Сегодня, даже несмотря на активное появление инновационных методов добычи углеводородов, бурение остается основным процессом, без которого добыча нефти и газа будет невозможна еще многие годы. В этой связи одним из самых острых вопросов для нефтесервисных компаний, особенно в России, является своевременная инспекция и ремонт бурового оборудования. Отсутствие должного внимания к данной проблеме чревато для буровой компании не только повышенными аварийными рисками, но и высокой вероятностью серьезных экологических, финансовых и репутационных последствий. О специфике инспекционных действий, методах диагностики, снижении рисков и экономических выгодах своевременного ремонта рассказывает директор по сервису Пермской Компании Нефтяного Машиностроения (ПКНМ) Евгений Львович Мокроносов.
– Евгений Львович, еще какие-то полвека назад правительство СССР ставило перед буровиками всего лишь одну задачу – добывать как можно больше нефти и газа любыми средствами. Об экологии, промышленной безопасности, аварийных рисках тогда говорили мало. Но времена меняются, и сегодня все эти факторы, наоборот, вышли для добывающих компаний на первый план. Почему?
– Во-первых, в условиях падающей добычи добывающие компании вынуждены активно разрабатывать запасы, относящиеся к разряду трудноизвлекаемых, а для этого требуются крупные инвестиции, сложные технологии и дорогостоящее оборудование. Ремонт последнего чреват для буровой компании крупными затратами и временными потерями. Вполне логично, что проведение своевременных инспекций в этом случае – вполне разумный компромисс.
Во-вторых, крупные аварии на нефтяных платформах последних лет, такие как взрыв у берегов Бразилии Р-56 – крупнейшей нефтяной платформы в мире компании Petrobras в 2001 году или крушение нефтяной платформы Deepwater Horizon в Мексиканском заливе 20 апреля 2010 года – ясно показали, что несоблюдение техники промышленной безопасности и отсутствие своевременного ремонта бурового оборудования грозят не просто аварией, а глобальной экологической катастрофой с серьезнейшими последствиями для мировой экосистемы. И это не говоря о несмываемом «черном пятне» на репутации компании, допустившей подобное.
В-третьих, конечно, финансовые риски. За примером далеко ходить не надо: 25 сентября 2013 года из-за неисправности оборудования на одной из буровых установок и растрескивания газопровода с острова D на завод «Болашак» была остановлена добыча нефти на всем Кашагане – крупнейшем шельфовом месторождении Казахстана. Представители областного департамента тогда сообщили лишь то, что «на буровой погнулся механизм и арматура не выдержала нагрузки». Обошлось без экологической составляющей, но, так или иначе, для устранений последствий аварии управляющий консорциум NCOC был вынужден отложить запуск Кашагана на три года и потратить еще около 4 млрд (!) долл США на замену труб и другого оборудования.
Иными словами, отсутствие у нефтесервисной компании должного внимания к регулярной инспекции и своевременному ремонту бурового оборудования в современных реалиях просто недопустимо. Кроме того, правильные действия буровой компании позволяют избежать уменьшения объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе добычи, разрушения ствола скважины, обводнения, засорения и других неприятных последствий.
– Какие технологические процессы включают в себя инспекция и ремонт бурового инструмента в Вашей компании?
– Периодичность проведения инспекции и ремонтов бурового оборудования напрямую зависит от параметров эксплуатации. Проверка начинается с входного контроля – этапа, на котором производится визуально-инструментальный контроль бурового оборудования, определяются видимые дефекты и выполняется первичная отбраковка.
Далее происходит очистка наружной и внутренней поверхностей бурильных труб с целью их подготовки к проведению инспекции, после чего специалисты Лаборатории неразрушающего контроля определяют наличие дефектов и критического износа оборудования.
Сама по себе инспекция проводится в соответствии с требованиями стандарта DS-1 (ТН Hill Associates, Inc) и включает в себя самые современные методы диагностики, включая ультразвуковые и электромагнитные. По результатам инспекции составляются акты, бурильное оборудование признается либо годным для дальнейшей эксплуатации с определением необходимого объема ремонта, либо выбраковывается.
