Испытание конструкций на непроницаемость

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 18Следующая ⇒

Проверка корпусных конструкций БУ на непроницаемость является обязательной технологической операцией. Хотя ее трудоемкость не является определяющей в общем составе работ, однако методы выполнения оказывают существенное влияние на технологию и организацию постройки установки в целом. Методы испытаний конструкций аналогичны применяемым в обычном судостроении.

Весьма распространенными при строительстве БУ как и в судостроении в целом являются испытания конструкций наливом воды с созданием заданного напора. Эти испытания достаточно надежны и просты в проведении. Однако они имеют и ряд существенных недостатков: эффективность гидравлических испытаний к обнаружению мельчайших неплотностей в значительной степени зависит от влияния сдвиговой прочности и испарения воды, выделяющейся сквозь неплотности на контрольную поверхность испытываемого соединения; испытания проводятся до погрузки в соответствующее помещение и отсеки механизмов, оборудования, приборов, в результате чего

задерживается начало монтажных работ; налив воды в большие отсеки приводит к значительным нагрузкам и часто требует установку дополнительных временных элементов опорного устройства; испытания способствуют коррозии конструкции.

Отмеченных выше недостатков лишены испытания с применением сжатого воздуха в качестве газообразной пробной среды. Первые попытки применения сжатого воздуха для испытания корпусных конструкции на непроницаемость относятся к концу XIX в. Однако, в ввиду сложности испытаний воздухом клепаных конструкций эти испытания не получили тогда практической реализации. Положение изменилось с переходом к сварному судостроению. В 1946 г. государственным стандартом впервые было разрешено испытывать сжатым воздухом отдельные корпусные конструкции гражданских судов по согласованию с заказчиком. Такое ограничение в значительной степени объяснялось существовавшим в то время требованием проверки проч-. * ности корпусных конструкций и отсутствием обоснованных параметров испытаний.

При современном уровне развития судостроения нецелесообразно (за исключением отдельных случаев) предусматривать проверку прочности конструкций во время испытаний на непроницаемость, так как существующие методы расчетов гарантируют их прочность при действии заданных нагрузок. Корпусные конструкции проектируют с определенным запасом прочности, поэтому напряжения, возникающие в них во время испытаний, не достигают предельных, что было подтверждено испытанием ряда натурных конструкций, в частности, поперечных переборок. С другой стороны, современные методы постройки судов обеспечивают высокое качество выполнения работ. Это подтверждается практикой испытания корпусов судов на непроницаемость. Основными параметрами воздушных испытаний служат величина испытательного давления и допускаемая норма падения давления воздуха в конструкциях за время испытаний.

Продолжительное время давление воздуха при испытании на непроницаемость принималось равным половине напора воды при гидравлических испытаниях данной конструкции. Такая методика назначения давления значительно сокращала объем применения воздушных испытаний, так как способствовала появлению недопустимых напряжений в отдельных испытываемых конструкциях. Для случаев, когда из-за недостаточной прочности конструкций давление воздуха не могло быть принято равным половине гидравлического напора в середине пятидесятых годов было разрешено определять его расчетом из условия, что

напряжения, возникающие в наборе наиболее слабого перекрытия, не будут превышать 0, 6 предела текучести материала конструкции. Такое дополнение не внесло каких-либо принципиальных изменений в методику назначения величины давления воздуха Назначение же величины воздушного давления в зависимости от напряжений могло снизить надежность испытаний, так как определенное таким образом давление воздуха могло оказаться недостаточным для выявления возможных неплотностей. В связи с изложенным были проведены исследования, имевшие конечной целью определение методики назначения величины давления сжатого воздуха при испытании корпусных конструкций на непроницаемость.

В основу такой методики принято равенство эффективности (в отношении определения минимальных размеров неплотностей) гидравлических и воздушных испытаний. Исследование эффективности гидравлических испытаний сводится к установлению соотношения между количеством воды, вытекающим за время испытаний через неплотности, и размерами последних, а исследование эффективности воздушных испытаний — к определению капиллярного противодавления мыльной пленки при различных размерах неплотностей. Для определения эффективности гидравлических испытаний примем неплотности в форме цилиндрического канала с гладкими стенками, что вполне допустимо с практической точки зрения. Тогда можно воспользоваться законом Пуазейля, представив его в следующем виде:

щ (10.9)

где r — радиус канала неплотности, м; l — длина канала неплотности, м; Q — количество воды, вытекающей через канал неплотности, м³; Р_г— давление воды, Па;  — время истечения воды, с;  — коэффициент динамической вязкости воды, Па.с.

Формула позволяет определить минимальные размеры неплотностей ( r_min) в зависимости от давления воды ( Р_г), если задаться минимальным количеством воды (Q_min), которое можно обнаружить при визуальном осмотре контрольной стороны испытываемого соединения. В качестве Q_min можно принять каплю воды с радиусом 0, 15 см.

