Территория Нефтегаз № 7-8 2017

Государственную информационную систему топливно-энергетического комплекса (ГИС ТЭК) планируют запустить в промышленную эксплуатацию до конца 2017 г., однако формы предоставления информации для включения в сегменты нефтяной и газовой промышленности уже утверждены. Разобраться в сопутствующей документации, а также получить все установленные формы для подачи сведений в ГИС ТЭК поможет профессиональная справочная система «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс». 

Приказом Минэнерго России от 7 июня 2017 г. № 504 утверждены формы документов для предоставления в электронном виде в Минэнерго РФ необходимой информации для включения в сегмент в области нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, нефтехимической промышленности, транспортировки по магистральным трубопроводам нефти и нефтепродуктов. Кроме того, в рамках развития ГИС ТЭК Приказом Минэнерго России от 7 июня 2017 г. № 503 утверждены формы для включения в сегмент в области газовой промышленности, транспортировки газа и продуктов его переработки. Передавать сведения по данным формам должны органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, юридические лица и индивидуальные предприниматели с момента ввода в эксплуатацию интеграционного сегмента ГИС ТЭК.

О ГИС ТЭК

Единая государственная информационная система топливно-энергетического комплекса, которая находится в разработке, предназначена для автоматизации сбора, обработки, хранения и распространения информации о состоянии и прогнозе развития ТЭК. Создание системы Минэнерго РФ относит к приоритетным направлениям деятельности. Предполагается, что
ГИС ТЭК станет основным межотраслевым инструментом для сравнения показателей отечественного и зарубежных ТЭК и будет полезна для топ-менеджмента, профильных и регулирующих ведомств и отраслевых аналитиков.

Единый источник информации

Все необходимые формы для предоставления данных в ГИС ТЭК можно найти в профессиональной справочной системе «Техэксперт». Это уникальное отечественное программное решение, в котором собраны нормативно-технические документы, регламентирующие различные вопросы осуществления деятельности предприятий нефтегазового комплекса (ГОСТ, ГОСТ Р, СП, СНиП, ТУ, РД, ГН и др.), а также законодательные акты, касающиеся нефтегазовой сферы, нормы, правила, стандарты и правовые акты из других отраслей промышленности. В интеллектуальном арсенале системы – свыше 20 млн документов, каждый из которых проходит многократную сверку с оригиналами и переводится в электронный вид, а также аналитические сервисы для оперативного поиска информации по любому отраслевому вопросу. В числе таких сервисов – «Документы на контроле», «Горячие документы», «Сравнение редакций» и др.

Профессиональная аналитика

Система «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс» проста в использовании и организована по принципу «единого окна»: все важные для отрасли новости, а также основные блоки системы вынесены на главную страницу. Для удобства работы на главной странице системы представлены картотека зарубежных и международных стандартов, проекты документов по техническому регулированию и стандартизации, единые системы ГОСТ и др. Особое внимание стоит обратить и на аналитические сервисы, информация по которым готовится вручную экспертами информационной сети «Техэксперт». Среди таких сервисов – «Сравнение норм и стандартов», с помощью которого можно точечно отследить различия в тексте нормативно-технических документов по различным отраслям и др.

Более подробно узнать о всех возможностях системы «Техэксперт: Нефтегазовый комплекс» можно на сайте:
www.cntd.ru

Информационная сеть «Техэксперт»

Тел.: 8 (800) 555-90-25

www.cntd.ru

Дорогие друзья!

Примите самые искренние поздравления с профессиональным праздником – Днем работников нефтяной, газовой и топливной промышленности!

От всей души желаем вам крепкого здоровья, благополучия, процветания. Пусть никогда не иссякнет источник вашего благосостояния, а недра дарят бесчисленные богатства. Желаем вам огромных успехов и впечатляющих достижений в вашем нелегком деле. Пусть продолжается наша совместная деятельность на благо страны!

Счастья, тепла и добра вам и вашим близким!

С уважением, генеральный директор

ООО «Бентонит Кургана» В.А. Жоголев

ООО «Бентонит Кургана» более 20 лет успешно работает на российском рынке и является одним из крупнейших в России поставщиков бентонитовой продукции для нефтегазовой отрасли. Осуществляет добычу высококачественной бентонитовой глины на собственном месторождении Зырянское, расположенном в Курганской области, и производит на ее основе бентонитовую продукцию для различных отраслей. 

ООО «Бентонит Кургана» является одним из двух предприятий в Российской Федерации, осуществляющих производство бентонитовой продукции для бурения, лицензированным для выпуска бентопорошка класса OCMA согласно требованиям API Specification 13A.

Компания производит полный цикл работ (добычу сырья, переработку, производство, реализацию продукции конечным потребителям) и использует современные технологии, соответствующие самым высоким российским и международным стандартам.

Потребители продукции ООО «Бентонит Кургана» – ПАО «НК «Роснефть», ТК «Шлюмберже», ООО «Газпром бурение», ПАО «ЛУКОЙЛ» и многие другие нефтесервисные предприятия. 

Бентопорошки для приготовления буровых растворов ООО «Бентонит Кургана» производит традиционные и инновационные марки бентонитовых порошков для бурения, разработанных специалистами компании для нефтесервисных предприятий.

Вся продукция выпускается по российским и международным стандартам качества. Буровые растворы, подготовленные на основе нашего бентонита, обладают хорошими вязкопластичными и фильтрационными свойствами, имеют низкое содержание песка.

Традиционные марки бентонитового глинопорошка:

• ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, ПБМГ, ПБД, ПБН, ПББ, ПБВ – разработаны по российским стандартам качества;

• ОСМА GRADE бентонит – разработан по мировым стандартам качества.

Инновационные буровые марки бентонитового глинопорошка:

• ПБМА-ЭКСТРА;

• ПБМ-ЭТАЛОН.

Данные буровые марки используются в случае необходимости приготовления глинистого бурового раствора на минерализованной (в том числе морской) и соленасыщенной технической воде.

Их особенность: при затворении бентонита в минерализованной воде не требуется специальная подготовка воды.

С бентопродукцией ООО «Бентонит Кургана» для приготовления буровых растворов вы:

• повышаете эффективность бурения;

• снижаете расход бентопорошка;

• минимизируете аварийность;

• увеличиваете срок эксплуатации оборудования;

• снижаете класс опасности отходов бурения;

• значительно экономите средства при бурении скважин.

Понимание условий формирования отложений помогает создать правильную геологическую модель объекта исследования. Под условиями формирования в данном случае имеется в виду определение комплекса разноуровневых неоднородностей и тектонических нарушений, а также прогнозирование условий их формирований.

Красноцветная толща является региональными нефтегазопродуктивными отложениями Южно-Каспийской впадины, представленными переслаиванием песчано-алевритовой фракции и характеризующимися высокой анизотропией по разрезу и площади, что выражается в широком диапазоне распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Проницаемость красноцветных отложений Западной Туркмении в пределах одного из месторождений, Апшерон Прибалханской зоны поднятий, варьирует от 0,004 до 400 мД. Помимо анизотропии продуктивных отложений территория Западно-Туркменской впадины характеризуется развитием тектонических напряжений.

В целях геологического изучения условий формирования красноцветной толщи были проведены комплекс исследований по установлению тектонического строения месторождения Восточный Челекен и фациальный анализ на основе интерпретации ГИС-фации.

Малоамплитудные и безамплитудные разломы прогнозировались в зонах развития тектонического напряжения по картам максимального искривления поверхности и азимута максимального искривления поверхности (рис. 1, а и б).
Выявленные структурообразующие разломы, направленные по простиранию структуры и совпадающие со структурообразующими разломами Большого Челекена, подтверждаются всеми картами и являются продолжением глубинных разломов. На карте средних искривлений разломы характеризуются резким переходом от минимальных к максимальным значениям. Выделяются три крупных глубинных разлома, затухание которых происходит по всему гребню структуры Большого Челекена и сопровождается уменьшением амплитуды и усложнением прогнозирования по косвенным признакам. На карте максимальных искривлений поверхности уменьшение амплитуды характеризуется переходом от максимальных искривлений к средним при сохранении ориентировки [6].

На основании данной интерпретации в пределах исследуемого месторождения было выявлено 19 блоков (рис. 2).

Реконструкции условий осадконакопления производились как с использованием литературных данных, так и с использованием прямых методов реконструкций: анализ керна и ГИС-фации по В.С. Муромцеву [5].

По данным исследований И.Ф. Глумова [1], отложения красноцветной толщи образовались в прибрежно-морских условиях при наличии мощного источника сноса в виде реки на западе, нашедшей свое отражение как в геоморфологии современного берегового шельфа, так и в фациях, выявленных на основе многочисленных исследований.

Поскольку изучаемые отложения достаточно молодые (около 3 млн лет), то многие современные процессы осадконакопления можно соотнести с палеоусловиями. На рис. 2 представлена схема палеобереговой линии на момент образования красноцветной толщи.

Исходя из современной структуры береговой линии и прибрежных частей территории можно выявить линию палеоберега. Судя по снимку, сделанному из космоса, она характеризуется изменением характера рельефа и геоморфологии.

