроект (ОАО ПИ Нефтеспецстройпроект) к.т.н. Э.Я. Гордон, инж. М.В. Ларионов, инж. В.Н. Тюрин;

ОАО Институт по монтажным и специальным строительным работам (ОАО ВНИИМонтажспецстрой) инж. А.А. Катанов, инж. Г. А. Ритчик;

ЗАО Трест Коксохиммонтаж к.т.н. Ф.Е. Дорошенко.

2.    ВНЕСЕН организациями разработчиками Стандарта.

3. ПРИНЯТ на научно-техническом совете ЦНИИПСК им. Мельникова от 18.12.2003 г. с участием представителей организаций разработчиков Стандарта.

4.    СОГЛАСОВАН

5.    ВВЕДЕН впервые.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.    Область применения

2.    Нормативные ссылки

3.    Термины и определения

4.    Техническое диагностирование резервуаров

4.1.    Требования безопасности.

4.2.    Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объектам технического диагностирования.

4.3.    Виды и периодичность технического диагностирования

4.4.    Визуальный контроль в процессе эксплуатации

4.5.    Частичное диагностирование

4.6.    Полное диагностирование

4.7.    Послеремонтное диагностирование.

4.8.    Методы диагностирования резервуарных конструкций

4.9.    Оформление результатов диагностирования

5.    Оценка пригодности резервуаров к эксплуатации

5.1.    Общие положения

5.2.    Оценка состояния крыши

5.3.    Оценка состояния стенки

5.4.    Оценка состояния днища

5.5.    Оценка состояния основания и фундамента

5.6.    Оценка склонности конструктивных элементов резервуара к хрупким

разрушениям

5.7.    Оценка состояния антикоррозионного покрытия

6.    Ремонт и реконструкция резервуаров

6.1.    Общие положения

6.2.    Ремонт и замена элементов стенки

6.3.    Ремонт сварных швов

6.4.    Ремонт и реконструкция патрубков стенки

6.5.    Ремонт днищ

6.6.    Ремонт стационарных крыш

6.7.    Ремонт плавающих крыш и понтонов

6.8.    Ремонт и выполнение новых антикоррозионных покрытий

6.9.    Ремонт фундаментов и восстановление оснований

7.    Методы безогневого ремонта резервуаров

7.1.    Общая часть

7.2.    Ремонт резервуаров с использованием композитных материалов

7.3.    Ремонт резервуаров с использованием низкотемпературной индукционной

пайки

8.    Контроль качества ремонтных работ

9.    Прочностные испытания

Приложение А. Методика оценки склонности стали к хрупкому разрушению

Приложение Б. Методы восстановления и ремонта оснований и фундаментов

Приложение В. Перечень нормативно-технической документации, рекомендуемой

для использования при выполнении работ

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий Стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» № 184-ФЗ, Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» с внесенными изменениями от 10 января 2003 г., Положением о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей    промышленности.    Постановление

Госгортехнадзора РФ № 8 от 18 марта 2003 г., и предназначен для разработчиков Стандарта, а также организаций, эксплуатирующих резервуары или являющихся заказчиками их диагностирования, ремонта или реконструкции.

Стандарт может применяться организациями, выполняющими работы по техническому диагностированию резервуаров и разрабатывающими проектную документацию на их ремонт и реконструкцию, если эти организации имеют сертификаты соответствия, выданные Органом по сертификации в системе добровольной сертификации, созданной организациями разработчиками Стандарта.

Организации разработчики не несут никакой ответственности за использование данного Стандарта организациями, не имеющими сертификатов соответствия.

Необходимость разработки Стандарта продиктована тем, что опыт, накопленный организациями разработчиками Стандарта, а также отечественными предприятиями и организациями по диагностированию, ремонту, реконструкции, расчету, методам контроля и испытаниям резервуаров, оснований и фундаментов, содержится в нескольких десятках разрозненных нормативных документов (СНиП, ТУ, РД, ВСН, ведомственных правилах и т.п.), частично устаревших и не охватывающих в целом проблему безопасной эксплуатации резервуаров.

Основной целью Стандарта является создание современной нормативной базы по вопросам технического диагностирования в рамках которого определяется и прогнозируется техническое состояние резервуаров и решаются вопросы о необходимости ремонта и (или) реконструкции для поддержания их работоспособного состояния.

При разработке Стандарта проанализированы и учтены:

- законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности;

-    опыт проектирования, ремонта, монтажа и эксплуатации резервуаров;

-    результаты обследований промышленных объектов;

-    некоторые зарубежные стандарты;

-    новые аспекты работы Госгортехнадзора России, связанные с принятием Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;

-    предложения предприятий, организаций, объединений и специалистов.

Замечания и предложения по дополнениям и изменениям настоящего Стандарта просим направлять по адресу:

117393 Москва, ул. Архитектора Власова, 49, ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова», факс: 960-22-77, E-mail: osk@stako.ru, телефон для справок: (095) 128-86-29, 128-80-83.

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И

НЕФТЕПРОДУКТОВ

ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, РEMOHTA И РЕКОНСТРУКЦИИ

3.1.    Техническое диагностирование - комплекс работ, связанный с исследованием состояния конструкции резервуара, оценкой пригодности его элементов для дальнейшей эксплуатации, выявлением зон, узлов, соединений или элементов конструкции, требующих ремонта или замены, определением условий и режимов безопасной эксплуатации, оценкой остаточного ресурса.

3.2.    Реконструкция - любая работа, которая меняет физические характеристики материала конструкции, параметры и технологические характеристики резервуара.

Примечание. Примеры реконструкции:    установка    дополнительных люков-лазов; изменение высоты стенки

резервуара; оснащение резервуара понтоном.

3.3.    Ремонт - любая работа, необходимая для поддержания резервуара в работоспособном состоянии.

Примечание. В зависимости от степени сложности ремонт может быть текущим, средним или капитальным.

Текущий ремонт - комплекс мероприятий и работ по предохранению элементов резервуара от преждевременного износа, защиты конструкций и устранения повреждений.

Средний ремонт связан с выполнением ремонтных операций в локальных зонах с применением сварки.

Капитальный ремонт проводится для восстановления работоспособности и полного (близкого к полному) восстановления ресурса эксплуатации резервуара с заменой или усилением пришедших в негодность отдельных конструктивных элементов резервуара или их частей. На период капитального ремонта резервуар выводится из эксплуатации и производится его полная зачистка и дегазация.

3.4.    Экспертная организация - организация, прошедшая добровольную сертификацию и имеющая сертификат соответствия, выданный органом по сертификации на право проведения работ по диагностике резервуаров и выдаче заключений по их техническому состоянию.

3.5.    Специализированная экспертная организация - организация разработчик данного Стандарта.

3.6.    Эксперт - полномочный представитель экспертной или специализированной экспертной организации.

3.7.    Изменение в эксплуатации - изменение свойств хранимого продукта (удельный вес и коррозионная активность), изменение температуры или давления по сравнению с предыдущими условиями эксплуатации, изменение интенсивности эксплуатации (частоты наполнения-опорожнения), изменение максимального уровня заполнения.

3.8.    Дефект - отклонение от нормы, возникшее в процессе выполнения заводских и монтажных технологических операций. Различают допустимые и критические дефекты.

Примечание. Примеры дефектов: трещины в сварных швах, искажение проектной геометрической формы элементов в результате нарушения технологии монтажа, отклонения от требований проекта по нормируемым расстояниям между сварными швами.

3.9.    Повреждение - отклонение от нормы, возникшее в процессе эксплуатации резервуара при сохранении его работоспособного состояния.

Примечание. Примеры повреждений: коррозионное растрескивание, усталостные трещины, искажение проектной формы в результате осадки, уменьшение толщины элемента в результате коррозии, потеря устойчивости стенки в результате влияния силовых воздействий.

3.10.    Авария - частичное или полное разрушение резервуара, возникшее в процессе его сооружения, испытаний, ремонта, реконструкции или эксплуатации.

Примечание. Примеры аварий: взрыв или загорание продукта в резервуаре, разрыв сварного стыка стенки, течь в днище резервуара.

3.11.    Предельное состояние - состояние резервуара, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима в связи с высокой вероятностью возникновения аварии.

3.12.    Ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от сдачи в эксплуатацию до перехода в предельное состояние.

3.13.    Остаточный ресурс - срок безопасной эксплуатации резервуара (в годах) на допустимых параметрах от момента его технического диагностирования до перехода в предельное состояние.

3.14.    Хлопун - вмятина или выпучина, теряющие устойчивость под действием внутренних или внешних нагрузок.

3.15.    Класс ответственности резервуара - степень опасности (риска), возникающая при аварии резервуара для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, экологической безопасности, а также здоровья или жизни животных и растений.

Примечание. В зависимости от объема и места расположения вертикальные цилиндрические резервуары в соответствии с ПБ 03-605-03 подразделяются на три класса ответственности:

Класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м243 и более, а также резервуары объемами 5000 м3 и более,

расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

Класс II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3.

Класс III - опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3

4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ

4.1.    Требования безопасности.

4.1.1.    Должны быть разработаны мероприятия, которые обеспечивают безопасность персонала, предотвращение случайных загораний, взрывов, повреждений или разрушений.

4.1.2.    Мероприятия по обеспечению безопасности персонала, проводящего диагностирование резервуаров, включая осмотр понтонов или плавающих крыш, должны содержать весь комплекс мер, направленных на соблюдение норм противопожарной безопасности, контроль санитарных норм предельно допустимых концентраций отравляющих и других вредных веществ в зоне работ и согласовываться с правилами безопасности государственного технического надзора.

4.1.3.    Перед началом работ по техническому диагностированию резервуаров, связанных с производством огневых работ, особое внимание должно быть уделено полной очистке резервуаров от остатков нефтепродуктов, их дегазации с контролем концентрации паров углеводородов и других газов, а также обеспечению пожарной безопасности рядом расположенных резервуаров.

4.2. Требования к организации работ, исполнителям, средствам и объектам технического диагностирования.

4.2.1.    Организация проведения работ по контролю технического состояния резервуаров возлагается на их владельца. Владелец резервуара обязан:

•    предоставить всю техническую и технологическую документацию на резервуар специалистам, выполняющим техническое диагностирование;

•    разработать и выполнить комплекс мероприятий, обеспечивающих безопасность проведения работ, включая зачистку и дегазацию резервуара;

•    обеспечить доступ специалистов, проводящих дефектоскопию ко всем зонам, предусмотренным программой диагностирования;

•    выполнить работы по зачистке зон, подлежащих контролю, а также демонтаж конструктивных элементов, мешающих проведению диагностирования.

4.2.2.    Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с настоящими правилами по программе, согласованной с владельцем резервуара.

4.2.3.    Причинами проведения контроля технического состояния служат:

   выработка расчетного срока службы или выработка ресурса, установленного по результатам предыдущего диагностирования;

•    физический износ материала конструкции, выражающийся в появлении и нарастании повреждений (трещины в сварных соединениях или основном металле, коррозионное растрескивание, опасные коррозионные повреждения), выявленных в процессе эксплуатации;

•    обращения и запросы эксплуатационных служб владельца резервуара;

• указания инспектирующих организаций;

•    подготовка резервуара к выполнению работ по реконструкции и изменению режимов эксплуатации.

4.2.4. Организации, выполняющие диагностирование резервуаров (экспертные организации) в соответствии с данным Стандартом, должны иметь сертификат соответствия выданный органом по сертификации в системе добровольной сертификации созданной организациями разработчиками Стандарта.

4.2.5.    Специалисты по диагностированию (эксперты) должны быть аттестованы по этому виду работ экспертной или специализированной экспертной организацией.

4.2.6.    Специалисты, выполняющие в процессе диагностирования резервуаров контроль качества сварных соединений физическими методами, могут выполнять только те виды работ, на которые они аттестованы в соответствии с «Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля», утвержденными Госгортехнадзором России.

4.2.7.    Аппаратура и средства, применяемые при диагностировании резервуаров должны позволять надежно выявлять недопустимые дефекты. Не допускается применение аппаратуры, подлежащей госповерке и не прошедшей ее.

4.2.8.    При техническом диагностировании резервуарных парков первоочередному обследованию подлежат резервуары:

•    находящиеся в аварийном состоянии;

•    выработавшие расчетный срок службы, или имеющие недопустимые повреждения или дефекты;

•    изготовленные из кипящих сталей или с использованием низкокачественных электродов.

4.3.1.    Виды диагностирования:

•    визуальный контроль в процессе эксплуатации;

•    частичное диагностирование;

•    полное диагностирование;

•    послеремонтное диагностирование.

4.3.2.    Визуальный контроль в процессе эксплуатации осуществляется постоянно.

4.3.3.    Периодичность частичного или полного диагностирования устанавливается экспертной организацией в зависимости от конструктивных особенностей и конкретных условий эксплуатации резервуара.

Интервалы между диагностированиями должны гарантировать, что остаточный ресурс резервуара не будет исчерпан, однако, интервал между диагностированиями не должен превышать 10 лет.

Первое частичное диагностирование построенных резервуаров должно проводиться в следующие сроки:

•    для резервуаров 1-го класса опасности - через 3 года после ввода в эксплуатацию;

•    для резервуаров 2-го класса - через 4 года;

•    для резервуаров 3-го класса - через 5 лет.

Рекомендуемый срок и вид очередного диагностирования каждого резервуара должен устанавливаться экспертом и указываться в экспертном заключении. Юридическая ответственность за несвоевременное проведение диагностирования резервуара, приведшее к аварии, возлагается на владельца резервуара.

4.4.    Визуальный контроль в процессе эксплуатации

4.4.1.    Визуальный контроль резервуара может проводиться соответствующей службой владельца, т.е. лицами, не являющимися официальными экспертами. Персонал, выполняющий указанную работу, должен быть обучен, знать средства и методику выполнения работ, характеристики хранимого продукта и должен быть проинструктирован о мерах безопасности при проведении работ.

4.4.2.    Визуальный контроль должен включать внешний осмотр поверхности резервуара для обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки основания, состояния отмостки, защитных лакокрасочных покрытий и оборудования. Результаты наблюдений должны заноситься в специальный журнал ежемесячно.

4.5.    Частичное диагностирование

4.5.1.    Все резервуары должны подвергаться частичному диагностированию в срок, определенный по результатам предыдущего диагностирования, но не реже чем через каждые 5 лет. При проведении такого обследования резервуары могут не выводиться из эксплуатации.

4.5.2.    Частичное диагностирование резервуара предусматривает выполнение следующих работ:

•    ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на резервуар;

•    визуальный контроль конструкций резервуара, включая сварные соединения;

•    визуальное определение видов и степени коррозионного поражения наружной поверхности стенки, уторного узла и крыши резервуара;

•    измерение фактических толщин элементов стенки и крыши резервуара;

•    измерение толщины низа стенки в зоне уторного узла с шагом не более 1 м с целью определения степени коррозионных поражений;

•    определение толщины окраечных листов днища в зоне утора;

•    измерение геометрической формы и повреждений стенки;

•    проверку соответствия требованиям проекта и норм размещения патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным швам;

•    контроль качества сварных соединений стенки неразрушающими методами;

•    оценку состояния узлов врезок люков-лазов и приемо-раздаточных патрубков    в    стенку

резервуара;

•    проверку состояния фундамента и отмостки;

•    нивелирование наружного контура днища;

•    обследование анкерных болтов (при их наличии) и зон их заделки;

•    поверочные расчеты конструкции резервуара;

•    отбор проб металла разрушающими и неразрушающими способами;

•    анализ состояния резервуара, разработка рекомендаций по дальнейшей    эксплуатации    (с

назначением очередного срока и вида диагностирования), ремонту или выводу из эксплуатации;

•    составление заключения о техническом состоянии резервуара.

4.5.3.    На резервуарах с теплоизоляцией по решению эксперта, проводящего диагностирование, изоляция должна удаляться только на участках, позволяющих оценить состояние внешней поверхности стенки и крыши.

4.5.4.    Там, где для защиты днища применяются катодные системы, периодическое обследование этих систем должно выполняться в соответствии с рекомендациями соответствующих документов и проекта.

4.5.5.    Элементы заземляющих систем резервуара должны быть проконтролированы.

4.5.6.    Результаты измерений толщины стенки ультразвуковым методом снаружи без вывода резервуара из эксплуатации могут быть средством определения скорости сплошной коррозии и могут позволить проанализировать состояние стенки. Объем и места таких измерений должны быть заданы экспертом, проводящим обследование.

4.5.7.    Скорость сплошной коррозии может определяться сравнением результатов измерений толщин поясов стенки резервуара, полученных в процессе предыдущих диагностирований или на основе опыта эксплуатации резервуаров подобного типа.

4.6.    Полное диагностирование

Полное диагностирование резервуаров проводится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и зачисткой. Полное диагностирование проводится в соответствии с согласованной Заказчиком программой диагностирования не реже одного раза в 10 лет и предусматривает выполнение работ, проводимых при частичном диагностировании и, кроме того, дополнительных работ:

•    измерения и анализ изменений геометрических отклонений корпуса и основания за время эксплуатации резервуара по данным приемо-сдаточной документации и результатов предыдущих диагностирований;

•    диагностирование поверхности снаружи и изнутри всех конструктивных элементов резервуара, включая понтон (плавающую крышу);

•    измерение толщин всех конструктивных элементов резервуара с выявлением зон недопустимых коррозионных повреждений;

•    измерение зазоров между понтоном (плавающей крышей) и стенкой резервуара и обследование состояния затвора;

•    измерение вертикальности направляющих плавающей крыши (понтона);

•    измерение вертикальности опорных стоек плавающей крыши (понтона);

•    измерение геометрических характеристик конструктивных элементов резервуара с выявлением параметров, выходящих за допускаемые пределы;

•    оценка состояния узлов врезок люков-лазов и приемо-раздаточных патрубков в стенку внутри резервуара;

•    определение характера и величины осадки основания и оценка неравномерности осадки основания в зоне стенки и в центральной части днища резервуара;

•    контроль качества сварных соединений физическими методами, включая уторный шов и сварные соединения врезок в стенку нижнего пояса;

•    определение механических свойств и критической температуры хрупкости металла в зонах интенсивных коррозионных повреждений (при необходимости), а также участков с высокой концентрацией напряжений и резервуаров со сроком эксплуатации более 20 лет;

•    измерение толщины антикоррозионных покрытий;

•    оценка скорости коррозионных процессов в зонах интенсивной коррозии;

•    поверочный прочностной расчет основных конструктивных элементов резервуара, включая расчет устойчивости корпуса резервуара;

   оценка остаточного ресурса резервуара и определение вида и срока проведения очередного диагностирования;

•    составление технического отчета о результатах полного диагностирования включающего дефектную ведомость, рекомендации о необходимости проведения ремонта или реконструкции резервуара с определением вида и режима прочностных испытаний, заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара.

4.7.    Послеремонтное диагностирование.

4.7.1. Проведение послеремонтного диагностирования резервуаров рекомендуется преимущественно в тех случаях, когда службами технического надзора Заказчика выявлены существенные отклонения каких-либо геометрических или конструктивных параметров резервуара от требований нормативной или ремонтной проектной документации. В таких случаях экспертная организация проводит диагностирование конструктивных элементов, в которых выполнялись ремонтные работы, или всего резервуара по специально разработанной программе, утвержденной Заказчиком. В задачу такого послеремонтного диагностирования входит уточнение режимов эксплуатации и сроков очередного

диагностирования с учетом выявленного фактического состояния конструкций резервуара после его ремонта или реконструкции на основе оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации.

4.7.2. По результатам послеремонтного диагностирования составляется экспертное заключение, составляемое в соответствии с требованиями программы диагностирования.

4.8.    Методы диагностирования резервуарных конструкций

4.8.1.    Экспертная организация имеет право применять любые как расчетные, так и инструментальные методы и методики диагностирования и исследований, направленные на получение наиболее полной и достоверной информации о состоянии резервуарных конструкций, оценки пригодности их к дальнейшей эксплуатации и определения остаточного ресурса. При этом ответственность за достоверность получаемых результатов и правильность выводов, сделанных на их основе, полностью возлагается на организацию, проводящую диагностирование.

4.8.2.    При проведении диагностирования резервуаров могут применяться следующие методы:

•    цветная дефектоскопия - для выявления поверхностных дефектов, включая зарождающиеся или имеющиеся в конструкции микротрещины или коррозионные трещины;

•    капиллярные методы для определения герметичности соединений;

• ультразвуковая дефектоскопия - для выявления внутренних дефектов в сварных соединениях;

•    ультразвуковая толщинометрия (ультразвуковое сканирование) - с целью определения степени коррозионных повреждений;

•    электрофизическое зондирование грунта в основании - для определения возможных протечек продукта и оценки герметичности днища заполненного резервуара;

•    акустико-эмиссионный метод диагностики - для выявления в корпусе дефектов, склонных к развитию при нагружении;

•    метод магнитной анизотропии - для оценки напряженно-деформированного состояния и определения коэффициентов концентрации напряжений в различных зонах конструкции;

•    метод инфракрасной спектроскопии - для определения зон концентрации напряжений в стенке резервуаров по увеличению температуры в этих зонах в процессе нагружения;

•    метод определения прочности конструктивных элементов резервуара, а также выявления зон и оценки степени структурной неоднородности соединений по измерению твердости металла и сварных соединений переносным твердомером;

•    стандартные методы определения механических свойств металла и сварных соединений резервуара на вырезанных из конструкции пробах;

•    метод оценки склонности металла и сварных соединений к хрупким разрушениям по определению критической температуры перехода в хрупкое состояние образцов с острым надрезом;

•    метод оценки свойств стали и соединений на базе металлографических и фрактографических исследований микропроб, взятых из конструктивных элементов резервуара.

4.9.    Оформление результатов диагностирования

4.9.1.    По результатам диагностирования составляется технический отчет и экспертное заключение, которые являются неотъемлемой частью комплекта технической документации на резервуар.

4.9.2.    Технический отчет о результатах диагностирования конструкций резервуара должен содержать следующую информацию:

•    Наименование организации, выполнявшей диагностирование, с указанием лицензии на право проведения работ, фамилий и должностей исполнителей;

•    Данные из имеющейся технической документации:

-    техническая характеристика резервуара;

-    наименование проектной организации, номер проекта и завод-изготовитель;

-    наименование монтажной организации, дата ввода в эксплуатацию;

-    сведения о металле, толщине листов по проекту и сертификатах примененных сварочных материалов;

-    данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимого продукта;

-    данные о проведенных ранее диагностированиях и ремонтах;

•    Результаты технического диагностирования и расчетов резервуара:

-    результаты визуального контроля;

-    результаты измерений фактических толщин листов;

-    результаты измерения геометрической формы корпуса резервуара;

-    результаты диагностирования основания резервуара;

-    результаты физических методов контроля сварных соединений;

-    дефектная ведомость с указанием зон расположения дефектов;

-    результаты механических испытаний, химического и металлографического анализов (при необходимости);

-    результаты оценки склонности металла к хрупким разрушениям (при необходимости);

-    результаты поверочных расчетов на прочность и устойчивость;

-    результаты других расчетов, если на их основании принимаются решения о проведении ремонтных работ или изменении условий эксплуатации.

• Заключение по результатам диагностирования технического состояния резервуара должно содержать:

-    выводы и рекомендации о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара;

-    оценка ремонтопригодности резервуара;

-    рекомендации по выполнению ремонтных работ, изменению режимов эксплуатации или выводу резервуара из эксплуатации.

4.9.3. Заключение и все приложения к нему хранятся вместе с паспортом резервуара. Копия заключения хранится в организации проводящей диагностирование.

5. ОЦЕНКА ПРИГОДНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ К ЭКСПЛУАТАЦИИ

5.1.    Общие положения

5.1.1.    Если результаты диагностирования резервуара показывают, что произошли изменения по сравнению с его начальным состоянием, должна быть выполнена оценка пригодности резервуара для продолжения эксплуатации.

5.1.2.    В этом разделе даются критерии и способы оценки пригодности существующего резервуара к продолжению его эксплуатации, на основании которых оценивается остаточный ресурс, рекомендуются изменения условий эксплуатации, принимаются решения о ремонте или реконструкции резервуара.

5.1.3.    При скорости коррозии более 0,1 мм/год для снижения опасности коррозионных повреждений следует предусматривать антикоррозионную защиту металлоконструкций в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

5.2. Оценка состояния крыши

5.2.1.    Стационарные крыши

5.2.1.1.    Необходимо удостовериться в целостности конструкции крыши и ее несущих элементов.

5.2.1.2.    Если остаточная толщина участков настила крыши менее 1,5 мм, то необходимо провести замену этих участков, а также листов настила крыши со сквозными отверстиями и провести обследование ее несущих элементов.

5.2.1.3.    Измерение толщин листов настила крыши (минимальный объем измерений - по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям) проводится не менее чем в пяти точках на каждом листе. При этом за остаточную толщину листа принимается минимальная толщина из всех проведенных измерений. Особое внимание должно уделяться окраинным листам настила крыши.

5.2.1.4.    Элементы несущих конструкций крыши (радиальные и кольцевые ребра, опорные стойки) и узлы их соединения должны быть проконтролированы. Поврежденные или прокорродировавшие элементы должны быть оценены на предмет необходимости ремонта или замены. Особое внимание должно быть уделено оценке степени коррозии опорных стоек и использованных в конструкциях покрытия замкнутых профилей (коррозия может быть не видна при внешнем осмотре).

5.2.1.5.    Оценка состояния и измерение сечений и толщин несущих элементов каркаса может производится через предварительно вырезанный проем в настиле крыши. Предельно допустимый коррозионный износ несущих конструкций кровли должен быть подтвержден расчетом.

5.2.1.6.    Для самонесущих конических крыш предельно допустимая остаточная толщина определяется в соответствии с ПБ 03-605-03. Остаточная толщина крыши определяется в соответствии с п. 5.2.1.3 настоящих правил.

5.2.2 Плавающие крыши (понтоны)

5.2.2.1. При оценке технического состояния плавающей крыши (понтона) выполняется проверка и измерения следующих ее (его) параметров:

-    состояние сварных швов или других соединений центральной части плавающей крыши (понтона);

-    плотность прилегания затвора к стенке резервуара;

-    производится замер зазора между бортовым элементом короба понтона (плавающей крыши) и стенкой резервуара, а также зазора между направляющими стойками и их патрубками;

-    оценивается состояние поверхности направляющих стоек (на них не должно быть следов механического контакта с патрубками);

-    производится измерение толщин центральной части плавающей крыши (понтона), а также коробов понтонного кольца. Для оценки степени коррозионных повреждений измерения производятся, как правило, в местах наибольших деформаций;

-    производятся измерения отклонений от вертикали направляющих и опорных стоек;

-    проверяется наличие под опорными стойками подкладных пластин, если пластины требовались по проекту;

-    проверяется соосность направляющих рельсов и катучей лестницы плавающей крыши.

5.2.2.2.    Конструктивные элементы плавающих крыш и понтонов, на которых обнаружены трещины или сквозные отверстия должны быть отремонтированы или заменены.

5.2.2.3.    Прокорродировавшие участки плавающей крыши (понтона) должны быть оценены с целью определения вероятности появления сквозной коррозии. Если она достаточно высока, поврежденные участки должны быть отремонтированы или заменены. Предельно допустимый коррозионный износ стенок коробов и центральной части крыши не должен превышать 30 % от проектной величины в радиусе 600 мм от патрубков опорных стоек. Для остальных листов центральной части крыши (понтона) коррозионный износ не должен превышать 50 %.

5.2.2.4. Опорные стойки, конструкция затвора, катучая лестница крыши, направляющие стойки, дренажные системы и другое оборудование, установленное на крыше или понтоне, в случае обнаружения недопустимых отклонений, должны быть оценены на необходимость ремонта или замены.

5.2.2.5.    При оценке технического состояния двудечных плавающих крыш выполняется проверка и измерение параметров аналогичных приведенным в п. 5.2.2.1. Критерий оценки состояния верхней и нижней деки двудечных плавающих крыш приведен в п. 5.2.2.3 и соответствует элементам коробов понтонов однодечных плавающих крыш.

5.3. Оценка состояния стенки

5.3.1.    Общие положения

5.3.1.1.    При определении пригодности стенки резервуаров к дальнейшей эксплуатации основное внимание следует уделять оценке следующих факторов, которые могут неблагоприятно повлиять на работу или конструктивную целостность стенки резервуара:

•    степень коррозионных повреждений;

• дефекты сварных соединений (наплывы, подрезы, непровары);

•    наличие трещин и других дефектов;

• депланация и угловатость сварных соединений;

•    геометрические отклонения стенки от проектной формы, таких как отклонения образующих от вертикали и от проектного радиуса кривизны стенки, вмятин (хлопунов), а также отклонений наружного контура днища резервуара (низа стенки) от горизонтали.

5.3.1.2.    Оценка пригодности стенки резервуара должна включать расчеты на прочность и устойчивость для условий предстоящей эксплуатации с учетом фактической толщины листов, фактической геометрической формы стенки и свойств материала. В расчетах должны учитываться все предстоящие условия нагружения и их комбинации, включая гидравлическое давление, избыточное давление и вакуум, ветровые нагрузки, сейсмические нагрузки, величина и характер осадки основания, нагрузки от патрубков и оборудования.

5.3.2.    Определение параметров толщины стенки

5.3.2.1.    Производится визуальный контроль наличия коррозионных повреждений снаружи (при частичном и полном диагностировании) и изнутри стенки резервуара (при полном диагностировании). Особое внимание должно уделяться зоне уторного узла. Производятся замеры толщин поясов стенки и измерение толщины низа стенки в зоне уторного узла с шагом не более 1 м. Толщина нижних трех поясов кроме низа стенки измеряется не менее чем по четырем диаметрально противоположным образующим в трех точках по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщина остальных поясов должна измеряться не менее чем по одной образующей также в трех точках по высоте каждого пояса. В случае обнаружения больших коррозионных повреждений объем измерений увеличивается. Во всех случаях измерения производятся в местах видимых наибольших коррозионных повреждений. Места измерения толщин должны быть указаны в прилагаемых к заключению схемах. При наличии обширных коррозионных и язвенных повреждений изнутри стенки резервуара для определения ее толщины при полном диагностировании может быть использована процедура, изложенная в п. 5.3.2.2. Во всех остальных случаях за расчетную толщину листа рекомендуется принимать минимальную величину из всех проведенных измерений. Степень опасности изолированных язвенных коррозионных повреждений может определяться в соответствии с методикой, изложенной в п. 5.3.2.3.

5.3.2.2.    Для определения параметров, характеризующих толщину в каждом поясе стенки, когда участки коррозии имеют значительные размеры, замеренные толщины должны быть усреднены в соответствии со следующей процедурой (см. фиг. 5-1):

а) Для каждого участка эксперт должен определить минимальную толщину ^ в некоторой точке

участка коррозии, исключая отдельные язвы, находящиеся на большом расстоянии друг от друга (см.

5.3.2.3).

б) Затем подсчитать эффективную длину L:

L - максимальная длина в вертикальном направлении, на которой кольцевые напряжения считаются примерно равными в месте локальных нерегулярностей; L - не должна быть более 1 м;

D - диаметр резервуара;

t2 - наименьшая толщина на участке коррозии, исключая отдельные язвы.

Примечание: Действительная длина участка коррозии может быть более L.

Затем эксперт должен решить, какие вертикальные сечения на участке наиболее подвергнуты коррозии. Должны быть выполнены измерения профиля вдоль каждого вертикального сечения на длине L. В сечениях определяется наименьшая средняя толщина ti, усредненная на длине L с использованием,

по крайней мере, пяти измерений в равно расположенных точках по сечению на длине L.

5.3.2.3.    Отдельные язвы, находящиеся на большом расстоянии друг от друга, могут не учитываться в следующих случаях:

а)    Ни для одной язвы оставшаяся толщина пояса стенки не должна быть менее половины проектной толщины стенки резервуара;

б)    Суммарный размер язв вдоль любой вертикальной линии не превышает 50 мм на любом участке длиной 200 мм (см. фиг. 5-2).

5.3.2.4.    Отдельные язвы, а также щелевидные коррозионные язвы вблизи сварных швов недопустимы и должны устраняться.

5.3.3. Критерии допустимости продолжения эксплуатации стенки резервуара

5.3.3.1.    Допустимые толщины t(i) листов пояса i стенки резервуара должны подсчитываться в соответствии с разделом ПБ 03-605-03.

Минимально допустимые толщины tm(i) должны удовлетворять условию прочности и условию

устойчивости п. 5.3.3.2 б) настоящих правил и минимизировать вес стенки резервуара.

5.3.3.2.    Допустимость продолжения эксплуатации стенки резервуара может быть оценена на момент проведения диагностирования по следующим критериям:

а)    металл стенки резервуара не обладает склонностью к хрупкому разрушению, что обеспечивается при выполнении условий раздела 5.6.

б) расчетные толщины ti, определенные для каждого пояса резервуара в соответствии с п. 5.3.2.1 и

5.3.2.2 б) должны удовлетворять условию устойчивости,

CT1/Okr1 + 02/Okr2 < 1

и условию прочности для проектного уровня налива

п.п. 3.5.6 и 3.5.4 ПБ 03-605-03.

Здесь у„ - коэффициент надежности по назначению, определяется в соответствии с п. 3.5.4 ПБ 03605-03, в зависимости от класса ответственности резервуаров;

в) при наличии горизонтальных колец жесткости на стенке резервуара, ее устойчивость проверяется при выполнении условия o'1/okr1 < 1, в соответствии с п. 3.5.7 ПБ 03-605-03.