В случае ремонта могут быть произведены замена бурильных замков, восстановление их наружного диаметра, наплавка твердосплавных поясков (так называемый Hardbanding), перенарезание резьбовых соединений, упрочнение резьбы методом обкатки и другие технологические операции.
– Расскажите подробнее об основных методах диагностики бурового инструмента.
– Начать можно с метода люминисцентной магнитопорошковой дефектоскопии, поскольку он получил достаточно широкое применение в нашей компании. Его главной задачей является выявление усталостных трещин, находящихся в участках зажимаемых клиньями/высадок, а также контроль замковой резьбы муфта-ниппель.
Данный метод основан на притяжении магнитных частиц силами неоднородных магнитных полей, образующихся над дефектами в намагниченных объектах, с образованием в зонах дефектов индикаторных рисунков в виде скоплений магнитных частиц. По скоплениям магнитного порошка определяют не только наличие дефектов, но и их положение и протяженность на проверяемых деталях.
При правильной технологии контроля деталей этот метод позволяет обнаруживать дефекты различных размеров, в т.ч. поверхностные микротрещины раскрытием 0,001 мм, и глубиной 0,01 мм. Главные плюсы данного метода – высокая селективность и наглядность.
Критерии оценки контроля приведены в технологических инструкциях, разработанных непосредственно на нашем предприятии. Кроме того, при проведении магнитопорошковой дефектоскопии и последующей оценке результатов контроля, специалисты ПКНМ строго опираются на ГОСТ 56512-2015 и DS-1.
Важно отметить, что наша лаборатория неразрушающего контроля имеет полный спектр необходимого отечественного и зарубежного оборудования, в т.ч.: постоянные магниты Магест-01, соленоиды «Юнимаг» Р-125, соленоиды «Юнимаг» С-328, соленоиды ДМСП-250, УФ-светильники Magnaflux, УФ-светильники Helling, люксметры ТКА-ПКМ (02), магнитометры ИМАГ 400Ц, центрифужные пробирки и др.
Следующий метод инспекции, на котором мне хотелось бы остановиться, – видеоэндоскопия внутренней поверхности бурильной трубы. Его основная цель – обнаружение только зарождающихся дефектов, увидеть которые весьма сложно. К ним относится, например, кавитационное разрушение, которое впоследствии может привести к промыву, как правило в зоне захвата клиньями, выходу из строя изделия и возникновению аварийной ситуации при бурении.
Видеоэндоскопия методом ультразвукового контроля помогает не только обнаружить данный дефект и его точные размеры, но и оценить общее состояние внутреннего полимерного покрытия трубы. В нашей компании применяются современные видеоэндоскопы, позволяющие контролировать изделия длиной до 30 м, различных диаметров.
Прибор включает в себя ЖК-монитор размером 7 дюймов и цифровую камеру с углом обзора 360°, позволяющую получать четкие снимки высокого разрешения (в формате Jpeg и ASF 640х480) и производить запись со звуком – это позволяет специалистам делать комментарии с описанием дефекта и места его ориентации. Главные преимущества видеоэнедоскопии – значительное сокращение времени на поиск дефектов, наглядность и возможность контроля в режиме реального времени.
Еще один метод инспекции, который отлично себя зарекомендовал, – электромагнитный контроль (ЭМК) буровых труб, основанный на обнаружении магнитных потоков рассеяния в ферромагнитном материале с высокой магнитной проницаемостью после намагничивания изделия.
Данный метод и критерии его оценки подробно описаны в DS-1 (изд. 4, том 3), а также в технической документации, разработанной на территории нашего предприятия. По сути говоря, ЭМК – это общепринятый мировой эталон в инспекции буровых труб, отлично зарекомендовавший себя как в условиях цеха, так и в условиях улицы. Он позволяет в разы увеличить объем инспектируемого инструмента без снижения качества работ.