Рассмотрим теперь эффективность воздушных испытаний. Поскольку вязкость воздуха во много раз меньше вязкости воды, он может проходить через мельчайшие неплотности. Однако выявление неплотностей во время воздушных испытаний возможно лишь при

условии образования пузырей на мыльной или другой пенообразую-щей пленке, нанесенной на контрольную сторону испытываемого соединения. На мыльную пленку над каналом неплотности действует испытательное избыточное давление воздуха Р_ии капиллярное

противодавление мыльной пленки. Общее капиллярное давление в результате действия сил поверхностного натяжения по наружной и внутренней поверхности пленки:

(10.10)

где а_м — коэффициент поверхностного натяжения мыльной пленки, Н/м; h_м — радиус кривизны поверхности пленки, м.

Условием выявления минимальных неплотностей является превышение испытательного давления над капиллярным противодавлением, когда мыльная пленка над каналом неплотности становится неустойчивой. Это наступает когда радиус кривизны мыльной пленки l. дости-

гает радиуса канала неплотности r..Тогда

т (10.11

На основании приведенных выше рассуждений можно установить математическую зависимость между величинами испытательного давления воздуха и воды, обеспечивающими одинаковую эффективность испытаний. Для этого приравняем выражения, определяющие r_min при гидравлических и воздушных испытаниях, и решим это равенство относительно Р_и. Получим

(10.12)

Графически зависимость (10.12) для указанного выше значения Q_min и наиболее вероятных на практике значений  = 1 и l = 10 см представлена на рис. 10.16 (кривая 1).

В целях проверки результатов теоретических рассуждений, а также соотношения между величинами испытательных давлений воздуха и воды были проведены сравнительные испытания образцов, отсеков и цистерн строящихся судов. Для проведения сравнительных

Таблица 10.13 испытаний

Результаты сравнительных

	Количество неплотностей, выявленных при испытательном давлении воздуха, кПа
Наименование	9, 8	19, 6	29, 4	39, 2	49, 0	58, 8	68, 6	78, 4	88, 2	98, 0
конструкции
Образцы						-	-	-	-	-
Отсеки						-	-	-	-	-
Цистерны:
1 группы	-
2 группы	-

испытаний было изготовлено 19 образцов восьми различных типов, представляющих собой наиболее характерные узлы соединений корпусных конструкций. Испытания отсеков проводили на строящихся рефрижераторных судах водоизмещением около 10 000 т. Всего было испытано 12 отсеков различных размеров и назначений. Сравнительные испытания образцов и отсеков проводили по одинаковой программе. Вначале каждый образец и отсек испытывали воздухом, давление которого последовательно повышали от 9, 8 до 49, 0 кПа с интервалом 9, 8 кПа. На каждой ступени давления все швы обмазывали мыльным раствором. Выявленные неплотности отмечали, но не устраняли. По окончании воздушных проводили гидравлические испытания этих же образцов и отсеков при давлении воды 0, 098—0, 137 МПа. Под давлением воды образцы и отсеки выдерживали 1ч, после чего их осматривали и отмечали выявленные неплотности. Результаты сравнительных испытаний приведеньт в табл. 10.13.

Рис. 10.16. Зависимость между величинами испытательного давления воды ( Р_г) и воздуха ( Р_и ), обеспечивающими одинаковую эффективность испытаний

Количество неплотностей
выявленных при испыта-	не выявленных прииспытании
нииводой	водой	воздухом

Как видно из таблицы, почти 99 % всех неплотностей на образцах и отсеках было обнаружено при испытании воздухом давлением 29, 4 кПа. Следует отметить, что результаты испытаний отсеков соответствуют данным, полученным ранее при подобных испытаниях грузовых отсеков танкеров типа «Ленинград». Кроме того, они подтверждены последующими сравнительными испытаниями отсеков, проведенными на судостроительных верфях Германии и Японии.

Сравнительные испытания цистерн проведены по аналогичной программе. Всего было испытано 57 цистерн объемом от 2 до 90 м³. Общее количество неплотностей, выявленных при сравнительных испытаниях цистерн также приведено в табл. 10.13.

Все цистерны разбиты на две группы: 1-я группа включает цистерны, испытанные давлением воды до 0, 196 МПа, 2-я группа — от 0, 294 до 0, 490 МПа. Данные таблицы показывают, что давление воздуха до 49, 0 кПа обеспечило выявление 95% неплотностей для цистерн 1-й группы, а давление воздуха 68, 6 кПа было достаточным для выявления 95 % неплотностей для цистерн 2-й группы. Неплотности, обнаруженные при больших давлениях воздуха, или не обнаруженные воздухом вообще, практически не влияли на непроницаемость конструкций ввиду своей малости.