5.3.3.3.    Если условия п. 5.3.3.2 не могут быть удовлетворены, прокорродированные участки должны быть отремонтированы, заменены, установлены кольца жесткости или соответственно должен быть снижен уровень заполнения резервуара.

5.3.3.4. При определении толщин в п.п. 5.3.3.1 - 5.3.3.2 сейсмические нагрузки, а также нагрузки, возникающие вследствие неравномерной осадки за пределами допусков, а также дефектов формы стенки (повреждений), описанные в п. 5.3.5, не учитываются.

5.3.3.5.

по шкале MSK-64 производится специализированной экспертной организацией.

5.3.4. Оценка остаточного ресурса стенки резервуара по скорости коррозии

5.3.4.1.    При выполнении условий п.п. 5.3.3.2, 5.3.5.7, 5.3.5.8, 5.3.5.10 и известной скорости коррозии остаточный ресурс безопасной эксплуатации стенки резервуара представляет собой минимальное количество лет Ny от момента текущего диагностирования, по истечении которых прогнозируемые для

каждого пояса значения расчетных толщин ti(i, Ny) приводят к потере устойчивости стенки резервуара.

Для заданного количества N лет эксплуатации 0 <N -Ny максимальный эксплуатационный уровень Hm

(N) налива находится из условия прочности по формуле: Hm(N) = min(H, Hm*(N)), где


. \Ус ( i )Ry (i )tl(i , N ) - n2 РиГУп

Hm(N) = rnin i-y- -+ z

1<i <I [    n1rGyn

если для этих уровней налива выполнены допуски на угловатость п. 5.3.5.10. Если для какого-либо N0, 0 <N,0 <Ny и соответствующего ему уровню налива Hm(N0) условия п. 5.3.5.10 будут нарушены хотя бы для одного пояса i, то за максимальный эксплутационный уровень принимается максимальная величина К( N0) , для которой условия п. 5.3.5.10 будут выполнены. Здесь Н - проектный уровень налива, I -число поясов резервуара, i - номер пояса, отсчитываемый снизу, r - радиус резервуара, G - удельный вес продукта, G = g • р, р - плотность продукта, g - ускорение свободного падения, yc(i) - коэффициент условий работы пояса i, Ry(i) - расчетное сопротивление по пределу текучести пояса i, nj,2 -коэффициенты надежности по высоте налива и избыточному давлению (nj = 1,0, П2 = 1,2), УП -коэффициент надежности по назначению, определяется в соответствии с п. 3.5.4 ПБ 03-605-03; ри -избыточное давление в резервуаре; Zi - расстояние от дна до нижней кромки пояса i; tj(i, N) - расчетные

при N = 0 и расчетные прогнозируемые при N > 1 толщины пояса i.

5.3.4.2.    Прогнозируемые значения tj(i, N) толщин пояса i стенки резервуара для количества N лет

эксплуатации от момента текущего диагностирования определяются на основе экстраполяции экспериментальных данных за предшествующий срок эксплуатации N3 и находятся по формуле

*

t1(b N) = tj (i)    -    kq(i)    •    N

где t1<(i) - остаточная толщина пояса i за предшествующий срок N3 эксплуатации, (усредненная фактическая толщина на момент диагностирования) tj (i) = tj(i, 0)

5.3.4.3. Скорость kq(i) коррозии пояса i находится с учетом положительного допуска cp(i) на прокат по формуле

kq(i) = К°( i) -1*( i) + Cp (i)J/ Ny

где (i) - проектная толщина пояса i.

5.3.4.4.    Коэффициент условий работы yc(i) для резервуаров III класса ответственности равен 0,7 для нижнего пояса и 0,8 для остальных поясов. Для резервуаров I, II классов ответственности коэффициент yc(i) назначается специализированной экспертной организацией, проводящей диагностирование, но при этом не должны превышаться указанные выше значения для III класса.

5.3.4.5.    Если для некоторого количества N0 лет 0 < N0 < Ny максимальный эксплуатационный уровень Hm, определенный в соответствии с п. 5.3.4.1, равен проектному уровню Н, то в течение этого срока резервуар может эксплуатироваться с полным рабочим объемом. В противном случае, т.е. если Нщ(0) < Н, резервуар может эксплуатироваться с неполным уровнем налива Н*, согласованным с

Заказчиком. Число N* лет эксплуатации с максимальным уровнем налива величиной Н* определяется в соответствии с п. 5.3.4.1.

5.3.4.6.    При необходимости проведения прочностных испытаний максимальный уровень налива Hg резервуара определяется по формуле п. 5.3.4.1, где G - удельный вес воды, yc(i) = 0,9 для всех поясов и N = 0.

5.3.5. Повреждения, дефекты и нормы оценки технического состояния стенки

5.3.5.1. Повреждения и дефекты стенки резервуара можно разделить на два вида:

А. Дефекты, связанные с низким качеством изготовления и монтажа:

•    Депланация кромок сварных соединений.

•    Дефекты сварных швов.

•    Угловатость сварных стыков.

•    Поверхностные повреждения металла.

•    Вмятины и выпучины поверхности стенки.

•    Отклонения от проектного радиуса кривизны стенки.

•    Отклонения образующих от вертикали.

•    Отклонения наружного контура днища (низа стенки) резервуара от горизонтали.

Б. Эксплуатационные повреждения:

•    Коррозионные повреждения.

•    Трещины.

•    Геометрические отклонения стенки от проектной формы в результате осадки основания, сильного ветра или нарушения режимов эксплуатации.

5.3.5.2.    При диагностировании резервуаров обязательному контролю подлежат следующие нормируемые геометрические параметры стенки:

•    Угол сопряжения стенки с днищем.

•    Отклонения от вертикали образующих стенки.

•    Размеры местных отклонений от проектной формы стенки (выпучины и вмятины).

•    Отклонения от горизонтали наружного контура днища (низа стенки).

5.3.5.3.    Трещиноподобные дефекты, трещины, расслоения, механические повреждения, наплывы, а также щелевая коррозия и отдельные язвы вблизи сварных швов - должны быть обследованы на предмет точного установления их фактических размеров и границ расположения. Допустимость выявленных дефектов определяется действующей нормативной документацией. Ремонт таких зон должен выполняться по специально разработанной технологии. Зоны с повреждениями, возникшими при зажигании дуги, должны быть зашлифованы. Повреждения стенки монтажной оснасткой должны анализироваться индивидуально в каждом случае с учетом размеров дефекта, их расположения и коэффициента концентрации напряжений.

5.3.5.4.    Сварные соединения листов стенки резервуара и уторного узла по внешнему виду и по результатам неразрушающих методов контроля должны удовлетворять требованиям проекта и ПБ 03605-03.

А    Сечение А

К-    —


а - е - линии обследования, выбранные экспертом

Сечение А - сечение по линии «с», имеющее наименьшую среднюю толщину tx t2 - наименьшая толщина на участке, исключая отдельные язвы


Фиг. 5-2 Измерение язв

5.3.5.5.    Оценка стенки резервуара на пригодность к эксплуатации должна учитывать детали и условия совместной работы колец жесткости и стенки. Коррозия этих конструктивных элементов или сварных швов их крепления к стенке резервуара может сделать эти элементы непригодными для расчетных условий эксплуатации. Критерием допустимости фактических размеров элементов и сварных швов является проверочный прочностной расчет и расчет устойчивости стенки. Аналогично должна оцениваться допустимая степень коррозионного повреждения сварных соединений стенки.

5.3.5.6.    Должны быть обследованы все патрубки, усиливающие листы и сварные соединения. Тип и размеры усиливающих листов, расположение сварных швов и толщины элементов должны соответствовать проекту или ПБ 03-605-03. Любое несоответствие или повреждение вследствие коррозии должно быть учтено и должна быть предложена схема ремонта. Допускаемая толщина стенки патрубка должна рассчитываться на действие давления и другие нагрузки в соответствии с указаниями ПБ 03-605-03.

5.3.5.7.    Отклонения внутреннего диаметра стенки на уровне днища не должны превышать ±40 мм для резервуаров с проектным диаметром до 12 м включительно; для резервуаров с большим диаметром отклонения на указанном уровне не должны превышать ±60 мм. Допуск на величины диаметров, замеренных на высоте более 300 мм от днища, не должен превышать трехкратной величины допуска на уровне днища.

5.3.5.8.    Отклонения от вертикали образующих стенки резервуаров, сданных в эксплуатацию, а также находящихся в эксплуатации, не должны превышать предельных значений, установленных требованиями ПБ 03-605-03. При проведении диагностирования экспертная организация имеет право разрешить эксплуатацию конкретного резервуара с увеличенными отклонениями образующих стенки, если установлено, что такое увеличение не снижает прочности и устойчивости корпуса резервуара, и обеспечиваются нормальные условия для функционирования понтона (плавающей крыши), а также уплотняющего затвора.

5.3.5.9.    Допускаемые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного участка вдоль вертикальной образующей приведены в нижеследующей таблице.

Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины, м

Допускаемая величина стрелки прогиба выпучины или вмятины, мм

до 1 включительно

25

свыше 1 до 1,5 включительно

30

свыше 1,5 до 3,0 включительно

35

свыше 3,0 до 4,5 включительно

45

В случае хлопуна допустимая величина стрелки прогиба для измеренного радиуса и прилагаемой нагрузки определяется расчетным путем.

5.3.5.10. Отклонения f от круговых образующих пояса i на базе 21 равной 1 м, в том числе в зонах

12^(/)

Xc(i)    J 12(1 - 1/ch(Pi))’Hi    tj(i)\

f* =


E


- расчетные (прогнозируемые) толщины пояса i стенки резервуара, определяемые в соответствии с

п.п. 5.3.2.1, 5.3.2.2. Для вновь вводимых резервуаров эти величины представляют собой проектные

5    *

толщины пояса i стенки; Е - модуль упругости, E = 2,06 • 10 МПа; fi - максимальное отклонение с

учетом депланации кромок на базе длиной 1 м пояса i; отклонения должны отсчитываться от идеального наружного контура пояса i стенки;

Ac(i) - отношение максимальных кольцевых напряжений Op°(i) пояса i к расчетному сопротивлению Яу (i)

- kG(H - z )J(H - ) + П2Ри ]

W) = °p0(i)/Rv(i) °p° = t1(i)


<p (i)/Ry(i)    ~ Г

J(H - z) - единичная функция Хевисайда, равная 1 при H - Zi > 0 и 0 при H - Zi < 0; остальные

обозначения совпадают с принятыми в п. 5.3.4.

5.3.5.11.    Отклонения от горизонтали наружного контура днища резервуара, как правило, не должны превышать предельных значений, установленных требованиями ПБ 03-605-03. При проведении диагностирования резервуаров экспертная организация имеет право разрешить эксплуатацию каждого конкретного резервуара с увеличенными отклонениями от горизонтали наружного контура днища, установлено, что такое увеличение не снижает прочности и устойчивости корпуса резервуара.

5.3.5.12.    При отсутствии дефектов и отклонений (повреждений), превышающих допустимые пределы и их сочетания, оценка остаточного ресурса стенки резервуара производится в соответствии с п. 5.3.4.

5 3.5.13. При наличии дефектов и отклонений, величины которых превышают допустимые пределы, указанные в п.п. 5.3.5.4 - 53.5.11, а также при наличии сочетаний этих дефектов и отклонений, резервуар должен быть отремонтирован. Допускается эксплуатация такого резервуара без проведения ремонта или реконструкции на срок, определенный оценкой остаточного ресурса безопасной эксплуатации специализированной экспертной организацией с ограничением эксплуатационных нагрузок (уровень залива, вакуум).

5.3.5.14. В случае нарушения условий п. 5.3.5.10 допускается эксплуатация резервуара со сниженным уровнем налива Ндля которого условия 5.3.5.10 будут выполнены.

5.4. Оценка состояния днища

5.4.1.    Общие положения

5.4.1.1.    При обследовании днищ при полном диагностировании резервуаров основное внимание должно быть уделено:

•    выявлению опасных зон и факторов, способных нарушить целостность днища;

•    определению минимальной фактической толщины элементов днища;

•    выявлению геометрических отклонений от проектной формы;

•    определению размеров дефектов и повреждений и оценке их допустимости;

•    определению размеров и оценке состояния окраек, выступающих за наружный контур стенки резервуара.

Протечки в днищах резервуаров недопустимы. Коррозионные или другие повреждения или дефекты, которые могут быть потенциальной причиной протечек или разрушений должны быть выявлены и устранены.

5.4.1.2.    Основными причинами появления протечек или повреждений днища резервуара являются:

•    коррозионные повреждения в виде внутреннего или внешнего питтинга, щелевой или другого вида коррозии;

•    образование трещин;

•    повреждения днища опорными стойками понтона (плавающей крыши);

•    неравномерная осадка основания, которая приводит к появлению впадин и хлопунов днища.

5.4.2.    Просадка (выпучина) края днища

5.4.2.1.    Просадка края днища показана на фиг. 5.3 и появляется, когда стенка резервуара резко проседает по периферии, в результате чего возникает прогиб окрайков днища вблизи соединения стенки с днищем.

5.4.2.2.    Если максимальная разность осадок между центральной частью днища и под стенкой

превышает величину 0,0015D, где D - диаметр резервуара, то имеет место локальная просадка края днища. Предельно допустимая величина f локальной равномерной просадки края днища определяется соотношением

f -к • R

где R - ширина просадки края, фиг. 5-3

0,19 если D < 12 м 0,14 если D > 12 м

5.4.3. Просадка (выпучина) днища вблизи стенки резервуара.

Этот тип просадки показан на фиг. 5.4. Предельно допустимая величина f этого вида просадки (выпучины) определяется соотношением

где R - радиус вписанного круга в область просадки (выпучины} при этом максимальный полуразмер R просадки не должен превышать диаметра вписанного круга (R < 2R); безразмерный параметр ко зависит от диаметра резервуара и антикоррозионного покрытия и определяется формулой п. 5.4.2.2, если на днище отсутствует антикоррозионное покрытие и не предполагается его нанесение; в случае наличия антикоррозионного покрытия на днище или его нанесения величина параметра ко равна ко =

0,21к.

5.4.4. Локальная просадка (выпучина) днища на участке, удаленном от стенки резервуара.

Эти вмятины (выпучины) располагаются случайным образом на днище и представлены на фиг. 5.5. Допустимость этих локальных просадок зависит от локальных напряжений в листе днища, конструкции и качества нахлесточных швов (одно или многопроходные) и пустот под листом днища. Для оценки предельных значений просадки (выпучины) используется формула

где S* - предельная площадь, зависящая от диаметра резервуара

2 м2, если D < 12 м

5 м2,если D > 12 м

S - площадь просадки (выпучины), представленная в виде эллипса с полуосями а, с, S = л • a • с; величина безразмерного параметра кэ зависит, как и в п. 5.4.3, от диаметра резервуара и антикоррозионного покрытия и определяется формулой кэ = ks

если на днище отсутствует антикоррозионное покрытие или не предполагается его нанесение; в случае наличия антикоррозионного покрытия или его нанесения величина параметра кэ равна кэ = 0,21ks.

При более сложной форме просадок вмятин (выпучин), чем приведенные в п.п. 5.4.2 - 5.4.4, наличии резких перегибов и монтажных швов днища требуется проведение более тщательного обследования с выполнением соответствующих расчетов и разработкой рекомендаций по возможности дальнейшей эксплуатации или проведению ремонтных работ.

5.4.5. Определение прогнозируемой минимальной толщины днища

5.4.5.1. Одним из аспектов прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации резервуара является расчет минимальной толщины днища через определенное число лет по скорости его коррозии. Прогнозируемую минимальную толщину днища резервуара на основе результатов измерений можно определить следующим образом:

tB = t0 - Т0 - тв - Vк ? N

где:

tB - прогнозируемая толщина металла через N лет эксплуатации;

t0 - фактическая минимальная толщина днища;

Т0 - средняя глубина типового прокорродировавшего участка;

Тв - средняя глубина внутреннего питтинга, измеряемая от проектной толщины;

Vk - максимальная скорость коррозии типового прокорродированного участка.

5.4.5.2.    Если подсчитываемая минимальная толщина днища в конце срока следующего полного обследования будет менее, чем 1,5 мм, листы днища должны быть заменены, или днище должно быть заменено или интервал времени до следующего полного обследования уменьшен.

5.4.5.3.    Прогнозируемая толщина может быть также оценена с помощью вероятностного метода. При этом делается статистический анализ данных по результатам измерения толщин при предыдущих обследованиях и прогноз дальнейшей коррозии.

R - ширина просадки f - глубина просадки

Фиг. 5-3. Просадка края


R - радиус окружности, вписанной в выпучину или впадину f - просадка или глубина впадины или выпучины

Фиг. 5-4. Просадка днища вблизи стенки.


а, с - малая и большая полуось эллипса, описывающего форму выпучины или впадины f - глубина впадины или высота выпучины

Фиг. 5-5. Отдельные впадины или выпучины на днище 5.4.6. Определение минимальной толщины листов окраек

5.4.6.1. Если расчетная толщина tj нижнего пояса стенки резервуара (определяемая в соответствии с п. 5.3.2.1) с расчетным сопротивлением Ryc не менее 4 мм, то фактическая толщина to листов окрайки с расчетным сопротивлением Ry0 (Ry0 < Ryc) должна быть не менее предельной толщины tp, to ^ tp, где

С t - 4Л1 -

2ti - 4 j


щ

R0


в,в =


t = t,

p i


V


5.4.6.2.    В противном случае, т.е. если 4в < to < tp, расчет максимального эксплуатационного уровня налива производится в соответствии с п. 5.3.4.1, где для нижнего пояса вместо толщины tj вводится

*

меньшая расчетная толщина tj равная

tj" = ts + A (ts - 4), ts = t0/e

5.4.6.3. Если усредненная толщина tj менее 4 мм, то фактическая толщина листов днища (окрайки при ее наличии) в пределах 300 мм от стенки должна быть не менее tj.

5.4.6.4. При определении толщин в п.п. 5.4.6.1 - 5.4.6.3 предполагается, что сейсмические нагрузки, а также нагрузки, возникающие вследствие неравномерной осадки и дефектов формы стенки, не учитываются, эти и другие факторы должны в каждом конкретном случае учитываться индивидуально специализированной экспертной организацией, проводящей диагностирование.

5.5. Оценка состояния основания и фундамента

5.5.1. Основные причины повреждений оснований и фундаментов следующие:

•    потеря несущей способности грунтов основания под окрайком резервуара в результате постоянного их обводнения паводковыми и дождевыми водами, стекающими с крыши и стен резервуара;

•    эрозия почвы, просадка, выпучивание и набухание грунтов основания;

•    некачественно выполненная насыпь в основании резервуара;

• морозное разрушение бетона фундаментов;

•    разрушение бетона фундаментов под воздействием ливневых и подземных вод, резких перепадов температур воздуха;

•    воздействие кислот и щелочей, химических составляющих воздуха на бетонные и железобетонные фундаменты.

Осадка основания может возникнуть в результате потери несущей способности грунтов основания в процессе интенсивного обводнения (влажность грунтов основания повышается более чем в два раза), вследствие плохо организованного водоотвода дождевых и талых вод с поверхности резервуара и некачественного выполнения насыпи в основании резервуара, а также эрозии почвы.

Выпучивание фундаментов происходит при промерзании или набухании грунтов основания также за счет обводнения грунтов под фундаментами.

Морозному разрушению подвержен бетон под воздействием переменного температурновлажностного режима в зоне заложения его в грунт. Проникновение замерзающей влаги в поры бетона может привести к поверхностному разрушению бетона или развитию значительных трещин в конструкциях.

Сульфаты и хлориды действуют на связи бетона, что приводит к выщелачиванию его составляющих с резкой потерей прочности и даже к полному разрушению.

Температурные трещины могут обеспечить доступ для влаги в тело массива бетона и привести к коррозии арматуры.

5.5.2.    Осадки фундаментов и деформаций основания резервуара можно разделить на следующие три основных вида:

•    Равномерная осадка. Равномерная осадка не вызывает напряжений в конструкции резервуара. При этом необходимо учесть, чтобы трубопроводы и прикреплённое оборудование должны иметь возможность перемещения для уменьшения напряжений в зоне врезки патрубков в стенку резервуара.

•    Равномерный наклон основания, в какую либо сторону. Это вызывает увеличение уровня жидкости в сторону наклона и, следовательно, увеличение кольцевых напряжений в оболочке резервуара. Кроме того, значительный наклон может вызвать препятствие перемещению понтона или плавающей крыши или их заклинивание.

•    Неравномерная осадка основания. Такая осадка наиболее опасна и непредсказуема. Она может быть провальной и на ограниченном участке вызвать появление больших напряжений, что приводит к разрушению сварных швов стенки резервуара. Появляется опасность срезки патрубков, к которым крепятся трубопроводы. Затрудняет работу понтона и плавающей крыши.

5.5.3.    Насыпь в основании резервуара является конструктивным элементом фундамента и, от того, как качественно она возведена, во многом зависит его устойчивость.

5.5.4.    Материал песчаной насыпи под днищем резервуара должен соответствовать требованиям СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты».

5.5.5.    Грунты насыпи должны быть уплотнены до объёмной минимальной массы равной 1650 кг/м в соответствии с требованиями ГОСТ 22733-77.

5.5.6.    Основания и фундаменты резервуара должны быть подвергнуты периодическому диагностированию. Особое внимание необходимо уделять оценке состояния основания резервуара, который имеет недопустимый крен или неравномерную осадку с недопустимыми перепадами отметок.

5.5.7.    В период строительства, монтажа и эксплуатации резервуара необходимо проведение инструментальных наблюдений наружного контура днища нивелированием и контроль наличия зазоров между днищем (окрайками) и фундаментом резервуара. Периодичность проведения инструментальных наблюдений в первые 4 года должны проводится один раз в 6 месяцев; в дальнейшем ежегодно.

5.5.8.    При диагностировании оснований и фундаментов необходимо определять следующие параметры, характеризующие их состояние:

• абсолютную осадку фундаментов (основания) после приёмки в эксплуатацию;

• относительную осадку наружного контура днища, в том числе:

-    максимальную разность высотных отметок смежных точек периметра фундамента (основания);

-    максимальную разность любых точек периметра фундамента (основания) и общий крен резервуара;

-    разность осадок основания в центральной части и по его периметру.

5.5.9.    Предельно допустимые деформации основания и осадок фундаментов не должны превышать следующих значений:

•    максимальная абсолютная осадка не должна превышать 200 мм;

•    относительная осадка, равная отношению разности высотных отметок двух смежных точек к расстоянию между ними, не должна превышать 0,005 (см. СНиП 3.02.01-87);

•    крен резервуаров с понтонами или плавающими крышами не должен превышать - 0,002, а резервуаров со стационарными крышами - 0,004;

   в резервуарах с уклоном днища от центра или без уклона разность осадок основания центральной части и в зоне стенки не должна превышать 0,003 радиуса и не превышать 100 мм;

•    в резервуарах с уклоном днища к центру предельно допустимая разность осадок составляет 0,002 радиуса и не должна превышать 50 мм.

5.5.10.    При диагностировании резервуаров с анкерным креплением следует оценить состояние бетона в зоне установки анкеров, а также состояние резьбы и формы анкерных болтов.

5.5.11.    Диагностированию должны быть подвергнуты водоотводные сооружения (отмостки, лотки, крепление откосов насыпи под резервуарами) и защитные дамбы обвалования вокруг резервуаров.

5.6.    Оценка склонности конструктивных элементов резервуара к хрупким разрушениям

5.6.1.    Общие положения

5.6.1.1.    Оценку склонности к хрупкому разрушению металлоконструкций резервуаров необходимо проводить в следующих случаях:

-    при отсутствии достоверных данных о марке стали, использованной при его изготовлении;

-    при выявлении участков сварных соединений или основного металла с трещинами, с щелевой и интенсивной язвенной коррозией, и/или интенсивной пластической деформацией (наклепом) в зонах концентрации напряжений.

5.6.1.2.    Наличие участков с интенсивной пластической деформацией в зонах концентрации напряжений (в местах подгиба кромок, угловатости вертикальных монтажных стыков и др.) должно быть подтверждено результатами измерений твердости (прирост твердости по Бринеллю и Виккерсу не менее 20 единиц).

5.6.1.3.    При выполнении ремонта резервуаров требования к качеству стали и сварочным материалам предъявляются в соответствии с ПБ 03-605-03.

5.6.2. Оценка склонности к хрупкому разрушению

5.6.2.1.    Оценка склонности силовых элементов резервуара к хрупкому разрушению проводится по результатам испытаний на ударный изгиб стандартных образцов с V-образным надрезом (типа Шарпи) по ГОСТ 9454-78.

5.6.2.2.    Оценка склонности металлоконструкций резервуара к хрупкому разрушению проводится на

1    „    rpKCV

основе сопоставления фактического значения критической температуры хрупкости стали 1(ф и

KCV

расчетно-нормируемой температуры хрупкости 1 к(р-н) определяемой по рис. 2.1 ПБ 03-605-03, так что

KCV    KCV

при выполнении соотношения 1 к(ф < 1 к(р-н) сопротивление хрупкому разрушению обеспечено.

5.6.2.3.    Определение фактических значений критической температуры хрупкости    для    металла

сварного шва и околошовной зоны проводится как для заводских, так и монтажных сварных соединений.

5.6.2.4.    Методика оценки склонности стали к хрупкому разрушению приведена в Приложении А.

5.6.2.5.    При невыполнении условия п. 5.6.2.2 техническое состояние резервуара признается рискованным, а сам резервуар может быть допущен к дальнейшей эксплуатации экспертной специализированной организацией после проведения следующих мероприятий:

а)    повышения минимальной температуры стенки резервуара при эксплуатации до уровня, удовлетворяющего условию п. 5.6.2.2;

б)    проведения ремонта конструкции с заменой элементов, обладающих недостаточным сопротивлением хрупкому разрушению;

в)    снижения напряжений в основных силовых элементах резервуара до безопасного уровня, определяемого методами механики разрушения с учетом влияния дефектности и накопленных повреждений, а также влияния коррозионно-механических факторов охрупчивания на трещиностойкость металла сварных соединений. Указанное снижение напряжений проводится путем снижения уровня налива или перевода на продукт с меньшим удельным весом, а также путем антикоррозионной защиты основных силовых элементов резервуара.

5.7.    Оценка состояния антикоррозионного покрытия

5.7.1. Основными причинами преждевременного выхода из строя антикоррозионных покрытий являются следующие:    неудовлетворительное    качество очистки поверхности абразивоструйным

способом перед нанесением защитных покрытий; выполнение работ в условиях не позволяющих получить качественное покрытие (высокая влажность, низкие температуры); недостаточные толщина нанесенных покрытий и их сплошность.

5.7.2.    Для оценки качества существующей антикоррозионной защиты должны быть оценены следующие характеристики покрытий:

* толщина;

*    адгезия;

*    сплошность.

Для оценки качества вновь нанесенных антикоррозионных покрытий также должны быть оценены указанные характеристики, но не позднее, чем через 2 недели с момента нанесения покрытий.

5.7.3.    Оценка толщины покрытий проводится по результатам измерения толщины покрытий неразрушающим методом с помощью толщиномеров магнитного типа по ИСО 2808: 1998 (метод 6) или разрушающим методом с помощью микроскопа измерением ширины клиновидного среза покрытия и расчета толщины всего покрытия или отдельных его слоев при заданном угле среза (метод 5В). Допускается отклонение толщины по сравнению с проектной в сторону уменьшения не более чем на 10 %. При этом на любом участке поверхности покрытие с толщиной ниже проектной должно занимать не более 10 % квадрата размером 25? 25 мм.

5.7.4.    Оценка адгезии старых и новых покрытий на внутренней поверхности резервуаров проводится по результатам измерения адгезии методом отрыва покрытий по ИСО 4624:98; на наружной поверхности резервуаров методом решетчатых надрезов по ГОСТ 15140-78 или ИСО 2409:92. Величина адгезии на внутренней поверхности должна быть не менее 100 Н/см, на наружной поверхности 1 - 2 балла.

5.7.5.    Оценка сплошности старых и новых покрытий на внутренней поверхности резервуаров проводится по результатам измерения сплошности с помощью искрового дефектоскопа по ГОСТ Р 51164-98. Сплошность лакокрасочных покрытий устанавливают по отсутствию пробоя при электрическом напряжении, составляющем 1 кВ на 0,2 мм покрытия.

5.7.6.    При невыполнении условий п. 5.7.3. - 5.7.5. техническое состояние антикоррозионных покрытий резервуара признается неудовлетворительным, а сам резервуар может быть допущен к дальнейшей эксплуатации после проведения следующих мероприятий:

а)    на участках поверхности, на которых у покрытий отсутствуют необходимые адгезия и сплошность, покрытие должно быть полностью удалено и после соответствующей очистки поверхности восстановлено в соответствии с проектом; отремонтированные участки следует повторно проконтролировать;

б)    на участках поверхности с недостаточной толщиной покрытия, при наличии возможности его исправления путем нанесения дополнительных слоев, должно быть нанесено дополнительное покрытие с обеспечением межслойной адгезии. При отсутствии возможности исправления покрытия нанесением дополнительных слоев, покрытие должно быть полностью удалено и после абразивоструйной очистки поверхности восстановлено в соответствии с проектом; отремонтированные участки следует повторно проконтролировать.

6. РЕМОНТ И РЕКОНСТРУКЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1.    Общие положения

6.1.1.    Основанием для решения о необходимости выполнения ремонта резервуара является заключение по результатам его диагностирования, содержащее конкретные рекомендации по ремонту конструктивных элементов резервуара.

Основанием для решения владельца реконструировать резервуар является необходимость его усовершенствования и заключение по результатам диагностирования, содержащее данные, подтверждающие возможность намечаемой реконструкции резервуара.

6.1.2.    Капитальный ремонт (далее - ремонт) или реконструкция резервуара должны выполняться в строгом соответствии с рабочей документацией, разработанной специализированной организацией, имеющей соответствующую лицензию. При текущем и среднем ремонте резервуаров ремонтные работы должны проводиться в соответствии с технологическими картами, разрабатываемыми соответствующими службами владельца и специализированными организациями, с соблюдением действующих нормативных документов.

6.1.3.    Рабочая документация на ремонт (реконструкцию) резервуаров разрабатывается на основе заключения по результатам диагностики и должна содержать:

*    Рабочие чертежи на заменяемые элементы конструкций резервуара (проект КМ);

*    Проект производства работ на ремонт (реконструкцию) резервуара (ППР);

*    Проект антикоррозионной защиты и производства работ по антикоррозионной защите резервуара;

*    Программу проведения прочностных испытаний резервуара после проведения капитального ремонта.

6.1.4.    При изготовлении ремонтных деталей или заменяемых конструктивных элементов должны учитываться требования ПБ 03-605-03.

6.1.5.    Контроль качества монтажно-сварочных работ при капитальном ремонте (или реконструкции) резервуара обеспечивается пооперационным контролем с ведением Журнала установленной формы в соответствии с приложением Г ПБ 03-605-03.

6.1.6.    Методы и объемы неразрушающего контроля и критерии приемки сварных соединений должны соответствовать рабочей документации на ремонт (или реконструкцию) резервуара и учитывать требования ПБ 03-605-03 и СНиП 3.03.01-87.

6.2. Ремонт и замена элементов стенки

6.2.1.    Минимальная толщина нового элемента стенки

Минимальная толщина нового элемента стенки должна рассчитываться с учетом указаний пункта 5.3 настоящих правил и требований проекта.

Толщина нового элемента стенки должна быть не менее номинальной толщины любого листа того же самого пояса, в который устанавливается новый элемент.

6.2.2.    Минимальные размеры заменяемого листа стенки

6.2.2.1. Минимальные размеры нового элемента стенки должны составлять 300 мм. Новый элемент может быть круглым, квадратным с закругленными углами или прямоугольным с закругленными углами за исключением случаев, когда заменяется целый лист стенки или его часть, равная ширине листа. На фиг. 6-1 показаны возможные схемы замен участков стенки. В таблице 6-1 приведены минимальные расстояния между сварными швами ремонтных деталей и швами корпуса.

Таблица 6-1

Размер

Минимальные размеры ремонтных деталей и расстояния между швами, мм

Для листов стенки толщиной 12 мм и менее

Для листов стенки с толщиной более 12 мм

r

150

150

В

150

250

Н

75

100

V

150

250

Р

8t

8t

А

300

300

6.2.2.2. В случае если должен быть удален или заменен один или более целых листов стенки или сегменты полной высоты листа, должны быть удовлетворены минимальные требования по размерам (V), данным на фиг. 6-1 для вертикальных сварных швов. Допустимо удалять или заменять целые листы стенки или сегменты полной высоты листа стенки вырезкой и переваркой вдоль существующих горизонтальных сварных швов. Перед наложением новых вертикальных швов существующие горизонтальные швы должны быть прорезаны минимум на 8t от новых вертикальных швов с выполнением разделки кромок под последующую сварку, или углы вставляемого листа закруглены радиусом 150 мм.

Фиг. 6-1. Приемлемые детали для замены листов стенки

6.2.2.3.    Заменяемый элемент стенки перед установкой в стенку для сварки рекомендуется подвальцовывать по радиусу, указанному в ремонтной документации.