Наша компания использует оборудование для проведения ЭМК американского производства типа «TechScope EZW II», а также отечественные разработки, применяемые для контроля буровых труб «Магпортабур». Кроме того, квалификация наших специалистов подтверждена аттестационными удостоверениями, в полном соответствии с ПБ 03-440-02 и ISO 9712-2012.
Кроме вышеперечисленных исследований, есть еще капиллярный метод контроля, применимый к объектам, изготовленным из черных и цветных металлов, легированных сталей, чугуна и пластика, проще говоря – немагнитных материалов. Он основан на проявлении индикаторной жидкости в местах образования дефектов на поверхности объектов. Для проведения таких работ наши специалисты используют только то оборудование, которое зарекомендовало себя высокими показателями в обнаружении дефектов.
– Вы также упоминали про ультразвуковые методы исследования.
– Верно. Ультразвуковые методы исследования, а точнее ультразвуковая дефектоскопия, играет особую роль при проведении инспекции бурового инструмента, поскольку данный метод обладает высокой селективностью.
Проведение ультразвуковой дефектоскопии на нашем предприятии можно условно разделить на три блока:
– толщинометрия тела трубы (УЗТ);
– дефектоскопия мест захвата клиньев, высадки и зоны сварного шва;
– сплошной ультразвуковой контроль тела трубы по всей длине (УЗК).
Они могут работать как отдельные методы контроля или же дополнять друг друга во время возникновения спорных ситуаций при выявлении дефектов.
Ультразвуковая толщинометрия – это метод, который применяется на нашем предприятии с целью определения фактического значения толщины стенки в элементах буровой колонны. Принцип УЗТ основан на измерении времени прохождения продольной ультразвуковой волны в изделии и умножении измеренного времени на коэффициент, учитывающий скорость звука в материале изделия.
Ультразвуковая дефектоскопия мест захвата клиньев, высадки, зоны сварного шва с использованием ручных дефектоскопов применяется для выявления поперечных и объемных дефектов на наружной и внутренней поверхностях бурильной трубы. Принцип работы основан на генерировании ультразвуковой волны в пьезоэлектрическом преобразователе (ПЭП) с последующим вводом этой волны в объект контроля и приеме отраженной от дефектов поперечной ультразвуковой волны, которая фиксируются дефектоскопом.
Сплошной ультразвуковой контроль тела трубы по всей длине совмещает в себе контроль толщины стенки и контроль внутренних и наружных поперечно ориентированных дефектов.
На нашем предприятии при организации работ по ультразвуковой дефектоскопии применяется широкий перечень сертифицированного и отвечающего отечественным и мировым стандартам неразрушающего контроля оборудования. Каждый прибор перед работой калибруется на СОП (стандартный образец предприятия).
Критерии оценки данного метода представлены в технологических инструкциях (ПКТИ), которые были разработаны специалистами нашего предприятия. При разработке данных технологических инструкций наша компания, конечно, опиралась на нормативные документы, применяемые на территории нашей страны – РД 39-013-90, нормативную документацию зарубежных стран DS-1, а также на мировой опыт при бурении нефтяных и газовых скважин.
– То есть после проведения инспекции, которая может включать в себя несколько проверок, нефтесервисная компания может быть абсолютно спокойна за дальнейшую эксплуатацию своего бурового оборудования?
– После проведения рекомендованного ремонта – да. Своевременные методы диагностики, выполненные квалифицированными специалистами, позволяют не только своевременно обнаружить дефекты бурильных труб и предотвратить многие плачевные последствия, но и помогают буровой компании знать «слабые места» своего оборудования, что в свою очередь позволяет грамотно распределять трудовые и финансовые ресурсы. А это – главный залог безопасной и успешной работы.
Группа предприятий ООО «ПКНМ»
РФ, 614070, г. Пермь, ул. Техническая, 5
Телефон: +7 (342) 209-22-22 доб. 112
E-mail: [email protected]
Сайт: www.pknm.ru
Рейтинг
статьи