Таким образом, подтверждаются прибрежно-морские условия осадконакопления исследуемых отложений по геоморфологическим признакам. Кроме того, космическая аэрофотосъемка показала, что на снимках отчетливо выделяется палеорусло реки, размер которого дает возможность сделать предположение о ее достаточной полноводности и активной гидродинамике. Исходя из этих данных, мы предполагаем, что теория И.Ф. Глумова о прибрежно-морском генезисе красноцветной толщи Западной Туркмении является более приемлемой.

Поскольку кернового материала недостаточно для создания литолого-фациальной модели, использовалась интерпретация ГИС-фации на основе классификации В.С. Муромцева. На основе данной интерпретации были выделены зоны распространения фаций в соответствии с разработанной концептуальной моделью бассейна.

Характерной чертой отложений красноцветной толщи исследуемого объекта являются наличие мелких баровых островков и предбаровых отмелей, создающих застойные зоны – мелкие забаровые лагуны (рис. 3), а также достаточно мощные, но не постоянные речные потоки. Подобные условия сейчас прослеживаются в данном бассейне на некотором отдалении от источника сноса. Данная концепция объясняет сильную латеральную изменчивость ФЕС пород на уровне условий их образования.

Наибольший интерес с точки зрения освоения месторождения представляют непосредственно зоны развития неоднородности и возможность их прогнозирования. В целях прогнозирования литологических границ и зон отсутствия коллектора была построена вероятностная литолого-фациальная модель месторождения.

При построении литолого-фациальной модели на основании данных по 60 скважинам было создано 100 равновероятных литолого-фациальных моделей. Отметим, что при создании большого количества равновероятных литолого-фациальных моделей формируется своеобразная выборка ячеек модели, в которой 0 – коллекторы, 1 – неколлекторы. Вероятности нахождения в ячейке модели коллектора вычисляется в соответствии с формулой (1):

                                                     (1)

где P – вероятность события; M – положительный результат; n – количество измерений.

За положительный результат принимаем нахождение в ячейке коллектора, за отрицательный – неколлектора. Просуммировав модели и разделив их на количество реализаций, получаем куб, состоящий из ячеек со значениями от 0 до 1 с шагом 0,1 [2].

Для каждого из выявленных пластов была построена карта вероятности распространения пород-коллекторов. На базе данных карт оконтурены прогнозные зоны развития макронеоднородности пласта.

Геологическое строение месторождения Восточный Челекен достаточно сложное и требует глубокого изучения. Проведенный комплекс исследований позволил уточнить тектонические границы месторождения, спрогнозировать развитие зон неоднородности и выявить фации, к которым в большей степени приурочены данные зоны. Прогнозируемые вероятностным методом зоны отсутствия коллектора по всем пластам приурочены в большей степени к фациям забаровых лагун и застойных вод, в редких случаях – к фациям приливно-отливных отложений и мелководного шельфа, т. е. к отложениям с возможным наличием мелкодисперсных фракций (рис. 4, 5). Анизотропия отложений красноцветной толщи контролируется условиями осадконакопления, а не тектоническим фактором. Выявленные разломы носят постседиментационный характер, так как не контролируют распространение фации.

Традиционно основная доля запасов углеводородов (УВ) в Прикаспийском бассейне связывается с палеозойским комплексом, и в первую очередь с крупнейшими карбонатными объектами рифогенного генезиса, «гигантами» Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. Несколько обособленными по условиям залегания и с учетом региональных закономерностей представляются палеозойские объекты, содержащие крупные месторождения УВ в карбонатных резервуарах на восточном борту Прикаспийского бассейна. Отметим некоторые общие характерные региональные тенденции и особенности строения палеозойского комплекса на востоке Прикаспия (рис. 1), в числе которых:

• специфическая тeктоническая обстановка с выраженным латеральным вектором активности, формирующаяся под влиянием орогенеза на востоке со стороны Урала;

• развитие карбонатных комплексов в условиях пассивной окраины древней Восточно-Европейской плиты (Прикаспийский блок);

• преимущественно пластовый и массивный характер строения резервуарной части разреза в палеозойском комплексе;

• широкие возможности наличия крупных перспективных резервуаров в условиях поднадвигового залегания;

• прогноз девонской материнской толщи и генерации УВ для вышезалегающих зон нефтегазонакопления в палеозойских и мезозойских отложениях.

В целом нефтегазоносность палеозойских отложений на восточном борту Прикаспийского бассейна определяют нижняя (КТ-II) и верхняя (КТ-I) карбонатные пачки верхневизейско-башкирского (C₁v3–C₂b) и верхнеподольско-гжельского (C₂m–C₃g) возраста, соответственно [1, 3]. Особенности внутреннего строения карбонатных пачек КТ-II и КТ-I рассмотрены ранее по результатам проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов РК» (У.А. Акчулаков, 2009–2013 гг.).

Анализ результатов геологоразведочных работ (ГРР) показал, что нижняя пачка КТ-II продуктивна в пределах Остансукского прогиба, Боржер-Акжарской ступени, Жанажол-Торткольской и Шубаркудук-Коскольской зоны валообразных поднятий на площадях Башенколь, Лактыбай, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Кокжиде и др. (рис. 2). Верхняя карбонатная пачка КТ-I в сравнении с нижней пачкой менее распространена по площади на востоке подсолевого Прикаспия. Ее продуктивность выделена в пределах Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий и Алибекмолинского вала (юг Остансукского прогиба). В первом случае палеозойские поднятия месторождений Жанажол-Синельниковского и Урихтау-Кожасайского вала (Кожасай, Жанажол, Урихтау, Трува Северная, Синельниковская) структурно совпадают по обеим карбонатным толщам КТ-II и КТ-I, что свидетельствует об общности их тектонической природы и унаследованном развитии [3]. К северу в разрезе Темирской зоны поднятий выделена нижняя толща (КТ-II). По площади в западной части в качестве естественного ограничения толщи выступают седиментационные уступы, определяющие распространение карбонатной толщи в западном направлении.

Актуальность дальнейшего детального изучения и степени прослеживания площадного распространения обеих карбонатных пачек одновременно тесно связана с вопросами, касающимися объективных сложностей однозначного выделения перспективных интервалов в разрезе обеих пачек на этапе завершения бурения и испытания объектов в обсадной колонне. Результаты опробования зачастую носят неоднозначный характер и, в первую очередь, слабо соотносятся с параметрами пластов-коллекторов, заданных по данным геофизического исследования скважин (ГИС). Основными причинами этого, по мнению автора, являются сложный характер распределения ФЕС в карбонатной толще и внутри перспективных интервалов, а также не всегда оправданный выбор методики опробования и общие издержки, связанные с недостаточно качественным проведением испытания. Приведение в соответствие перечисленных факторов объективно необходимо, поскольку в этом видится причина значительного нереализованного потенциала рекомендованных по ГИС интервалов внутри пачек КТ-II и КТ-I.

В целях уточнения возможностей установления генезиса УВ-потенциала, определения факторов успешного опробования на УВ конкретных интервалов и более точной диагностики внутренних неоднородностей в пластах рассмотрим характер строения и нефтегазоносность палеозойских поднятий, сложности однозначного выделения по ГИС объектов/интервалов для испытания. Опыт работ за последние годы на площадях восточного Прикаспия демонстрирует широкие пределы значений пористости (4–16 % для КТ-II и КТ-I), нефтенасыщенности (20–90 %), проницаемости (1–160 мД). При этом слабо прослеживаются какие-либо закономерности, по которым можно было бы характеризовать конкретные интервалы с учетом результатов испытания.

Для начала приведем общую характеристику обеих карбонатных пачек по некоторым площадям в свете полученных за последние годы результатов.

Толщина карбонатных пачек КТ-II и КТ-I по данным бурения в целом составляет 750–1150 и 450–820 м, соответственно [2]. Толщина пачек регионально уменьшается с восток-северо-востока на юг-юго-запад до 150–400 м
и до полного выклинивания к западу на меридиане площадей Карауылкельды и Акжар. Нижняя толща КТ-II является основным регионально выдержанным нефтегазоносным резервуаром в палеозойском комплексе восточной бортовой зоны Прикаспийского бассейна.

Для пачки КТ-II характерен преимущественно нефтяной состав залежей. Нефтенасыщенная часть продуктивной толщи изменяется в широких пределах, от 50 м на Жанажоле до 328 м на площади Жагабулак Восточный [1, 2]. На ряде площадей (Кожасай, Мортук Восточный, Жанажол, Трува Северная) в пачке КТ-II выявлены нефтегазоконденсатные залежи. Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа приурочена к толще
КТ-II на месторождении Кожасай. Толщина газоконденсатной и нефтяной части в нем составляет 290 и 17–45 м, соответственно. Породы-коллекторы представлены известняками и доломитами со стилолитовыми и сутурными швами, пористость изменяется в пределах 0,04–0,1 %. Пористость карбонатов по площади, как и в целом ФЕС, меняется в довольно широких пределах. Севернее, в разрезе Урихтауской группы структур (Урихтау, Урихтау Восточный, Урихтау Южный и Урихтау Западный), пористость составляет 4–9 %, при этом проницаемость достигает 50 мД (рис. 3).