6.2.2.4.    Перед вырезкой дефектных участков стенки необходимо выполнить ее закрепление,

6.2.3.    Требования к сварным соединениям

6.2.3.    1. Заменяемые участки стенки должны быть вварены стыковыми швами с полным проплавлением.

6.2.3.2.    Сварные швы заменяемых листов стенки должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03. Швы в стенке, сваренной внахлест, могут быть отремонтированы в соответствии с исходным проектом конструкции.

6.2.3.3.    Для уменьшения сварочных деформаций при вварке нового элемента в существующую стенку резервуара требуемая последовательность операций сварки должна быть приведена в проекте производства сварочных работ.

6.2.4. Усиление стенки

Если в результате расчетов на прочность и устойчивость стенки выявляется необходимость ее усиления, то должна быть разработана соответствующая ремонтная документация.

6.2.4.1.    При недостаточной прочности стенки для обеспечения проектного максимального уровня залива на стенку могут устанавливаться бандажи, снижающие напряжения от расчетных нагрузок и их сочетаний. Размеры и место установки бандажей определяются расчетным путем.

6.2.4.2.    При возможной расчетной потере устойчивости стенки могут устанавливаются горизонтальные кольца жесткости или вертикальные ребра жесткости, либо одновременно те и другие, в зависимости от факторов, вызывающих потерю устойчивости.

6.3.    Ремонт сварных швов

6.3.1.    Критерии допустимости дефектов сварных соединений при ремонте резервуаров должны основываться на требованиях, предусмотренных ПБ 03-605-03 и СНиП 3.03.01-87.

6.3.2. Недопустимые дефекты, которые подлежат ремонту, должны быть удалены полностью с формированием кромок для сварки.

6.3.3.    Величина усиления существующих сварных швов, не удовлетворяющая современным нормам, должна подвергаться исправлению в обоснованных случаях.

6.3.4.    Подрез сварного шва, считающийся недопустимым в соответствии с требованиями ПБ 03-605

03, должен быть отремонтирован посредством дополнительной наплавки металла с предварительной разделкой места заплавки или их зашлифовкой при глубине подреза менее 0,5 мм.

6.3.5.    Места исправления дефектов и повреждений поверхности металла стенки, отремонтированные сваркой, должны быть зашлифованы.

6.3.6.    Отремонтированные стыковые швы стенки, а также все соединения ремонтных вставок должны быть проконтролированы по всей длине.

6.3.7.    Отремонтированные угловые швы в сопряжении стенки с днищем или врезок патрубков в стенку должны быть проконтролированы по всей длине неразрушающим методом контроля.

6.4. Ремонт и реконструкция патрубков стенки

6.4.1.    Конструкция патрубков стенки, их усиливающих листов, а также требования к сварным соединениям должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03.

6.4.2.    Новые патрубки стенки (добавленные или замененные) должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03 и п. 6.4.3 данного документа.

6.4.3.    Патрубки диаметром больше 50 мм могут быть установлены как в существующий лист стенки, так и с использованием вставного листа. При этом должны быть выполнены следующие требования:

а)    Минимальный размер вставляемого листа должен быть равен удвоенному диаметру патрубка или диаметру плюс 300 мм, в зависимости от того, какая из этих двух величин больше, а его толщина определяется по расчету.

б)    Когда используются усиливающие накладные листы, минимальный размер вставляемого листа должен быть равен размеру усиливающего листа плюс 300 мм.

в)    Если расчетная толщина вставляемого листа превышает толщину стенки, то вставляемый лист должен иметь скос кромки по периметру, равный 1:4.

г)    Расстояние до существующих сварных швов стенки должно соответствовать фиг. 6-1.

д)    Соединение между вставляемым листом и существующей стенкой должно быть стыковым.

6-4.4. На патрубках, установленных с использованием вставных листов, сварные швы между вставным листом и листом стенки должны быть проконтролированы радиографическим или ультразвуковым методом по всей длине.

6.4.5. При реконструкции существующих патрубков заменяемые элементы патрубков должны соответствовать требованиям ПБ 03-605-03, включая требования на минимальные размеры усиливающих листов и требования на расположения швов.

6.4.6.    При установке нового днища резервуара выше существующего может возникнуть необходимость переставить патрубки в нижнем поясе стенки резервуара, т. к. расстояние между существующими сварными швами вокруг патрубков и новым сварным швом соединения стенки с днищем может не соответствовать требованиям ПБ 03-605-03.

6.4.7.    Существующий усиливающий накладной лист может быть подрезан для увеличения расстояния между сварными швами так, чтобы измененные элементы соответствовали требованиям ПБ 03-605-03. Во избежание повреждения материала стенки ниже усиливающего листа должны быть приняты специальные меры предосторожности. Сварной шов, крепящий часть отрезанного усиливающего листа, должен быть полностью удален.

6.4.8.    Существующий усиливающий лист может быть заменен новым усиливающим листом. При этом сварные швы по периметру старого усиливающего листа и между усиливающим листом и патрубком должны быть полностью удалены.

6.4.9.    Существующие патрубки могут быть удалены вырезкой части стенки, содержащей патрубок и усиливающий накладной лист, с последующим поднятием всего фрагмента на необходимый уровень.

6.5. Ремонт днищ

6.5.1.    Ремонт участка днища резервуара

6.5.1.1.    Критическими зонами для ремонта днища резервуара являются зона окрайки, зона в пределах 300 мм от стенки и зона в пределах 300 мм от внутреннего края окрайки. В критических зонах запрещена установка заплаток, приварных накладок, за исключением заплавки отдельных широко разбросанных язв, подварки уторного шва, заварки трещин.

6.5.1.2.    Если требуется обширный ремонт днища в зоне сопряжения со стенкой, окраечные листы днища должны быть вырезаны и установлены новые листы. При этом должны быть соблюдены следующие требования:

   стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы и свариваются между собой на остающейся подкладке односторонними стыковыми швами;

   смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа при плотности прилегания к подкладкам с зазором не более 0,5 мм;

   стыки окраек днища должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от вертикальных сварных соединений первого пояса стенки;

•    выступ листов окраек от наружной поверхности стенки резервуара должен быть не менее 30 мм, но не более 60 мм;

•    нахлест центральной части днища на кольцо окраек должен быть не менее 50 мм, но не более 100 мм.

6.5.1.3.    Предельно-допустимые отклонения размеров и формы смонтированного кольца окраек не должны превышать указанных в ПБ 03-605-03.

6.5.1.4.    Днище, в котором выявлены недопустимые размеры хлопунов (вмятин) или складки, следует ремонтировать в соответствии с указаниями ремонтной документации одним из следующих способов:

•    резкой по гребню конфигурации хлопунов и поджатие концов полотнища днища к основанию с последующей установкой накладок с закругленными углами (R > 50 мм) с перекрытием линии реза. Нахлест от края линии реза не менее 60 мм;

   в случае образования гофров или складок рекомендуется полная вырезка деформированного участка днища с заменой новыми листами, при этом листы свариваются встык на остающихся подкладках, или внахлест величиной не менее 30 мм.

Фиксирование хлопунов площадью более 3 м путем засыпки пазух грунтовой смесью или цементным раствором не рекомендуется.

6.5.2. Замена днища резервуара

6.5.2.1.    Замена днища резервуара может выполняться двумя способами:

•    Сооружение нового днища поверх старого без его удаления.

•    Фрагментарная или полная замена листов и окраек днища с сохранением проектных высотных отметок его расположения.

Требования, которые должны соблюдаться при монтаже днища над существующим днищем, даны ниже.

6.5.2.2.    Пустоты в основании ниже старого днища должны быть заполнены песком, гравием или бетоном.

6.5.2.3.    Между старым и новым днищами должен находиться не вызывающий коррозию материал, песок, гравий или бетон в соответствии с требованиями рабочей документации, а также выполнен гидроизолирующий слой.

6.5.2.4.    Стенка резервуара должна быть прорезана ровным горизонтальным резом. Края реза должны

быть обработаны, чтобы удалить шлак и неровности, оставшиеся после операции резки. Новые окраечные листы днища должны быть выпущены наружу стенки согласно требованиям рабочей документации и ПБ 03-605-03. Геометрия сварного соединения днища в сопряжении со стенкой должна соответствовать требованиям рабочей ремонтной документации.

6.5.2.5.    Существующие патрубки на стенке должны быть подняты, если уровень реза нового днища проходит через усиливающий лист или если не соблюдаются требования по минимальному расстоянию между днищем и осью патрубка, а также сварными швами, данные в ПБ 03-605-03.

6.5.2.6.    Профиль нового днища должен соответствовать рабочей документации.

6.5.2.7.    Под опоры плавающей крыши или понтона и их направляющие стойки должны быть установлены новые подкладные листы (при необходимости).

6.5.2.8.    Для резервуаров с понтонами или плавающими крышами опоры могут быть либо приподняты для обеспечения начальной высоты, либо укорочены на величину толщины подсыпки и нового листа днища.

6.5.2.9.    При удалении существующего днища резервуара стенка отделяется от него путем реза параллельно днищу с минимальным расстоянием от шва соединения днища со стенкой. В случае полной замены последовательность установки фрагментов днища и мероприятия по временной фиксации или усилению уторного узла должны быть разработаны в составе проекта производства работ.

6.5.2.10.    Установка нового днища резервуара после удаления существующего должна соответствовать требованиям ремонтной документации и ПБ 03-605-03, включая требования по расположению сварных швов.

6.6.    Ремонт стационарных крыш

6.6.1.    Каркасные конические крыши

6.6.1.1.    Минимальная толщина листов настила крыши при их замене должна быть равна 4 мм плюс припуск на коррозию, указанный в ремонтной документации. Номинальная толщина листов определяется расчетным путем на основе требований ПБ 03-605-03.

6.6.1.2.    Силовые конструкции крыши (балки, фермы, колонны и опорное кольцо) должны ремонтироваться и заменяться таким образом, чтобы под воздействием расчетных нагрузок напряжения не превышали уровня, определенного в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

6.6.2.    Самонесущие бескаркасные крыши

6.6.2.1.    Толщина новых листов крыши должна определяться расчетом, в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 плюс определенный припуск на коррозию, указанной в ремонтной документации.

6.6.2.2.    Элементы соединения крыши со стенкой должны отвечать требованиям ПБ 03-605-03.

6.7.    Ремонт плавающих крыш и понтонов

6.7.1.    Ремонт понтонов и плавающих крыш должен проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

6.7.2.    Замена или добавление основного или вспомогательного элемента затвора должны выполняться в соответствии с рекомендациями изготовителя конструкций.

6.7.3. При толщине обода (понтонного кольца) плавающей крыши (понтона) менее 2,5 мм он должен быть заменен новым, толщиной не менее 4,0 мм.

6.8.    Ремонт и выполнение новых антикоррозионных покрытий

6.8.1.    Ремонт существующих антикоррозионных покрытий и выполнение новых антикоррозионных покрытий должны проводиться в соответствии с ремонтной документацией, разработанной в соответствии с требованиями СНиП 2.03.11-85 и ПБ 03-605-03.

6.8.2.    Работы по антикоррозионной защите внутренней поверхности резервуаров должны выполняться, как правило, после проведения гидравлических испытаний резервуаров.

6.8.3.    При выполнении работ по антикоррозионной защите конструкционных элементов резервуаров следует соблюдать указания проектной документации по допускаемой температуре и влажности окружающего воздуха с учетом выбранной системы покрытия.

6.9.    Ремонт фундаментов и восстановление оснований

6.9.1.    В процессе диагностирования устанавливается необходимость ремонта фундаментов и восстановления основания. По результатам обследования выполняется рабочий проект и проект производства работ.

6.9.2.    В случае просадки или выпучивания грунтов основания производится восстановление насыпи до проектной отметки.

6.9.3. Ленточные фундаменты, кольцевые стенки, плиты, стойки, сваи с признаками разрушения, трещин или общих повреждений должны быть отремонтированы для предотвращения проникновения воды к стальным конструкциям и возникновения коррозии.

6.9.4.    Ремонту и восстановлению подлежат все водоотводящие сооружения (отмостки, лотки, крепление откосов насыпи под резервуарами) и защитные дамбы обвалования вокруг резервуара.

6.9.5.    В приложении Б приводятся методы восстановления и ремонта оснований и фундаментов резервуаров для нефти и нефтепродуктов, опробованных в различных инженерно-геологических и климатических условиях.

7. МЕТОДЫ БЕЗОГНЕВОГО РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ

7.1.    Общая часть

При проведении ремонтных работ на резервуарах для нефти и нефтепродуктов с использованием сварки большую трудоемкость составляют подготовительные работы к проведению огневых работ (зачистка и дегазация резервуаров). В аварийных ситуациях, а также при необходимости устранения каких-либо локальных дефектов или повреждений допускается использование методов безогневого ремонта, которые могут быть выполнены без зачистки резервуара и без вывода его из эксплуатации.

7.2.    Ремонт резервуаров с использованием композитных материалов

7.2.1.    Для ремонта резервуаров должны применяться сертифицированные композитные материалы, согласованные Госгортехнадзором. Технология ремонта с использованием указанных материалов должна разрабатываться специализированными организациями с оформлением проектов на ремонт или соответствующих технологических карт.

7.2.2.    Основные рекомендуемые области применения композитных материалов:

•    заделка коррозионных язв и других дефектов, включая сквозные, в понтонах и плавающих крышах;

•    герметизация раковин, свищей, сквозных коррозионных язв на днищах, крышах и стенках резервуаров;

• герметизация трещин на днищах и крышах резервуаров;

•    герметизация сварных швов путем их пропитки после выполнения ремонтных или монтажносварочных работ.

7.2.3.    Для герметизации дефектов при вытекающем через них продукте рекомендуется применять двухкомпонентные пастообразные молекулярметаллы, которые после приготовления однородного замеса обладают высокой скоростью затвердевания (например, молекулярметалл «Рапид», или другой, согласованный Госгортехнадзором).

7.2.4.    Для восстановления несущей способности конструкций в зонах трещиноподобных дефектов необходимо применять композитные материалы, обеспечивающие получение ремонтных зон с высокими механическими свойствами. Для увеличения прочности и эксплуатационной надежности ремонтных зон следует применять усиливающие накладки из стеклоткани, стали, или их сочетание.

7.2.5. Для герметизации швов и других конструктивных элементов следует применять однокомпонентные жидкотекучие дихтоли, которые обладают высокой проникающей способностью и уплотняют микродефекты размерами до 0,1 - 0,5 мм. Дихтоль может наноситься на поверхность сварных швов кистью или распылением аэрозоля.

7.2.6. Для обеспечения надежности и долговечности эксплуатации отремонтированных с использованием композитных материалов конструкций необходимо высокое качество подготовки поверхности металла в зоне ремонта. Основными требованиями являются:

•    тщательная очистка поверхности от любых загрязнений и ее осушка;

• тщательное обезжиривание поверхности;

• загрубление поверхности с целью улучшения адгезии;

• поддержание требуемого температурного режима в процессе ремонта.

7.3. Ремонт резервуаров с использованием низкотемпературной индукционной пайки

7.3.1.    Низкотемпературная индукционная пайка может применяться для герметизации сквозных дефектов, а также ликвидации локальных очагов коррозии при ремонте днищ, стенок, металлических понтонов, кровли и плавающих крыш резервуаров, а также трубопроводов различного назначения без их зачистки.

7.3.2.    Ремонтные работы с применением низкотемпературной индукционной пайки на действующих

пожаровзрывоопасных объектах не относятся к огневым, т.к. максимальная температура в зоне нагрева ниже предельно допустимой по ГОСТ 12.1.004-85    (80    % от наименьшей температуры

самовоспламенения углеводородной среды). Безопасность ремонтных работ должна быть обеспечена применением специальных низкотемпературных припоев, индукционного нагревателя, безискрового

инструмента и аппаратуры.

7.3.3.    Технологический процесс ремонта основывается на обнаружении дефектных участков традиционными методами с последующим уточнением контуров и размеров дефектов в процессе индукционного нагрева ремонтируемой зоны и дальнейшей ликвидации сквозных дефектов и очагов коррозии пайкой специальными низкотемпературными припоями.

7.3.4.    Для ремонта нефтяных резервуаров следует применять низкотемпературные припои, обеспечивающие высокую коррозионную стойкость ремонтных участков конструкции, благодаря протекторным свойствам, и высокую адгезию.

7.3.5.    При выполнении ремонтных работ индукционной пайкой с целью исключения пропуска скрытых дефектов необходимо обеспечивать контрольный прогрев зоны металла вокруг ремонтируемого дефекта в радиусе не менее 100 мм.

7.3.6.    Для пайки сквозных дефектов (трещин, коррозионных язв, свищей) в резервуарах, заполненных продуктом, необходимо выполнить предварительную герметизацию с целью прекращения выхода продукта в зону пайки. Такая герметизация достигается путем запрессовки в полость дефекта металлической заглушки с самофлюсующим покрытием, образующим в контакте с применяемым припоем эвтектический сплав с более низкой температурой плавления, чем сам припой.

7.3.7.    После герметизации сквозного дефекта необходимо произвести механическую обработку поверхности дефектного участка безискровым инструментом, обезжирить ее и нанести низкотемпературный паяльный флюс, после чего произвести индукционную пайку специальным низкотемпературным припоем.

7.3.8.    Выполнение низкотемпературной индукционной пайки при ремонте резервуаров и трубопроводов должно проводиться в соответствии с разработанной технологической картой.

8.    КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ РАБОТ

8.1.    Все виды работ при ремонте или реконструкции резервуаров подлежат контролю на предмет соответствия требованиям проектной и нормативной документации. Это относится к контролю геометрических параметров конструктивных элементов сварных соединений и резервуара в целом, герметичности и непроницаемости сварных соединений, отсутствия в них недопустимых дефектов, соблюдению всех основных требований технологических процессов монтажных и сварочных работ.

8.2.    Методы и объемы неразрушающего контроля (визуального контроля, магнитопорошкового, капиллярного, ультразвукового или рентгеновского) и критерии приемки сварных соединений должны дифференцироваться в зависимости от класса опасности резервуара и соответствовать требованиям проектной документации на ремонт или реконструкцию резервуара и нормативным документам.

8.3.    Требования к организации контроля качества сварных соединений физическими методами при ремонте и реконструкции резервуаров такие же, как и при сооружении новых резервуаров (см. ПБ-03605-03).

8.4.    Отремонтированные стыковые швы стенки, а также все соединения ремонтных вставок должны быть проконтролированы по всей длине.

8.5.    Отремонтированные угловые швы в сопряжении стенки с днищем или врезок патрубков в стенку должны быть проконтролированы ультразвуком, магнитным или капиллярным методом.

8.6.    Новые сварные швы днища должны быть проверены по их полной длине с помощью вакуумной камеры или цветным методом.

8.7.    Зоны крепления монтажных приспособлений или временных креплений должны быть удалены с поверхности стенки резервуара с последующей проверкой цветным методом для резервуаров 1-го класса и визуальным контролем - для остальных резервуаров.

8.8.    Все результаты контроля ремонтных работ должны заноситься в Журнал контроля монтажносварочных работ (см. ПБ 03-605-03).

8.9.    При выполнении антикоррозионных работ должны контролироваться качество обезжиривания поверхности, очистки её от окислов и обеспыливания, послойная и общая толщина защитного покрытия. Должны контролироваться условия проведения работ: температура и относительная влажность воздуха, температура поверхности металла должны исключать конденсацию влаги на защищаемой поверхности. Результаты освидетельствования промежуточных видов работ следует оформлять актом, форма которого приведена в СНиП 3.04.03-85.

Все результаты контроля антикоррозионных работ должны заноситься в Журнал производства антикоррозионных работ, составленный по форме в соответствии со СНиП 3.04.03-85.

9.    ПРОЧНОСТНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

9.1. Любой резервуар, подвергнутый капитальному или среднему ремонту либо реконструкции перед сдачей в эксплуатацию должен пройти прочностные испытания в составе гидравлических испытаний и, при необходимости, испытаний на внутреннее избыточное давление и вакуум.

9.2.    Испытание на внутреннее избыточное давление и вакуум проводится во время гидравлических испытаний. Гидравлические испытания проводятся наливом воды на уровень налива Hg определенный

расчетом в соответствии с п. 5.3.4.6 настоящего Стандарта.

9.3.    Прочностные испытания резервуаров, прошедших ремонт или реконструкцию, следует проводить по специально разработанной для каждого резервуара программе в соответствии с технологической картой испытаний, которая должна быть составной частью проекта производства работ (ППР). Программа прочностных испытаний и их проведение должны выполняться в соответствии с разделом 9 ПБ 03-605-03.

Приложение А

(рекомендуемое)

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СКЛОННОСТИ СТАЛИ К ХРУПКОМУ РАЗРУШЕНИЮ

1.    Методика основана на явлении резкого изменения работы разрушения (ударной вязкости) стандартного призматического образца с надрезом (ГОСТ 9454) в определенном диапазоне температур испытаний.

2.    Порядок вырезки и испытания образцов из проката определяется согласно п. 2.6 ПБ 03-605-03.

3.    Из сварного шва и металла околошовной зоны образцы с V-образным надрезом изготавливаются в соответствии с ГОСТ 6996-91 и ориентацией надреза перпендикулярно сварному соединению.

4.    Ось надреза для сварного шва располагается по оси шва, а для металла околошовной зоны согласно п. 5.6. ГОСТ 6996-91.

5.    Температура испытания стандартных (ГОСТ 9454) образцов типа Шарпи (V-образный концентратор), при которой достигается регламентируемый нормативными документами (ГОСТ, ТУ или Правилами) уровень ударной вязкости, называется критической температурой хрупкости стали Тк.

6.    Сопротивление хрупкому разрушению исследуемого проката характеризуется температурой ,

при которой фактические значения ударной вязкости стали совпадают с нормируемыми ГОСТ или ТУ значениями.

7. Значение расчетно-нормируемой критической температуры хрупкости ^Кх^-н), обеспечивающее

предотвращение в элементе конструкции хрупкого разрушения и определяемое по значению расчетной температуры металла Тр, устанавливается согласно рис. 2.1 ПБ 03-605-03 в зависимости от

гарантированного минимального предела текучести и толщины проката. Оценка ^Кх^-н) выполняется

для номинальной толщины самого толстого листа стенки или другого элемента резервуара для каждой марки стали, используемой в конструкции резервуара.

8.    Расчетная температура металла Тр определяется в соответствии с п. 2.4 ПБ 03-605-03.

rpKCV

9.    Для листов с минимальным пределом текучести стали выше 390 МПа принимается условие тк (р-н) = Т.

р

10.    Для резервуаров, при обследовании которых выявлены участки с трещинами, щелевой и интенсивной язвенной коррозией и/или с наклепом в зонах с высокой концентрацией напряжений, необходимо проведение испытаний на ударный изгиб с целью определения фактических значений

rpKCV

критической температуры хрупкости 1 к(ф) для стенки резервуара. В случае отсутствия данных о марке

^ rpKCV

стали определение значений 1 к(ф) проводится для всех основных элементов подгруппы А в соответствии с классификацией элементов конструкций по ПБ 03-605-03.

11.    B качестве значения тК(ф) принимается его наибольшее значение из всех исследованных

основных силовых элементов из одной марки стали. Это условие сохраняется в случае изготовления элемента резервуара из двух и более марок стали.

12.    По результатам проведенных испытаний техническое состояние резервуара, для основных силовых элементов которого выполняется условие п. 5.6.2.2., признается удовлетворительным, а сам резервуар может быть допущен к дальнейшей эксплуатации без ограничений по температуре эксплуатации для данного района.

Приложение Б

(рекомендуемое)

МЕТОДЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И РЕМОНТА ОСНОВАНИЙ И ФУНДАМЕНТОВ Вариант 1. Вариант включает устройство в основании под окрайком резервуара дренажной системы

и подушки из непучинистого грунта на глубину не менее 0,8 м.

Работы по варианту 1 выполняются в следующей технологической последовательности при опорожненном резервуаре:

•    на пролете 5 - 6 м производится поднятие окрайка резервуара с помощью домкратов;

•    устраиваются временные опоры из шпал длиной 1,5 м через 1 м, перпендикулярно подведенные под окрайком резервуара;

•    отрывается вручную траншея и производится укладка дренажной трубы на подготовленное основание (втрамбовывается в грунт щебень, выполняется песчаная подушка);

•    асбестоцементная труба со щелевыми прорезями обсыпается щебнем или гравием;

•    производится засыпка траншеи непучинистым грунтом;

•    поверх устраивается бетонная подготовка и водонепроницаемый экран на асфальте.

Вариант 1 рекомендуется для стабилизации грунтов основания под резервуарами, имеющими крен до 15 см.

Вариант 2. Предусматривает стабилизацию грунтов основания без нарушения его структуры.

Работы по варианту выполняются в следующей технологической последовательности:

•    до начала работ по погружению металлического шпунта производится выравнивание резервуара с помощью домкратов и устройство под окрайком лежней из шпал длиной 1 м через 0,8 - 1 м по периметру;

•    шпунт «Ларсен у» длиной 3 м забивают с помощью молота для забивки свай или вибропогружения;

•    между шпунтованной стенкой и резервуаром укладывается песчано-гравийная смесь, ж/б плиты и водонепроницаемый экран на асфальте.

Вариант 2 можно использовать для стабилизации грунтов основания практически под всеми резервуарами.

Вариант 3. Вариант включает устройство в основании под окрайком резервуара столбчатых фундаментов из монолитного железобетона и подведением под окрайки резервуара. Работы выполняются в следующей последовательности при опорожненном резервуаре:

   предварительно производится выравнивание резервуара подъемом окрайка и подведением временных шпальных опор (см. вариант 1);

•    на расстоянии не менее 4 м друг от друга отрываются под окрайком резервуаров котлованы под столбчатые фундаменты;

•    производится бетонирование столбчатого фундамента;

•    с послойным уплотнителем производится обратная засыпка из непучинистого грунта;

•    после 7-дневной выдержки бетона подводят рандбалки из швеллеров коробчатого сечения;

•    под рандбалкой на глубину 20 см укладывается грунт из ПГС;

•    после окончания устройства столбчатых фундаментов и рандбалки    производится устройство

водонепроницаемого экрана и асфальтовой отмостки.

Вариант 3 рекомендуется для стабилизации грунтов основания резервуаров при неравномерности осадок окрайки более 15 - 20 см.

Вариант 4. Вариант является дополнением к варианту 3 и предлагается для уменьшения работ по отрывке котлована.

Последовательность и технология аналогичны варианту 3.

После выполнения обратной засыпки из непучинистого грунта на её слой укладывается слой теплоизоляции.

Вариант 5. Включает устройство основания из непучинистого материала под окрайком резервуара на глубину больше или равную 0,8 м по всему периметру.

Работы выполняются при опорожненном резервуаре в следующей последовательности:

•    на пролете 6 - 7 м производится поднятие окрайка резервуара с помощью домкратов;

•    устраиваются временные опоры из шпал длиной 1,5 м через 1 м, перпендикулярно подведенные под окраек резервуара;

•    отрывается вручную траншея и производится засыпка песчано-гравийной смесью с послойным уплотнителем, по мере устройства засыпки шпалы убирают;

•    поверх засыпки укладывается водонепроницаемый экран из суглинистого грунта и укладки асфальта.

Грунт из траншеи можно использовать для устройства водонепроницаемого экрана. Для этого грунт при отрывке укладывают в бурты высотой не менее 1 м под временный навес. По истечении 10 - 12 дней грунт обезвоживается до влажности 22 - 24 %, т.е. до оптимальной влажности. Излишек грунта используется для планировки карт.

Вариант 5 рекомендуется использовать для стабилизации грунтов основания при величине неравномерности осадок до 15 см.

Вариант 6. По этому варианту предусматривается устройство под краем резервуара свайного основания из металлических труб диаметром 168 - 219 мм.

Работы по стабилизации грунтов основания по варианту 6 выполняются в следующей последовательности при заполненном резервуаре:

•    под краем резервуара отрывается шурф глубиной 0,8 м;

•    под край резервуара подводятся временные опоры из шпал;

•    под днище резервуара подводится опорная балка, например, швеллер сечением 24 длиной 1 - 1,2 м;

•    в шурф вертикально устанавливается кусок трубы с резьбой или без резьбы с открытым или заостренным концом;

•    между трубой и швеллером подводится домкрат с ходом штока    500 - 600 мм;

•    труба задавливается в грунт, домкрат отключают и снимают;

•    на задавленную в грунт трубу завинчивается или сваривается    второй кусок трубы,    и операцию

повторяют;

• задавливание производится до нагрузки 0,8Р, где Р - общая нагрузка от резервуара, равная при пролете L = 2 м, между сваями 14 тс;

•    задавленные трубы соединяются сваркой со швеллером отрезком трубы;    опорный    швеллер

используется как рандбалка.

Приложение В (справочное)

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, РЕКОМЕНДУЕМОЙ ДЛЯ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

•    ГОСТ 8.570-2000. Резервуары стальные вертикальные. Методика поверки. М., Изд-во стандартов, 2000 г.

ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ Взрывобезопасность. Общие требования. М., Изд-во стандартов, 1976 г.

ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. М., Изд-во стандартов, 1978 г.

•    ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты. М., Изд-во стандартов, 1968 г.

•    ГОСТ 6996-91 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

•    ГОСТ 7512-82*. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. М., Изд-во стандартов.

•    ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

•    ГОСТ 18442-86 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы контроля.

•    ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

•    ГОСТ 25506-82 Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

• ОСТ 26-2062-78 Дефектоскопия цветная. Методика контроля.

•    ОСТ 92-1500-88 Контроль неразрушающий. Сварные конструкции при прочностных гидроиспытаниях. Акустико-эмиссионный метод контроля.

•    РД- 09-102-95 Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов.

РД 03-606-03 Инструкция по визуально-инструментальному контролю.

• РД 39-0147103-3 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов.

•    СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия. М., ГУП ЦПП, 2003 г.

•    СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий. М., ЦИТП Госстроя СССР, 1986 г.

•    Положение о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей промышленности. Постановление Госгортехнадзора РФ № 8 от 18 марта 2003 г.

•    WELDED STEEL TANKS FOR OIL STORAGE. API STANDARD 650. TENTH EDITION, NOVEMBER 1998.

•    TANK INSPECTION, REPAIR, ALTERNATION AND RECONSTRUCTION. API STANDARD 653 SECOND EDITION, DECEMBER 1995.

•    РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. М., ГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2003 г.

Ключевые слова: резервуары вертикальные стальные, техническое диагностирование, оценка пригодности, ремонт и реконструкция, безогневой ремонт, контроль качества, прочностные испытания.

Документы по стандартизации Конструкции металлические

«ЦНИИПСК им. Мельникова»

41ЛШ

ж ОАО «ПИ Нефтеспецстройпроект» ФГУП ПИИ «Фундаментпроект»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ

Правила проектирования СТО 0048-2005

Москва

2005

ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова»

ОАО «ПИ Нефтеспецстройпроект»

ФГУП ПИИ «Фундаментпроект»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН ЗАО Центральный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский и проектный институт строительных металлоконструкций им. Мельникова (ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова»)

ОАО «Проектный институт Нефтеспецстройпроект» (ОАО «ПИ Нефтеспецстройпроект»)

ФГУП ПИИ «Фундаментпроект»

2    ВНЕСЕН организациями-разработчиками стандарта

3 ПРИНЯТ на научно-техническом Совете ЦНИИПСК им. Мельникова от 23 декабря 2004 г. с участием представителей организаций-разработчиков стандарта

4    ВВЕДЕН впервые

5 Разработка, согласование, утверждение, издание (тиражирование), обновление (изменение или пересмотр) и отмена настоящего стандарта производится организациями-разработчиками

СОДЕРЖАНИЕ

1    Область применения

2    Нормативные ссылки

3    Общие положения

4    Материалы для элементов резервуаров

4.1    Общие требования

4.2    Выбор материалов

4.3    Углеродный эквивалент

4.4    Расчетная температура металла

4.5    Требования к ударной вязкости

4.6    Сварочные материалы

4.7    Материал болтов и гаек

5    Требования к конструктивным решениям элементов резервуара

5. 1 Общие положения

5.2    Общие требования к сварным соединениям

5.3    Конструкция днища

5.4    Конструкция стенки

5.5    Стационарные крыши

5.6    Плавающие крыши

5.7    Понтоны

5.8    Патрубки и люки-лазы в стенке

5.9    Патрубки и люки в крыше

5.10    Зачистные люки и приямки

5.11    Лестницы, площадки, переходы

5.12    Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара

5.13    Анкерное крепление стенки

6    Общие требования к изготовлению конструкций

7    Требования к проекту производства работ на монтаж резервуаров

7.1 Состав ППР

7.2. Требования по обеспечению точности геометрических параметров резервуара

8    Сварка резервуаров и контроль качества сварных соединений

8.1    Общие требования

8.2    Классификация сварных соединений резервуаров

8.3    Конструктивные требования к сварным соединениям

8.4    Рекомендуемые способы сварки

8.5    Контроль качества сварных соединений

8.6    Классификация и нормирование дефектов

9    Основные требования к испытанию резервуаров

10 Долговечность и регламент обслуживания резервуаров

11 Антикоррозионная защита 12 Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

12.1    Технологическое оборудование

12.2    Контрольно-измерительные приборы и автоматика

12.3    Устройства пожарной безопасности на резервуарах для нефти и нефтепродуктов

12.4    Устройства молниезащиты резервуаров 13 Основания и фундаменты

Приложение А Перечень нормативной литературы

Приложение Б Требования к конструкции сварных соединений, подготовке кромок, форме и размерам сварных швов конструктивных элементов резервуаров Приложение В Допускаемые нагрузки на патрубки в стенке резервуара

Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» № 184-ФЗ, Федеральным законом от 21.07.97 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» с внесенными изменениями от 10 января 2003 г. и предназначен для проектных организаций, изготовителей резервуаров и монтажных организаций.