По данным сравнительных испытании образцов, отсеков и цистерн на рис. 10.16 нанесены величины испытательных давлений воздуха, при которых было выявлено подавляющее большинство неплотностей (до 95 % и более). При этом в особую группу объединены цистерны, имевшие труднодоступные для осмотра места, т. е. места, осмотр которых возможно было производить на значительном расстоянии.

Сопоставление теоретических и экспериментальных данных показывает, что формула 10.12 полностью подтвердилась при испытании образцов, отсеков и цистерн, имевших свободный доступ для осмотра конструкций. Давление воздуха, необходимое для выявления мельчайших неплотностей в конструкциях, расположенных в труднодоступных для осмотра местах цистерн, несколько превысило расчетное. Это объясняется необходимостью более интенсивного образования воздушных пузырей на мыльной пленке для визуального обнаруже-

конструкция должна быть заполнена сжатым воздухом, т. е. должна быть замкнутой.

В этой связи более рациональны течеискатели, реагирующие на акустическое поле, создаваемое акустическим генератором. При проведении испытаний акустический генератор и приемник акустических импульсов — непосредственно течеискатель находятся по разным сторонам замкнутой или незамкнутой испытываемой конструкции. Вначале на некотором отдалении от поверхности конструкции осуществляется дистанционный (предварительный) поиск дефектов и ориентировочного направления их поиска. После этого переходят к режиму ближнего (локального) поиска дефектов. Течеискатели такого принципа действия выпускаются у нас и зарубежом. Отечественный течеискатель «УЗОН-2» прошел всестороннюю проверку в лабораторных и производственных условиях и показал хорошие результаты.

Глава 11. МОРСКОЕ БУРОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

11.1. Морская скважина и технология бурения

Морская буровая скважина представляет собой цилиндрическую вертикальную или наклонную выработку, проходимую с помощью БУ со дна моря в глубь земной коры. Аналогично скважинам, пробуриваемым на суше, выделяют начало скважины (устье), дно (забой) и ствол. На большей части эксплуатируемых нефтегазопромыслах продуктивные пласты находятся на глубине 2000—3000 м, а глубина скважины на отдельных месторождениях составляет 6000—8000 м.

Бурение — единственный метод, дающий окончательный ответ на вопрос, есть ли в недрах залежь нефти или газа. Как метод поиска оно применяется давно. Известны скважины, пробуренные в Китае еще до нашей эры. Глубина их была в пределах сотни метров, а для бурения использовались полые стволы бамбуковых деревьев. В 20-х гг. XIX в. первые скважины бурились во Франции. В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил промывать забой скважины, чтобы вывести оттуда раздробленную породу на поверхность. Это значительно усовершенствовало технологию процесса. В 1859 г. полковник Дрейк пробурил нефтяную скважину путем долбления. При этом методе скорость проходки была около 1 м/сут, а глубина редко превышала 500 м. В начале XX в. на смену ударному бурению пришло вращательное, или роторное. Пионерами этого способа были бакинские нефтепромышленники, которые опробовали его уже в 1911 г. При вращении долота в забое скважины порода крошилась и истиралась. Скорость проходки возросла, а глубина скважин превысила 3000—4000 м. Однако буровой инструмент был громоздким, что сдерживало развитие роторного бурения. Действительно, при глубине 3000—5000 м колонна буровых труб имела массу более 200 т. При этом основная часть энергии тратилась на вращение колонны, а не на углубление скважины. Этого недостатка лишен турбинный метод бурения, впервые предложенный в 1922 г. М.А. Капелюшни-ковым.

В процессе бурения необходимо обеспечить последовательное разрушение горных пород (бурение), удаление выбуренной породы и закрепление стенок скважины от обрушения.

В основном бурение осуществляется за счет вращения прижатого к забою бурового породоразрушающего инструмента — бурового долота или буровой коронки, армированных резцами из твердых

сплавов или алмазами. Основной объем бурения на нефть и газ выполняют с помощью шарошечных буровых долот, представляющих собой набор конических, сферических или цилиндрических элементов, армированных твердосплавными зубцами и вращающихся на подшипниках. Для обеспечения процесса разрушения породы в скважине бурильная колонна передает на инструмент, находящийся в забое, осевое усилие. При роторном способе бурения вращательный момент создается двигателем, расположенным на БУ, и колонна передает инструменту еще и окружное усилие. При турбинном способе бурения вращение создается турбобуром, установленным не-посредственнр над инструментом, и бурильная колонна не вращается. Вращение турбобура происходит за счет подачи в него бурового раствора через полость бурильной колонны.

Современный турбобур — это многоступенчатый забойный двигатель длиной до 10 м, в каждой ступени которого (всего их 100 и более) имеются два диска с профилированными лопатками (рис. 11.1). Один из дисков (статор) неподвижно закреплен

в корпусе турбобура, другой (ротор) вращается. Каждый ротор обеспечивает относительно небольшое вращательное усилие, но суммарный эффект достаточно высок для вращения долота.