Карбонатная толща КТ-II имеет значительно более широкое площадное развитие на восточном борту бассейна, в то время как толща КТ-I распространена в основном в пределах Жанажольской ступени. За последние годы с учетом новых данных по результатам геологоразведочных работ (ГРР) (анализ данных бурения, ГИС и керна) на площадях Урихтауской зоны поднятий, Акжар Восточный, Алибекмола и Тузкум уточнены особенности внутреннего строения и площадного прослеживания влияния макро- и микронеоднородностей резервуарной части залежей в толщах
КТ-II и КТ-I (НИИ «Каспиймунайгаз», 2015 г.). Результаты исследований показывают, что поровое пространство карбонатов в большей мере сформировано за счет трещиноватости и незначительной межзерновой остаточной пористости, видоизмененных процессами вторичного минералообразования и слабого выщелачивания. Внутреннее строение и характер развития в разрезе пород-коллекторов характеризуются следующими важными особенностями:

1) карбонатная толща КТ-II:

• основную емкость пород-коллекторов составляют первичные межзерновые остаточные поры и вторичные поры и каверны выщелачивания, распространение которых тесно связано с определенными литотипами пород и условиями осадконакопления. Поэтому, как и было принято ранее, пустотное пространство пород-коллекторов представлено порами, кавернами и трещинами;

• породы-коллекторы толщи характеризуются слабым развитием процессов выщелачивания и доломитизации, а также значительным распространением вторичной кальцитизации. За счет этого в определенной степени происходит сокращение порового пространства пород;

• в большей мере поровое пространство карбонатов образовано за счет трещиноватости и незначительных межзерновых остаточных пор, видоизмененных процессами вторичного минерало-
  образования и слабого выщелачивания;

• отложения данной пачки формировались преимущественно в условиях свободного водообмена в пределах открытого шельфа и широкого развития процессов заполнения первичных пустот (частично либо полностью) карбонатным микритом и аутигенным кальцитом, крустифицирующим стенки полостей и заполняющим более крупными кристаллами внутренние части пустот. Этим объясняется определенное снижение ФЕС в породах толщи КТ-II в сравнении с породами толщи КТ-I;

2) карбонатная толща КТ-I:

• карбонаты сильно изменены под влиянием постседиментационных процессов. В одном случае (выщелачивание, трещинообразование) это способствует улучшению коллекторских свойств, а в других условиях (аутигенное минералообразование) ФЕС снижаются. При этом новообразованными минералами являются доломит, кальцит, ангидрит, кварц;

• процессы диагенетической доломитизации и широко развитой в известняках и доломитах перекристаллизации неоднозначно сказываются на коллекторских свойствах;

• выщелачивание обнаруживается во всех литотипах пород, проявляется неоднократно и с разной степенью интенсивности, что обусловлено не только неоднозначной активностью пластовых вод, но и первичным строением порового пространства. Наиболее интенсивное выщелачивание в плотных разностях пород (микрозернистые, детритовые известняки и др.) обусловлено возникновением в них трещиноватости, при этом вдоль трещин формируются щелевидные полости;

• трещиноватые известняки и доломиты в целом характеризуют два типа пустот: трещины, заполненные минеральным веществом (кальцит, доломит, гипс), и зияющие микротрещины;

• среди известняков максимально высокими значениями ФЕС характеризуются биоморфные известняки верхнего карбона. В толще значительно ниже пористость детритово-биоморфных и органогенно-обломочных литотипов пород. Величины пористости в среднем не превышают 10–12 %. Остальные литотипы известняков (детритовые, органогенно-комковатые, органогенно-сгустковые, микрозернистые известняки) в основной массе являются плотными образованиями, и только незначительная их часть (до 5 %) имеет пористость более 6 %. Высокой пористостью в преобладающей массе обладают метасоматические доломиты. Внутри доломитов частично снижение ФЕС-характеристик обусловлено процессами кальцитизации и окремнения;

• анализ характера распределения показателей ФЕС в отдельных литогенетических типах карбонатов позволяет установить, что формирование пород-коллекторов обусловлено условиями седиментогенного накопления осадков и характером проявившихся в породе постседиментационных изменений.

Результаты исследований на ряде площадей (Урихтау, Кожасай, Алибекмола, Жанажол, Акжар Восточный, Тузкум) показывают, что критериями выбора интервалов для испытания являются значения пористости (6 % и выше, трещиноватость более 4 %) и нефтенасыщенности (более 50 %).

С учетом объективных особенностей формирования порового пространства, сложностей получения однозначных по характеру и устойчивых по динамике притоков запасы УВ в породах-коллекторах толщ КТ-II и КТ-I в определенной мере можно отнести к категории трудноизвлекаемых.

Вверх по разрезу карбонаты пачки КТ-II перекрываются песчано-глинистыми породами межкарбонатной толщи (МКТ) нижнеподольского горизонта и глубоководными аналогами верхней карбонатной пачки КТ-I. В целом толщина МКТ в разрезах площадей на восточном борту Прикаспия изменяется в пределах 80–540 м. По результатам исследований последних лет продуктивные горизонты не исключаются в разрезе МКТ. Так, в разрезе площади Алибекмола породы-коллекторы слагают маломощные пласты массивных карбонатов внутри терригенной толщи. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4 м, пористость карбонатов достигает 5–7 % [1].

Как уже было отмечено, верхняя толща КТ-I характеризуется меньшим в сравнении с толщей КТ-II площадным распространением, вскрыта бурением в основном в пределах Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий и Остансукского прогиба (Алибекмолинский вал). Выявлены нефтегазоконденсатные (Жанажол, Алибекмола, Урихтау, Мортук Восточный) и, на отдельных поднятиях, нефтяные залежи (Жагабулак Восточный, Трува Северная, Ащисай). Все залежи характеризуются пластово-массивным и массивным типом строения резервуара. Нефтегазонасыщенная толщина верхней пачки КТ-I по данным бурения достигает 290 м (Жанажол), в том числе 200 м приходится на газовую «шапку» с конденсатом и 90 м – на нефтяную оторочку. Породами-коллекторами являются доломиты и известняки с пористостью порядка 14–16 % и проницаемостью до 240 мД.

На площади Алибекмола газоконденсатная и нефтяная части продуктивной пачки КТ-I составляют около 16,0 и 2,5–46,0 м, соответственно. Пористость пород-коллекторов составляет в среднем 9,0 %. На площади Урихтау аналогичное распределение в толщинах составляет 73 и 12 м, соответственно. Меньшие значения газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин (16,0 и 8,0–16,0 м, соответственно) отмечены в разрезе месторождения Мортук Восточный.

В целом, как мы видим, в пределах Жанажол-Торткольской зоны валообразных поднятий и частично южной части Остансукского прогиба (рис. 2) масштабы нефтегазонасыщения и развития пород-коллекторов в обеих карбонатных пачках совпадают. Так, в разрезе большинства поднятий (Кожасай, Алибекмола, Урихтау, Жанажол, Синельниковская, Трува Северная, Лактыбай) продуктивны или нефтегазонасыщены в различной степени, как правило, обе пачки [2]. Жанажол-Торткольская зона в силу особенностей строения (более контрастное структурное развитие, значительная площадь) и характеру нефтегазоносности обособлена от прилегающих крупных тектонических элементов.

По результатам исследований последних лет более широкое площадное развитие нижней пачки КТ-II показывает необходимость и целесообразность проведения дополнительной детальной обработки имеющихся геолого-геофизических данных в отношении значительных по площади территорий между крупными известными палеозойскими поднятиями. В этих зонах площади изучены менее плотной и редкой сетью сейсмических наблюдений. По данным детального изучения Урихтауской группы локальных поднятий плотность расположения выявленных поднятий по палеозою в пределах Жанажол-Торткольской зоны представляется более высокой, чем предполагалось ранее (рис. 3, 4). Это однозначно является следствием более качественной подготовки объектов к поисковому бурению, которая значительно улучшилась в результате привлечения более совершенных методик оценки геолого-геофизических данных и технической визуализации прогнозируемых объектов/ловушек нефти и газа на объемных моделях.

В связи с полученными новыми данными о нефтегазоносности поисковый интерес могут представлять зоны между Урихтау-Кожасайским, Жанажол-Синельниковским и Тузкумским валами. В пределах этих зон по опыту проведенных работ и с учетом возросших возможностей геолого-сейсмической интерпретации и сравнительного анализа данных высока вероятность обнаружения новых залежей в пачках КТ-II и КТ-I. Данные предположения в полной мере подтверждаются обнаружением новых залежей УВ на структурах Урихтау Южный и Урихтау Восточный, расположенных в плане между крупными палеозойскими поднятиями Урихтау и Кожасай, Урихтау и Жанажол, соответственно (рис. 3). Таким образом, наблюдается высокая плотность расположения объектов, содержащих скопления УВ, в пределах всей Кенкияк-Жанажольской зоны поднятий. Плотное расположение в плане локальных поднятий в зонах между крупными выступами палеозоя – Урихтау, Кожасай, Жанажол, Трува Северная, Алибекмола, Синельниковская – в структурном плане местами носит линейный мозаичный характер (рис. 4). Не исключено, что причины этого явления и его характер «унаследованы» от сложной структуры более глубоких древних толщ и процессов, которые в них происходили, а затем нашли отражение в структуре палеозойских отложений.