Стандарт может применяться организациями, выполняющими работы по проектированию резервуаров, если эти организации имеют сертификаты соответствия, выданные Органом по сертификации в системе добровольной сертификации, созданной организациями разработчиками стандарта.

Организации разработчики не несут никакой ответственности за использование данного стандарта организациями, не имеющими сертификатов соответствия.

Необходимость разработки стандарта продиктована тем, что опыт, накопленный организациями разработчиками стандарта, а также отечественными проектными организациями содержится в нескольких десятках разрозненных нормативных документов (СНиП, ТУ, РД, ВСН, ведомственных правилах и т.п.), частично устаревших и не охватывающих в целом проблему строительства резервуаров.

Основной целью стандарта является создание современной нормативной базы по вопросам расчета и проектирования резервуаров, а также повышения их долговечности.

При проектировании резервуаров, предназначенных для эксплуатации в России, допускается использование зарубежных стандартов вместе с разработкой специальных технических условий.

При разработке стандарта проанализированы и учтены:

- законодательная, правовая и нормативно-техническая документация по вопросам обеспечения промышленной безопасности, проектирования изготовления и монтажа резервуаров;

-    практический опыт проектирования, монтажа и эксплуатации резервуаров;

-    результаты обследований резервуарных парков;

-    некоторые зарубежные стандарты;

-    предложения предприятий, организаций, объединений и специалистов.

Замечания и предложения по дополнениям и изменениям настоящего стандарта просим направлять по адресу: 117393 Москва, ул. Архитектора Власова, 49, ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова», факс: 960-22-77, E-mail: centr@stako.ru, телефон для справок: (095) 128-08-63.

_СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ_

РЕЗЕРВУАРЫ ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ СТАЛЬНЫЕ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ЖИДКИХ ПРОДУКТОВ

_Правила проектирования_

Утвержден и введен в действие:

Приказом ЗАО «ЦНИИПСК им. Мельникова» от 25 апреля 2005 г. № 77 Приказом ОАО «ПИ Нефтеспецстройпроект от 26 апреля 2005 г. № 6 Приказом ФГУП ПИИ «Фундаментпроект» от 3 мая 2005 г. № 57

Дата введения 2005-05-20

1    Область применения

Настоящий стандарт распространяется на стальные конструкции вертикальных цилиндрических резервуаров (далее резервуары) объемом от 100 м и более, предназначенных для наземного хранения жидких продуктов, работающих при избыточном давлении не более 5,0 кПа и относительном вакууме не более 0,8 кПа в условиях квазистатического и малоциклового нагружения, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха минус 65 °С и выше.

Стандарт не распространяется на резервуары изотермические (хранение сжиженных газов), баки-аккумуляторы для горячей воды и резервуары для хранения агрессивных химических продуктов.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на нормативные документы, перечень которых приведен в приложении А.

3    Общие положения

3. 1 Строительство резервуаров должно проводиться в соответствии с рабочими чертежами КМ (конструкции металлические) и проектом производства работ (ППР), требованиями настоящего стандарта, строительных норм и правил (СНиП).

В процессе строительства резервуара организации, разработавшие проектную документацию, в установленном порядке осуществляют авторский надзор. Для обеспечения качественного строительства резервуаров заказчик может привлечь стороннюю организацию с целью осуществления независимого технического надзора за изготовлением и монтажом сооружения в соответствии с требованиями РД 08-296-99.

3.2 Требования к чертежам КМ

3.2.1 Рабочие чертежи металлических конструкций резервуаров (чертежи марки КМ) должны выполняться в соответствии с требованиями СТО 02494680-0035-2003.

В состав чертежей марки КМ должны входить следующие разделы:

-    общие данные;

-    чертежи общего вида резервуара;

-    схемы расположения элементов металлоконструкций;

-    чертежи элементов металлоконструкций;

-    узлы металлоконструкций;

-    спецификация металлопроката;

-    задание на проектирование фундаментов.

Чертежи марки КМ должны содержать все данные, необходимые и достаточные для разработки деталировочных чертежей КМД.

3.2.2    В состав раздела «Общие данные» должны входить следующие подразделы:

-    ведомость рабочих чертежей;

-    общие указания;

-    основные расчетные данные и показатели резервуара;

-    материалы (требования к металлопрокату, требования к сварным соединениям);

-    сведения о конструкции резервуара;

-    основные требования к изготовлению конструкций резервуара;

-    основные требования к монтажу резервуара;

-    контроль качества сварных соединений;

-    испытание и приемка резервуара;

-    указания по защите конструкций от коррозии;

-    требования к основанию и фундаменту;

-    долговечность и регламент обслуживания резервуара.

3.2.3    Состав проекта производства работ представлен в разделе 7.

3.3    Состав технического задания

3.3.1    Техническое задание оформляется в соответствии с требованиями СТО СМК 31-2005.

3.3.2    Исходные данные для проекта КМ:

-    геометрические параметры или объем резервуара;

-    тип резервуара: со стационарной крышей (с понтоном или без понтона), с плавающей крышей и другие конструктивные особенности;

-    район строительства;

- наименование хранимого продукта с указанием наличия вредных примесей в продукте (содержание серы, сульфидов водорода и т.д.) для обеспечения необходимых мероприятий;

-    удельный вес продукта;

-    максимальную и минимальную температуру продукта;

-    избыточное давление и относительное разрежение;

-    нагрузку от теплоизоляции;

-    схему расположения и нагрузки от технологического оборудования;

-    потребность в зачистных люках и зумпфах;

-    оборачиваемость продукта (изменение уровня налива продукта во времени);

-    срок службы резервуара;

-    припуск на коррозию элементов резервуара.

Данные должны быть согласованы Заказчиком и Проектировщиком.

3.4    Исходные данные для ППР

Исходными данными для разработки ППР являются:

-    задание на разработку ППР, в котором должны быть указаны сроки начала и окончания монтажных работ, или нормативная продолжительность, основные решения по организации и технологии монтажа, предполагаемые для использования грузоподъемные и транспортные механизмы и другое оборудование;

-    проект конструкций металлических резервуара (проект КМ);

-    рабочие чертежи конструкций резервуара завода-изготовителя (КМД);

-    генеральный план монтируемого объекта с указанием главных осей резервуара;

-    рабочие чертежи строительной части (фундамента) и трубопроводов.

3.5    Уровень ответственности резервуара

3.5.1    Уровень ответственности резервуара - степень опасности (риска), возникающая при аварии резервуара для здоровья и жизни граждан, имущества физических или юридических лиц, государственного или муниципального имущества, экологической безопасности, а также здоровья или жизни животных и растений.

3.5.2    В зависимости от объема и места расположения вертикальные цилиндрические резервуары в соответствии с ПБ 03-605-03 подразделяются на три уровня ответственности:

3    3

Уровень I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м и более, а также резервуары объемами 5000 м и более, предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов и расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки.

Уровень II - резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3.

-3

Уровень III - опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3.

3.5.3    Степень ответственности (опасности) учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемам контроля качества, а также при расчете с использованием коэффициента надежности по назначению.

3.6    Конструктивные особенности

Резервуары подразделяются на следующие типы:

а)    РВС - резервуар вертикальный со стационарной крышей;

б)    РВСП - резервуар вертикальный со стационарной крышей и понтоном;

в)    РВСПК - резервуар вертикальный с плавающей крышей.

3.7    Основные размеры

3.7.1 Рекомендуемые основные размеры резервуаров должны соответствовать указанным на рисунке 3.1 и в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Условный объем, м3

Тип резервуара

РВС, РВСП

РВСПК

внутренний диаметр, Д, м

* тт

высота стенки , Н, м

внутренний диаметр, Д, м

*

высота стенки , Н, м

1

2

3

4

5

100

4,73

6,0

-

-

200

6,63

300

7,58

7,5

400

8,53

700

10,43

9,0

1000

12,33

9,0

2000

15,18

12,0

15,18

12,0

3000

18,98

18,98

5000

22,8

22,8

20,92

15,0

10000

28,5

18,0

28,5

18,0

34,2

12,0

34,2

12,0

20000

39,9

18,0

39,9

18,0

47,4

12,0

30000

45,6

18,0

45,6

18,0

40000

56,9

56,9

50000

60,7

60,7

100000

-

-

95,4

18,0

*

- уточняется в зависимости от ширины листов стенки

Рисунок 3.1

По заказу потребителя допускается изготовление резервуаров других габаритов и объемов.

4 Материалы для элементов резервуаров

4.1    Общие требования

4.1.1    Стали, используемые в конструкциях резервуаров, должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов и технических условий, а также дополнительным требованиям проектной документации.

4.1.2    Все элементы конструкций по требованиям к материалам разделяются на две группы:

•    Основные конструкции:

А - стенка, привариваемые к стенке листы днища или кольцевые окрайки, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, привариваемые к стенке усиливающие накладки, опорное (верхнее) кольцо жесткости;

Б - центральная часть днища, анкерные крепления, каркас крыши (включая фасонки), настил крыши, самонесущие конические крыши, плавающие крыши, промежуточные кольца жесткости, обечайки люков и патрубков на крыше, включая фланцы к ним.

•    Вспомогательные конструкции: лестницы, площадки ограждения и др.

4.1.3 Применяемый прокат по точности изготовления (ширине, толщине, длине и плоскостности, серповидности), наличию дефектов прокатки и качеству поверхности должен удовлетворять требованиям соответствующих стандартов, технических условий и требованиям проектной документации.

4.2 Выбор материалов

4.2.1    Для основных конструкций подгруппы А должны применяться только спокойные (полностью раскисленные) низкоуглеродистые и низколегированные стали по ГОСТ 27772, ГОСТ 14637, ГОСТ 19281, ГОСТ 535 и техническим условиям, согласованным в установленном порядке и указанным в проектной документации.

Для основных конструкций подгруппы Б должна применяться спокойная или полуспокойная сталь по ГОСТ 27772.

Для вспомогательных конструкций наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235 по ГОСТ 27772.

4.2.2    Листовой прокат, предназначенный для изготовления элементов конструкций, должен удовлетворять следующим требованиям:

-    ширина: 1500 - 3000 мм;

-    длина: 6000 - 12000 мм;

-    класс сплошности 0; 1 по ГОСТ 22727 (неконтролируемые зоны не должны превышать: у продольной кромки - 5 мм, у поперечной - 10 мм).

4.2.3    По требованию Заказчика допускается применять для конструкций резервуаров стали по другим международным и национальным стандартам и техническим условиям. При этом требования к характеристикам проката и качеству стали не должны быть ниже соответствующих требований к сталям, рекомендованных настоящим стандартом.

4.2.4    Выбор марки стали для основных элементов конструкций группы А производится с учетом требуемого класса прочности (минимального гарантированного предела текучести) и соответствующей толщины проката, а также необходимой хладостойкости (в т. ч. при расчетной температуре металла).

Для основных конструкций группы А выбор стали производится с использованием характеристик стали (прочности, пластичности и хладостойкости -KCU и KCV), нормируемых настоящим стандартом, а также действующими СНиПами и государственными стандартами.

Для основных (группа Б) и вспомогательных конструкций выбор стали производится по характеристикам, которые нормируются действующими СНиПами и стандартами.

4.2.4.1 Хладостойкость по KCU - используется при выборе марки стали в условиях сохранения в существующих ГОСТах и ТУ сведений о хладостойкости сталей на образцах Менаже.

СТО 0048-2005 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила прое... Стр. 10 из 71

4.2.5 Материал и типы фланцев принимаются в соответствии с ГОСТ 12816 с учетом условного давления и температуры эксплуатации.

4.3    Углеродный эквивалент

4.3.1    Углеродный эквивалент стали определяется по формуле:

где С, Mn, Si, Cr, Ni, Cu, V, Р - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома,    никеля,    меди, ванадия и фосфора.

4.3.2    Значение углеродного эквивалента (Сэ) стали указывается в проектной документации    и    при заказе    металлопроката:

-    для стали с от ^ 345 МПа    - Сэ ^ 0,43;

-    для стали с 345 < от ^ 390 МПа - Сэ = 0,44... 0,48;

-    для стали с от > 390 МПа    -    Сэ = 0,49... 0,51.

4.4    Расчетная температура металла

4.4.1    За расчетную температуру металла принимается наиболее низкое из двух следующих значений:

-    минимальная температура складируемого продукта;

-    температура наиболее холодных суток для данной местности (минимальная среднесуточная температура), повышенная на 5 °С.

Примечание - При определении расчетной температуры металла не принимаются во внимание температурные эффекты специального обогрева и теплоизолирования резервуаров.

4.4.2    Температура наиболее холодных суток для данной местности определяется с обеспеченностью 0,98 по таблице температур наружного воздуха СНиП 23-01-99.

4.4.3    Для резервуаров с рулонной технологией сборки расчетная температура металла, принимаемая по п. 4.4.1, при толщинах свыше 10 мм понижается на 5 °С.

4.5    Требования к ударной вязкости

4.5.1    Ударная вязкость листового проката определяется на поперечных образцах с V-образным надрезом типа 11 (толщина листа 10 мм и более), типа 12 (толщина листа от 7,5 мм до 10 мм) и типа 13 (толщина листа от 5 мм до 7,5 мм) по ГОСТ 9454.

Ударная вязкость сортового и фасонного проката определяется аналогично на продольных образцах.

4.5.2    Испытанию при заданной температуре подвергаются три образца от партии (листа). Среднее значение ударной вязкости должно быть не менее нормируемой величины (п. 4.5.5), при этом на одном образце допускается снижение ударной вязкости на 30 % менее нормируемой величины.

4.5.3    Порядок проведения испытаний и испытательное оборудование должны соответствовать требованиям ГОСТ 9454.

4.5.4Выбор температуры испытаний

4.5.4.1    Для стали с гарантированным минимальным пределом текучести 390 МПа и ниже температура испытаний определяется по графику на рис. 4.1. При этом учитывают гарантированный минимальный предел текучести, расчетную температуру металла и толщину проката.

4.5.4.2    Для листов с гарантированным минимальным пределом текучести выше 390 МПа температура испытаний должна быть не выше расчетной температуры металла.

4.5.4.3    Назначенная температура испытаний должна быть указана в проектной документации.

4.5.5Нормируемая величина ударной вязкости

4.5.5.1 Нормируемая величина ударной вязкости листового проката составляет:

-    для стали с пределом текучести 345 МПа и ниже - 35 Дж/см ;

-    для стали с более высоким пределом текучести - 50 Дж/см2.

4.5.5.2    Для листового проката с пределом текучести 315 МПа и ниже допускается уменьшение нормируемого уровня ударной вязкости до 30 Дж/см2. При этом при испытаниях допускается снижение ударной вязкости на одном из трех образцов на 5 % ниже нормируемой величины.

4.5.5.3    Для фасонного проката нормируемое значение ударной вязкости марки стали повышается по сравнению с листовым прокатом на 20 Дж/см .

4.6    Сварочные материалы

Материалы для сварки (электроды, сварочная проволока, флюсы, защитные газы) должны выбираться в соответствии с требованиями технологического процесса изготовления и монтажа конструкций и выбранных марок стали. При этом применяемые сварочные материалы и технология сварки должны обеспечивать механические свойства сварного шва не ниже свойств, установленных требованиями для рекомендуемых в настоящем стандарте выбранных сталей.

4.7    Материал болтов и гаек

4.7.1    Материалом монтажных болтов и гаек, временно используемых при сборке элементов вспомогательных конструкций (площадок, лестниц, ограждений), а также крыш, опорных колец и т.п., допускается сталь марок 20пс или 20 по ГОСТ 1050.

4.7.2    При выборе материала болтов и гаек для фланцевых присоединений трубопроводов к патрубкам следует учитывать расчетную температуру металла. При расчетной температуре до -40 °С включительно для болтов и гаек рекомендуется сталь марки Ст3сп5 по ГОСТ 535, при расчетной температуре от -40 °С до -50 °С включительно - сталь марки 09Г2С категории 12 по ГОСТ 19281, при расчетной температуре ниже -50 °С - сталь марки 09Г2С категории 13 по ГОСТ 19281.

Т.-с

« 4* И

«в -Й)    ¦«    -3D    -20    ¦№    0    НО    +»    i№    34!    W    w

Твщ([Ч1]||И1(иичшц,“С    Г|у<И1рДДЫй ЫиДвмуиЙ

вдова щфч*СЩ МПа

Рисунок 4.1

СТО 0048-2005 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила прое... Стр. 13 из 71

4.7.3 Выбор марок стали для фундаментных болтов рекомендуется производить по ГОСТ 24379.0.

Таблица 4.1

Наименование (марка) стали

№ стандарта или технических условий

С

Mn

Si

S

P

Cr

Ni

Cu

Ti

Al

V

Nb

N

Другие элементы

Углеродный

эквивалент

не более

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Ст3сп5

ГОСТ 27772

0,22

0,65

0,15 -0,30

0,050

0,040

0,30

0,30

0,30

-

0,020

-

-

^ 0,008 мартен.

As ^ 0,08

С 315

ТУ 14-104-133-92

0,22

0,65

0,15 -0,30

0,030

0,035

0,30

0,30

0,30

-

-

-

-

09Г2С-12 (345-3)

ГОСТ 27772

0,15

1,30

1,70

^ 0,80

0,040

0,035

0,30

0,30

0,30

-

-

-

-

^ 0,008 мартен

As ^ 0,08

09Г2С-15 (345-4)

^ 0,012 эл. печь

09Г2У

ТУ 14-1-5136-92

0,12

1,4 -1,8

0,17 -0,37

0,010

0,030

0,30

0,30

0,30

-

-

-

-

^ 0,012

по расчету Са 0,002 - 0,01

08Г2Б

ТУ 14-104-159-96

0,09

0,85

1,35

0,15 -0,40

0,010

0,030

0,3

0,40

0,65

0,3

-

-

-

0,02-0,4

-

по расчету Са 0,002 - 0,01

10Г2ФБ

ТУ 14-1-4083-86

0,09

0,12

1,55

1,75

0,15 -0,35

0,006

0,020

0,30

0,30

0,30

^ 0,035

0,05

0,09

0,12

0,02 -0,12

^ 0,010

-

^ 0,43

09ГБЮ

ТУ 14-1-4358-87

0,08

0,11

1,1 -1,4

^ 0,3

0,006

0,025

0,30

0,30

0,30

-

0,02 -0,05

-

0,06 -0,08

^ 0,010

Са 0,004

^ 0,38

10Г2СБ

ТУ 14-1-5270-94

0,13

1,38 - 1,8

0,25 -0,50

0,020

0,025

0,30

0,30

0,30

0,005 -0,02

0,01 -0,06

0,10

0,03 -0,05

^ 0,12

-

^ 0,44

08Г2Б-У

ТУ 14-1-4349-87

0,07

0,11

1,45

1,65

0,2 - 0,4

0,010 -0,006

0,020

0,30

0,30

0,30

0,015 -0,04

^ 0,05

0,025 -0,45

^ 0,010

-

^ 0,43

08Г2БТ-У

0,07 -0,09

0,01 -0,03

С590К (12ГН2МФАЮ)

ГОСТ 27772

0,14

- 0, 4

0,020 -0,50

0,035

0,035

0,20

0,50

1,40

1,75

0,30

-

0,05 -0,10

0,05 - 0,1

0,02 - 0,03

Mo 0,15 - 0,25

112ГН2М ФАЮ-У

ТУ 14-104-167-97

0,09

0,14

0,09

0,14

0,2 - 0,5

0,010

0,020

0,20

0,50

1,40

1,75

0,30

-

0,02 -0,05

0,05

0,10

-

0,02 - 0,03

Мо 0,15 - 0,25 Са 0,002 - 0,01

* При введении ванадия сталь марки 10Г2СБ обозначается 10Г2СФБ.

Таблица 4.2

Наименование или марка стали*3

Толщина листа, мм

Предел

текучести,

Н/мм2*

Времен,

сопротивление,

Н/мм2*

Относительн. удлинение, %

Изгиб до параллельности сторон

Уда

рная вязкость KCV, Дж/см2 *2

+20

+10

0

-10

-15

-20

-30

-35

0

-

0

in

-

0

-

после мех. старения при 20 °С

не менее

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

С255 (Ст3сп5)

от 4 до 10 вкл.

245

380

25

*

а

,5

II

35

30

30

ГОСТ 27772

св. 10 до 20

245

370

25

d = 1,5 а

35

30

30

св. 20 до 40

235

370

25

d = 2,0а

35

30

30

С315

до 10 вкл.

315

440

21

d = 2,0а

35

30

30

ТУ 14-104-133-92

св. 10 до 20

296

420

21

d = 2,0 а

35

30

30

св. 20 до 40

275

400

21

d = 2,0а

35

30

30

св. 40 до 50

255

390

21

d = 2,0а

30

С345-3 (09Г2С-12)

от 4 до 10 вкл.

345

490

21

d = 2а

35

35

С345-4 (09Г2С-15)

св. 10 до 20

325

470

21

d = 2а

35

35

св. 20 до 40

305

460

21

d = 2а

35

35

ГОСТ 27772

св. 40 до 60

285

450

21

d = 2а

35

35

09Г2У

от 8 до 20 вкл.

305

440 - 640

21

d = 2а

35

35

ТУ 14-1-5136-92

св. 20 до 32

295

440 - 640

21

d = 2а

35

35

08ГНБ

ТУ 14-104-159-96

от 8 до 25 вкл.

350

500

26

d = 2а

50

35

10Г2ФБ

от 4 до 9

450

550

22

d = 2а

60

50

35

35

ТУ 14-1-4083-86

от 10 до 28 вкл.

430

520

17

d = 2а

60

50

35

35

09ГБЮ

ТУ 14-1-4358-87

от 4 до 12 вкл.

390

550

23

d = 2а

60

35

10Г2СБ

от 8 до 15 вкл.

480 - 600

590 - 690

22

d = 2а

50

ТУ-14-1-5270-94

св. 15 до 25

480 - 600

590 - 690

22

d = 2а

50

08Г2БТ-У, 08Г2Б-У ТУ 14-1-4349-87

от 8 до 16 вкл.

480 - 580

590 - 690

22

d = 2а

70

50

50

С590 К

ГОСТ 27772-88

от 10 до 40 вкл.

590

685

14

d = 3а

50

35

35

122ГН2М ФАЮ-У ТУ 14-104-167-97

от 10 до 40 вкл.

690 - 785

690 - 880

14

d = 3а

50

35

35

*1 d - диаметр оправки, а - толщина образца;

*2 при изменении для марки стали нормируемого значения ударной вязкости область применения его меньшего значения ограничивается температурой, при которой нормируется большее значение ударной вязкости;

*3 для сталей С255, С315, С345-3, С345-4, С590, 09Г2У разрешается вплоть до 2002 года аттестацию качества стали проводить на образцах типа Менаже.

5 Требования к конструктивным решениям элементов резервуара

5.1    Общие положения

5.1.1    Днище, стенка и настил крыши могут выполняться как в полистовом, так и в рулонном исполнении. Полистовое исполнение предусматривает изготовление и монтаж элементов резервуара из отдельных листов. Полотнища элементов резервуара изготавливаются на заводе в виде рулонов, впоследствии разворачиваемых в проектное положение при монтаже резервуара. Масса полотнищ должна определяться возможностями их транспортировки и монтажа.

5.1.2    Крыша резервуара может быть стационарной, опирающейся на стенку резервуара, и плавающей на поверхности продукта.

5.1.3    С целью уменьшения потерь продукта за счет его испарения в резервуарах со стационарной крышей используются понтоны. Необходимость установки понтонов определяется характеристиками хранимого продукта и технологическими особенностями эксплуатации резервуарного парка.

5.1.4 Лестницы для доступа на крышу резервуара могут быть шахтными, кольцевыми, наклонными (для резервуаров со стационарными крышами) и катучими (для резервуаров с плавающими крышами).

5.1.5    Конструкции элементов резервуаров и требования, предъявляемые к ним, представлены в соответствующих подразделах.

5.2 Общие требования к сварным соединениям

5.2.1 Конструктивные элементы сварных соединений и швов, как правило, должны соответствовать требованиям стандартов на применяемый вид сварки:

для ручной дуговой сварки:

-    сварные соединения - ГОСТ 5264;

-    сварные соединения под острыми и тупыми углами - ГОСТ 11534;

для автоматической и полуавтоматической сварки под флюсом:

-    сварные соединения - ГОСТ 8713;

для дуговой сварки в среде защитных газов:

-    сварные соединения - ГОСТ 14771;

-    сварные соединения под острыми и тупыми углами - ГОСТ 23518.

5.2.2    Сварные швы соединений должны быть плотно-прочными и соответствовать основному металлу по показателям стандартных механических свойств металла шва: пределу текучести, временному сопротивлению, относительному удлинению.

5.2.3    Для улучшения коррозионной стойкости металл шва и основной металл по химическому составу должны быть близки друг к другу.

5.2.4    Применяемая технология сварки должна обеспечивать минимальные сварочные деформации и перемещения элементов конструкций.

5.2.5    Прихватки не рассчитываются на силовые воздействия.

5.2.6    Стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в таблице 5.1, могут выполняться так же, как и деталей одинаковой толщины; конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварного шва следует выбирать по большей толщине.

Таблица 5.1

Толщина тонкой детали, мм

Допускаемая разница толщины, мм

до 4 вкл.

1

свыше 4 до 20 вкл.

2

свыше 20 до 30 вкл.

3

При разности в толщине свариваемых деталей свыше значений, указанных в таблице 5.1, на детали, имеющей большую толщину, должен быть сделан скос под углом 15° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали. При этом конструкцию разделки кромок и размеры сварного шва следует выбирать по меньшей толщине.

5.2.7 Максимальные катеты угловых сварных швов не должны превышать 1,2 толщины более тонкой детали в соединении.

Для деталей толщиной 4 - 5 мм катет углового сварного шва должен быть равен 4 мм. Для деталей большей толщины катет углового шва определяется расчетом или конструктивно, но должен быть не менее 5 мм.

5.2.8    Заводские сварные соединения рулонных заготовок выполняются встык.

5.2.9    Нахлесточное соединение со сваркой с одной стороны допускается при сборке днища и крыши из рулонных заготовок с величиной нахлестки не менее 30 мм. При полистовой сборке днищ и крыш допускаются сварные соединения листов встык на подкладке и нахлесточные соединения с величиной нахлестки 5t, но не менее 30 мм.

5.2.10    Требования к сварным соединениям элементов резервуаров представлены в приложении Б.

5.3 Конструкция днища

5.3.1    Днища резервуаров могут быть плоскими или коническими с уклоном от центра или к центру.

5.3.2    Все листы днища резервуаров объемом 1000 м и менее должны иметь номинальную толщину не менее 4 мм (без учета припуска на коррозию). Днища резервуаров объемом от 2000 м3 и более должны иметь центральную часть и утолщенные кольцевые окрайки. Все листы центральной части

днища указанных резервуаров должны иметь номинальную толщину не менее 4 мм, исключая припуск на коррозию.

5.3.3    Толщина кольцевых окраек должна быть не менее величин, приведенных в таблице 5.2 (без учета припуска на коррозию).

Таблица 5.2

Толщина нижнего пояса стенки резервуара, мм

Минимальная толщина кольцевой окрайки, мм

до 7 вкл.

6

8 - 11 вкл.

7

12 - 16 вкл.

9

17 - 20 вкл.

12

21 - 26 вкл.

14

свыше 26

16

5.3.4    Класс прочности материала окраек должен соответствовать классу прочности материала нижнего пояса стенки.

5.3.5    Кольцо из листов окраек должно быть круговой формы с внешней стороны, внутренняя граница окраек может иметь форму правильного многоугольника с числом сторон равным числу листов окрайки. Радиальная ширина окрайки ВоКр должна определяться расчетом. При этом расстояние

между внутренней поверхностью стенки и швом приварки центральной части днища должно быть не менее 550 мм.

где ВоКр , t0Kp - ширина и толщина листа окрайки соответственно, м;

Н - проектный (максимальный) уровень взлива продукта, м;

-3

Y - плотность продукта, т/м3.

5.3.6    Центральная часть днища выполняется в полистовом или в рулонном исполнении. Рулонные полотнища изготавливаются на заводе из листов, сваренных встык толщиной не более 6 мм. При монтаже центральной части днища полистовым методом применяются нахлесточные и стыковые соединения на остающейся подкладке.

5.3.7    Для резервуаров объемом 1000 м и менее соединение рулонных полотнищ в зоне примыкания стенки к днищу выполняется по рисунку 5.1.

Для резервуаров объемом 2000 м и более соединение окраек днища выполняется односторонними стыковыми швами на остающейся подкладке 4 мм (рисунок 5.2).

LLLdb 3*ЧкртНть i

Рисунок 5.2

Для стыковых соединений листов кольцевых окраек необходимо предусмотреть переменный зазор клиновидной формы, учитывающий усадку в процессе сварки. Размеры зазора указываются в ППР.

Величина нахлестки центральной части днища с окрайкой должна быть не менее 50 мм, но не более 100 мм.

5.4 Конструкция стенки

5.4.1 Вертикальные соединения стенки

Вертикальные соединения стенки должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением по толщине листов. Вертикальные соединения листов в прилегающих поясах стенки должны быть смещены друг относительно друга на расстояние не менее 8t, где t - наибольшая из толщин листов прилегающих поясов.

Для резервуаров III уровня ответственности при изготовлении стенки из рулонных полотнищ допускаются вертикальные заводские и монтажные стыковые соединения без смещения.

Вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища.

5.4.2Горизонтальные соединения стенки

Горизонтальные соединения листов должны выполняться двусторонними стыковыми швами с полным проплавлением. Листы вышележащего пояса должны располагаться в пределах толщины листа нижележащего пояса. Взаимное расположение листов соседних поясов устанавливается проектом.

5.4.3 Соединение днища со стенкой (рисунок 5.3)

Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки 20 мм и менее допускается тавровое сварное соединение без разделки кромок. Размер катета каждого углового шва должен быть не более 12 мм и не менее номинальной толщины окрайки. Для резервуаров с толщиной листов нижнего пояса стенки более 20 мм должно применяться тавровое сварное соединение с частичной разделкой кромок. Сварные швы должны выполняться как минимум в два прохода.

5.4.4Расчетные значения толщины листов стенки

Расчетные значения толщины листов стенки должны определяться исходя из проектного уровня налива продукта или воды при гидроиспытаниях. Номинальные толщины листов стенки резервуара назначаются с учетом минусового допуска на прокат и могут включать припуск на коррозию.

Рисунок 5.3


б)


5.4.5 Основные требования к расчету стенки

5.4.5.1 Минимальные расчетные значения толщины листов в каждом поясе стенки определяются при действии гидростатической нагрузки:

-    значения ^ для условий эксплуатации от налива продукта до проектного уровня;

-    значения tg для условий гидроиспытаний от налива воды до проектного уровня.

Расчетным сечением для каждого пояса стенки является нижняя кромка пояса.

При определении значений 1;е коэффициент условий работы ус следует принимать не более:

-    0,7 для нижнего пояса стенки;

-    0,8 для остальных поясов стенки.

При определении значений tg коэффициент условий работы ус принимается равным ус = 0,9 для всех поясов стенки.

5.4.5.2 Номинальные значения толщины t листов в каждом поясе стенки принимаются по ГОСТ 19903 с учетом минусового допуска А на толщину проката. Номинальные значения толщины листов могут включать припуск С на коррозию, значения которого могут различаться по поясам стенки.

Значения толщины t поясов стенки следует выбирать из сортамента таким образом, чтобы соблюдалось неравенство:

t - А ^ maxj^ + С; tg; tk}, где tk - минимальная конструктивная толщина стенки, значения которой приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3

Диаметр резервуара D, м

Толщина стенки, мм

рулонное исполнение

полистовое исполнение

стационарная крыша

плавающая крыша

D < 16

4

4

5

16 < D < 25

6

5

7

25 < D < 35

8

6

9

D > 35

10

8

10

5.4.5.3    Полученные номинальные значения толщины t листов в каждом поясе стенки корректируются при проверке несущей способности стенки, которая выполняется в соответствии с ГОСТ 27751, СНиП 2.01.07-85*, СНиП II-23-81*. СНиП 2.09.03-85*.

При указанной проверке используются расчетные значения толщины поясов, определенные как разность номинальных значений толщины, значений минусового допуска на толщину проката и значений припуска на коррозию: tp = t - А - С.

Для сейсмоопасных районов строительства проверка несущей способности стенки включает расчет на сейсмическое воздействие, выполняемый в соответствии со СНиП II-7-81*.

5.4.5.4    При определении расчетных напряжений в поясах стенки учитываются следующие нагрузки и воздействия:

-    гидростатическое давление продукта;

-    внутреннее избыточное давление в газовоздушном пространстве резервуара;

-    внутреннее относительное разрежение в газовоздушном пространстве резервуара;

-    нагрузка от собственного веса элементов резервуара;

-    нагрузка от веса стационарного оборудования резервуара;

-    нагрузка от веса теплоизоляции;

-    температурные воздействия;

-    снеговая нагрузка для района строительства;

-    ветровое давление для района строительства;

-    сейсмическое воздействие для сейсмоопасных районов.