В настоящее время при бурении чаще всего применяют трехшаро-шечные долота (рис. 11.2). Каждая шарошка его может вращаться. Перекатываясь по забою, она скалывает, дробит, измельчает породу.

Рис. 11.1. Схема турбобура 1 — статор; 2 — ротор; 3 — долото

Иногда зубья шарошек покрывают твердым сплавом. При проходке особо крепких пород применяют алмазные долота. Периодически приходится менять долото, которое изнашивается. Для этого поднимают и развинчивают всю бурильную колонну труб. Производят так называ емую спуско-подъемную операцию, которая является трудоемким процессом, значительно удлиняющим сроки проходки скважины.

Чтобы стенки скважины не обваливались, в ее ствол опускают специальные стальные трубы диаметром от 114 до 426 мм, а пространство между ними и стенками скважины заполняют цементом под большим давлением.

Рис. 11.2. Трех-шарошечное долото

Забойные гидравлические двигатели сообщают долоту вращение частотой 150—1000 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами. Для повышения износостойкости шарошечных долот, армированных зубьями из высокопрочных сплавов, частота вращения снижается до 300—400 об/мин, а в сверхглубоких скважинах — до 150—200 об/мин. Турбинное бурение особенно эффективно при кустовом бурении со стационарных МБУ, поскольку позволяет проходить наклонные скважины с теми же скоростями, что и вертикальные. Турбинный способ применяется в породах любой твердости как в эксплуатационном, так и в разведочном бурении.

Автоматизация процесса бурения и его относительно легкое управление достигается, если в качестве привода забойного инструмента используется электромотор, который в этом случае насаживается на нижний конец бурильных труб. К вращающейся части электромотора присоединено долото.

В последние годы в России создан еще один новый вид бурового инструмента — винтобур. Он прост по конструкции и обладает оптимальными энергетическими характеристиками. Скорость бурения достигает 5, 5 м/ч, тогда как обычно она не превышает 1 м/ч.

Чтобы удалить разбуренную породу, в скважину закачивают буровой раствор, который представляет собой жидкую глинистую пульпу плотностью 1, 2—1, 5 т/м³. Иногда плотность раствора с помощью различных утяжелителей (гематит, барит) доводят до 2 т/м³ и более. При глубине скважины 1000 м надо заготовить не менее 100 м³ раствора. Через бурильную трубу раствор подходит к забою скважины, подхватывает мелкие обломки породы (шлам) и выносит их на поверхность по затрубному пространству между бурильной колонной и обсадной трубой. На каждый километр скважины приходится 50—80 т измельченной породы.

Буровой раствор выполняет еще одну важную функцию — создает противодавление на пласт и тем самым удерживает в нем нефть, газ или воду, не давая им вырваться наружу. Например, на глубине 2 км

27 Зак. 724 417

давление газа или нефти обычно 20 МПа. При плотности бурового раствора 1, 2 т/м³ его столб на забое такой скважины будет оказывать давление 24 МПа. Прорыва нефти или газа и неожиданного фонтанирования в таком случае не произойдет. Буровой раствор также охлаждает буровое долото, глинизирует и укрепляет стенки скважины и т. д.

Стенки скважины крепят обсадными трубами и цементируют. В разведочных скважинах это делают обычно только при проходке верхних неустойчивых пород. Эксплуатационные и глубокие разведочные скважины крепят и цементируют на всю глубину.

На начальной стадии разработки месторождения преобладает фонтанная добыча нефти, затем при снижении давления в продуктивном пласте переходят на механизированные способы — газлифтный, эрлифтный и глубинно-насосный. Фонтанный способ добычи возможен при достаточно большой пластовой энергии. На морских нефтепромыслах доля фонтанного способа добычи выше среднего в мире и, в частности, на ряде морских месторождений она достигает 50 %.

Современные системы разработки нефтяных месторождений предусматривают нагнетание воды в продуктивный пласт по нагнетательным скважинам. Искусственным заводнением удается не только поддерживать на желаемом уровне пластовое давление, падающее по мере эксплуатации пласта, но и поднимать его выше начального значения. Полноту извлечения нефти из пласта определяет коэффициент нефтеотдачи — отношение массы извлеченной нефти к первоначально содержащейся в пласте. Коэффициент нефтеотдачи зависит от вязкости нефти, степени охвата пласта системой добывающих скважин, применения заводнения пласта. Увеличить нефтеотдачу пласта можно или снижением вязкости нефти, нагнетая горячую воду или пар, или же повышением вязкости нагнетаемой воды, добавляя к ней различные присадки.

⇐ Предыдущая 7 8 9 10 111213 14 15 16 Следующая ⇒