В этих условиях повышается роль уплотнения сетки сейсмических наблюдений 2D и 3D в зонах между крупными поднятиями в карбоне, где плотность профилей, как правило, была из объективных соображений невысокой.

Полоса по меридиану площадей Урихтау и Кожасай вызывает особый практический интерес, так как вдоль нее развитие на запад толщи КТ-I в разрезе постепенно утрачивается. Разрезы отдельных скважин на площадях Урихтауской зоны поднятий дают возможность более четко проследить данное изменение полноты разреза. В результате их изучения установлено, что ограничение в одном случае носит характер эрозионного выклинивания или литологического утонения. В другом варианте развитие толщи далее на запад ограничено меридиональными разломами.

Перспективны залегающие выше по разрезу и облекающие отдельные блоки крупных поднятий отложения нижней перми. По сейсмическим данным, толщина нижнепермского «заполнения» достигает 600–800 м, отложения формируют внутри себя «клиноформы» и, соответственно, широкий спектр различных по форме ловушек неструктурного типа. Представляют также значительный поисковый интерес относительно более глубокие (ниже КТ-II) интервалы разреза в связи с получением притоков УВ из карбонатных отложений в процессе бурения скважины проектной глубиной 6000 м на поднятии Урихтау.

Анализ вещественного состава и петрофизических свойств отложений указывает на увеличение проницаемости пород-коллекторов в зависимости от близости расположения к разлому и степени развития ареалов трещиноватости. В целом известно, что палеозойский комплекс с учетом проявления в нем разломной тектоники в различной степени характеризуется развитием трещиноватости, что весьма характерно для карбонатного разреза. Результаты работ на ряде площадей на востоке Прикаспия позволяют судить о благоприятном влиянии разломов и трещиноватости на продуктивность палеозойских поднятий. В данном отношении можно выделить нефтегазоносность терригенных отложений визейского возраста и карбонатно-терригенных отложений каменноугольно-нижнепермского возраста на площадях Лактыбай и Акжар Восточный, соответственно. После получения значительного по масштабам фонтанного притока УВ в скважине № 1 Акжар Восточный бурение последующих скважин, заложение которых, в отличие от первой скважины, не учитывало фактор разломной тектоники, не дало результатов. С большой долей вероятности следует полагать, что в данном случае не проанализировано заложение новых скважин относительно разлома, и в целом сказалась недостаточность анализа модели предполагаемой залежи. С учетом этого одним из распространенных типов залежей может явиться «жильный» тип залежей, приурочиваемых к зонам разломов, разуплотнения и трещиноватости.

Стоит отметить слабую корреляцию между данными ГИС и опробования, а также непосредственно пластов-горизонтов между скважинами. Результаты проведенных работ свидетельствуют о том, что это является следствием повышенной сложности внутреннего строения резервуаров внутри карбонатной толщи. В связи с этим обозначается еще одна важная поисковая задача – в части проведения более тонкого анализа всех деталей разреза палеозойской структуры, в особенности на заключительном этапе по испытанию выделенных по ГИС и бурению перспективных интервалов. Оправданными в некоторых случаях в силу объективных причин и напряженного графика испытания (временные обязательства по контракту, ограниченные сроки сжигания попутного газа, фактор качества проведения испытания и др.) являются объединение и укрупнение объектов испытания в колонне, отдельно для КТ-II и КТ-I. Однако можно констатировать, что успех испытания все же определяется наибольшей полнотой проведения ГИС, в том числе имеющих приоритетное значение.

Сложность строения и неоднозначность геолого-геофизической интерпретации залегания подсолевого палеозойского разреза нередко имеют место и при достаточно высокой степени изученности, даже на разрабатываемых месторождениях. В качестве примера приведем сложность строения известных продуктивных пластов KT-II и KT-I в разрезе месторождения Алибекмола. Очевидно, в целях более детального изучения сложных по структуре подсолевых месторождений следует расширить перечень исследований за счет новых технологий (Sonic Scanner), вплоть до применения технологий межскважинного просвечивания, включающих многоазимутальное (МА) вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), 3D-ВСП, с широким привлечением лабораторных исследований по флюидам и керну.

Одновременно ставится задача дальнейшей проработки соответствующей методики по эффективному опробованию пластов-коллекторов в карбонатном разрезе. Применительно к карбонатам при анализе и определении перспективных интервалов для опробования следует акцентировать внимание на разрезе зоны развития трещиноватости, данные по которому можно получить благодаря возросшим возможностям методов ГИС. Результаты испытания перспективных объектов/интервалов в пачке КТ-II в последние годы (Тузкум, Урихтау, Урихтау Восточный, Урихтау Южный) демонстрируют довольно неоднозначный характер распределения нефтегазоносности по площади поднятий, сложное внутреннее строение и зональную изменчивость условий экранирования залежей. Об этом также свидетельствуют различия в характере и уровне интенсивности притоков УВ, наблюдавшиеся в ходе испытания в пачке КТ-II.

С этими выводами согласуются и новые данные о нефтегазоносности Тузкумского вала. Ранее по результатам бурения и исследования поисковой скважины РА-2-Т Тузкум при совместном испытании двух интервалов 4303–4315 м и 4227–4280 м (толща КТ-II) был получен слабый приток вязкой нефти. Эти обнадеживающие результаты, безусловно, говорят о необходимости продолжения поисковых работ в этой зоне и указывают на продуктивность палеозойского комплекса (карбон) в разрезе Тузкумского вала. При благоприятных экономических условиях на данной площади целесообразно заложение скважины проектной глубиной 5600 м.

Весьма перспективными также следует считать результаты комплексного изучения структурного плана и распределения УВ-залежей, выполненных в экспериментальном плане в центральной и северной (проблемной) частях месторождения Алибекмола. В числе интересных направлений комплексного подхода к анализу модели распределения залежей УВ по разрезу следует отметить применение новой технологии обработки 3D-сейсморазведки – дифракционного преобразования сигналов в методике MF. Полученный в результате преобразования материал хорошо коррелирует непосредственно с данными по дебитам УВ, накопленными в ходе опробования скважин. Как известно, дебит является важнейшим интегральным параметром, зависящим как от пористости и проницаемости резервуара, так и, возможно, от трещиноватости, латерального изменения мощности и ФЕС пород-коллекторов.

Выводы

1. С учетом сложной внутренней структуры порового пространства потенциал рекомендованных ранее по ГИС интервалов внутри карбонатных пачек КТ-II и КТ-I является еще не реализованным в полной мере.

2. ФЕС в породах толщи КТ-II в сравнении с породами толщи КТ-I представляются несколько меньшими в связи с более свободным водообменом и масштабом заполнения первичных пустот, большей площадью открытого шельфа.

3. Зона МКТ при определенных условиях может представлять поисковый интерес и содержать продуктивные пласты карбонатов. При проведении поисковых исследований необходим более тщательный детальный анализ данных по изучению МКТ – имеющиеся данные свидетельствуют о возможном развитии латеральных изменений коллекторских свойств и потенциале обнаружения дополнительных залежей УВ (Алибекмола), что должно положительно сказаться на эффективности освоения действующих месторождений.

4. Главным диагностирующим критерием в оценке и выборе перспективных интервалов для испытания и вызова притока, как показали результаты проведенных за последние годы исследований, является фактор трещиноватости и разуплотнения широко распространенных в разрезе карбонатных пачек КТ-II и КТ-I.

5. С учетом достигнутой стадии изученности крупных палеозойских поднятий с разрабатываемыми залежами УВ на примере Жанажол-Торткольской зоны (Кожасай, Жанажол, Урихтау) рекомендуется более тщательный анализ строения прилегающих к ним территорий на базе полных результатов интерпретации сейсмических данных. Ожидаются установление более сложных структурных взаимосвязей между палеозойскими поднятиями и, соответственно, выявление более высокой плотности локальных структур. За счет этого высока вероятность определения дополнительных перспективных поисковых объектов и обнаружения новых залежей УВ, что в значительной мере подтвердилось на примере Урихтауской группы поднятий.

6. Новые возможности объемной сейсморазведки 3D наряду с высокой плотностью локальных палеозойских объектов по КТ-II и КТ-I позволяют рассматривать данный вид исследований как один из приоритетных методов. При благоприятных условиях и геолого-сейсмических характеристиках не исключаются возможности существенного увеличения фонда локальных структур, также отвечающих всем необходимым поисковым критериям.

7. Региональные особенности прослеживания карбонатных толщ, характеризующихся закономерным эрозионным выклиниванием и, местами, ограничением распространения в западном направлении разломами, позволяют сделать акцент в поисковых работах на всей толще в целом. Данное более объективное понимание пространственного положения толщ представляется более благоприятным с точки зрения расширения площади территорий, перспективных для проведения поисковых работ, дает новые возможности для дополнительной региональной и количественной оценки нефтегазоносности и, вероятно, уточнения прогнозных ресурсов в сторону увеличения и потенциала территории в целом.

8. Нижнепермский комплекс в связи с недостаточным обоснованием и опытом работ в предыдущие годы на площадях Жанажол-Торткольской зоны поднятий в новых условиях вполне может стать важной областью поисковых работ на предмет выявления в нем новых залежей УВ в перспективных объектах, связанных с ловушками преимущественно неструктурного типа. В данном комплексе с учетом обновленной структурной основы на большей части восточного борта бассейна за счет данных 3D также возможно прогнозирование дополнительных объектов/ловушек для постановки поисковых работ.