5.4.5.5    При проверке прочности стенки следует учитывать коэффициент надежности по ответственности сооружения yn, принимаемый равным: yn = от 1,1 до 1,2 для резервуаров первого уровня ответственности;

Yn = 1 для резервуаров третьего уровня ответственности.

Значение коэффициента yn для первого уровня ответственности принимается по согласованию с Заказчиком.

Если прочность стенки при действии расчетных нагрузок не обеспечена, следует увеличить толщину стенки.

5.4.5.6    При проверке устойчивости стенка рассматривается как замкнутая круговая цилиндрическая оболочка, шарнирно опертая по краям.

Переменную толщину поясов стенки по высоте при расчете устойчивости следует учитывать введением в расчет стенки постоянной толщины с

редуцированной (приведенной) высотой.

Если устойчивость стенки при действии расчетных нагрузок не обеспечена, следует увеличить толщину поясов стенки или (/и) установить дополнительные элементы жесткости.

5.4.5.7    Расчеты прочности и устойчивости стенки резервуара могут быть выполнены методами теории тонкостенных оболочек, а также методом конечного элемента. Граничные условия в месте сопряжения стенки с окрайкой днища следует принимать в виде нулевых радиальных перемещений и изгибающего момента, равного пластическому моменту в окрайке днища.

5.4.6Кольца жесткости на стенке

5.4.6.1    Для обеспечения устойчивости стенки при различных воздействиях допускается устанавливать промежуточные кольца жесткости.

5.4.6.2    Резервуар с плавающей крышей должен иметь верхнее кольцо жесткости шириной не менее 1200 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве площадки обслуживания.

5.4.6.3    Кольца жесткости должны располагаться на стенке на расстоянии не менее 150 мм от горизонтальных швов стенки.

5.4.6.4    Конструкция крепления элементов колец жесткости к стенке резервуара должна быть указана в проекте. Сварные соединения секций колец между собой должны выполняться стыковыми швами с полным проваром или на накладках.

5.4.6.5    При наличии на резервуаре пожарной системы орошения конструкция колец жесткости должна обеспечивать орошение стенки ниже уровня кольца.

5.4.6.6    Поперечное сечение кольца жесткости на стенке определяется расчетом из условия действия в нем изгибающего момента от ветрового давления. Расположение кольца жесткости на стенке определяется из условия обеспечения устойчивости стенки с учетом расчетных длин участков стенки.

5.5 Стационарные крыши

5.5.1    Общие требования

Конструкции подразделяются на следующие типы:

-    самонесущая крыша, имеющая коническую поверхность и образованная оболочкой настила;

-    каркасная крыша, имеющая коническую или сферическую поверхность и образованная элементами каркаса и настилом.

Все крыши по периметру опираются на стенку резервуара с использованием кольцевого элемента жесткости. Минимальный размер кольцевого уголка должен быть не менее 63*5.

Минимальная номинальная толщина элементов настила должна составлять 4 мм (без учета припуска на коррозию).

Все элементы и узлы крыши должны быть запроектированы таким образом, чтобы максимальные напряжения в них не превышали расчетных (без учета припуска на коррозию).

5.5.2    Самонесущая коническая крыша (рисунок 5.4)

Геометрические параметры самонесущей конической крыши должны удовлетворять следующим требованиям:

-    максимальный и минимальный угол наклона образующей крыши к горизонтальной плоскости должны составлять 30 и 15 градусов соответственно;

-    максимальный диаметр резервуара - 10,5 м.

Крглша    Крыша

Рисунок 5.4

5.5.3Каркасная коническая крыша (рисунок 5.5)

Угол наклона образующей крыши к горизонтальной поверхности должен составлять от 6 градусов (уклон 1:10) до 9,5 градусов (уклон 1:6).

5.5.3.1    Рекомендуется применять каркасные конические крыши двух типов:

-    сборные щитовые, состоящие из соединенных между собой элементов каркаса и настила;

-    с настилом, не приваренным к несущим элементам (каркасу). Щиты и стропила крыш крепятся к стенке резервуара и центральному кольцу.

5.5.3.2    Щиты крыш или полотнища настила свариваются между собой внахлестку сверху непрерывным угловым швом.

5.5.4Каркасная сферическая крыша

5.5.4.1    Самонесущие сферические крыши должны отвечать следующим требованиям:

-    минимальный радиус сферической поверхности равен 0,8D;

-    максимальный радиус - 1,5D; где D - диаметр резервуара.

5.5.4.2    Каркасные крыши могут изготавливаться в виде щитов или раздельно: из элементов каркаса и листов настила.

5.5.4.3    Допускается применение стационарных купольных крыш из алюминиевых сплавов.

5.5.5 Требования к расчету стационарных крыш

5.5.5.1 Общие требования

Проверка несущей способности элементов крыши выполняется в соответствии с ГОСТ 27751, СНиП 2.01.07-85*, СНиП II-23-81*, СНиП 2.09.03-85*.

При проверке используются расчетные значения толщины элементов, определенные как разность номинальных значений толщины, значений минусового допуска на толщину проката и значений припуска на коррозию:

tp = t - А - С.

Для сейсмоопасных районов строительства проверка несущей способности элементов крыши включает и расчет на сейсмическое воздействие, выполняемый в соответствии со СНиП II-7-81*.

При проверке несущей способности элементов крыши следует учитывать коэффициент надежности по ответственности сооружения yn, принимаемый равным:

Yn = 1,1 для резервуаров первого уровня ответственности;

Yn = 1,05 для резервуаров второго уровня ответственности;

Yn = 1,0 для резервуаров третьего уровня ответственности.

Рисунок 5.5

Расчеты прочности и устойчивости элементов крыши могут быть выполнены методом конечного элемента.


5.5.5.2 Самонесущая коническая крыша

Расчетное значение толщины tp настила определяется из условия устойчивости оболочки при действии расчетных нагрузок:

-    от собственного веса;

-    от веса стационарного оборудования на крыше;

-    от собственного веса теплоизоляции на крыше;

-    от веса снегового покрова;

-    от внутреннего относительного разрежения в газовоздушном пространстве резервуара.

При определении значений tp коэффициент условий работы ус принимается равным 0,9.

Номинальное значение толщины настила следует выбирать из сортамента таким образом, чтобы соблюдалось неравенство:

t - А ^ max{tp; tk),

где tk - минимальная конструктивная толщина настила, значения которой приведены в п. 5.5.4.2.

Узел сопряжения крыши со стенкой следует проверить на действие кольцевого растягивающего усилия, возникающего от перечисленных выше нагрузок.

В резервуарах, работающих с избыточным внутренним давлением, узел сопряжения крыши со стенкой необходимо также проверить на действие кольцевого сжимающего усилия, возникающего от избыточного давления. При этом следует учитывать минимальные расчетные значения нагрузок от собственного веса элементов крыши, стационарного оборудования и теплоизоляции.

5.5.5.3 Каркасная крыша

Значение толщины t настила следует выбирать из сортамента так, чтобы:

t - А ^ tk,

где tk - минимальная конструктивная толщина настила, значения которой приведены в п. 5.5.5.2.

Элементы каркаса и узел сопряжения крыши со стенкой следует проверять на прочность от воздействия расчетных нагрузок, перечисленных в п. 5.5.5.2. В резервуарах, работающих с избыточным внутренним давлением, элементы каркаса и узел сопряжения крыши со стенкой необходимо также проверить на устойчивость. Если проектом предусмотрена приварка настила к элементам каркаса крыши двусторонними сварными швами, в расчетное поперечное сечение элементов каркаса следует включать непосредственно прилегающие к ним участки настила.

5.6 Плавающие крыши

5.6.1    Общие требования

5.6.1    Плавающие крыши применяются в резервуарах в районах с расчетным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 2,4 кПа включительно.

5.6.1.1    Плавающие крыши могут быть следующих типов:

-    плавающая крыша однодечной конструкции с герметичными коробами, расположенными по периметру;

-    плавающая крыша двухдечной конструкции, состоящая из герметичных коробов, образующих всю поверхность крыши;

-    плавающая крыша поплавкового типа.

5.6.1.3 Плавающие крыши должны быть запроектированы таким образом, чтобы при заполнении и опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение ее конструктивных элементов, а также технологических элементов и приспособлений, находящихся на днище и стенке резервуара.

5.6.2Расчетные требования

5.6.2.1    Независимо от плотности хранимого в резервуаре продукта плавучесть плавающих крыш должна быть рассчитана на плотность хранимого продукта равную 0,7 т/м .

5.6.2.2    Плавучесть однодечной плавающей крыши должна быть обеспечена при потере герметичности центральной части и двух смежных коробов.

Плавучесть двухдечной крыши должна быть обеспечена при потере герметичности двух соседних коробов.

5.6.2.3    Плавающая крыша должна иметь достаточную прочность, чтобы, находясь на стойках в опорожненном резервуаре, выдерживать нагрузку от собственного веса и временную расчетную распределенную нагрузку равную 2,4 кПа.

5.6.3Конструктивные требования

5.6.3.1    Плавающая крыша должна контактировать с продуктом, чтобы исключить наличие паровоздушной смеси под ней.

5.6.3.2    Центральная часть и каждый короб плавающей крыши должны быть герметичны и соответствующим образом испытаны (вакуум-камерой или проникающей жидкостью).

В верхней части короба должен быть установлен смотровой люк для контроля герметичности. Конструкция крышки и обечайки люка должны исключать попадание осадков внутрь короба.

5.6.3.3    Конструкция плавающих крыш должна обеспечивать сток ливневых вод с поверхности к водозабору с их отводом за пределы резервуара. Водозаборное устройство однодечной плавающей крыши должно иметь обратный клапан, исключающий попадание хранимого продукта на плавающую крышу при нарушении герметичности трубопроводов водоспуска.

Номинальный диаметр основного водоспуска должен быть следующим:

-    для резервуаров диаметром до 30 м - не менее 75 мм;

-    для резервуаров диаметром от 30 до 60 м - не менее 100 мм;

-    для резервуаров диаметром свыше 60 м - не менее 150 мм.

5.6.3.4    Доступ на плавающую крышу должен обеспечиваться лестницей, которая автоматически следует любому положению крыши по высоте. Одним из рекомендуемых типов применяемых лестниц является катучая лестница, которая имеет верхнее шарнирное крепление к стенке резервуара и нижние ролики, перемещающиеся по направляющим, установленным на плавающей крыше. Катучая лестница должна иметь ограждения с двух сторон и самовыравнивающиеся ступени и должна быть рассчитана на вертикальную нагрузку 5 кН, приложенную в средней точке лестницы при нахождении ее в любом рабочем положении.

5.6.3.5 Зазор между внешним краем крыши и стенкой резервуара, а также между патрубками в крыше и направляющими, должен быть уплотнен с помощью затворов.

Материал затворов должен выбираться с учетом совместимости с хранимым продуктом, газоплотности, старения, прочности на истирание, температуры и др. факторов.

5.6.3.6 Плавающие крыши должны иметь опорные стойки, позволяющие фиксировать крышу в положении, при котором возможен свободный проход человека по днищу резервуара под плавающей крышей - около 1800 мм.

По требованию Заказчика плавающие крыши могут иметь опорные стойки, позволяющие фиксировать крышу в двух нижних положениях - рабочем и ремонтном.

Опорные стойки, изготовленные из трубы или другого замкнутого профиля, должны иметь отверстия для обеспечения дренажа.

Для распределения динамических нагрузок, передаваемых плавающей крышей на днище резервуара, под опорными стойками плавающей крыши должны быть установлены стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.

5.6.3.7 Плавающие крыши должны иметь минимум один люк-лаз (световой люк) номинальным диаметром не менее 600 мм, позволяющий осуществлять вентиляцию и вход обслуживающего персонала под плавающую крышу, когда из резервуара удален продукт.

5.6.3.8    По согласованию с Заказчиком плавающие крыши могут иметь аварийные водоспуски дождевой воды непосредственно в хранимый продукт.

5.6.3.9    Для исключения вращения плавающей крыши должны использоваться направляющие в виде перфорированных в нижней части труб, которые одновременно могут выполнять и технологические функции - в них может располагаться устройство для отбора проб или измерения уровня продукта.

5.6.3.10    Все части плавающей крыши, включая катучую лестницу должны быть электрически взаимосвязаны и соединены со стенкой.

5.7 Понтоны

5.7.1    Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Резервуары с понтоном должны эксплуатироваться без внутреннего давления и вакуума.

5.7.2    Основные типы понтонов:

-    мембранные с открытыми или закрытыми коробами, расположенными по периметру;

-    двухдечной конструкции из герметичных коробов, расположенных по всей площади понтона;

-    поплавковые с герметичным настилом;

-    многослойные с применением пенополиуретана с поверхностным покрытием.

5.7.3    Конструкция понтона должна обеспечивать его работоспособность по всей высоте резервуара без перекосов и вращения.

5.7.4    Периферийная стенка (бортик) понтона с учетом его притопления должна превышать уровень продукта не менее чем на 150 мм. Аналогичное превышение должны иметь патрубки понтона.

5.7.5    Пространство между стенкой резервуара и понтоном, а также между патрубками понтона и проходящими сквозь патрубки элементами, должно быть уплотнено с помощью специальных устройств (затворов).

5.7.6    Величина зазора между стенкой резервуара и понтоном должна соответствовать принятой конструкции затвора.

5.7.7    Материал затворов должен выбираться после рассмотрения таких параметров, как температура района строительства резервуара, температура хранимого продукта, проницаемость парами хранимого продукта, прочность на истирание, старение, хрупкость, воспламеняемость и других факторов совместимости с хранимым продуктом.

5.7.8    Конструкция понтона должна обеспечивать расчетный запас плавучести с учетом плотности хранимого продукта. Расчет плавучести понтона при

наличии пустотелых коробов (или поплавков) должен производиться для случая, если два любых короба и центральная часть понтона потеряют герметичность.

5.7.9    Толщина элементов понтона из стали или алюминиевых сплавов должна определяться на основании прочностных и деформационных расчетов, а также с учетом их коррозионной стойкости в конкретных условиях эксплуатации.

5.7.10    Все соединения понтона, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, должны быть плотными и проконтролированы на герметичность. Любой уплотняющий соединение материал должен быть совместим с хранимым продуктом.

5.7.11    Понтон должен быть обеспечен фиксированными либо регулируемым опорами. Нижнее рабочее положение определяется минимальной высотой, при которой конструкции понтона оказываются выше различных устройств, находящихся на стенке или днище резервуара и препятствующих опусканию понтона.

Опоры, изготовленные из замкнутого профиля, должны иметь отверстия в нижней и верхней части для обеспечения дренажа и зачистки.

Во избежание разрушения и нарушения плотности особое внимание должно быть уделено креплению опор к элементам понтона.

5.7.12    Для распределения динамических нагрузок на днище резервуара, под опорами понтона должны быть установлены стальные подкладки, приваренные к днищу резервуара сплошным швом.

5.7.13    Понтон должен быть рассчитан таким образом, чтобы в состоянии наплаву или на опорных стойках он мог безопасно удерживать, по крайней мере, двух человек (2 кН), которые перемещаются в любом направлении; при этом понтон не должен разрушаться, а продукт не должен поступать на поверхность понтона.

5.7.14    Для исключения вращения понтона должны использоваться направляющие в виде труб, которые одновременно могут выполнять технологические функции - в них располагаются измерительное устройство и устройство для отбора проб продукта.

Для исключения вращения понтона могут также использоваться тросовые либо другие конструкции.

5.7.15    Понтоны могут иметь патрубки для установки клапанов, исключающих возникновение перегрузок на настил понтона. Вентиляционные устройства должны быть достаточными для циркуляции воздуха и газов из-под понтона в то время, когда понтон находится на опорах в нижнем рабочем положении в процессе заполнения и опорожнения резервуара. В любом случае (при наличии или отсутствии вентиляционных устройств) скорость заполнения и опорожнения резервуара в режиме нахождения понтона на стойках должна быть минимально возможной для конкретного резервуара.

5.7.16    В стационарной крыше или стенке резервуара с понтоном должны быть предусмотрены вентиляционные патрубки (отверстия), равномерно расположенные по периметру на расстоянии не более 10 м друг от друга (но не менее двух), и один патрубок в центре. Общая открытая площадь этих патрубков (отверстий) должна быть больше или равна 0,06 м на 1 м диаметра резервуара. При эксплуатации резервуара отверстия вентиляционных патрубков должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10*10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных осадков.

5.7.17    В стационарной крыше резервуара с понтоном должны быть установлены смотровые люки и количестве не менее двух для осуществления визуального контроля уплотнения по периметру понтона. Расстояние между люками должно быть не более 20 м.

5.7.18    Все токопроводящие части понтона должны быть электрически взаимосвязаны и соединены с внешней конструкцией резервуара. Это может быть достигнуто при помощи гибких кабелей, идущих от стационарной крыши резервуара к понтону (минимум два, равномерно распределенные). При выборе кабелей следует учитывать их прочность, коррозионную стойкость, электрическое сопротивление, надежность соединений, гибкость и срок службы.

5.7.19    Закрытые короба понтона, требующие визуального контроля и имеющие доступ с верхней части понтона, должны быть снабжены люками с крышками или иными устройствами для контроля за возможной потерей герметичности.

5.8 Патрубки и люки-лазы в стенке

5.8.1    Общие требования

5.8.1.1    Необходимо применять такие конструкции патрубков и люков-лазов, которые обеспечивают прочность и герметичность врезок, эквивалентные стенке резервуара.

5.8.1.2    Зоны врезок патрубков и люков, расположенных в нижних поясах резервуара, подвергаются воздействию усилий и изгибающих моментов от

гидростатического нагружения, нагрузок от трубопроводов, осадок резервуара. Внешние нагрузки от присоединяемых трубопроводов желательно минимизировать с помощью компенсационных устройств. Расчет допускаемых нагрузок на стенку резервуара в зоне врезки патрубка представлен в приложении В.

5.8.1.3    Края отверстий, вырезанных в стенке резервуара, для установки патрубков и люков должны быть очищены и не иметь шероховатостей, превышающих 1 мм, а для конструкций возводимых или эксплуатируемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С - 0,5 мм.

5.8.1.4    Все отверстия в стенке для установки патрубков и люков должны быть усилены накладками (воротниками), располагаемыми по периметру отверстий. Допускается установка патрубков с условным проходом до 50 мм без усиливающих накладок.

Минимальная площадь поперечного сечения накладки (в вертикальном направлении, совпадающем с диаметром отверстия) должна быть не менее произведения величины диаметра отверстия на толщину листа стенки резервуара. Рекомендуется выбирать толщину накладки равную толщине стенки.

Усиление стенки в зонах врезок может не производиться в случае применения в данной зоне стенки вставок - листов большей толщины, которая определяется соответствующим расчетом.

5.8.1.5 Прочность материала накладок предпочтительно должна быть такой же, как и у материала стенки. Допускается применение материала накладок с характеристиками прочности до 80 % от основного металла стенки при условии сохранения эффективности усиления. Использование материала для накладок с прочностью большей, чем у материала стенки не должно учитываться в запас прочности.

5.8.1.6    Патрубки в стенку резервуара должны ввариваться сплошным швом с полным проплавлением стенки.

Катет (Ko) сплошных угловых швов крепления накладки к стенке резервуара в зоне патрубка должен быть равен толщине стенки при t = 4 ^ 6 мм; k = t минус 1 мм при t = 7 ^ 10 мм; k = t минус 2 мм при t = 11 ^ 15 мм; k = t минус 3 мм при t = 16 ^ 22 мм; k = t минус 4 мм при t ^ 23 мм.

5.8.1.7    Усиливающие накладки должны быть снабжены контрольными отверстиями М10, располагаемыми на горизонтальной оси патрубка или люка. В случае изготовления усиливающей накладки из двух частей, сваренных горизонтальным швом, контрольные отверстия (по одному в каждой части накладки) располагаются в средней части по высоте полунакладки.

5.8.2Конструкция патрубков и люков-лазов

5.8.2.1 Рекомендуемые значения условных проходов патрубков составляют: 80, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 700 мм.

Конструктивное исполнение патрубков должно соответствовать таблицам 5.4, 5.5 и рисунку 5.6.

С ганБгл резервуара

Конгп<ш!Л[о:1 offscptTEftrM № е усгаягсаюшейнаклацй

If а *

Ш

[I



Таблица 5.4

Условный проход патрубка, мм

Минимальная толщина обечайки патрубка, То, мм

Минимальное расстояние от стенки до фасадной поверхности фланца L, мм

Диаметр усиливающей накладки Dtf мм

Минимальное расстояние от днища до оси патрубка, Н, мм

с усиливающей кольцевой накладкой

с П-образной усиливающей накладкой

1

2

3

4

5

6

80

5

200

180

200

150

100

5

200

180

250

150

150

6

200

320

300

200

200

6

250

440

340

200

250

8

250

550

390

290

300

8

250

650

450

340

350

10

300

760

500

430

400

10

300

860

550

430

500

12

350

1060

650

530

600

12

350

-

-

600

700

12

350

-

-

600

Таблица 5.5

Параметры

Обозначения

Размеры

Толщина накладки

Т

4 - 6

7 - 10

11 - 15

16 - 22

S 23

Катет углового шва

Ко

4

8

10

12

14

5.8.2.2    Для расчета патрубков и фланцев условное давление указывается в техническом задании на проектирование. Фланцы патрубков должны соответствовать ГОСТ 12820, если иное не оговорено заказом.

5.8.2.3    Резервуары с плавающими крышами и понтонами должны иметь не менее двух люков-лазов в первом поясе стенки, а резервуары с понтонами -также не менее одного люка, расположенного на высоте, обеспечивающей выход на понтон.

5.8.2.4    Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм. Основные параметры и конструкции люков-лазов представлены в таблицах 5.6, 5.7 и на рисунках 5.7, 5.8.

Таблица 5.6 - Основные параметры люков-лазов

Наименование

Обозначение

Размер люка

Dy 600

Dy 800

1

2

3

4

Наружный диаметр крышки и фланца, мм

D

755

975

Диаметр расположения болтов, мм

DB

705

920

Количество болтов, шт.

n

20

24

Номинальный диаметр резьбы болтов, мм

Мб

24

27

Диаметр отверстий под болты, мм

do

26

30

Минимальная толщина крышки, мм

ТК

16

21

Диаметр утолщенной части крышки, мм

Dx

670

880

Диаметр выступа крышки, мм

590

780

Наружный диаметр обечайки, мм

630

820

Do

Минимальная толщина обечайки, мм При толщине стенки резервуара:

То

до 6 мм вкл.

6

свыше 6 до 10 мм вкл.

8

свыше 10 до 15 мм -"-

10

свыше 15 до 22 мм -"-

12

свыше 22 до 26 мм -"-

14

свыше 26 до 32 мм -"-

16

свыше 32 до 38 мм -"-

20

Наружный диаметр усиливающей накладки, мм

Он

1260

1640

Примечание - Параметры фланцев люков в таблице 5.5 принимать по ГОСТ 12820 на условное давление Ру = 0,25 МПа.

I

Вариант I    Вариант    2


1

Вариант 1

П

Возможны два варианта усиливающей накладки люка-лаза овального в первом поясе:

-    до днища (рисунок 5.7);

-    аналогично люку-лазу овальному в третьем поясе (рисунок 5.9).

5.8.2.5 Крышки люков должны быть снабжены поворотным устройством для облегчения открывания и закрывания.

Для овального люка-лаза с усиливающей накладкой до днища резервуара катет углового шва Kf приварки накладки к днищу принимается по таблице

5.7.

Таблица 5.7

Толщина усиливающей насадки Т = t, мм

5 - 10

11 - 15

6

-

2

О

21

-

2

26 - 38

Катет шва Kf, мм

4

6

8

9

12

5.9 Патрубки и люки в крыше

5.9.1    Номенклатура и количество патрубков, предназначенных для установки различного оборудования на крыше резервуара зависят от назначения и объема резервуара и определяются в задании на проектирование.

5.9.2 Рекомендуемые значения условных проходов патрубков составляют: 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400 и 500 мм. Конструктивное исполнение должно соответствовать рисунку 5.10 и таблице 5.8.

Рисунок 5.10

Таблица 5.8

Условный проход патрубка Dy, мм

Толщина обечайки патрубка То, мм

Диаметр усиливающего листа D^ мм

100

5

220

150

5

320

200

5

440

250

6

550

300

6

650

350

6

760

400

6

860

500

6

1060

5.9.3 Фланцы патрубков должны, как правило, соответствовать ГОСТ 12820 и рассчитываться на условное давление Py = 0,25 ^ 1,6 МПа.

5.9.4 Все патрубки в крыше резервуара, эксплуатируемые при избыточном давлении, должны иметь временные заглушки, которые предназначены для герметизации резервуара при проведении испытаний.

5.9.5    Для осмотра внутреннего пространства резервуара, а также для его вентиляции при проведении работ внутри резервуара, каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками, установленными на крыше резервуара (световые люки). Конструктивное исполнение и схема установки люков должны соответствовать рисунку 5.11.

5.10 Зачистные люки и приямки

5.10.1 Придонный зачистной люк

Придонный люк (рисунок 5.12) предназначен для очистки и удаления различных отложений из резервуара. Люк устанавливается в стенке резервуара заподлицо с днищем. Под люк предусматривается специальный фундамент с приямком для сбора удаляемых из резервуара отложений.

5.10.1.1    Основные параметры люка

Рекомендуемый размер (в свету) зачистного люка - 600*900 мм (высота* ширина). Люк имеет прямоугольную форму со скругленными верхними углами радиусом равным половине высоты люка.

Допускается использование зачистных люков размером 600*600 мм и 900*1200 мм (в зависимости от диаметра резервуара).

5.10.1.2    Толщина листа усиления обечайки люка должна превышать расчетную толщину листов нижнего пояса на 3 мм. Высота (h) листа усиления должна составлять 1,5 высоты люка. Ширина (L) листа усиления должна составлять 2,5 ширины люка.

0 640

Рисунок 5.11

ЛнсгиеТйчч

5.10.1.3 Лист днища (окрайка) в зоне врезки зачистного люка должен быть утолщенным.

Минимальная толщина листа окрайки днища в зоне зачистного люка (t0d) определяется по таблице 5.9 (без учета припуска на коррозию).

Таблица 5.9

Размер зачистного люка, мм (высотахширина)

Высота стенки резервуара, м

12 м

15 м

18 м

600x900

20,0

22,0

23,0

5.10.1.4 Материал обечайки люка, усиливающего листа стенки и утолщенного листа окрайки днища принимать в соответствии с требованиями раздела 4. 5.10.2Приямок для зачистки

Устанавливается в днище резервуара и предназначен для сбора и удаления продукта или подтоварной воды в случае хранения нефтепродуктов.

5.10.2.1    В резервуарах с плоскими или коническими днищами с уклоном от центра к периферии круглый приямок располагается рядом со стенкой на расстоянии не менее 600 мм от края приямка до стенки или окрайки.

В резервуарах с коническим днищем с уклоном к центру приямок располагается в центре днища. Конструкция приямка представлена на рисунке 5.13.

5.10.2.2    Диаметр, глубина и количество приямков определяются исходя из требований технологического процесса хранения продукта и количества подтоварной воды для нефтяных резервуаров.

Рисунок 5.13

5.10.3Лотковый зумпф зачистки

Лотковый зумпф зачистки (рисунок 5.14) устанавливается под днищем резервуара в специальном приямке под стенкой резервуара и предназначен для очистки резервуара от всевозможных отложений и загрязнений.

Требования к материалу лоткового зумпфа должны соответствовать требованиям к материалу стенки резервуара.

5.11 Лестницы, площадки, переходы

5.11.1 Лестницы для подъема на резервуар могут выполняться отдельно стоящими, с опиранием на собственный фундамент, или кольцевыми -полностью опирающимися на стенку резервуара. Крепление отдельно стоящих лестниц к резервуару должно выполняться в уровне верхнего пояса стенки или к верхнему элементу жесткости и должно учитывать перемещение конструкций при возможной осадке оснований. Шахтные лестницы крепятся к фундаментам с помощью анкерных болтов.

Группы соседних резервуаров могут быть соединены между собой переходами. На каждую группу резервуаров должно быть, по крайней мере, 2 лестницы (по одной с противоположных сторон группы).

Рисунок 5.14

5.11.2 Лестницы должны соответствовать следующим требованиям:

-    ступени должны выполняться из перфорированного или рифленого металла, препятствующего скольжению и иметь бортовую обшивку высотой 150 мм, препятствующую проскальзыванию ноги;

-    минимальная ширина лестницы - 650 мм;

-    максимальный угол по отношению к горизонтальной поверхности - 50 градусов;

-    минимальная ширина ступеней - 200 мм;

-    высота ступеней по всей высоте лестницы должна быть одинаковой и не превышать 250 мм; ступени должны иметь уклон вовнутрь 2 ^ 5 градусов.

-    поручень лестницы должен соединяться с поручнем переходов и площадок без смещения; конструкция поручня должна выдерживать нагрузку 0,9 кН, приложенную в верхней точке ограждения; высота поручня - 1 м;

-    конструкция лестницы должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН;

-    максимальное расстояние между стойками ограждения, измеренное вдоль поручня - 2,5 м;

-    поручни должны располагаться с обеих сторон кольцевой лестницы, если зазор между стенкой резервуара и лестницей превышает 200 мм, при этом зазор между настилом промежуточной площадки лестницы и стенкой резервуара не должен превышать 150 мм;

-    кольцевые лестницы должны полностью закрепляться на стенке резервуара, а нижний марш не должен доходить до земли на 250 мм;

-    при полной высоте лестницы более 9 м конструкция лестницы должна включать промежуточные площадки, разница вертикальных отметок которых не должна превышать 6 м.

Вертикальные стремянки обычно не рекомендуются, но если они используются, то должны иметь безопасную клетку (ограждение) при высоте стремянки более 3 метров.

5.11.3 Площадки, переходы и ограждения должны выполняться с учетом следующих требований:

-    переходы должны быть снабжены перилами с открытых сторон;

-    на резервуарах со стационарной крышей должны быть установлены площадки обслуживания для обеспечения доступа к местам, где расположено оборудование, требующее регулярной проверки или использования;

-    ограждение должно устанавливаться по всему периметру крыши, а также по наружной (от центра резервуара) стороне площадок;

-    переходы, соединяющие любую часть резервуара с любой частью соседнего резервуара, либо другой отдельно стоящей конструкцией, должны иметь опорные устройства, допускающие свободное перемещение соединяемых конструкций;

-    настил площадок и переходов должен изготавливаться из перфорированного металла, препятствующего скольжению;

-    минимальная ширина площадок и переходов на уровне настила - 700 мм;

-    высота верхнего поручня ограждения над уровнем настила должна быть не менее 1,25 м;

-    расстояние между продольными планками должно быть не более 400 мм;

-    минимальная высота бортовой (нижней) полосы ограждения - 80 мм;

-    площадки, расположенные на высоте должны иметь бортик высотой не менее 150 мм с зазором 10 мм для стока воды;

-    максимальный зазор между бортовой полосой и уровнем настила - 20 мм;

-    высота от уровня настила до средней полосы ограждения - около 0,5 м;

-    максимальное расстояние между стойками ограждения - 2,5 м;

-    конструкция площадок и переходов должна выдерживать сосредоточенный груз 4,5 кН;

-    ограждение должно выдерживать нагрузку 0,90 кН, приложенную в любом направлении к любой точке поручня.

5.12 Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара

5.12.1    Конструктивные элементы, присоединяемые к стенке резервуара, подразделяются на временные (технологические приспособления) и постоянные.

5.12.2    Временные конструктивные элементы должны быть удалены до гидравлических испытаний, а возникающие при этом повреждения или неровности поверхности должны быть устранены зачисткой абразивным инструментом.

Зачистка поверхности допускается на глубину, не выводящую толщину проката за пределы минусовых допусков.

5.12.3    Постоянные конструктивные элементы не должны препятствовать горизонтальному перемещению стенки (особенно в зоне нижних поясов) при эксплуатации.

5.12.4    Присоединение конструктивных элементов к стенке должно удовлетворять следующим требованиям:

-    катет угловых швов крепления конструктивных элементов должен определяться толщиной стенки и привариваемых элементов и не должен превышать 12 мм;

-    постоянные конструктивные элементы должны располагаться не ближе 5-ти номинальных толщин стенки от оси горизонтальных швов стенки и днища резервуара, и не ближе 10-ти номинальных толщин стенки от оси вертикальных швов стенки, а также от края любого другого постоянного конструктивного элемента на стенке;

-    приварка постоянных конструктивных элементов должна производиться через листовые накладки со скругленными углами, которые привариваются сплошным швом по всему контуру;

-    временные конструктивные элементы должны привариваться на расстоянии более 50 мм от сварных швов стенки.

5.13 Анкерное крепление стенки

5.13.1    Анкерное крепление стенки резервуаров производится в тех случаях:

-    если максимальное избыточное давление превышает суммарный вес стенки резервуара и крыши;

-    если момент опрокидывания резервуара относительно наружного контура стенки от воздействия расчетной ветровой нагрузки при совместном воздействии внутреннего избыточного давления превышает восстанавливающий момент от веса стенки и крыши;

-    при сейсмических воздействиях.

5.13.2    Возможные конструкции анкерного крепления представлены на рисунке 5.15.

5.13.3    Анкерные болты должны быть равномерно затянуты по окончании выдержки под нагрузкой при полном заливе резервуара водой в процессе гидравлических испытаний.