9. Получение положительного результата в карбонатах верхнего девона на поднятии Урихтау, унаследованный характер развития и региональные особенности осадконакопления Жанажол-Торткольской зоны поднятий, характеризующейся пластовым массивным залеганием карбонатных пачек КТ-II и КТ-I, указывают на возможность формирования третьей по глубине карбонатной пачки КТ-III, приурочиваемой к регионально нефтегазоносному верхнедевонско-нижнекаменноугольному интервалу палеозойского разреза.

Изучение более глубоких перспективных отложений девона и нижнего карбона, залегающих ниже нефтегазоносных резервуаров в пачках КТ-II и КТ-I, является вполне оправданным, поскольку прогноз нефтегазоносности девонских отложений в разрезе площадей, на которых уже была выявлена промышленная нефтегазоносность нижнего карбона (Карачаганак, Тенгиз, Ансаган, Чинаревская), со временем полностью подтвердился. Повышение глубинности исследований во всех отношениях является обязательным и необходимым условием в практике ГРР в целях обнаружения новых залежей и наращивания запасов УВ, увеличения потенциала действующих месторождений. В отношении палеозойских отложений восточной бортовой зоны Прикаспия для этого имеются благоприятные предпосылки.

10. Практическая реализация вышеуказанных предложений и рекомендаций позволяет получить новые данные и, без сомнений, придаст дополнительный импульс более целенаправленному изучению перспективных карбонатных толщ и сложнопостроенных глубокопогруженных объектов в палеозойской толще.

Приоритетным направлением для использования переносных аппаратов традиционно является их эксплуатация на объектах нефтегазового сектора, и в частности при ремонте трубопроводов. Наиболее востребованной моделью для контроля сварных швов трубопроводов, в том числе и на объектах ПАО «Газпром», остается SMART EVO 300D – преемник SMART 300HP. Обладая высокими эксплуатационными характеристиками (напряжение до 300 кВ и мощность до 900 Вт), модель, как и вся серия, отличается устойчивостью к агрессивной окружающей среде. Совместимость пульта управления CONTROL EVO с излучателями предыдущего модельного ряда позволяет пользователям гибко расширять и обновлять свой парк аппаратов.

Особо стоит отметить продуктивное сотрудничество с российской компанией АО «ЕВРАКОР», которая ведет разработку кроулера под панорамные излучатели SMART EVO. В проекте используется специальный комплект, включающий панорамный излучатель, компактный преобразователь, работающий в диапазоне 90–150 VDC, плату интерфейса, протокол RS232 и пакет технической документации. Управление SMART EVO осуществляется по интерфейсу RS232 с доступом ко всем функциям аппарата, включая диагностику, настройку и мониторинг. Тренировка трубки автоматически проводится котроллером платы. Система энергосбережения, реализованная в SMART EVO, позволяет повысить автономность кроулера за счет минимизации расхода его батареи. Реализация данного проекта позволит существенно расширить применение аппаратов SMART EVO для контроля трубопроводов и вывести на рынок конкурентоспособное российское техническое решение. YXLON Copenhagen AS реализует программу технической поддержки разработчиков OEM-решений на базе SMART EVO на всех стадяих проекта.

Высокая адаптивность оборудования YXLON Copenhagen AS к широкому спектру задач имеет ключевое значение. Со времени появления новой линейки EVO аппараты нашли применение в различных отраслях промышленности России. Помимо основного заказчика – нефтегазовой отрасли – направленные аппараты используются в машиностроении и судостроении, аппарат XPO EVO мощностью до 1,2 кВт успешно работает в энергетическом секторе, аппараты с водяным охлаждением востребованы в аэрокосмической отрасли. Ведутся проекты по созданию комплексов рентгеновского контроля на базе излучателей YXLON.

Глубокая модернизация аппаратов положительно сказалась на их эксплуатационных качествах: аппараты SMART EVO стали легче, прочнее, устойчивее к жаре и холоду, пыли и влаге. Пульт управления CONTRO EVO получил цветной экран и интуитивный интерфейс на русском языке. Повысились производительность и эффективность аппаратов. По отзывам пользователей можно сделать вывод о высокой эффективности и надежности оборудования YXLON Copenhagen AS.

ЗАО «ИНДУСТРИЯ-СЕРВИС» является официальным представителем YXLON с 1993 г. За время работы накоплен уникальный опыт по обслуживанию и ремонту рентгеновских аппаратов SMART. Специалисты нашего сервисного центра первыми в России прошли подготовку и получили сертификат производителя на право гарантийного обслуживания новой серии SMART EVO.

ЗАО «ИНДУСТРИЯ-СЕРВИС»

129329, РФ, г. Москва,

ул. Кольская, д. 8

Тел.: +7 (495) 627-57-85/82

Факс: +7 (495) 627-57-83

e-mail: box@ndt-is.ru

www.ndt-is.ru

ВЫБОР ЭТАПА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН)

В последние годы наблюдается тенденция к стремительному росту количества «стареющих» нефтяных месторождений и, соответственно, резкому снижению уровня добычи нефти на данных месторождениях, сопряженному со значительным повышением обводненности. Кроме того, можно отметить значительное уменьшение уровня восполнения запасов нефти за счет введения в разработку новых гигантских месторождений, что связано с различными трудностями проведения геологоразведочных мероприятий. Поэтому нефтедобывающие компании вынуждены обратить внимание на уже существующие и разрабатываемые месторождения. При этом фактическое процентное содержание углеводородов, оставшихся в пласте после применения так называемых вторичных методов повышения нефтеотдачи, составляет в среднем 65 %. Рациональный взгляд на эту статистику должен вызвать простой вопрос: почему же разработчики не рассматривают варианты увеличения конечного КИН с самого начала разработки месторождения? Очевидно, причин этому множество, включая технологии, применяющиеся для разработки месторождения, расположение скважин и расстояние между ними, а также сложности выбора наиболее подходящего метода для увеличения нефтеотдачи. Однако принятие адекватного решения в конечном счете поможет минимизировать недостатки при разработке нового месторождения и модернизации инфраструктуры, необходимой для внедрения какого-либо МУН.

Отчасти ответ на вопрос о применении МУН может содержаться в определении подходящей базовой линии, подтверждающей эффективность выбранной технологии. Многолетнее заводнение водой приводит к достижению так называемого плато добычи (пика, максимального производства нефти) и в то же время к достаточно высокому уровню обводнения в добывающих скважинах. Следовательно, применение специального химического состава для заводнения должно привести к изменениям, которые позволят добывающей компании принять обоснованное решение: продолжать или прекратить применение выбранной технологии. Если же применять МУН с самого начала разработки месторождения, все эти аспекты должны быть полностью переосмыслены. Например, закачка вязкого раствора полимера после длительного заводнения водой должна привести к снижению уровня обводненности и увеличению нефтесодержащей части – с ростом снижавшейся до этого кривой нефтедобычи, свидетельствующим об эффективности процесса, в том числе экономической (рис. 1). Если же полимер закачивается сразу после получения «первой нефти», определение успешности применения технологии меняется. Далее мы рассмотрим данный аспект при определении критериев успеха с целью помочь управлять успешным проектом закачки.

КОНЦЕПЦИЯ И ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Объем полимера, добавляемого к традиционному заводнению водой, может быть рассчитан в соответствии с уравнением отношения подвижности, которое определяется по формуле:

,

где , µ и k – подвижность, вязкость и эффективные конечные проницаемости; w и o – обозначения воды и нефти, соответственно.

Нефть остается в пласте либо из-за того, что она удерживается капиллярными силами, либо потому, что не была
охвачена (обойдена). Закачка полимера в основном улучшает коэффициент охвата и помогает извлечь «незахваченную» нефть. Недавние исследования подтверждают гипотезу, что полимеры в определенных условиях могут также снижать остаточную нефтенасыщенность [32], но авторы не ставили перед собой задачу рассмотреть это явление подробно в данной статье.

Как правило, полимерное заводнение выполняется в двух случаях:

• если отношение подвижности воды и нефти в процессе заводнения водой неблагоприятное. При этом непрерывная закачка полимера может улучшить коэффициент охвата;

• если пласт, даже при благоприятном отношении подвижности воды и нефти, имеет некоторую степень неоднородности. В таком случае закачка полимера может помочь извлечь нефть из низкопроницаемых пропластков.

В первом случае имеется неэффективное вытеснение, способствующее раннему прорыву воды (языки обводнения) с последующим длительным периодом двухфазной добычи с увеличивающимся обводнением.