Должны быть предусмотрены средства для предотвращения отвинчивания гаек, например, установка контргаек.

Минимальный диаметр анкерных болтов должен составлять 24 мм.

5.13.4    Количество анкерных болтов и расстояние между ними определяются расчетом.

\ Закладная деталь” фундамент

Рисунок 5.15

6    Общие требования к изготовлению конструкций

6.1    Заводское изготовление конструкций резервуаров по настоящему стандарту должно производиться на основании:

-    рабочих (деталировочных) чертежей КМД элементов конструкций резервуаров, разработанных в соответствии с проектом КМ;

-    утвержденных в установленном порядке технологических карт на сборку и сварку элементов, обеспечивающих выполнение требований настоящего стандарта.

6.2    Настоящий стандарт предусматривает заводское изготовление и последующий монтаж листовых конструкций резервуаров с использованием следующих технологических методов:

-    метода рулонирования;

-    метода полистовой сборки;

-    комбинированного метода.

6.3    Методом рулонирования могут изготавливаться листовые конструкции стенки, днища резервуара, мембраны плавающей крыши или понтона, настила стационарной крыши. Изготовление этих конструкций осуществляется в виде рулонируемых полотнищ, свернутых в габаритные для транспортировки рулоны.

6.4    При полистовой сборке резервуаров элементы конструкций поставляются с завода-изготовителя в виде габаритных отправочных марок - сборочных единиц и деталей.

6.5    Требования к точности изготовления элементов конструкций.

6.5.1    Предельные отклонения линейных размеров и формы нерулонируемых конструкций, обеспечивающие собираемость конструкций на монтаже, должны соответствовать 4-му классу по ГОСТ 21779.

6.5.2 При сборке конструкций не должно допускаться изменение их формы, не предусмотренное технологическим процессом, а при кантовке и транспортировании - остаточное деформирование их.

Сборка конструкций, как правило, должна производиться в кондукторах.

6.5.3    При сборке конструкций в новых, ранее не использовавшихся кондукторах Изготовитель должен произвести контрольную сборку следующих конструкций резервуара (в объеме, не менее указанного в проекте КМ):

-    центрального щита, радиальных и опорных элементов стационарных крыш;

-    коробов понтонов и плавающих крыш.

6.5.4    Предельные    отклонения ширины полотнища от проектного размера не должны превышать, в мм:

±11 - при ширине    полотнища до 9 м;

±16 - при ширине    полотнища от 9 до 15 м вкл.;

±19 - при ширине    полотнища свыше 15 м.

6.5.5    Для полотнищ стенок выступы отдельных деталей на нижней кромке не должны быть более 1 мм, на верхней кромке - 3 мм.

6.5.6    Полотнища не должны иметь угловых деформаций стыков более 12 мм на длине 1000 мм, в том числе и стыков, выходящих на свободные кромки полотнищ.

6.5.7    Рулонируемые полотнища стенок резервуаров должны иметь технологический припуск по длине, обеспечивающий сборку монтажных стыков стенки и выполнение требований по предельным отклонениям диаметра стенки.

7    Требования к проекту производства работ на монтаж резервуаров

7.1    Состав ППР

7.1.1    Проект производства работ должен состоять из следующих основных разделов:

•    пояснительная    записка;

•    план монтажной площадки;

•    ведомость грузоподъемного оборудования;

•    ведомости монтажных приспособлений, сварочного оборудования, материалов и инструментов;

•    график производства монтажных работ;

•    технологические карты монтажа всех конструктивных элементов резервуара;

•    проект производства сварочных работ;

•    предельные допуски на геометрические отклонения конструктивных элементов резервуара;

•    технологическую карту прочностных испытаний;

•    журнал пооперационного контроля качества монтажно-сварочных работ.

7.1.2 Пояснительная записка к ППР должна содержать:

-    краткую характеристику монтируемого объекта;

-    требования к устройству монтажной площадки;

-    условия поставки и приемки конструкций резервуара в монтаж;

-    технологическую последовательность монтажа и сварки металлоконструкций резервуара;

-    описание основных технологических операций;

-    технологию выполнения сварочных работ;

-    программу контроля качества сварных соединений;

-    требования к качеству сварных соединений,

-    технологию проведения прочностных испытаний;

-    требования безопасности труда при выполнении монтажных и сварочных работ.

7.2. Требования по обеспечению точности геометрических параметров резервуара

7.2.1 Технология сборки и сварки элементов металлоконструкций должна обеспечить требуемую настоящим стандартом геометрическую точность всех конструктивных элементов резервуара. Предельные отклонения геометрических параметров смонтированного резервуара указаны в таблице 7.1.

Таблица 7.1

№ п/п

Наименование параметров

Предельное отклонение (мм) при диаметре резервуара

Примечания

до 12 м

св. 12 м до 25 м

св. 25 м до 40 м

более 40 м

1

2

3

4

5

6

7

1

Днище резервуара

1 Высота местных выпучин или вмятин центральной части днища

f ^ 0,1R ^ 120

f - максимальная стрелка вмятины или выпучины на днище, мм,

R - радиус вписанной окружности на любом участке выпучины или вмятины, мм.

Резкие перегибы и складки - не допускаются

2 Угловатость радиальных сварных швов кольца окраек (стрелка прогиба на базе 0,5 м)

±5

3 Зазор между внутренней кромкой окраечного листа днища и основанием

40

4 Разность высотных отметок наружного контура днища в любых соседних точках на расстоянии 6 м;

Разность высотных отметок любых точек наружного контура днища

15

20

15

30

15

30

15

50

2

Стенка

1 Внутренний диаметр на уровне 300 мм от днища

0,002R 0,0025R

Измерение в четырех диаметрах под углом 45°

2 Отклонение от вертикали образующих стенки (Н - расстояние от днища до точки измерения)

1/200Н + 10

Измерения через каждые 6 м по всему периметру стенки

3 Локальные отклонения от проектной формы

±15

Измерения производить вертикальной рейкой и шаблоном проектного радиуса на базе 1 м

4 Угловатость сварных швов Резервуары, работающие с цикличностью

-    N ^ 100 ц/год

-    N > 100 ц/год

f ^ 0,7t по расчету

Измерения производить шаблоном на базе 1000 мм

3

Стационарная крыша

Разность отметок смежных узлов верха радиальных балок

20

4

Понтоны или плавающая крыша

1 Отметки верхней кромки наружного кольцевого листа:

-    разность отметок соседних точек на расстоянии 6 м по периметру;

-    разность отметок любых других точек

43

О о

2 Отклонение наружного кольцевого листа от вертикали на высоту листа

±10

Измерения производить через каждые 6 м по периметру

3 Отклонение направляющих от вертикали на всю высоту направляющих Н, мм. В радиальном и тангенциальном направлениях

1/1000Нн

4 Зазор между верхней кромкой наружного бортового листа и стенкой резервуара

10

Измерения производить через каждые 6 м по периметру (положение понтон на днище)

5 Зазор между направляющей и патрубком в понтоне или коробке плавающей крыши (положение понтон на днище)

15

6 Отклонение опорных стоек от вертикали при опирании на них понтона или плавающей крыши

30

7.2.2Монтаж люков и патрубков

При разметке мест установки люков и патрубков в стенке резервуара должны выполняться требования по допускаемым расстояниям между сварными швами.

До выполнения проектных швов приварки люков и патрубков должны контролироваться предельные отклонения расположения люков и патрубков в стенке резервуара в соответствии с таблицей 7.2.

Таблица 7.2

№ п/п

наименование параметра

предельные отклонения, мм

для люков

для патрубков

1

Отметка высоты установки

±10

±6

2

Расстояние от наружной поверхности фланца до стенки резервуара

±10

±5

3

Отклонение оси патрубка от проектного положения (поворот), измеренное по наружной поверхности фланца

6 мм

4

Поворот главных осей фланца в вертикальной плоскости

±5°

±5°

8 Сварка резервуаров и контроль качества сварных соединений

8.1    Общие требования

8.1.1    Требования к сварным соединениям должны формулироваться на всех стадиях разработки рабочей проектной документации: в проекте КМ, проекте производства монтажных и сварочных работ, а также при составлении технологических карт на сварку.

8.1.2    Технологические процессы заводской и монтажной сварки должны обеспечивать получение сварных соединений, удовлетворяющих требованиям проекта КМ, а также соответствующих настоящему стандарту по предельно допустимым размерам и видам дефектов.

8.1.3    Технология сварки и применяемые сварочные материалы должны обеспечивать механические свойства сварных соединений не ниже свойств, требуемых настоящим стандартом.

8.1.4    На стадии разработки конструкции резервуара (проекта КМ) должны быть определены:

•    конструктивная форма сварных соединений всех элементов резервуара, подлежащих сварке;

•    требования к механическим свойствам сварных соединений основных конструктивных элементов и узлов;

•    дифференцированно, в зависимости от уровня напряжений и условий работы соединений, назначена категория (класс) сварных швов, определяющая допускаемый уровень их дефектности (допускаемые размеры, вид и количество допускаемых внешних и внутренних дефектов);

•    объем контроля физическими методами сварных соединений корпуса резервуара.

8.1.5    При разработке проекта технологии монтажа и сварки резервуара должны быть определены:

•    способы сварки для выполнения всех монтажных сварных соединений резервуара и требования к сварочному оборудованию;

•    геометрические параметры кромок соединяемых элементов и требования по их подготовке к сварке;

•    сварочные материалы для выполнения всех типов сварных соединений;

•    последовательность выполнения сварных соединений;

•    технология выполнения монтажных сварных соединений резервуара;

•    мероприятия по ограничению сварочных деформаций и перемещений свариваемых элементов;

•    мероприятия по обеспечению требуемого качества сварных соединений при сварке в условиях пониженной температуры.

8.1.6    При разработке технологических карт на заводскую или монтажную сварку конструктивных элементов резервуара должны быть выбраны:

•    форма подготовки кромок под сварку;

•    сварочные материалы;

•    последовательность сварки;

•    режимы и техника сварки;

•    количество проходов сварного шва и порядок их выполнения;

•    мероприятия по ограничению сварочных деформаций и перемещений свариваемых элементов.

8.1.7    В случаях, когда в рабочей документации КМ предусмотрена термическая обработка каких-либо сварных соединений резервуара, в ППР следует разработать технологию ее выполнения, включая способ, режимы термообработки, указания по контролю качества термообработанных соединений.

8.1.8    В ППР должна быть разработана программа контроля качества сварных соединений, включающая способы и объемы контроля каждого сварного соединения резервуара.

8.2 Классификация сварных соединений резервуаров

В проектной документации для различных типов сварных соединений должны быть указаны способы сварки, методы и объем контроля.

В зависимости от уровня ответственности резервуара и условий его эксплуатации все типы сварных соединений подразделяются на 3 категории качества (табл. 8.1).

I    - высокий уровень качества;

II    - средний уровень качества;

III    - удовлетворительный уровень качества.

Таблица 8.1

| Категории сварных |    |

соединений

Типы сварных соединений и характеристика условий эксплуатации резервуара

I

1 Вертикальные и горизонтальные стыковые швы стенки 4-х нижних поясов резервуаров:

1.1    работающих при цикличности заполнения опорожнения - 200 циклов в год и более;

1.2    в климатических районах строительства с температурой наиболее холодных суток - минус 50 °С и ниже;

1.3    в зонах высокой сейсмичности (8 баллов и выше);

1.4    изготовленных из высокопрочных сталей (©0 2 ^ 450 МПа)

2    Вертикальные и горизонтальные стыковые швы 1 - 4 поясов стенки резервуаров I и II уровней ответственности, не вошедших в п. 1.

3    Стыковые швы листов окраек днища резервуаров I уровня ответственности.

4    Сварные швы врезок патрубков и люков в стенку резервуара (1 - 4 пояса) I и II уровней ответственности.

5    Радиальные стыковые швы элементов опорных, ветровых и промежуточных колец жесткости резервуаров I и II уровней ответственности.

6    Уторный внутренний шов сопряжения стенки с днищем резервуаров I и II уровней ответственности

II

7    Вертикальные и горизонтальные стыковые швы стенки резервуаров с 5 пояса и выше, не вошедшие в п. 1, 2 и все пояса резервуаров III уровня ответственности.

8    Сварные соединения врезок патрубков и люков в стенку и крышу резервуаров, не вошедшие в п. 4.

9    Уторный шов сопряжения стенки с днищем резервуаров III уровня ответственности и уторный наружный шов резервуаров I, II и III уровней ответственности.

10    Сварные соединения коробов и сопряжения коробов с мембранной центральной части понтонов и плавающих крыш.

11    Сварные швы каркасов и несущих балок щитов стационарных крыш

III

12    Швы крепления листов усиления врезок люков и патрубков к стенке резервуара.

13    Швы крепления вспомогательных элементов к стенке резервуара.

14    Сварные соединения центральной части днища.

15    Сварные соединения мембран центральной части понтонов и плавающих крыш.

16    Сварные соединения настила стационарных крыш.

17    Сварные швы вспомогательных конструкций.

8.3    Конструктивные требования к сварным соединениям

Требования к конструкции сварных соединений, форма разделки свариваемых кромок, геометрические параметры и форма сварных швов элементов резервуара должны соответствовать параметрам, приведенным в приложении Б.

8.4    Рекомендуемые способы сварки

8.4.1    При заводском изготовлении резервуарных конструкций основными способами сварки являются автоматизированная сварка под флюсом для листовых конструкций и механизированная сварка в углекислом газе или в смеси газов на основе аргона для решетчатых конструкций и оборудования. При автоматизированной сварке под флюсом резервуарных полотнищ необходимым является оснащение сварочного оборудования системами слежения электрода за стыком.

8.4.2    Рекомендуемые способы сварки для различных типов сварных соединений при сооружении резервуаров из рулонных заготовок, а также резервуаров, монтируемых полистовым методом, приведены в таблицах 8.2, 8.3.

Таблица 8.2 - Рекомендуемые способы монтажной сварки резервуаров, сооружаемых из рулонированных полотнищ

Сварное соединение

Рекомендуемый способ сварки

Стыковые соединения окраек днища

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

Соединения элементов центральной части днища

1    Механизированная сварка порошковой проволокой

2    Механизированная сварка в углекислом газе

3    Автоматизированная сварка под флюсом

Монтажные стыки стенки

Механизированная сварка в углекислом газе

Уторные швы в сопряжении стенки и днища

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

3    Автоматизированная сварка под флюсом

Сварные соединения каркаса крыши при укрупнении в блоки

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Ручная дуговая сварка

Соединения люков, патрубков, усиливающих листов на стенке и на крыше

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Сварка порошковой проволокой

Сварные соединения опорных узлов в сопряжении крыши со стенкой и колец жесткости

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Ручная дуговая сварка

Сварные соединения настила крыши

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

Сварные соединения понтонов или плавающих крыш

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

3    Сварка под флюсом

Примечание - При сварке в углекислом газе в условиях ветра необходимо применять технологию, обеспечивающую повышение устойчивости защитной струи газа и стойкости к порообразованию, или применять заграждения от ветра.

Таблица 8.3 - Рекомендуемые способы сварки цилиндрических резервуаров, сооружаемых полистовым способом

Сварное соединение

Рекомендуемый способ сварки

Соединения окраек днища

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

Соединения элементов центральной части днища

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

3    Автоматизированная сварка под флюсом

Уторные швы в сопряжении стенки днища

1    Автоматизированная сварка под флюсом

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

3    Механизированная сварка в углекислом газе

Вертикальные соединения стенки

1    Механизированная сварка порошковой проволокой

2    Автоматизированная сварка порошковой проволокой

3    Механизированная сварка в углекислом газе

4    Автоматизированная сварка с принудительным формированием шва порошковой проволокой

Г оризонтальные соединения стенки

1    Автоматизированная сварка под флюсом

2    Механизированная сварка в углекислом газе

3    Сварка порошковой проволокой с полупринудительным формированием шва

Соединение люков, патрубков и их усиливающих листов на стенке и на крыше

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

Сварные соединения каркаса крыши, опорных колец и колец жесткости

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Ручная дуговая сварка

Соединения настила крыши

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

Сварные соединения понтонов или плавающих крыш

1    Механизированная сварка в углекислом газе

2    Механизированная сварка порошковой проволокой

3    Сварка под флюсом

Примечания - При сварке в углекислом газе в условиях ветра необходимо применять технологию, обеспечивающую повышение устойчивости защитной струи газа и стойкости к порообразованию, или применять заграждения от ветра.

8.4.3 Применение ручной дуговой сварки при сооружении резервуаров должно быть ограничено из-за относительно высокого уровня удельного тепловложения, приводящего к повышенным сварочным деформациям, а также сравнительно низкой эффективности.

8.5 Контроль качества сварных соединений

8.5.1    Общие требования

При сооружении резервуаров применяются следующие виды контроля качества сварных соединений:

-    механические испытания сварных соединений образцов-свидетелей;

-    визуальный контроль;

-    измерительный, с помощью шаблонов, линеек, отвесов, геодезических приборов и т.д.;

- контроль герметичности (непроницаемости) сварных швов с использованием проб «мел-керосин», вакуумных камер, избыточного давления воздуха или цветной дефектоскопии;

- физические - для выявления наличия внутренних дефектов: радиография или ультразвуковая дефектоскопия, а для контроля наличия поверхностных дефектов с малым раскрытием - магнитография или цветная дефектоскопия;

-    гидравлические и пневматические прочностные испытания конструкции резервуара.

В рабочей документации должны быть указаны способы, объемы и нормы контроля качества сварных соединений.

8.5.2Визуальный и измерительный контроль

8.5.2.1    Визуальный и измерительный контроль должен осуществляться в соответствии с РД 03-606-03 Госгортехнадзора России.

8.5.2.2    Визуальному контролю должны подвергаться 100 % длины всех сварных соединений резервуара.

8.5.2.3    По внешнему виду сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям:

-    по форме и размерам швы должны соответствовать проекту;

-    швы должны иметь гладкую или равномерно чешуйчатую поверхность (высота или глубина впадин не должна превышать 1 мм);

-    металл шва должен иметь плавное сопряжение с основным металлом;

-    швы не должны иметь недопустимых внешних дефектов.

8.5.2.4    К недопустимым внешним дефектам сварных соединений резервуарных конструкций относятся трещины любых видов и размеров, несплавления, наплывы, грубая чешуйчатость, наружные поры и цепочки пор, прожоги и свищи.

Подрезы основного металла допускаются не более величин, указанных в таблице 8.4.

Таблица 8.4

Сварное соединение

Допускаемая величина подреза при уровне ответственности резервуара

III-й

II-й

I-й

Вертикальные поясные швы и соединение стенки с днищем

5 % толщины, но не более 0,5 мм

не более 0,5 мм

не более 0,3 мм

Г оризонтальные соединения стенки

5 % толщины, но не более 0,8 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

5 % толщины, но не более 0,5 мм

Прочие соединения

5 % толщины, но не более 0,8 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

5 % толщины, но не более 0,6 мм

Примечание - Длина подреза не должна превышать 10 % длины шва.

8.5.2.5 Выпуклость швов стыковых соединений не должна превышать значений, указанных в таблице 8.5. Таблица 8.5

Толщина листов, миллиметры

Максимальная величина выпуклости, миллиметры

вертикальных соединений стенки

прочих соединений

до 12 вкл.

1,5

2,0

свыше 12

2,0

3,0

8.5.2.6 Для стыковых соединений из деталей одной толщины допускается смещение свариваемых кромок относительно друг друга не более: для деталей толщиной до 10 мм - 1,0 мм;

-    для деталей толщиной более 10 мм - 10 % толщины, но не более 3 мм.

8.5.2.7    Выпуклость или вогнутость углового шва не должна превышать более чем на 20 % величину катета шва.

8.5.2.8    Уменьшение катета углового шва допускается не более 1 мм. Увеличение катета углового шва допускается не более следующих значений:

-    для катетов до 5 мм - 1,0 мм;

-    для катетов свыше 5 мм - 2,0 мм.

8.5.2.9    В местах пересечения сварных швов и в местах исправления дефектов необходимо обеспечивать минимальную концентрацию напряжений за счет обеспечения плавного сопряжения шва с основным металлом и уменьшения его выпуклости.

8.5.3 Контрол ь гермети чности

Контролю герметичности подлежат все сварные швы, обеспечивающие герметичность резервуара, а также плавучесть понтона или плавающей крыши. Контроль герметичности сварных соединений производится с использованием метода «мел-керосин», избыточного давления или вакуумным способом.

8.5.4Контроль радиографический

8.5.4.1    Радиографический контроль применяется для контроля стыковых сварных швов стенки и окраек днищ в зоне сопряжения со стенкой резервуара.

8.5.4.2    Контроль радиографический (рентгенографированием или гаммаграфированием) должен производиться в соответствии с ГОСТ 7512.

При заводском изготовлении резервуарных конструкций вместо радиографического контроля может применяться рентгенотелевизионный контроль по ГОСТ 27947.

8.5.4.3    Оценка внутренних дефектов сварных швов должна производиться по ГОСТ 23055 и должна соответствовать: для резервуаров III уровня ответственности - 6-му классу;

для резервуаров II уровня ответственности - 5-му классу; для резервуаров I уровня ответственности - 4-му классу.

8.5.5 Ультразвуковая дефектоскопия

8.5.5.1 Ультразвуковая дефектоскопия производится для выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, шлаковых включений, газовых пор) и определения количества дефектов, их эквивалентной площади, условной протяженности и координат расположения.

8.5.5.2    Ультразвуковая дефектоскопия должна проводиться в соответствии с ГОСТ 14782.

8.5.6Магнитопорошковая или цветная дефектоскопия

8.5.6.1    Контроль магнитопорошковой или цветной дефектоскопией производится с целью выявления поверхностных дефектов основного металла и сварных швов. Магнитопорошковой или цветной дефектоскопии подлежат:

-    сварные швы соединения стенки с днищем резервуаров;

-    сварные швы приварки люков и патрубков к стенке резервуаров;

-    места на поверхности листов стенок резервуаров из стали с пределом текучести свыше 345 МПа, в зонах удаления технологических приспособлений.

8.6 Классификация и нормирование дефектов

8.6.1    Методы контроля, классификация и объем контроля сварных соединений элементов резервуара приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6

Тип сварного соединения Зона контроля

Контроль сварных соединений элементов резервуара при уровне ответственности резервуара

I

II

III

метод

класс дефектности

объем

контроля

метод

класс дефектности

объем

контроля

метод

класс дефектности

объем

контроля

1

2

3

4

5

б

7

8

9

10

1

Верт. соед.

Рентген или УЗД

4

100 % "

Рентген или УЗД

4

50 %

Рентген или УЗД

4

25 %

Г ориз. соед.

-"-

5

10 %

-"-

5

5 %

-"-

5

2 %

2

Верт. соед.

-"-

4

25 %

-"-

4

15 %

-

-

-

Г ориз. соед.

-"-

5

5 %

-"-

5

2 %

-

-

-

3

-"-

4

100 %

-"-

5

250 мм

Рентген или УЗД

5

250 мм

4

« 2 го Ч УЦ

4

100 %

УЗД

ЦД

4

100 %

-

-

-

5

Рентген или УЗД

4

100 %

-"-

4

100 %

-

-

-

6

Пузырьковый

100 %

Пузырьковый

100 %

-

-

-

7

Верт. соед.

Рентген или УЗД

5

10 %

5

5 %

5

25 %3) 5 %

Г ориз. соед.

-"-

5

5 %

-"-

5

2 %

-"-

5

2 %

8

Стенка

-

-

-

-

-

-

УЗД

5

100 %

Крыша

ЦД

100 %

ЦД

100 %

ЦД

100 %

9

Внутрен.

-

-

-

-

Пузырьковый

100 %

Наружн.

Капиллярный

100 %

Капиллярный

100 %

Капиллярный

100 %

10

Пузырьковый

100 %

Пузырьковый

100 %

Пузырьковый

100 %

11

ВИК

100 %

ВИК

100 %

ВИК

100 %

12

Изб. давл.

100 %

Изб. давл.

100 %

Изб. давл.

100 %

13

ВИК

100 %

ВИК

100 %

ВИК

100 %

14

Пузырьковый

100 %

Пузырьковый

100 %

Пузырьковый

100 %

15

-"-

100 %

-"-

100 %

-"-

100 %

16

ВИК

100 %

ВИК

100 %

ВИК

100 %

17

-"-

100 %

-"-

100 %

-"-

100 %

Примечания

1)    Объем контроля выражен в процентах от общей длины конкретного сварного соединения.

2)    ЦД - цветная дефектоскопия.

3)    25 % относится к поясам 1 - 4,5 %- остальные пояса.

Если в сварном соединении установлен уровень дефектности более 10 %, то объем контроля таких швов удваивается.

9 Основные требования к испытанию резервуаров

9.1    Все резервуары со стационарной и плавающей крышей должны быть подвергнуты гидравлическому испытанию. Резервуары со стационарной крышей без понтона, эксплуатируемые с установленными на крыше дыхательными клапанами, должны быть испытаны на внутреннее избыточное давление и вакуум.

9.2    Испытание должно проводиться в соответствии с технологической картой испытаний, которая должна быть составной частью проекта производства работ (ППР).

9.3    Гидравлическое испытание следует проводить наливом воды на проектный уровень залива продукта или до уровня контрольного патрубка, который предусмотрен для ограничения высоты наполнения резервуара. Налив воды следует осуществлять ступенями по поясам с промежутками времени, необходимыми для выдержки и проведения контрольных осмотров и замеров.

9.4    Испытание следует производить при температуре окружающего воздуха не ниже плюс 5 °С. При испытаниях резервуаров при температуре ниже плюс 5 °С должна быть разработана программа испытаний, предусматривающая мероприятия по предотвращению замерзания воды в трубах, задвижках, а также обмерзания стенки резервуара.

9.5    Резервуар, залитый водой до верхней проектной отметки, выдерживается под этой нагрузкой в течение следующего времени (если в проекте нет

других указаний):

3

-    резервуар объемом до 20000 м - не менее 24 часов;

-    резервуар объемом 20000 м3 и выше - не менее 72 часов.

Резервуар считается выдержавшим гидравлическое испытание, если в течение указанного времени на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи и если уровень воды не снижается, а отметка фундамента (основания под окрайкой) не изменяется. В процессе и после окончания гидравлических испытаний, при залитом до проектной отметки водой резервуаре, производят замеры отклонений образующих от вертикали, замеры отклонений наружного контура днища для определения осадки основания (фундамента).

Предельные отклонения геометрических параметров резервуара должны соответствовать требованиям, указанным в таблице 7.1.

9.6    Испытание резервуаров со стационарной крышей без понтонов на внутреннее избыточное давление и вакуум проводят после гидравлического испытания.

Избыточное давление принимается на 25 %, а вакуум - на 50 % больше проектной величины, если в проекте нет других указаний. Продолжительность нагрузки 30 минут.

В процессе испытания резервуара на избыточное давление производят контроль 100 % сварных швов стационарной крыши резервуара.

9.7    Требования по технологии и порядку проведения испытаний представлены в СТО 02494680-0044-2004.

9.8    После окончания испытаний проводится диагностирование резервуара с целью установления его фактического технического состояния и уточнения проектного срока службы.

Программа и объем диагностирования устанавливается представителями авторского (КМ, ППР) и независимого технического надзора.

10 Долговечность и регламент обслуживания резервуаров

10.1 Долговечность (срок службы) резервуаров на стадии проектирования обеспечивается выбором материала, учетом характера температурных, силовых и коррозионных воздействий, включая климатические и технологические, нормированием дефектов сварных соединений, использованием современных методов расчета, выбором оптимальных конструктивных решений, методов изготовления и монтажа конструкций, способов защиты от коррозии.

10.2    Отклонения от требований проектной документации и руководящих документов надзорных органов приведут к изменению (уменьшению) проектного срока службы сооружения. Решение по вопросам исправления допущенных отклонений или изменения технологических режимов эксплуатации резервуара, с целью обеспечения срока его службы, принимает заказчик.

10.3    Срок службы резервуаров обуславливается, в основном, двумя факторами: коррозионными поражениями и усталостной долговечностью стенки (для резервуаров, работающих на терминалах в режиме отгрузки продукта).

Проектный срок службы резервуара должен быть указан в составе общих данных рабочей документации на металлоконструкции резервуара.

10.3.1    Срок службы резервуара по критерию коррозионного износа обуславливается, в основном, химическим составом хранимого продукта, условиями его хранения (температура, оборачиваемость), конструкцией элементов резервуара, подвергающихся активному воздействию среды, эффективностью мероприятий по защите металлоконструкций от коррозии.

Для каждого объекта должен быть разработан проект антикоррозионной защиты, включая проект организации работ, с учетом конкретных условий эксплуатации или даны рекомендации по материалам и технологии их нанесения.

Расчетный срок службы покрытия должен быть не менее, чем интервал между полными техническими диагностированиями резервуара.

10.3.2    Усталостная долговечность стенки резервуара в зонах вертикальных сварных стыковых соединений при цикличности N3 ^ 100 циклов в год

считается обеспеченной, если «стрелка угловатости» пояса (fi) на базе 1000 мм составляет fi ^ 0,7ti.

При превышении указанных параметров необходимо производить оценку срока службы резервуара с учетом параметров циклического нагружения (амплитуда и частота нагружения, уровень «дефектности» сварных соединений стенки).

10.3.2.1 Усталостная долговечность стенки резервуара (в зонах вертикальных монтажных сварных соединений) определяется по зависимости на рисунке

\

-

\

.

-

_ ..

.

1

;

¦

0    2    4    н    а    ш        1*    16    I*    70

Nfa х iOшиеяы

Рисунок 10.1

Указанная зависимость построена исходя из следующих параметров циклического нагружения:

- амплитуда номинальных циклических напряжений - оа = 0,5 (0,7Ry - 0,2Ry) = 0,25Ry;

-    коэффициент ассиметрии цикла (с учетом сварочных напряжений) r = 0,4.

Коэффициент запаса по долговечности принят равным 10.

10.3.2.2    Коэффициент концентрации упруго-пластических деформаций (К*) стыкового сварного соединения при нагрузке он = 0,7Ry составляет:

К* = 2,4 - без подреза при f/tj = 1,0;

К* = 2,7 - без подреза при f/tj = 2,0;

К* = 4,8 - с подрезом при f/tj = 1,0;

К* = 5,3 - с подрезом при f/tj = 2.0, где f - стрелка угловатости вертикального соединения 1-го пояса резервуара; tj - толщина i-го пояса резервуара.

10.3.2.3    Число лет (Р) безаварийной эксплуатации резервуара определяется по формуле:

где No - число циклов нагружения резервуара за 1 год при указанном выше режиме;

NH - число циклов нагружения резервуара до возникновения макротрещины.

10.4 Для обеспечения требуемой долговечности сооружения необходимо выполнять регламент обслуживания в соответствии с СТО 0030-2004, если в рабочей документации не указаны иные специальные требования.

11 Антикоррозионная защита

11.1    Проект антикоррозионной защиты резервуаров для нефти и нефтепродуктов должен разрабатываться с учетом требований СНиП 2.03.11-85 и ГОСТ 21.513 и конструктивных особенностей резервуаров, условий их эксплуатации и требуемого срока службы резервуара.

11.2    При выборе защитных покрытий и назначении "припусков на коррозию" следует учитывать степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара и на его наружные поверхности, находящиеся на открытом воздухе. Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций внутри резервуара приведена в таблице 11.1.

Таблица 11.1

п/п

Элементы конструкций резервуаров

Степень воздействия продуктов хранения на стальные конструкции внутри резервуара

сырая нефть

мазут, гудрон, битум

дизтопливо, бензин, керосин

масла (минеральные, растительные)

пресная вода

производственные стоки без очистки

1

Внутренняя поверхность днища и нижний пояс на высоту 1 м от днища

среднеагрессивная

среднеагрессивная

слабоагрессивная

неагрессивная

3 < рН ^ 11 суммарная концентрация сульфатов и хлоридов до 5 г/л среднеагрессивная

3 < рН ^ 11 суммарная концентрация сульфатов и хлоридов до 5 г/л среднеагрессивная

2

Средние пояса и нижние части понтонов и плавающих крыш

слабоагрессивная

слабоагрессивная

слабоагрессивная

3

Кровля и верхний пояс, бортовые поверхности понтона и плавающих крыш

среднеагрессивная

среднеагрессивная

слабоагрессивная

Примечания

1    При содержании в сырой нефти сероводорода в концентрации свыше 10 мг/л или сероводорода и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия поз. 1 и 3 повышается на одну ступень.

2    Для бензина прямогонного поз. 2 повышается на одну ступень.

11.3 Степень агрессивного воздействия среды на элементы металлоконструкций резервуара, находящиеся на открытом воздухе, определяется температурно-влажностными характеристиками окружающего воздуха и концентрацией содержащихся в атмосфере воздуха коррозионно-активных газов в соответствии со СНиП 2.03.11-85.

11.4    Перед нанесением защитных покрытий все поверхности должны быть обезжирены до степени 2, очищены от окислов до степени 1 под металлизационно-лакокрасочные покрытия или до степени 1 - 2 под лакокрасочные покрытия по ГОСТ 9.402 и обеспылены.

11.5    При защите от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров следует руководствоваться следующими требованиями:

-    устройство фундаментов и основания под резервуар должно обеспечивать отвод грунтовых вод и атмосферных осадков от днища;

-    при выполнении гидрофобного слоя из битумно-песчаной смеси не требуется нанесения защитных покрытий на наружную поверхность днища. Применяемые песок и битум не должны содержать коррозионно-активных агентов.