На второй случай часто не обращают внимания. Выходит, что даже при отношении подвижности ≤1 наличие высокопроницаемых каналов либо крупных наслоений, а также неоднородностей может сильно ухудшить площадной и вертикальный коэффициенты охвата во время закачки воды.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА

Что касается геологических и физико-химических условий для применения метода полимерного заводнения, можно отметить, что диапазон условий применения полимерного заводнения за последние годы значительно расширился. На сегодняшний день полимерное заводнение можно использовать даже на месторождениях, где ранее эту технологию МУН применить было невозможно. Ряд разработок в области нефтехимии позволил создать полимеры, более устойчивые к температурному воздействию, минерализации и коэффициенту сдвига. Кроме того, были разработаны специальные защитные добавки, повышающие устойчивость полимеров в жестких средах. К тому же новые разработки в области оборудования, спроектированного специально для полимерного заводнения с учетом особенностей процесса закачки, увеличивают общую эффективность закачки полимерных растворов и сводят к минимуму риски деградации до попадания в пласт. Таким образом, на сегодняшний день закачка полимера осуществляется при высокой температуре, минерализации и в пластах с тяжелой нефтью, что ранее было невозможно (табл. 1).

Выбор правильного полимера (и/или защитных добавок) является основным фактором для обеспечения успешности применения технологии полимерного заводнения в долгосрочной перспективе.

ВЫБОР ПОЛИМЕРА И СКРИНИНГ

Первый шаг, предваряющий любое лабораторное исследование, – определение целевого уровня вязкости жидкости, которая должна быть закачана в пласт (некоторые рекомендации будут приведены далее). После этого осуществляется выбор наиболее подходящего полимера с учетом трех главных параметров:

• температуры пласта;

• минерализации закачиваемой воды;

• проницаемости пласта.

Дополнительно можно провести сравнение нескольких типов полимеров для выбора варианта, оптимального с экономической и практической точек зрения, т. е. обеспечивающего наивысшую вязкость при заданной дозировке.

Температура, уровень минерализации и время пребывания раствора в пласте будут определять выбор мономера, составляющего основу полимера. Стандартные сополимеры акриламида и акрилата соды стабильны при температуре до 75 °C и даже выше, если нет двухвалентных катионов, таких как кальций и магний. Для противостояния температурам до 95 °С следует рассматривать сульфонированные мономеры (ATBS) (рис. 2).

К числу новых разработок относятся термочувствительные полимеры, вязкость которых может значительно возрастать с повышением температуры (рис. 3) [13]. Кроме того, проектирование структурных полимеров (формы звезды, разветвленные) является новым путем в направлении дальнейшего улучшения закачки.

ДЕГРАДАЦИЯ ПОЛИМЕРА

Вязкость полимерного раствора является результатом взаимодействия между макромолекулами с некоторым гидродинамическим объемом в растворителе. Разрыв молекул полимера в целях уменьшения частиц приведет к потере вязкости, что ухудшит процесс заводнения и приведет к меньшему уровню нефтеотдачи. Возможны три типа деградации полимеров: химический, механический и термальный.

Химическая деградация сводится к образованию свободных радикалов, которые могут реагировать с результирующей полимера, что может привести к снижению молекулярного веса. Это обычно происходит, когда такие примеси, как кислород, сульфид водорода и/или железо, вовлечены в окислительно-восстановительные реакции. В этом плане главным является качество воды: минимизация количества примесей позволит избежать деградации полимера. Содержание кислорода не должно превышать 100.10–9.

Механическая деградация появляется при достижении некоторого скачка скорости или сингулярного давления. «Критическими точками» являются штуцеры, клапаны и определенные типы насосов, а также тип заканчивания скважины. Существуют инженерные руководства для снижения риска деградации через наземное оборудование.

Термическая деградация развивается вследствие воздействия пластовых условий, включая температуру. Для традиционных HPAM-полимеров (на основе частично гидролизованного полиакриламида) увеличение температуры приведет к гидролизному образованию групп с анионной функциональностью и более высокой плотностью заряда. Если раствор, в который добавляется полимер, содержит значительное количество двухвалентных катионов, таких как кальций и магний, падение вязкости наблюдается благодаря ионным «мостам», которые могут в конечном счете привести к осаждению полимера из раствора. В то же время добавление в раствор ATBS повышает стойкость полимера к кальцию при высокой температуре.

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТА И ПИЛОТНЫЙ ПРОЕКТ

Изучение пласта

При решении вопроса о возможности применения полимерного заводнения для конкретного пласта необходимо:

• отметить пласты, имеющие слабый коэффициент охвата из-за высокой вязкости нефти и/или большой неоднородности;

• определить, являются ли подходящими все условия для выполнения полимерного заводнения.

Полимерное заводнение применяется как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Рассмотрение закачки в карбонаты требует хорошей изученности пласта и основательных лабораторных исследований для подбора наиболее эффективной нефтехимии. В рамках данной статьи из числа пород-коллекторов будут рассмотрены только песчаники, однако основные скрининговые параметры относятся и к карбонатам.

Итак, проведение полимерного заводнения на конкретном месторождении целесообразно при наличии следующих факторов, ранжированных по уровню значимости:

• литология: песчаник (или карбонат);

• текущая нефтенасыщенность: должна быть выше остаточной нефтенасыщенности;

• отсутствие значительных трещин;

• температура пласта: ниже 140 °C;

• проницаемость: выше 10 мкм2.10–3;

• вязкость нефти в пласте <10 Па.с;

• газовая шапка: наличие нежелательно (газовая шапка хорошо забирает давление);

• водоносный горизонт: наличие подошвенной воды нежелательно (риск растворения, если вода не изолирована);

• изменение проницаемости/Dykstra – Parson: 0,1 < DP < 0,8;

• участок заводнения: ограниченный, небольшое расстояние между скважинами.

Если рассмотренные пласты отвечают этим критериям, есть высокая вероятность, что полимерное заводнение будет технически эффективно. Следующий вопрос: будет ли это эффективно с точки зрения экономики? Ответ на него в большой мере зависит от конкретного месторождения и должен рассматриваться в каждом конкретном случае.

Выбор участка

Экспериментальная либо пилотная закачка позволяет испытать эффективность технологии полимерного заводнения на небольшом участке с наименьшими затратами перед внедрением на более обширные участки либо на все месторождение. Выбор наиболее подходящего участка для экспериментальной закачки основан на двух основных параметрах:

• определение участка, на который проецируется весь коллектор;

• минимизация времени отклика для получения необходимой информации для принятия решения о расширении проекта на все месторождение.

Время отклика зависит от многих факторов, включая расстояние, толщину пласта, скорость закачки, историю производства и т. д. Как правило, общие принципы следующие:

1) выберите изолированный участок, в котором можно выделить и изолировать добычу нефти от закачки полимера. Для вертикальных скважин – пятиточечник с центральной добычной скважиной, для горизонтальных скважин – 2 нагнетательные скважины с 1 добычной;

2) оптимизируйте интервал для получения максимальной эффективности. Для вертикальных скважин предпочтительным является расстояние 100–150 м. Для горизонтальных максимальная длина 1 км и расстояние 100 м являются подходящим вариантом. При меньшем расстоянии ранний прорыв может повлиять на эффективность;

3) проверьте связь между скважинами (трассерные исследования, испытания под давлением, история добычи и пр.);

4) если пласт многослойный, при возможности изолируйте зону для закачки;

5) выберите зону, удаленную от водонефтяного контакта. Если это невозможно, изучите возможность изоляции зоны;

6) проверьте состояние и чистоту скважины. Для обсаженных вертикальных скважин требуется минимум 12 перфорационных отверстий на 1 фут (30,48 см), чтобы свести к минимуму сдвиг. До начала закачки можно провести кислотную очистку скважины.

Подробный анализ участков можно продолжить после сокращения количества кандидатов в соответствии с перечисленными критериями.

Количество полимера

Определение целевой вязкости (коэффициента сопротивления) обычно является предварительным условием для начала любого лабораторного исследования или экспериментального проектирования. Если пласт неоднороден, с перекрестным потоком между слоями, расчет по закону Дарси показывает, что идеальная вязкость должна быть равна:

µ_{полимера} = µводы x коэффициент отношения мобильности x контраст проницаемости.

Контраст проницаемости может быть просто определен как более высокий уровень проницаемости, деленный на более низкий уровень проницаемости для смежных слоев с поперечным потоком. В случае отсутствия перекрестного потока эту переменную можно удалить из уравнения, учитывая только коэффициент отношения мобильности. В работе [24] подробно описан случай нефтяного месторождения Дацин (Китай), на котором коэффициент отношения мобильности составляет 10, а контраст проницаемости – 4, что дает оптимальную вязкость полимера в 0,04 Па.с.

Большое значение имеет также объем закачиваемого полимера. Практика свидетельствует о том, что по меньшей мере 30 % (50 % для тяжелых нефтей) порового объема участка пласта должно быть заполнено полимерным раствором. Однако, с точки зрения коллектора и высокой эффективности, чем больше закачано полимерного раствора, тем лучше. В Дацине полимером заполнено уже 60 % порового объема коллектора, на месторождении Мангала (Индия) – 80 %, на месторождении Шэнли (Китай) –
50 %, на месторождении Саффилд (Канада) – 60 %. Прекращение закачки во многом зависит от экономических аспектов. Когда стоимость закачиваемого полимера превышает выгоды от добычи нефти, этот процесс следует прекратить. Фактически добывающая скважина может быть закрыта, когда обводненность возрастает до экономически нецелесообразных значений. Если уж закачано 30 % порового объема, но нефть добывается в достаточных количествах и это экономически целесообразно, следует продолжать закачку полимера.