12 Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров

12.1    Технологическое оборудование

12.1.1    Количество приемо-раздаточных устройств следует определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью

перемещения плавающей крыши (понтона), которая не должна превышать 6 м/час.

Скорость заполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности устанавливаемых на резервуаре дыхательных, предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

12.1.2    Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

12.1.3    Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

-    пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м3/час

Q = 2,71М1 + 0,026 • V;

-    пропускная способность клапана по вакууму, м3/час

Q = М: + 0,22 • V;

-3

-    пропускная способность вентиляционного патрубка, м3/час

Q = М2 + 0,02 • V

или

Q = М2 + 0,22 • V,

что больше, где М1 - производительность залива продукта в резервуар, м /час;

М2 - производительность слива продукта из резервуара, м3/час;

3

V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м .

Примечания

1    Не допускается изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

2    Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в пп. 5.7.16.

3    Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на 5 ^ 10 %) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

12.1.4    Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

12.1.5    Для удаления подтоварной воды резервуары для нефти и нефтепродуктов должны оснащаться сифонными кранами, устанавливаемыми в первом поясе.

12.1.6    Резервуары для хранения нефти при необходимости должны оснащаться устройствами для предотвращения накопления осадка (винтовые перемешивающие устройства, системы размыва).

12.2 Контрольно-измерительные приборы и автоматика

12.2.1    Резервуары с учетом характеристик хранимого продукта рекомендуется оснащать:

-    приборами местного и дистанционного измерения уровня и температуры;

-    сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней;

-    устройством отбора средней пробы;

-    пожарными извещателями (резервуары для нефти и нефтепродуктов).

12.2.2    Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

12.2.3    При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

12.2.4    Для резервуаров для нефти и нефтепродуктов средства обнаружения пожара (пожарные извещатели) необходимо устанавливать:

•    на резервуарах РВС и РВСП - на стенке, рядом с пеногенераторами и равномерно по периметру резервуара;

•    на резервуарах РВСПК - на конструкции для пеногенераторов или равномерно по периметру на расстоянии не более 25 м независимо от применяемых средств пожаротушения.

12.3 Устройства пожарной безопасности на резервуарах для нефти и нефтепродуктов

12.3.1    Устройства пожарной безопасности подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

12.3.2    Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для

резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 5.12.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру понтонов или плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

12.3.3    Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП2.11.03-93.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения - оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

12.3.4    Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

12.4    Устройства молниезащиты резервуаров

12.4.1    Устройства молниезащиты резервуаров должны быть запроектированы согласно требованиям СО-153-34.21.122-2003.

12.4.2    По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

12.4.3    Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее двух, в диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием М16. Каждое соединение (стенка-токоотвод-заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении не менее указанных в таблице 12.1.

Таблица 12.1

Форма сечения токоотводов и заземлителей

Наименьшие размеры стальных токоотводов и заземлителей, расположенных

снаружи, на воздухе

в земле

Круглые стержни диаметром, мм

6

10

Тросы диаметром, мм

6

-

Полосовая сталь:

- сечением, мм2;

48

160

- толщинои, мм;

4

4

Угловая сталь:

- сечением, мм2;

-

160

- толщиной, мм

-

4

Трубы с толщиной стенки, мм

2,5

-

12.4.4 Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

2

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготавливают из круглых стержней или труб с поперечным сечением не менее 100 мм . Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

12.4.5 В проекте «Оборудование резервуара» раздел «Молниезащита», должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе не превышающей следующей величины:

где V - скорость потока, м/с;

d - внутренний диаметр трубопровода, м.

13 Основания и фундаменты

13.1    Разработка проектной документации оснований и фундаментов выполняется на основании технического задания. В состав технического задания, помимо данных, полученных на основании п. 3.3 настоящего стандарта, должны входить данные инженерно-геологических изысканий (для районов распространения многолетнемерзлых грунтов - данные инженерно-геокриологических изысканий).

Объем и состав инженерных изысканий определяется Проектировщиком оснований и фундаментов с учетом положений СНиП 11-02-96 и СНиП 11-10597.

В задании на проведение инженерных изысканий следует предусматривать исследование грунтов на глубину активной зоны (ориентировочно 0,4 - 1,0 диаметра резервуара) в центральной части резервуара и не менее 0,7 активной зоны - под стенкой резервуара.

Количество геологических выработок (скважин) определяется площадью резервуара и не должно быть менее 4 (1 - в центре, 3 - под стенкой резервуара). В дополнение к скважинам может быть предусмотрено исследование грунтов методом статического зондирования.

В районах распространения многолетнемерзлых грунтов необходимо предусмотреть замеры температур грунтов в специальных термометрических скважинах.

В районах с повышенной сейсмической активности необходимо предусмотреть геофизические исследования грунтов основания резервуаров.

13.2    При разработке проектов оснований и фундаментов следует руководствоваться положениями СНиП 2.02.01-83, СНиП 2.02.03-85, СНиП 2.02.04-88, СНиП 11-07-81.

13.3    Основные конструктивные решения.

13.3.1    Рекомендуется два принципиальных конструктивных решения оснований:

а)    использование грунтов основания в естественном состоянии - в случаях, когда деформационные свойства грунтов обеспечивают допустимые конечные осадки резервуара;

б) в случаях, когда деформационные характеристики грунтов не обеспечивают допустимые осадки резервуара, необходимо предусмотреть инженерные мероприятия по упрочнению грунтов основания, либо устройство свайного основания.

Свайное основание может быть как под всей площадью резервуара - «свайное поле», так и «кольцевым»- под стенкой резервуара.

13.3.2    В качестве фундамента резервуара может быть предусмотрена грунтовая подушка (с железобетонным кольцом под стенкой и без него), либо железобетонная плита. Железобетонная плита, как правило, применяется при свайном основании.

13.3.3    При строительстве в районах распространения многолетне-мерзлых грунтов при использовании грунтов основания по I принципу (с сохранением грунтов в мерзлом состоянии в период строительства и эксплуатации) необходимо обеспечить их защиту от воздействия положительных температур хранимого в резервуарах продукта. Это может быть выполнено за счет устройства проветриваемого подполья «Высокий ростверк» или за счет применения

теплоизоляционных материалов в сочетании с принудительным охлаждением грунтов - «Термостабилизацией».

13.3.4 Грунтовую подушку, как правило, следует выполнять из дренирующих грунтов - пески средние, крупные и гравелистые. Грунт в «подушке» укладывается послойно с уплотнением. Степень уплотнения не должна быть менее 0,8 от стандартной плотности.

13.3.5    Гидроизолирующий экран под резервуаром выполняется в соответствии с техническим заданием. Материал и конструкция экрана назначаются в зависимости от хранимого в резервуаре продукта.

13.4 Приемка оснований и фундаментов.

13.4.1 Приемка основания и фундаментов производится в установленном порядке с обязательным участием представителя монтажной организации (производителя работ).

13.4.2. Принимаемое основание и фундаменты должны соответствовать требованиям рабочих чертежей проекта.

Предельные отклонения размеров и формы основания и фундаментов от проектных не должны превышать величин, указанных в таблице 13.1.

Таблица 13.1

№ п/п

Наименование параметров

Предельное отклонение при диаметре резервуара, мм

до 12 м

св. 12 м до 25 м

св. 25 м до 40 м

св. 40 м до 65 м

св. 65 м до 95 м

1

2

3

4

5

6

7

1

Отметка центра снования при: - плоском

0...+10

0...+20

0...+30

0...+40

0...+45

-    с подъемом к центру

-    с уклоном к центру

0...+10

0...-5

0...+20

0...-10

0...+30

0...-15

0...+40

0...-20

0...+45

0...-20

2

Отметки поверхности периметра грунтового основания, определяемые под стенкой резервуара:

-    разность отметок смежных точек, через каждые 6 м

-    разность отметок любых других точек

5

10

7,5

15

-

-

-

3

Отметки поверхности кольцевого фундамента (гидроизолирующего слоя), определяемые в зоне расположения стенки:

- разность отметок смежных точек, через каждые 6 м

-

-

10

10

10

- разность отметок любых других точек

-

-

15

15

20

4

Ширина кольцевого фундамента, через каждые 6 м

0...+50

5

Наружный диаметр кольцевого фундамента, четыре измерения (под углом 45°)

±20

±20

+30

-20

S °

СП

+-

+50

-30

6

Толщина гидроизолирующего слоя на поверхности кольцевого фундамента

±5

13.4.3    Использование грунтов основания в естественном состоянии, когда конечные осадки грунтов обеспечивают допустимые деформации.

13.4.4    Предельно допустимые деформации основания и осадок фундаментов не должны превышать следующих значений:

•    максимальная абсолютная осадка не должна превышать 200 мм;

•    относительная осадка, равная отношению разности высотных отметок двух смежных точек к расстоянию между ними, не должна превышать 0,005 (см. СНиП 3.02.01-87);

•    крен резервуаров с понтонами или плавающими крышами не должен превышать - 0,002, а резервуаров со стационарными крышами - 0,004;

•    в резервуарах с уклоном днища от центра или без уклона разность осадок основания центральной части и в зоне стенки не должна превышать 0,003 радиуса и не превышать 100 мм;

•    в резервуарах с уклоном днища к центру предельно допустимая разность осадок составляет 0,002 радиуса и не должна превышать 50 мм.

Приложение А

(обязательное)

Перечень нормативной литературы

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием.

ГОСТ 9.402 ГОСТ 21.513-83 ГОСТ 535 ГОСТ 1050

ГОСТ 5264 ГОСТ 7512 ГОСТ 8713ГОСТ 9454 ГОСТ 11534

ГОСТ 12816

ГОСТ 12820 ГОСТ 14637


Антикоррозионная защита конструкций зданий и сооружений. Рабочие чертежи

Прокат сортовой и фасонный из стали углеродистой обыкновенного качества. Общие технические условия Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия

Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры Металлы. Методы испытаний на растяжение при повышенных температурах

Ручная дуговая сварка. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

2

Фланцы арматуры, соединительных частей и трубопроводов на Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см ). Общие технические условия

2

Фланцы стальные плоские приварные на Ру от Ру от 0,1 до 20,0 МПа (от 1 до 200 кгс/см ). Конструкция и размеры

Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества Технические условия

Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ

ГОСТ

ГОСТ


14771

14782

19281


Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия

Прокат листовой горячекатаный. Сортамент

ГОСТ 19903


Система обеспечения точности геометрических параметров в строительстве. Технологические допуски Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля

ГОСТ

ГОСТ


21779

22727


Дуговая сварка в защитных газах. Соединения сварные под острыми и тупыми углами. Основные типы, конструктивные элементы и размеры

ГОСТ 23518

ГОСТ 24379.0 ГОСТ 27751 ГОСТ 27772 СНиП 2.01.07-85* СНиП II-23-81 СНиП 2.09.03-85* СНиП II-7-81* СНиП 23-01-99 СНиП 2.03.11-85 СНиП 2.11.03-93 СНиП 11-02-96 СНиП 11-02-97 СНиП 2.02.01-83 СНиП 2.02.03-85 СНиП 2.02.04-88 СНиП 11-07-81


Болты фундаментные. Общие технические условия

Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

Прокат для строительных стальных конструкций. Общие технические условия

Нагрузки и воздействия

Стальные конструкции

Сооружения промышленных предприятий

Строительство в сейсмических районах

Строительная климатология

Защита строительных конструкций от коррозии

Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы

Инженерные изыскания для строительства. Основные положения

Инженерно-геологические изыскания для строительства

Основания зданий и сооружений

Свайные фундаменты

Основания у фундамента на вечномерзлых грунтах Строительство в сейсмических районах

СТО 0048-2005 Стандарт организации. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для хранения жидких продуктов. Правила прое... Стр. 64 из 71 СНиП 3.02.01-87    Земляные сооружения, основания и фундаменты

РД 08-296-99    Положение    об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства,

капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов Инструкция по визуальному и измерительному контролю. Госгортехнадзор РФ Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и коммуникаций

РД 03-606-03 СО-153-34.21.122-2003 ПБ 03-605-03 СТО 0030-2004

СТО 002494680-0044-2005


Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов, 2003 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Правила технического диагностирования, ремонта и реконструкции

Резервуары вертикальные цилиндрические стальные со стационарной крышей, понтоном и плавающей крышей. Правила проведения испытаний на герметичность, прочность и устойчивость

Приложение Б

(рекомендуемое)

Требования к конструкции сварных соединений, подготовке кромок, форме и размерам сварных швов конструктивных элементов резервуаров

Требования к конструкции и подготовке кромок соединений


№ п/п


Требования к форме и размерам шва


Конструктивный элемент резервуара


1


2


3


4


1


Центральная часть днища, поперечные швы листов, собранных встык



Ь1 = Ь + 1... 6 а = 0... 2


2


Центральная часть днища, поперечные швы листов, собранных внахлестку



а = 0... 2 а ^110°


K = tg


3


Центральная часть днища, продольные швы



а = 0... 2 а ^110°


K = tg


4


Центральная часть днища, сопряжение листов в узлах тройной нахлестки



5



ь1 = b + 1... 6


Стыковые швы окраечных листов днища с клиновидным зазором


зазор в зоне сопряжения со стенкой

•!<


6




K = tg

а = 0... 2    а    ^110°


Швы сопряжения центральной части днища с кольцом окраек


Сопряжение стенки с днищем при толщине окраечных листов до 12 мм включительно

7


K = tOKp ^ I2

ан = °... 2 авн = 0... 2


Сопряжение стенки с днищем при толщине окраечных листов более 12 мм

8



K «? 12

ан = 0... 2 авн = °... 2


Вертикальные сварные швы стенки при толщине листов до

9



10 мм включительно

Вертикальные сварные швы стенки при толщине листов более 10 мм


11


Вертикальные сварные швы стенки при сварке с принудительным формированием шва для толщин более 10




12


Вертикальные сварные швы стенки при использовании керамических подкладок




13


Вертикальные сварные швы стенки при использовании керамических стержней




Горизонтальные швы стенки при разности толщин поясов: Д ^ 2 мм для tg = 4 - 20 мм; Д ^ 3 мм для ^ = 21 - 30 мм; Д

^ 4 мм для L > 30 мм


14




Горизонтальные швы стенки при разности толщин поясов Д более значений, указанных в п. 14


15




Горизонтальные швы стенки при толщине листов до 10 мм

16



Сопряжения патрубков со стенкой, не требующие усиления

17



Сопряжения патрубков со стенкой, требующие усиления

18



Сопряжения люков-лазов со стенкой

19



Швы усиливающих листов люков и патрубков при толщине листов до 10 мм

20



Швы усиливающих листов люков и патрубков при толщине листов от 11 мм до 16 мм

21



Швы усиливающих листов люков и патрубков при толщине листов более 16 мм

22



Сопряжение усиливающего листа с окрайкой днища

23



Радиальные швы ветровых и опорных колец жесткости при толщине металла более 12 мм


Радиальные швы ветровых и опорных колец жесткости при толщине металла до 12 мм включительно

25



Сопряжения ветровых колец и колец жесткости со стенкой

26



Сварные швы в сопряжении опорного кольца со стенкой

27



28




Сварные швы в сопряжении опорного кольца со стенкой (вариант для резервуаров емкостью 5000 м)


Сварные швы в сопряжении каркаса крыши и опорного кольца со стенкой

29


Размер !-- по проекту КМ


Сварные швы коробов понтонов и плавающих крыш

30



Сварные швы мембран понтонов и плавающих крыш

31



32




Сварные швы в сопряжении коробов понтонов и плавающих крыш с мембраной


Сварные швы двудечной плавающей крыши (верхняя дека)

33



Сварные швы настила стационарных крыш

34



Сварные швы в сопряжении патрубков с настилом крыши

35



36




Сварные швы врезок патрубков (люков-лазов) в плавающую крышу


Примечания


1    Допускаемые отклонения угловых размеров разделок кромок ±2 град.

2    Допуск на размер катета шва +2; -1._

Приложение В

(рекомендуемое)

Допускаемые нагрузки на патрубки в стенке резервуара

Данное Приложение является частью разработки инженерной методики по определению допускаемых усилий на стенку резервуара, при приложении локальных нагрузок к расположенным вблизи днища врезкам приемо-раздаточных патрубков и люков-лазов. Для оценки прочности стенки резервуара в окрестности врезки необходимо учитывать осевую силу и изгибающие моменты, действующие в вертикальной и горизонтальной плоскости Область допускаемых усилий должна строиться для трех одновременно приложенных нагрузок в трехмерном пространстве.

1    Локальные нагрузки могут возникать от усилий компенсации трубопроводов, а также со стороны дополнительного технологического оборудования, установленного на крышки люков-лазов. Оценка прочности стенки резервуара при действии локальных нагрузок на усиление врезки патрубка является актуальной именно для тонкостенных оболочек большого диаметра, к которым и относятся корпуса РВС. Для них характерно, что при рабочих давлениях продукта порядка 0,1 - 0,2 МПа, в стенке развиваются мембранные напряжения близкие к предельным. Для тонкостенной оболочки на фоне этих напряжений даже небольшие сосредоточенные нагрузки приводят к значительным напряжениям локального изгиба вследствие малой изгибной жесткости стенки.

2    Основой инженерной методики определения допускаемых усилий на врезку в резервуар должен быть достаточно точный метод расчета напряженного состояния в корпусе резервуара вблизи врезки. Анализ современных возможностей расчета напряженного состояния при действии локальной нагрузки на усиленное отверстие в тонкостенной цилиндрической оболочке показал, что для выполнения расчета с необходимой точностью нужна специализированная программа, использующая метод конечных элементов. Под специализацией подразумевается совокупность мероприятий, облегчающих подготовку исходных данных и работу с программой при переходе от варианта к варианту. Альтернатива такой специализированной программе построена с использованием универсального конечно-элементного комплекса ANSYS. Для этого применены встроенные в него средства программирования.

Для выполнения расчета конкретной врезки с помощью этой программы пользователь в редакторе WordPad, или аналогичном, составляет файл исходных данных, который содержит необходимые для расчета параметры: диаметр резервуара и врезки, толщину стенки первого пояса и высоту оси врезки над днищем, высоту налива и плотность продукта, прочностные характеристики стали. Задаются величины трех внешних усилий на врезку. Программа может запускаться в пакетном режиме. Результаты расчета могут быть прочитаны тем же редактором или программой Excel с целью дальнейшей обработки.

Результаты расчета содержат напряжения от налива продукта и трех внешних локальных воздействий. Напряжения выводятся в ряде точек корпуса на границе усиления патрубка. Проверка условий прочности проводится по размаху напряжений. Для выполнения расчета трубопроводов в числе результатов выводятся перемещения стенки в точке пересечения оси патрубка с корпусом от налива продукта, а также жесткости от трех внешних воздействий для пустого резервуара.

3    С помощью разработанной программы проанализирована методика Приложения Р Стандарта API 650 издания 9 и 10, а также две публикации, на которых основана методика и на которые есть ссылки в Приложении Р. Методика Приложения Р определяет область допускаемых внешних нагрузок на врезку. Из анализа первоисточников следует, что методика API 650 не учитывает наличие в оболочке отверстия и усиливающей накладки. Численное

решение также вносят заметный вклад в общую погрешность методики. Пример расчета врезки, приводимый в публикациях, занижает допускаемую осевую силу и момент в вертикальной плоскости почти в два раза, а допускаемый момент в кольцевом направлении завышает более чем в два раза. Критически следует отнестись и к учету податливости места врезки при расчете компенсации подходящих трубопроводов. Жесткости определены из линейного расчета, то есть для пустого резервуара. Однако, как показывают дополнительные расчеты с учетом больших перемещений, мембранные напряжения от налива продукта повышают жесткость стенки от всех нагрузок на врезку. Заниженные жесткости стенки не идут в запас при расчете действующих на резервуар усилий со стороны трубопроводов.

4 Программа, описанная в подразделе 2, создавалась для построения области допускаемых усилий на врезку по аналогии с методикой API 650. Однако проблема определения области допускаемых усилий оказалась сложнее, чем предполагалось в начале работы. Сложность напряженного состояния, обилие комбинаций параметров, для которых надо строить в трехмерном пространстве область допускаемых нагрузок, пока не позволили создать приемлемую инженерную методику. Под инженерной методикой здесь подразумевается совокупность графиков, номограмм, таблиц и формул, с помощью которой можно было бы оценить прочность конкретной врезки, не прибегая к сложным расчетам и помощи компьютера. В то же время при расчете на прочность конкретной врезки процедура подготовки исходных данных и работа с программой очень просты, в целом не сложнее, чем использование инженерной методики поставленной на ПК, поэтому эта программа может быть использована как часть методики расчета врезки на прочность. Главным недостатком такой методики является необходимость выполнять для каждого варианта врезки расчет, или обращаться в организацию, обладающую как методикой, так и программой ANSYS.

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

Номер изменения

Номера разделов, пунктов (подпунктов)

Срок введения изменения

Подпись

измененных

замененных

новых

аннулированных

Ключевые слова: проектирование, резервуары вертикальные цилиндрические стальные, хранение, жидкие продукты, материалы, элементы резервуара, сварка, контроль качества, испытания, антикоррозионная защита, основания и фундаменты

Рецензенты:

кафедра нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета; д-р техн. наук проф. А.Т. Кошелев; д-р техн. наук проф. Г.Т. Вартумян

Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А

Б 90    Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин:

Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 1007 с.: ил.

ISBN 5-8365-0130-0

Освещены вопросы современной технологии бурения нефтяных и газовых скважин, в том числе наклонно направленных и горизонтальных. Описаны буровые долота и бурильные головки, бурильные трубы, турбобуры, винтобуры и электробуры, условия их работы и режимы бурения. Приведены характеристики и состав современных комплектных буровых установок, функциональное назначение и конструкции комплектующего оборудования. Особое внимание уделено специальному оборудованию для бурения скважин на море. Представлена необходимая для инженерных расчетов справочная информация. Рассмотрены некоторые методики технологических и технических расчетов.

Для студентов нефтегазовых вузов и факультетов.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ПРЕДИСЛОВИЕ

«Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» является одной из специальных дисциплин, определяющих профиль инженера по машинам и оборудованию нефтяных и газовых промыслов. Цель преподавания дисциплины - дать студентам знания по технологии бурения нефтяных и газовых скважин и познакомить с техникой, которая обеспечивает выполнение в условиях бурения всех технологических процессов и операций. Эти знания необходимы инженеру-механику при проектировании, монтаже и эксплуатации буровых установок, отдельного оборудования к ним, устройств, узлов и приспособлений, выполнения ремонтных работ.

Развитие нефтяной и газовой промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин, как ветвь нефтегазовой отрасли, должно постоянно совершенствоваться, особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, в том числе на акваториях, а также с растущими потребностями бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Программой дисциплины «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» предусматривается изучение всех составляющих цикла строительства скважин, начиная с понятия о скважинах, их классификации, конструкциях, применяемых технических средств и технологических операций для разрушения горных пород и проходки ствола и заканчивая процессами вскрытия и опробования продуктивных горизонтов, крепления скважин обсадными колоннами и разобщения пластов тампонажными материалами, освоения и испытания скважин. Кроме того, уделяется должное внимание буровым установкам и комплектующему их оборудованию. Особое внимание уделено специальным буровым установкам, предназначенным для бурения скважин на акваториях.

Учебники, полностью удовлетворяющие требованиям программы дисциплины, отсутствуют. По отдельным разделам программы имеется учебная литература, но, к сожалению, многие ее материалы устарели, так как они не обновлялись по меньшей мере последние 15 лет.

Представленная книга призвана ликвидировать указанные пробелы в учебной литературе и представить учебный материал по бурению нефтяных и газовых скважин в современном его понимании. Она состоит из двух частей: первая часть посвящена технологии бурения нефтяных и газовых скважин, вторая - технике для сооружения этих скважин, буровому инструменту и подземному оборудованию. Отдельная глава посвящена специальному оборудованию для морского бурения скважин, которое успешно развивается как одна из ветвей нефтегазовой отрасли и по которой возможна специализация подготовки инженера-механика. Такое расположение учебного материала логично, так как технология определяет требования к буровому оборудованию и инструменту для сооружения скважин.

Инженер-механик обязан уметь выполнять расчеты, необходимые как при конструировании, так и при эксплуатации бурового оборудования. Поэтому учебник в достаточной степени насыщен простейшими расчетными методиками и справочно-информационным материалом.

В конце книги приведен список использованной авторами основной литературы. Эта литература также рекомендуется для более глубокого изучения технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин.

Учебник охватывает все процессы и операции, выполняемые при бурении скважин, в том числе в осложненных геологических условиях; содержит справочную информацию, необходимую для технологических расчетов; в нем описаны буровые установки, составляющее их буровое оборудование, породоразрушающий инструмент, бурильные и обсадные трубы; приведены технические характеристики оборудования и инструментов, необходимые при их выборе для конкретных условий сооружения скважины. В этом отношении учебник универсальный и поэтому может успешно использоваться в учебном процессе при подготовке специалистов других специальностей нефтегазового направления, в учебных планах которого предусмотрено изучение дисциплины «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Для успешного изучения материала дисциплины студентам необходимы знания по математике, физике, химии, гидромеханике, термодинамике, теоретической и прикладной механике, сопротивлению материалов и материаловедению, а также по основам нефтяного и газового дела.

1 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЧАСТЬ СКВАЖИН

ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОИ ГЕОЛОГИИ

Геологическая информация является основой решения практически всех вопросов проектирования сооружения скважин и управления буровыми процессами. Характеристики проходимых скважиной пород и пластовых флюидов во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия продуктивных горизонтов, крепления стенок скважины и разобщения пластов. Для морского бурения огромное значение имеют сведения о гидрометеорологических условиях, а также характеристики глубин морей, морских волнений, приливов и отливов, морских течений, ветра, ледовой обстановки.

1.1. СОСТАВ ЗЕМНОЙ КОРЫ

Геология - наука о составе, строении и истории Земли.

Предполагают, что Земля состоит из нескольких различимых по свойствам оболочек: литосферы толщиной 50-70 км; мантии до глубины 2900 км; ядра в интервале глубин 2900-6380 км. Над литосферой находятся водная оболочка - гидросфера, а выше - газовая оболочка - атмосфера. Литосфера сложена горными породами, основу которых составляют различные минералы - природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов.

Классификация горных пород по происхождению:

А. Магматические (изверженные) - кристаллические породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленного вещества (магмы).

Б. Осадочные - породы, составленные из мельчайших кусочков различных минералов, часто сцементированных между собой, содержащие остатки животных и растительных организмов. По способу накопления в земной коре различают механические осадки, породы химического и смешанного происхождения.

Механические осадки - результат денудационных процессов солнечноветроводяного разрушения и переноса осадков магматических пород (валуны, галечник, гравий). Химические породы (и некоторые причисляемые к осадочным породам) образовались путем химических реакций и накопления на земной поверхности сложных солей (каменная соль, ангидрид, гипс). Породы смешанного происхождения включают в себя обломочный материал, вещества органического и химического происхождения (известняки, мел, глины, пески, песчаники).

В. Метаморфические горные породы - это вторично переплавленные осадочные и изверженные породы в результате погружения их в расплавленную часть Земли (кварциты, мраморы, сланцы, гнейсы).

1.2. ГЕОХРОНОЛОГИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

Для определения историко-геологических закономерностей накопления горных пород и формирования Земли как планеты используют стратиграфическую шкалу, на основе которой составлена геохронологическая таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени формирования земной коры (табл. 1.1).

Т аблица 1.1

Геохронологическая таблица

Эра

Период

Эпоха

Возраст, млн лет

Кайнозойская

Чертвертичный (ан-

Голоценовая

тропогеновый)

Плейстоценовая

2

Неогеновый

Плиоценовая

Миоценовая

26

Палеогеновый

О лигоценовая

Эоценовая

Палеоценовая

67

Мезозойская

Меловой

Позднемеловая

Раннемеловая

137

Юрский

Позднеюрская

Среднеюрская

Раннеюрская

195

Триасовый

Позднетриасовая

Среднетриасовая

Раннетриасовая

240

Палеозойская

Пермский

Позднепермская

Раннепермская

285

Каменноугольный

Позднекаменноугольная

(Карбон)

Среднекаменноугольная

Раннекаменноугольная

360

Девонский

Позднедевонская

Среднедевонская

Раннедевонская

410

Силурийский

Позднесилурийская

Раннесилурийская

440

Ордовикский

Позднеордовикская

Среднеордовикская

Раннеордовикская

500

Кембрийский

Позднекембрийская

Среднекембрийская

Раннекембрийская

570

Эра

Период

Эпоха

Возраст, млн лет

Протерозойская

Позднепротерозой

ский

Вендская

Позднерифейская

Среднерифейская

Раннерифейская

1600

Среднепротерозой

ский

-

1900

Раннепротерозойский

-

2600

Архейская

-

-

>2600

1.3. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ И ФОРМЫ ИХ ЗАЛЕГАНИЯ

Основной признак осадочных горных пород - их слоистость, т.е. накопление в виде более или менее однородных пластов (слоев). Поверхность, ограничивающую пласт сверху, называют кровлей, а поверхность, ограничивающую пласт снизу, - подошвой.

Кровля нижележащего пласта является одновременно подошвой вышележащего, а подошва вышележащего - кровлей нижележащего. Первично образовавшиеся пласты залегали почти горизонтально, но в результате последующей деформации земной коры форма залегания часто изменялась до существенно наклонной или даже вертикальной.

Пласт характеризуется мощностью и углом падения в данной точке в конкретном направлении (рис. 1.1). Различают истинную (кратчайшее рас-

Антиклиналь

Рис. 1.1. Наклонно залегающие пласты в форме складки:

АБ - горизонтальная мощность; АД - вертикальная мощность; АС - истинная мощность

Рис. 1.3. Виды тектонических нарушений с разрывами и сдвигами:

а - сброс; б - взброс; в - тектонический разрыв антиклинальной складки

стояние между кровлей и подошвой), горизонтальную (расстояние между кровлей и подошвой по горизонтали) и вертикальную (расстояние между кровлей и подошвой по вертикали) мощности пластов.

Тектонические движения земной коры привели к образованию складок пластов, их разрывам, разломам и смещениям по плоскостям нарушений.

Различают складки в виде синклинали, антиклинали (см. рис. 1.1) и моноклинали (рис. 1.2). Синклиналь - это складка, обращенная выпуклостью вниз к центру Земли, в ядре которой более «молодые» породы, чем по краям. Антиклиналь - это складка, обращенная выпуклостью к поверхности Земли, в ядре которой находятся более древние породы. Последовательно расположенные антиклиналь и синклиналь образуют полную складку.

Синклиналь и антиклиналь имеют крылья - боковые части складки, замок - линия перегиба складки (у антиклинали называется седлом, а у синклинали - мульдой). Угол между крыльями называют углом складки. Если у складки только одно крыло, то ее называют моноклиналью (см. рис. 1.2).

Разрывы земной коры также привели к возникновению разных структурных образований пластов. Если в процессе разрыва одна часть пластов опустилась, а другая осталась на месте, такое образование называют сбросом (рис. 1.3, а). Если же одна часть пластов поднялась, а другая осталась на месте, то это образование называют взбросом (рис. 1.3, б).

При разрушении антиклинали формируются так называемые горсты и грабены (рис. 1.3, в). Для горста характерно поднятие части антиклинали над другой (неподвижными крыльями), а для грабена - наоборот, сводовая часть складки опустилась по отношению к неподвижным крыльям.

Если при тектоническом разрыве возникает горизонтальное перемещение пластов, то такое образование называют сдвигом. Взброс при сдвиге образует так называемый надвиг.

1.4. ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Вместилещем нефти и газа в земной коре являются пустоты (поры) и трещины в осадочных горных породах. Суммарный объем пустот характеризует абсолютная (теоретическая) пористость - отношение объема пустот в породе Уп ко всему объему породы У. Это отношение, выраженное в процентах или долях единицы, называют коэффициентом пористости

К = Уп/У.

Абстрагируясь от реальности, представим пористую среду, сложенную из шариков. Легко показать, что максимальный теоретический коэффициент пористости K = 47,6 %, а минимальный K = 25,8 %. Реальный коэффициент пористости, как правило, лежит в этих пределах. Однако форма зерен, неотсортированное^ по размеру, наличие цементирующего вещества между зернами могут привести к уменьшению пористости ниже 25,8 %. Нетрудно показать, что теоретическая пористость не зависит от размеров шарообразных зерен.

Эффективной пористостью называют отношение объема сообщающихся между собой пар ко всему объему породы. Именно сообщающиеся поры заполняются пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой), поэтому важный показатель - коэффициент насыщения породы Кн, равный отношению объема пустот, заполненных флюидом Уф, к общему объему пор Уп:

Кн = Уф/Уп.

Показатель горной породы, характеризующий возможность и скорость перемещения в ней флюида, называют проницаемостью.

Пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать промышленно значимые количества флюидов, называют коллекторами. Лучшими природными коллекторами являются пески и песчаники (так называемые гранулярные коллекторы), а также известняки (так называемые трещиноватые коллекторы). Обязательное условие существования коллекторов в качестве резервуаров нефти и газа - изоляция их от других проницаемых пород практически непроницаемыми породами. Лучшими изоляторами (так называемыми флюидоупорами) являются глины, проницаемость которых близка к нулю, в то время как пористость может быть существенной.