С технической точки зрения:

• небольшая полимерная оторочка не будет эффективна для добычи капиллярно-защемленной нефти. При возвращении к водяной закачке вода будет не двигать равномерно полимерную оторочку в направлении к добычным скважинам, а скорее, размывать ее, формируя «языки» в высокопроницаемых зонах. В случае образования перетоков ситуация может быть даже хуже;

• большая полимерная оторочка может компенсировать удержание и поддерживать вязкость в течение времени, достаточного для распространения на весь пласт.

Протокол закачки

Перед началом закачки нагнетательные скважины следует очистить, чтобы обеспечить хорошую приемистость. Максимальная скорость закачки должна основываться на скорости закачки воды во время заводнения и корректироваться в зависимости от реакции коллектора. Вязкость полимера должна быть увеличена, и давление следует зафиксировать на этом этапе. Следует начать с половины целевой вязкости при половине объема закачки в течение нескольких дней (или пока давление не стабилизируется), затем увеличить вязкость до целевых значений, одновременно поддерживая половину объема закачки в течение 2–3 дней, и только после этого увеличить объем закачки полимера до необходимого уровня.

Проблемы, связанные с приемистостью, часто возникают из-за того, что вместо воды вводится вязкий раствор. В первую очередь требуется разъяснить проблему приемистости. В долгосрочной перспективе мобилизация нефтяного целика должна привести к росту давления, вследствие чего для сохранения целостности коллектора или колпака необходимо будет снизить скорость и объем закачки полимера. Однако в начале закачки и в краткосрочной перспективе приемистость часто бывает намного выше ожидаемой. Вероятная причина этого явления заключается в наличии микротрещин вблизи скважины, созданных во время бурения/заканчивания или в ходе закачки воды, в том числе закачки холодной воды в горячий пласт. Закачка полимерного раствора будет полезна для уже существующих путей потока и просто продлит микротрещины, в то же время уменьшая скорость сдвига в области вблизи скважины и, следовательно, сводя к минимуму возможное механическое разрушение (рис. 4) [25, 30].

Различные методы мониторинга могут быть применены до и во время закачки полимерного раствора (рис. 5). Для оценки целостности коллектора, максимальных скоростей и давлений до и
в начале введения полимера можно рассмотреть тесты ступенчатой скорости.

В ходе реализации пилотного проекта имеет смысл фиксировать ряд параметров, динамика которых может свидетельствовать об эффективности или неэффективности внедрения технологии. К числу таких параметров относятся, в частности:

• уровень пиковой добычи нефти и время отклика;

• пиковые величины дебита нефти и содержания нефти после пикового отклика;

• показатель средней устойчивой добычи нефти и содержание нефти к текущему времени закачки;

• средние объемы закачки при начальном времени;

• устойчивые объемы закачки;

• время до прорыва воды;

• общий объем добытой нефти за время реализации пилотного проекта.

В зависимости от месторождения и истории его разработки также можно сравнивать показатели нескольких участков. В целом определение успешности внедрения технологии включает множество параметров, в числе которых работоспособность оборудования, логистика, контроль качества, изученность пласта коллектора, скорость закачки и добычи и в конце концов уровень добычи нефти.

Оборудование для закачки

Дизайн установок для подготовки и закачки полимера зависит от типа продукта. Если полимер поставляется в виде порошка, то перед закачкой необходимо растворить полимер в закачиваемой воде. На суше широко применяются передвижные комплексы: системы растворения полимера, системы гидратации и насосы размещаются внутри 20- или 40-футовых контейнеров, адаптированных к условиям месторождения (погода, инфраструктура).

Схема установки для растворения порошка представлена на рис. 6. Полимер в виде порошка хранится в бункере и подается с помощью дозирующего винта в заполненную азотом установку измельчения (PSU), где осуществляются разрезание каждой гранулы полимера, ступенчатое смачивание и смешивание. Затем раствор поступает в бак дозревания, где он достигает полной гидратации и растворения. Наконец, маточный раствор закачивают и разбавляют до целевой концентрации.

Подготовка воды

Говоря об обработке воды, необходимо учитывать два аспекта, первым из которых является качество воды при закачке. Для минимизации проблем с приемистостью и деградацией полимера [11, 24] при подготовке воды необходимо руководствоваться следующими принципами:

• содержание нефти в воде ниже 100.10–6;

• содержание твердых частиц менее 50.10–6 и размером менее 5 мкм;

• содержание кислорода менее 100.10–9.

Еще одним значимым аспектом является возможное воздействие полимера на устройства для разделения и обработки [3], что зависит от множества факторов, в числе которых:

• закачанный поровый объем и стратегия закачки. Если закачано менее
1 порового объема пласта, маловероятно, что в добывающих скважинах будет достигнута необходимая концентрация полимера;

• время нахождения в пласте;

• вязкость закачиваемого раствора;

• деструкция полимера при прохождении через пласт (если есть) и/или через производственные объекты (насосы и подъемные системы в добывающих скважинах);

• разбавление через добычные линии, если существует совместная добыча.

Можно провести деструкцию полимера для минимизации потенциального влияния на добычное оборудование либо для изучения альтернативного способа обработки воды.

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

В 2016 г. в мире было проведено более 50 закачек полимеров на нефтяных месторождениях, без учета проектов, находящихся на стадии проектирования или готовых к запуску. Каждый коллектор имеет собственные ограничения, и стратегия закачки должна быть соответствующим образом адаптирована.

Большой опыт в области применения полимерного заводнения для повышения уровня добычи из коллекторов с тяжелыми нефтями накоплен в Канаде. Некоторые примеры месторождений с их характеристиками представлены в табл. 2, еще больше примеров приводится в [6].

Для упомянутых выше месторождений уровень дополнительной добычи нефти колеблется от 10 до 18 % при операционных расходах от 2 до 5 долл. США за баррель закачанного раствора (только для полимера). Новые стратегии применения технологии полимерного заводнения заключаются в начале закачки полимера сразу по завершении этапа первичной добычи в целях максимизации КИН и минимизации образования каналов в резервуаре.

Для более легких нефтей наиболее ярким примером, пожалуй, является опыт полимерного заводнения на месторождении Дацин [33], на котором дополнительная добыча нефти превысила 12 % благодаря более чем
2400 нагнетательным скважинам для закачки полимера с закачиваемой вязкостью раствора в 0,04 Па.с, для вытеснения нефти вязкостью 0,011 Па.с. Этот проект продемонстрировал большие экономические преимущества закачки полимерного раствора вместо воды в долгосрочной перспективе: операционные расходы на полимерное заводнение составили на 2,83 долл. США за баррель – меньше, чем при заводнении обычной подготовленной водой [35].

Множество закачек полимеров производится на месторождениях Европы, Северной Америки, Ближнего Востока и Южной Америки, в таких странах, как Аргентина, Суринам, Колумбия, Бразилия и Венесуэла. В [12] описывается пример месторождения Grimbeek в Аргентине с вязкостью нефти 0,12 Па.с в очень неоднородном флювиальном песчанике. После 12 мес закачки полимера увеличение добычи нефти составило
11 % от начальных балансовых запасов в сравнении со стандартным заводнением водой на участке в 15 акров и более 6 % от начальных балансовых запасов – на удаленных добывающих скважинах (75 акров, 9 скв.). Уровень обводненности снизился с 93 до
69,5 %, было сэкономлено 34 588 м3 воды, что значительно повлияло на экономическое показатели проекта.

В Омане значительные результаты были достигнуты на месторождении Мармул (рис. 7) [2, 4, 20, 26].

Интересный пример реализации технологии полимерного заводнения – месторождение Сара Мария (Суринам). Коллектором является неоднородный песчаник, вязкость нефти – около
0,5 Па.с. В [16] представлены результаты первых исследований после закачки полимера, показавших, как определять и использовать наличие трещин для улучшения приемистости и закачки достаточно вязких растворов полимера (до 0,16 Па.с) для повышения уровня добычи тяжелой нефти. Образование и распространение трещин может отслеживаться по давлению, по трассерным исследованиям между скважинами, изменению обводненности, минерализации и по прорыву полимера. Целью является увеличение закачки воды и увеличение дебитов добычи нефти без риска нанесения необратимого ущерба пласту.

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Стремительное падение уровня добычи нефти на многих месторождениях требует применения компенсирующих технологий. Закачка вязкой воды (либо полимерное заводнение) является экономически эффективной технологией, принцип которой достаточно прост: повышение вязкости закачиваемого флюида для повышения эффективности охвата пласта, замедления прорыва воды и максимального повышения уровня добычи нефти для данного порового закаченного объема. Множественные примеры реализации технологии на месторождениях по всему миру позволили свести к минимуму риски внедрения данной технологии и найти лучшие методы, которые должны способствовать внедрению технологии на месторождениях и минимизировать падение добычи нефти.

Для ускорения коммерческого развертывания проекта необходимо найти баланс между лабораторными исследованиями и результатами пилотного проекта путем выбора наиболее подходящего полимера и параметров закачки и прогнозирования некоторых результатов внедрения технологии на месторождении. Этот подход успешно реализован в России и в Казахстане на достаточно сложных месторождениях, на которых технология полимерного заводнения уже позволила повысить уровень добычи нефти и открыть новые перспективы для увеличения КИН.