Нефть и газ - это горные породы, отличающиеся способностью гореть как каменный уголь, торф, бурый уголь. Горючие породы получили название каустобиолитов («каустос» - горючий, биос - жизнь, литос - камень) -горючих органических камней. Каустобиолиты нефтегазового ряда называют битумами.

Споры о происхождении нефти в земной коре и сейчас не утихли. Известно несколько гипотез о происхождении нефти и газа, некоторые существенные из них, имеющие косвенное подтверждение, подвергнем анализу.

Наиболее ранняя - гипотеза М.В. Ломоносова - предполагает образование нефти из органического материала (растительного и животного) через фазу каменного угля с последующей его перегонкой под действием повышенных температур и давлений. Немецкие ученые Гефер и Энглер в 1888 г. подтвердили опытным путем возможность получения нефти из животных организмов, перегнав 492 кг сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа и получив 299 кг (61 %) углеводородов (УВ) коричневого цвета плотностью 810,5 кг/м3. В 1919 г. академик Н.Д. Зелинский перегнал органогенный ил растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш и получил: 63 % смолы, 96 % кокса, 21 % газа (смесь метана с оксидом углерода, водородом и сероводородом). При последующей перегонке смолы получили бензин, керосин и тяжелые масла. Это серьезные аргументы в пользу господствующей в настоящее время гипотезы органического происхождения нефти и газа.

Однако ранее опытов Энглера в 1866 г. французский химик Бертело высказал гипотезу образования нефти в недрах Земли из минеральных веществ, а через 10 лет, в 1876 г. на заседании Русского химического общества Д.И. Менделеев изложил свою неорганическую гипотезу происхождения нефти из карбидов металлов (карбидная гипотеза), сущность которой в том, что во время деформации земной коры по возникающим разломам поверхностная вода проникала в глубь Земли, встречала на своем пути карбиды металлов, в результате взаимодействия с которыми получались УВ:

2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6t.

Образовавшиеся УВ по разломам и трещинам поднимались в верхние слои земной коры и накапливались в коллекторах, образуя месторождения нефти и газа.

Серьезным подтверждением карбидной гипотезы служат данные о приуроченности многих нефтегазовых месторождений к известным разломам земной коры и опыты французского химика Клоэца, который воздействием соляной и серной кислот на чугун, содержащий до 4 % углерода, получил ненасыщенные УВ. Однако более веские доводы в пользу гипотезы Д.И. Менделеева отсутствуют.

Особого внимания, на наш взгляд, заслуживает космическая гипотеза

В.Д. Соколова, высказанная им в 1892 г., сущность которой в том, что в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ, с течением времени попавшие в мантию, а в последующие периоды, по мере остывания мантии, выделились из нее и по трещинам мигрировали в рыхлые породы земной коры.

«Органические» гипотезы не могут ответить на следующие основные вопросы:

1)    почему в природе встречаются огромные скопления нефти, которые не могут образоваться в результате анаэробного брожения растительных и животных масс?

2)    почему месторождениям нефти и газа сопутствуют пластовые воды?

3)    почему включения нефти и газа находят в магматических породах, в вулканических извержениях?

4)    почему с увеличением глубины залегания плотность нефти, как правило, уменьшается, а минерализация сопутствующей воды увеличивается до предельных значений?

5)    как могли сравнительно быстро образоваться капельные УВ при сравнительно низкой температуре?

В связи с этим заметим, что несмотря на господство органической гипотезы, она становится в некотором роде тормозом в развитии нефтегазовой науки и сдерживает практическую направленность поисков месторождений нефти и газа.

Попытаемся развить идею о конденсационном образовании всех горных пород в направлении происхождения нефти и газа. Когда образовалась кристаллическая кора, разделившая Землю на внутреннюю жидкостную (расплав) и внешнюю пылегазокапельную части, конденсация веществ продолжалась, и на кристаллическую кору выпадали «дожди» таких менее термостойких веществ как Na2sO4, Na2CO3, Na(K)Cl, Ca(Mg)Cl2, P2O5 и др., которые за счет сравнительно низкой молекулярной массы не погружались в глубь Земли и отлагались на поверхности в виде смеси сульфатов, хлоридов и карбонатов щелочно-земельных металлов, являющихся составными элементами верхних слоев земной коры. К определенному периоду господствующее положение в газопылевой зоне заняли пары воды с заметным присутствием паров углеводородов, кислот, пылинок солей калия, натрия, кальция, магния и др. На поверхность Земли обильно выпадали минерально-водяные дожди в виде грязи. Вода с углеводородами, растворимыми газами, кислотами и растворенными солями заполняла поровое пространство между пылеобразными минеральными частицами, частично вновь испарялась под действием повышенной температуры на поверхности Земли, частично погребалась с минеральным веществом, частично вступала в химические реакции с минералами и газами. Центрами конденсации водяных паров были минеральные пылинки в газопылевой зоне Земли, так что эти вещества выпадали на поверхность Земли совместно, дифференцируя указанную зону на флюидолитосферу и гидроатмосферу.

Погребенные вместе с частицами минералов вода и УВ подвергались воздействию постоянно повышающихся температуры и давления, обусловленному накоплением вышележащих осадков. Флюиды могли претерпевать фазовые превращения, другие физико-химические переходы, отжиматься из пластических осадков в пористые и трещиноватые слабо деформирующиеся осадки, мигрировать по проницаемым осадочным породам и возникающим под неравномерной нагрузкой трещинам и разломам как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.

К этому времени образовались так называемые ловушки для флюидов - зоны проницаемых осадков, изолированные со всех сторон непроницаемыми осадками. Попадая в эти зоны, флюид прекращал мигрировать, и начиналась его дифференциация по плотности: верхнюю часть ловушки занимали газы, ниже по направлению поля тяготения Земли располагались жидкие углеводороды (нефть), а самые нижние области занимала вода. Так, на взгляд авторов, можно нарисовать крупными мазками конденсационную гипотезу образования залежей нефти, газа и воды.

В природе существуют разные ловушки, наиболее распространенные сводовые и экранизированные (структурного и неструктурного типов)

Рис. 1.4. Ловушки структурного типа:

а - антиклинальная складка; б - тектоническое экранирование ловушки; 1 - коллекторы; 2 - флюидоупоры; 3 - нефть; 4    - тектонический разрыв с вертикаль

ным смещением

(рис. 1.4, 1.5). Сводовые ловушки создаются в антиклинальных складках, если кровля и подошва коллектора экранированы практически непроницаемыми породами. Попавшие в свод антиклинали путем миграции флюиды «запираются» в ней и естественно расслаиваются по плотности в поле тяготения Земли. Если коллектор расположен негоризонтально, сверху и по бокам гидроизолирован непроницаемыми породами, то он образует литологически экранированную ловушку для флюида. Ловушки, образованные в местах разрыва или разлома в результате сброса, взброса или надвига, когда из-за смещения пластов коллектор перекрывается непроницаемыми пластами по линии тектонического нарушения, называют тектонически экранированными.

Рис. 1.5. Ловушки неструктурного типа:

1 - поверхность зоны несогласного залегания пластов; 2 - скопления нефти


Рис. 1.6. Сводовая газонефтяная залежь:

1 - внутренний контур газоносности; 2 -внешний контур газоносности; 3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности


Рис. 1.7. Массивная газонефтяная залежь:

1 - контур газоносности; 2 - контур нефтеносности


Ловушка, заполненная нефтью и газом, называется нефтегазовой залежью. Основными элементами нефтегазовой залежи (рис. 1.6 и 1.7) являются:

поверхность водонефтяного раздела (подошва нефтезалежи или водонефтяной контакт (ВНК));

внешний контур нефтеносности - линия пересечения ВНК с кровлей пласта;

внутренний контур нефтеносности - линия пересечения ВНК с подошвой пласта;

поверхность газонефтяного раздела (газонефтяной контакт (ГНК));

внешний контур газоносности - линия пересечения ГНК с кровлей пласта;

внутренний контур газоносности - линия пересечения ГНК с подошвой пласта;

газовая шапка - скопление свободного углеводородного газа над нефтью в залежи;

газовая залежь - ловушка, заполненная углеводородами в газообразном состоянии.

Все горизонтальные геометрические размеры залежи УВ определяются из проекции ее на горизонтальную плоскость. Высота нефтегазовой залежи находится как расстояние по вертикали от ВНК до наивысшей точки, а высота нефтяной залежи - как расстояние по вертикали между ВНК и ГНК.

Будем различать три группы нефтегазовых залежей:

пластовые (сводовые и экранированные ловушки);

массивные (многопластовые, рядом расположенные и гидродинамически не изолированные или плохо изолированные друг от друга ловушки);

литологически ограниченные.

Несколько однотипных нефтегазовых залежей, объединенных одной площадью земной коры, называют месторождением нефти и газа. Будем различать месторождения двух классов:

I    - месторождения складчатых областей (Северный Кавказ, Крым, Прикарпатье, Туркмения, Ферганская область, о. Сахалин);

II    - месторождения платформенных областей (Волго-Уральская зона, Западная Сибирь).

1.5. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА

Как и все каустобиолиты, нефть содержит углерод, водород и кислород в следующих средних соотношениях: С 85 %; H 13,5 %; О 1,5 %. Кроме этого, часто в нефти содержатся сера и азот (до 5 %).

Нефть составляют УВ трех основных групп: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые УВ (алканы) относятся к предельным УВ и соответствуют химической формуле CnH2n+2

УВ с числом атомов углерода до 4 - газ, от 5 до 16 - жидкость, выше 16 - твердые (парафин).

Нафтеновые УВ - CnH2n (цикланы)

H \

C / '

H C — C H


H H

H H

\ /

\ /

C —

C H

/

\ /

C

\

/ \

C —

¦ C ]

/ \

/ \

H H

H H

Ароматические УВ (арены) бедны водородом, а химическая формула имеет вид кольца (CnHn):

CH — CH

Различают нефти метановые (метановых УВ более 65 %), нафтеновые (нафтеновых УВ более 66 %), нафтено-метановые и ароматические.

К основным показателям физических свойств нефтей относятся плотность, вязкость, температура застывания, кипения и испарения, теплота сгорания, растворимость, электрические и оптические характеристики.

Углеводородный природный газ образует как самостоятельные промышленные скопления, так и встречается в земной коре вместе с нефтью. Он представляет собой смесь нескольких газов: 95 % метан СН4, остальное - этан C2H6, пропан С3Н8, бутан С4Н10 и другие метановые УВ. Основные свойства газа: молекулярная масса, плотность, вязкость, растворимость, сорбционная способность, упругость паров, критическое давление, теплотворность, теплоемкость, температура.

Как видим, нефть и газ - это сложные естественные соединения УВ. Как правило, нефть имеет темный цвет, резкий запах, масляниста наощупь; плотность нефти менее 1000 кг/м3. Газ бесцветен, не имеет запаха, тяжелее воздуха, ядовит; в смеси с воздухом взрывоопасен.

1.6. ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Для того чтобы открыть (обнаружить) нефтяное и газовое месторождение необходимо выполнить целый комплекс поисково-разведочных работ, который включает в себя несколько этапов: полевые, геологические работы, поверхностные геофизические и геохимические исследования, бурение разведочных скважин с одновременными глубинными исследованиями.

История разведочных работ на нефть и газ богата парадоксами. В 1859 г. американский полковник Дрейк пробурил удачную скважину в одной из низин штата Пенсильвания и это дало основание закладывать нефтегазовые скважины в пониженных частях рельефа местности. Однако многочисленные неудачи, связанные с этим правилом, привели к появлению прямо противоположного мнения - искать нефть на возвышенностях рельефа. Это был более логичный подход, так как к возвышенностям часто приурочены антиклинальные складки. Следуя этому правилу, на побережье Мексиканского залива в 1901-1905 гг. выявили 17 месторождений нефти.

Оба метода называли методом «дикой кошки». Однако уже в тот период были сделаны попытки научно обосновать направление и методы разведочных работ на нефть и газ.

В 1863 г. российский академик Г.В. Абих опубликовал результаты своих исследований на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова. Основные выводы: нефтяные месторождения приурочены к антиклинальным складкам; пластовые флюиды дифференцируются по глубине: сверху газ, под ним нефть, ниже вода. Выводы Г.В. Абиха и высказанные позже аналогичные идеи американского геолога И.С. Уайта подтверждались опытом Мексиканских работ и были успешно использованы в 1913 г. при обнаружении Новогрозненского месторождения нефти. Поэтому и до сегодняшнего дня стремятся уже на раннем этапе разведки обнаружить прежде всего антиклинали.

Основная задача первого этапа разведки - выполнить геологическую съемку - метод изучения поверхностной геологии и геоморфологии местности, на основании чего составляется геологическая карта района. На этом этапе изучают выходящие на дневную поверхность элементы пластов и образцы горных пород, окаменевшие остатки древних животных и растений, измеряют углы и направление простирания (падения) пластов, выполняют необходимые лабораторные анализы.

Для более детальной структурной геологической съемки бурят мелкие картировочные и структурные скважины глубиной от 20 до 300 м, которыми «проходят» все наносные современные отложения и достигают коренных пород, устанавливая структуру их и отбирая пробы коренных пород для описания и последующего лабораторного изучения.

По результатам первого этапа работ строят геологическую карту района, на которой условными обозначениями отражают распространение пород различного возраста.

Более детально геология района описывается дополнительно предполагаемым сводным стратиграфическим разрезом в виде колонки с последовательно изображенными по глубине породами и структурной картой, отражающей поверхность характерного пласта и форму его распространения.

На втором этапе используют поверхностные геофизические, геохимические и биологические методы разведки, позволяющие косвенно установить вероятное местонахождение нефтегазового пласта.

Наибольшее распространение из поверхностных геофизических методов получили сейсмо- и электроразведка, грави- и магниторазведка.

В основе сейсморазведки лежат особенности распространения упругих колебаний в земной коре. Сейсмические волны (упругие колебания), вызванные искусственным путем (например, взрывом), в зависимости от плотности пород распространяются в них со скоростью 2-8 км/с. Чем плотнее порода, тем выше скорость сейсмической волны в ней. На границе пород различной плотности волны частично отражаются и возвращаются на поверхность Земли, а частично преломляются и продолжают распространяться в глубь Земли до новой границы пород разной плотности.

Отраженные сейсмические волны улавливают и регистрируют на земной поверхности приборами сейсмографами, а затем, анализируя время прохождения волн в горных породах, устанавливают глубину залегания пород, образовавших волны, углы падения пластов, относительную плотность пород. По этим данным строят профили и карты глубинного рельефа. Заметим, что метод отраженных волн (MOB) предложен российским геофизиком В.С. Воюцким в 1923 г., и с тех пор и до настоящего времени широко и успешно используется во всем мире.

Помимо MOB в поверхностной геофизике широко распространены: корреляционный метод преломленных волн (КМПВ), основанный на регистрации преломленных волн при встрече их с границей раздела различных пород под так называемым критическим углом; метод регулируемого направленного приема (РНП); метод общей глубинной точки (ОГТ).

В последние годы взрыв как источник излучения упругих колебаний уходит в прошлое. Стали применять невзрывные методы: падающий груз (Джиограф), вибраторы (Вибросейс), механические излучатели на основе «закрытых» взрывов (Диносейс). Себестоимость этих методов по меньшей мере на 50 % ниже себестоимости взрывных методов.

В морской сейсморазведке в качестве излучателей колебаний чаще других используют пневматические и электроискровые источники.

Применение современной компьютерной техники позволило существенно улучшить сейсморазведку до возможности обнаружения залежей нефти и газа, которые выявляются по рассеиванию упругих колебаний в виде «яркого пятна» (так называемая АТЗ - аномалия типа залежь).

В основе электроразведки, разработанной французом Шлюмберже в 1923 г., лежит различие в удельном электрическом сопротивлении горных пород. Хорошо проводят электрический ток кристаллические породы, осадочные породы, насыщенные минерализированной водой; плохо проводят электрический ток пористые осадочные породы, насыщенные нефтью и газом. Поэтому по характеру искусственно создаваемого в земной коре электрического поля можно определить последовательность и условия залегания горных пород.

Технически электроразведка осуществляется так: через заглубленные в грунт металлические стержни - электроды создают в земной коре искусственное электрическое поле, а при помощи других стержней, расположенных между электродами, исследуют различные аномалии искусственно созданного электрического поля земной коры. Сравнивая нормальное поле с аномальным, устанавливают литологическую характеристику разреза и наличие скоплений УВ.

Гравиметрический метод основан на неоднородности гравитационного поля земной поверхности, обусловленной различной плотностью горных пород. В зонах распространения пород с низкой плотностью (например, каменной соли) ускорение силы тяжести меньше, чем в зоне распространения более плотных пород (например, гранита). Измеряя силу тяжести в разных точках земной поверхности, можно обнаружить аномальные отклонения в ту или иную сторону от нормальной силы тяжести и по этим данным дифференцировать распространение пород с различной плотностью. Прибор, фиксирующий аномалии силы тяжести, называют гравиметром.

В последние годы гравиметрический метод стал распознавать флюидонасыщенные пористые породы (коллекторы), причем, дифференцировать водоносные коллекторы от нефтеносных и газоносных, так как разница в плотности флюидов значительная (для нефти 60-80 кг/м3, для газа 160220 кг/м3 в сравнении с водой).

В комплексе с гравиразведкой применяется магниторазведка, основанная на исследовании неоднородности магнитного поля на поверхности Земли, обусловленной неодинаковой магнитоактивностью горных пород (например, магматические породы более магнитоактивны, чем осадочные). Используемые приборы (магнитометры) способны фиксировать магнитные аномалии даже с самолета или вертолета, что существенно ускоряет и облегчает магниторазведку. Карта магнитных аномалий уточняет результаты гравиразведки.

Среди геохимических методов следует отметить газовую, люминес-центно-битуминологическую, радиоактивную съемку, а также гидрохимический метод.

Газовая съемка, впервые предложенная В.А. Соколовым в 19291930 гг., основана на возникновении на поверхности Земли над нефтегазовыми залежами ореола повышенной концентрации УВ за счет фильтрации, диффузии и проникновения по трещинам глубокозалегающих УВ к дневной поверхности. Исследуя пробы грунтов и грунтовых вод при помощи чувствительных анализаторов, устанавливают области повышенных концентраций УВ, под которыми наиболее вероятны залежи нефти и газа.

Люминесцентно-битуминологическая съемка исследует ореол рассеяния битумов. Над нефтегазовыми залежами содержание битума в грунте повышенное, что устанавливается путем отбора образцов грунта с последующим определением их люминесцентной характеристики в ультрафиолетовом свете.

Радиоактивная съемка обнаруживает пониженное распределение радиоактивных элементов в породах в зоне распространения нефтегазовых залежей. Однако из-за неуверенности расшифровки метод пока широко не применяется.

Гидрохимическим методом исследуют химический состав подземных вод, содержание в них растворенных газов и УВ (аренов). По мере приближения к нефтегазовым залежам концентрация этих компонентов в водах увеличивается, что является признаком скопления УВ.

Геохимические методы расширяют возможности поиска месторождений нефти и газа, позволяют не только устанавливать нефтегазоносность антиклинальных складок, выявленных геологической съемкой и графическими методами, но и обнаруживать скопления УВ в ловушках неструктурного типа, обнаружение которых другими методами практически невозможно.

Нельзя обойти вниманием так называемую бактериологическую съемку, основанную на поиске бактерий, развивающихся в среде УВ. Путем исследования почв изучаемой площади обнаруживают места скопления этих бактерий и, следовательно, проникновение из глубин УВ. Бактериологический анализ почв является хорошим подспорьем в обнаружении нефтяных и газовых залежей.

Третий, заключительный этап поисков и разведки нефтяных и газовых залежей состоит в бурении одной или нескольких разведочных скважин с целью уточнения геологического строения площади, отбора и подробного анализа образцов глубоко залегающих горных пород (кернов), вскрытия нефтегазоносных коллекторов и их исследования на предмет промышленного использования нефтегазовой залежи. В разведочных скважинах проводят разнообразные геофизические исследования, испытания пластов на приток флюида, термодинамические измерения и т.д. Разведочные скважи-

Рис. 1.8. Структурная карта, соответствующая кровле пласта А и подошве пласта В, и геологический профиль по линии Г—Д

I I /'"'Ч

ны должны дать конкретный ответ: имеется ли нефтяное или газовое месторождение на разведываемой площади, каково его промышленное значение, каковы свойства УВ.

Все разведочные данные обобщают в виде геологических профилей и

Рис. 1.9. Некоторые условные обозначения горных пород, наиболее часто используемые геологическими службами:

1 - глины; 2 - глины алевритистые; 3 - алевролиты; 4 - песчаники; 5 - промышленная нефть; 6 - нефте- и газопроявления; 7 - мергели; 8 - мергели доломитовые; 9 - известняки; 10 - доломиты; 11 - ангидриты; 12 - гипсы; 13 - каменная соль; 14 - нефтепроявления; 15 - возможные коллекторы с нефтью или газом

структурных карт в масштабе (рис. 1.8), которые являются основой для надежного сооружения эксплуатационных скважин.

Для отображения литологической характеристики пород в разрезах используют условные знаки (см. рис. 1.9).

1.7. СОСТАВЛЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

Бурение скважин предполагает по первым скважинам представить геологический разрез, но в ряде случаев его приходится уточнять.

Разрезом скважины называется графическое изображение показателей, устанавливаемых на основании данных бурения скважины и определяющих характер проходимых пород. Разрез скважины должен иметь указания характерных особенностей конкретного нефтяного месторождения и мест осложнений, наличия газа, высоких и низких аномальных пластовых давлений.

Основным методом изучения и корректировки разрезов является изучение образцов пород, поднятых в процессе бурения.

Комплекс наблюдений при бурении для составления нового или уточнения существующего разреза сводится к следующему: проведение исследований и наблюдений, необходимых для составления детального комплексного разреза скважин, в том числе комплекса геофизических работ, лабораторное и промысловое изучение образцов - кернов, шлама, флюида пласта, выходящего с буровым раствором из скважины, исследование физико-химических свойств воды, нефти и газа и т.д. Отбор керна с помощью колонковых долот обеспечивается еще недостаточно качественно, и вынос его не превышает обычно 50-80 %.

В настоящее время используют следующие методы для составления представления о разрезе пород, проходимых скважиной: изучение внешнего вида кернового материала и шлама, анализ срабатываемости долот, изменение механической скорости бурения и проходки на долото, геофизические методы (каверно- и профилеметрия, электрокаротаж, газовый каротаж), физико-химические методы анализа пород, отобранных при бурении скважин.

Изучение разреза скважины по внешним признакам подразумевает определение литологического состава пород (по керну) с последующим сопоставлением их с кернами других близко расположенных скважин для установления наиболее характерных (опорных) горизонтов, литологическая характеристика которых постоянна, а мощность часто фиксирована. По кернам нескольких скважин удается установить тектонические нарушения.

По анализу шлама предположительно определяют породы, проходимые в процессе бурения. В основе этого анализа лежат определение гранулометрического состава шлама в буровом растворе и установление его минералогической характеристики. Для проведения указанного анализа применяют емкость с сетками размером 1; 0,25 и 0,1 мм.

Анализ времени и характера срабатываемости буровых долот, изменения механической скорости бурения и проходки на долото (механический каротаж) предусматривает учет твердости проходимых пород и изменение в связи с этим технологических параметров. В практике за оценочный параметр принимают крепость горных пород, что применительно к бурению пока еще недостаточно уточнено. Считается, что при прочих равных условиях время бурения 1 м скважины прямо пропорционально коэффициенту крепости пород. Общепринятой качественной оценкой крепости горных пород считается следующая. Породы делят на крепкие, твердые, средние, слабые, мягкие. На разрезе скважины породы установленной крепости окрашиваются в различные цвета.

Наиболее полно геологический разрез скважины изучается с помощью геофизических методов. Они основаны на измерении некоторых физических параметров горных пород, прямо или косвенно связанных с их литологией, коллекторскими свойствами и водонефтегазонасыщенностью.

При вскрытии пласта установившиеся условия нарушаются, изменяются свойства пластовых флюидов, движение и перераспределение в пористой среде. Вода, нефть и газ располагаются в пласте обычно в соответствии с их плотностью. В газовой залежи при отсутствии нефти газ залегает непосредственно над водой. Однако полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит. Это остаточная (связная) вода. Ее количество может изменяться от долей процента до 70 % объема пор (т.е. до 20-25 % объема коллектора). Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует, и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % до значения содержания связной воды в повышенных частях залежи.

1.8. СОСТАВ И МИНЕРАЛИЗАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД

Пластовые воды оказывают весьма существенное влияние на качественные и количественные показатели работ при углублении ствола, креплении и цементировании нефтяных и газовых скважин. Пластовые воды - постоянные спутники нефтегазовых месторождений. Они играют большую роль в поисках, формировании и разработке залежей.

Вода различается по наличию растворенных в ней примесей и солей. По температуре воды делятся на холодные, теплые, горячие и очень горячие. Температура воды существенно влияет на количество содержащихся в ней солей и газов. По положению относительно нефтегазоносных горизонтов пластовую воду относят к краевой, подошвенной воде; она бывает верхней, нижней, погребенной (реликтовой), находящейся непосредственно в нефтяном пласте и остающейся неподвижной при движении нефти. Солевой состав вод в нефтяном пласте неодинаков для всех частей структуры.

При изучении пластовых вод для характеристики их свойств принято определять общую минерализацию воды и ее жесткость, содержание главных шести ионов, рН, плотность, запах, вкус, прозрачность, поверхностное натяжение, а также проводить анализ растворенных газов - бактериологический или микробиологический.

Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Она оценивается по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105-110 °С. По размеру сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей < 1 г/л), слабосолоноватые (1-5 г/л), солоноватые (5-10 г/л), соленые (10-50 г/л), рассолы (> 50 г/л).

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор - ион (Cl-), сульфат - ион (SO^ ), гидрокарбонатный и карбонатный ионы (HCO3 ) и

(CO^-), а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия Na+, кальция Ca2+, магния Mg2+, железа и SiO2 (в коллоидном состоянии). В воде растворяются азот, кислород, углекислый газ, сероводород и т.д. В настоящее время принята форма химического анализа воды - ионная. Так как молекулы солей в растворе распадаются на катионы и анионы, те и другие должны находиться в эквивалентных количествах. Для перевода результатов анализа воды, выраженных в ионной форме, в эквивалентную, следует количество каждого найденного элемента (в мг/л) разделить на его эквивалентную массу. Эквиваленты ионов могут быть выражены также в процентах от суммы анионов и катионов, каждая сумма анионов и катионов принимается за 50 или 100 %.

Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повышенное содержание иода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной залежи - нафтеновых кислот. По химическому составу это обычно хлоридно-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбонат-но-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.

При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйственных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под которой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Ca(HCO3)2, Mg(HcO3)2, CaCO3, CaCl2, MgCl2. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Ca и Mg, постоянную, обусловленную содержанием солей Ca и Mg, за исключением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Ca и Mg. Временная жесткость воды может быть найдена по разности общей и постоянной. Кипяченая вода характеризуется только постоянной жесткостью. Природные воды по жесткости разделяются на следующие типы: очень мягкие, умеренно жесткие, жесткие и очень жесткие.

В основу классификации пластовых вод по Пальмеру положено соотношение в воде количеств ионов щелочных металлов K+ и Na+ (а), ионов щелочноземельных металлов Ca2+ и Mg2+(b) и анионов сильных кислот Cl- (d).

В зависимости от преобладания тех или иных ионов в воде Пальмер разделяет все воды на пять классов:

V.................................................... d > а + b

Для характеристики качества воды используются шесть показателей: первичная соленость, первичная щелочность, вторичная соленость, вторичная щелочность, третичная соленость, третичная щелочность.

В соответствии с классификацией природных вод по В.А. Сулину, применяемой в нефтегазодобывающей промышленности, последние подразделяются на четыре генетических типа: I - сульфатно-натриевые; II -гидрокарбонатно-натриевые; III - хлормагниевые; IV - хлоркальциевые. Принадлежность воды к определенному генетическому типу устанавливается по отношению эквивалентов отдельных ионов. Каждый тип вод подразделяется на группы: А - гидрокарбонатные, Б - сульфатные, В - хло-ридные. Группы, в свою очередь, подразделяются на классы и подгруппы. Воды относятся к определенной группе и подгруппе на основании отношения эквивалентов отдельных ионов.

В большинстве пластовых вод содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты.

1.9. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

В СКВАЖИНАХ

Г еофизические исследования (каротаж) дают возможность уточнить по всей глубине скважины ее геологический разрез: литологический состав пород и интервалы их однородности, мощность пластов, интервалы залегания нефтяных, газовых и водяных горизонтов, а также пористость и проницаемость пород, границы ВНК и ГНК, температурное поле разреза.

В настоящее время известно более 40 видов каротажа. Основные из них: электрические, радиоактивные, термические, акустические, индукционные, геотермические методы.

Электрические методы основаны на измерении характеристик электрического поля в стволе скважины. Специальным глубинным прибором, опускаемым в скважину на многожильном кабеле, измеряют и регистрируют на ленте удельное электрическое сопротивление горных пород разреза (кривая КС) и изменение естественных электрических потенциалов (кривая ПС). Против таких пород, как известняки и насыщенные нефтью песчаники, регистрируется значительное кажущееся электрическое сопротивление, а против глин и водоносных песчаников - существенно меньшее. Вследствие гидродинамической связи бурящейся скважины с проходимыми горными породами между ними происходят незначительные перетоки разнородных жидкостей (пластового флюида и промывочного агента), вследствие чего возникает электродвижущая сила (ЭДС) (подобно ЭДС внутри аккумулятора с электролитом). В более проницаемых породах жидкость перемещается быстрее, и создается большая разность естественных потенциалов. Так, против хорошо проницаемых песков и песчаников возникает аномалия естественной разности потенциалов по сравнению с плохо проницаемыми глинами и известняками.

Специалисты, изучая и сопоставляя кривые КС и ПС, выделяют в разрезе породы различных типов: пески, песчаники, глины, известняки. По очень большим аномалиям КС определяют интервалы залегания нефтегазовых горизонтов (напомним, что нефть и газ диэлектрики).

Весьма информативными методами промысловых геофизических исследований являются радиоактивные методы: гамма-метод (ГМ), гамма-гамма-метод (ГГМ), нейтронный гамма-метод (НГМ) и др. С помощью этих методов исследуют естественную и наведенную радиацию горных пород разреза скважины. А так как разные по литологическому составу и типу горные породы имеют различную радиоактивность, то по зарегистрированной амплитуде этих характеристик специалисты уверенно дифференцируют разрез скважины.

С помощью термометрического каротажного зонда (электротермометра) измеряют температуру в стволе скважины, и результаты измерений используют при расчете обсадных колонн, подборе рецептур цементного раствора, оборудовании устья скважины. Помимо этого, зарегистрированная термограмма показывает более низкую температуру против проницаемых пластов, куда проникал промывочный агент и охлаждал пласт, а также против газонасыщенных пород за счет адиабатного расширения газа вблизи скважины.

Акустический каротаж - сравнительно новый метод в промысловогеофизических исследованиях. В его основе лежит регистрация упругих колебаний, возбуждаемых в скважине на различной глубине. Скорость распространения колебаний в породах в радиальном направлении, особенность их затухания позволяют оценить пористость пород. Этот метод обычно используют в комплексе с индукционным каротажем, который позволяет выделить среди пористых пород нефтеносные коллекторы.

Простым, но информативным методом являются каверно- и профиле-метрия. Особым прибором каверномером измеряют и регистрируют изменение диаметра ствола скважины по глубине. Чем устойчивее порода, тем ближе диаметр ствола к номинальному (диаметру долота). В рыхлых породах (глинах, песках и т.д.) стенки скважины размываются промывочным агентом и разрушаются бурильной колонной, в результате возникают значительные уширения ствола - каверны, что четко регистрируется на ка-вернограмме в виде аномалий кривой.

Данные кавернометрии используют также при расчете цементирования скважины, так как они позволяют уточнить необходимые объемы цементного раствора.

Все виды геофизических исследований используются в комплексе. Современная каротажная станция для глубинных геофизических исследований массой около 20 т монтируется на автомобилях. Она оснащена 7-жильным бронированным кабелем наружным диаметром 12 мм, рассчитанным на разрывное усилие до 8 т (масса 1000 м кабеля равна 1 т). Кабель имеет термостойкую изоляцию, выдерживающую температуру до 300 °С.

Для обработки и интерпретации результатов геофизических исследований в настоящее время широко используют компьютеры.

В последние годы, в связи со значительным увеличением объемов бурения горизонтальных скважин, стали широко использовать скважинный автономный прибор электрического каротажа, который записывает данные на собственную магнитную ленту. Автономный прибор, перед подъемом бурильной колонны из скважины, проталкивают промывочным агентом через полость бурильной колонны к долоту. Его нижняя часть - гибкий зонд - проходит через отверстие долота и в процессе подъема бурильной колонны из скважины дает сигналы на магнитную ленту об электрических свойствах горных пород по глубине.

Совместный анализ каротажных диаграмм, записанных в одном масштабе глубин, позволяет специалистам однозначно определить не только литологические характеристики разреза скважины и дать рекомендации для выполнения последующих технологических операций, но и точно установить глубины залегания и мощность нефтегазоносных горизонтов, подлежащих испытанию для целей промышленного использования.

2 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ

Глава    о строительстве скважин  »
Библиотека »