Таблица 1. Текущий диапазон применения полимерного заводнения

Table 1. Current range of use of polymer flooding

Таблица 2. Примеры характеристик месторождений Канады с тяжелыми нефтями с успешным опытом внедрения технологии полимерного заводнения

Table 2. Examples of the characteristics of Canadian fields with heavy oil with a successful introduction of the polymer flooding technologies

В последние годы резко увеличилось количество исследований, посвященных разработке трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ), к числу которых относятся отложения баженовской свиты, повсеместно распространенной в Западной Сибири.

Как правило, отложения баженовской свиты являются высокобитуминозными кремнисто-глинисто-карбонатными толщами морского генезиса. Кроме того, баженовская свита является региональным флюидоупором, и именно под этой толщей во многих районах сконцентрированы основные ресурсы углеводородов. Еще одним уникальным свойством баженовской свиты является то, что в определенных условиях в ней формируется коллектор трещинного типа.

Интересно отметить, что отдельные скважины из такого коллектора без использования гидроразрыва давали до 500 м³ нефти в сутки.

Первые промышленные притоки нефти из баженовской свиты были получены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в конце 1960-х гг. на Салымском месторождении ХМАО Тюменской области и достигали 600 м³/сут. Высокие дебиты нефти из отдельных скважин, полученные на начальном этапе изучения, огромная площадь распространения (1 млн км2), однородный, на первый взгляд, состав пород подтвердили гипотезу геологов о региональной продуктивности баженовской свиты. Со временем, когда количество непродуктивных и низкодебитных скважин достигло 50 %, встал вопрос об изучении неоднородности строения свиты и выявлении закономерностей в развитии высокопродуктивных зон. Однако ни по материалам ГИС и сейсморазведки, ни по данным керна не удавалось определять контуры выявленных залежей и основные подсчетные параметры объектов. На начальных этапах исследования было установлено, что нефтеносность баженовской свиты не связана со структурным планом. Залежи нефти не имеют подошвенных и краевых вод, характеризуются аномально высокими пластовыми давлением и температурой. До настоящего времени остается открытым вопрос о типе и генезисе коллекторов в баженовской свите и ее аналогах.

В целях изучения эффективности новых технологий в 2013–2015 гг. одна из нефтедобывающих компаний в юго-восточной части Западной Сибири при оценке добычных характеристик баженовской свиты применила ГРП, основанный на технологии Slickwater. Данная технология ранее хорошо себя зарекомендовала на горизонтальных скважинах в отложениях формации Bakken, Barnett, Eagle Ford и др. при проведении многостадийного ГРП [1–2].

Согласно литературным источникам [3–4] для проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах обычно используют пропант мелкой фракции (размерностью 40/70 или 30/50) с небольшими концентрациями в закачиваемой жидкости (до 120 кг/м³).
Жидкость разрыва при технологии Slickwater на 99,5 % состоит из пресной воды и пропанта, остальные составляющие представлены понизителем трения, кислотой, стабилизатором глин и т. д. Ключевая особенность технологии Slickwater состоит в закачке большого объема воды – до 900–1200 м³ на одну стадию ГРП.

Максимальные скорости закачки для горизонтальных скважин достигают 10–12 м³/мин и более.

Особенность апробирования ГРП по технологии Slickwater заключалась в том, что использовались вертикальные скважины № 1 (площадь «А») и № 2 (площадь «Б»). Для сохранения конфиденциальности информации нумерация скважин принята условно и не соответствует реальной нумерации.

На первом этапе был осуществлен выбор наиболее перспективных районов для проведения ГРП и проведены геохимические исследования керна и шлама, отобранных при бурении нескольких десятков эксплуатационных и разведочных скважин.

Всего проведено лабораторное исследование 311 образцов керна и шлама. Сделаны рентгенофазовый анализ 224 образцов керна и шлама и литолого-петрографический анализ 60 шлифов пород баженовской свиты.

Согласно данным, представленным в статье [5], результаты пиролитического анализа баженовских отложений на территории Томской области указывают на их хороший генерационный потенциал. При этом среднее содержание органического углерода (С_орг) составляет 5–13 %, углеводородный потенциал (S2) – 30–90 мг УВ/г породы, а органическое вещество (ОВ) пород обладает отличными нефтегенерационными качествами – водородный индекс (HI) доходит до 450–700 мг УВ/г С_орг).

На основании полученных экспериментальных данных и результатов с привлечением материала по сопредельным территориям подтвердилось, что:

1) породы баженовской свиты в юго-восточной части Западной Сибири обладают хорошим генерационным потенциалом. Содержание С_орг) достигает 15 % при среднем содержании 5–11 %, что хорошо согласуется с данными, полученными И.В. Гончаровым с соавторами [6];

2) согласно результатам рентгенофазового анализа и литолого-петрофизических исследований в породах баженовской свиты преобладают кремнисто-глинистые минералы. Максимальное содержание кремнистой фазы при этом соответствует породам баженовской свиты с наиболее высоким генерационным потенциалом. В подошвенной части баженовской свиты большинства исследованных скважин выделяется интервал с содержанием карбонатных минералов до 50 % и более;

3) степень катагенетической преобразованности пород баженовской свиты в районе исследований соответствует градациям катагенеза ПК – МК1 (таблица).

На основании проведенных исследований были выбраны две скважины – № 1 (площадь «А») и № 2 (площадь «Б»), в которых органическое вещество баженовской свиты находится на разных стадиях катагенетического преобразования. На площади «А» уровень катагенетического преобразования ОВ пород баженовской свиты очень близок к уровню преобразования месторождения Bakken (США), поэтому ожидалось, что результаты испытаний новой технологии будут наиболее эффективными.

Скважины № 1 и 2 находятся на одном гипсометрическом уровне и близки по данным геологии и ГИС (рисунок).

Апробация новой технологии

Скважина № 1 (площадь «А»)

В конце 2009 г. при бурении поисково-оценочной скважины на площади «А» при первичном вскрытии баженовской свиты в интервале 3126–3137 м (а.о. 2808,2–2818,6 м) выявлены нефтегазонасыщение и АВПД (нефтегазопроявления на устье скважины).

Вызов притока был произведен перфораторами ПКТ-102 (на НКТ) при заполнении ствола скважины технической водой до устья. Практически сразу после инициации перфораторов скважина начала переливать технической водой, через 3 ч появилась пленка нефти. По окончании очистки скважина фонтанировала в пульсирующем режиме безводной нефтью через штуцер 3 мм средним дебитом 5,35 м³/сут. Однако из-за АВПД баженовской свиты через 27 ч от начала регистрации КВД устьевые давления в скважине превысили давление опрессовки эксплуатационной колонны и составили в трубной и затрубной системах 216 атм. Запись КВД была остановлена до выхода кривой на асимптоту, поэтому произвести корректный расчет пластового давления было невозможно. Конечное давление на КВД составило 462 атм. Пластовое давление было рассчитано по методу Хорнера и составило 520 атм (расчет недостаточно корректен из-за малого времени записи КВД). Скважина ликвидирована по техническим причинам, так как конструкция колонны не была рассчитана на АВПД.

В 2010 г. пробурена скв. 1 площади «А» и произведен отбор керна из отложений баженовской свиты в интервале глубин 2822,3–2795,0 м. Керновым материалом представлен полный разрез свиты, однако в верхней части (керн 1) вынос керна составил лишь 25 %. Всего под микроскопом изучено 18 образцов.

Отложения баженовской свиты в интервале 2801–2815 м (по керну) представлены битуминозными аргиллитами, неравномерно карбонатизированными и пиритизированными, слаботрещиноватыми. Трещины микроскопические, открытые, субгоризонтальные. Аргиллиты – с запахом и выпотами нефти.

Вызов притока в баженовской свите в скв. 1 произведен перфораторами «Мега П73-БП» при заполнении ствола скважины перфорационной жидкостью (0,1 % водный раствор СНПХ-ПКД-515 с добавлением ингибитора глин СС-1 1 л/м³) в интервале 2750–2832 м, технической водой в интервале 0–2750 м, уровень технической воды в НКТ снижен до глубины 800 м. Испытание баженовской свиты проходило без изоляции пласта Ю1(1–2). По результатам испытаний пласт Ю1(1–2) васюганской свиты и отложения баженовской свиты не являются коллекторами, они практически «сухие».

Для отработки новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку по результатам анализа данных ГИС выбран наиболее хрупкий интервал (2801–2808 м) для перфорации под ГРП.

В 2014 г. испытание баженовской свиты было продолжено. Для осуществления перфорации баженовской свиты был установлен цементный мост, изолировавший нижележащий пласт Ю1(1–2).

Затем произведена дополнительная перфорация интервала 2801–2808 м (баженовская свита) зарядами 2906 Power Jet на НКТ-73 плотностью 6,6 отв/п.м, общим количеством 46 отверстий на солевом растворе KCl удельным весом 1,05 г/см³. Признаков УВ при перфорации не отмечено. На перелив скважина не вышла.

Для интенсификации притока произвели пропантный ГРП на пресной воде (технология Slickwater). Фактическая закачка проведена тремя насосами суммарной мощностью 7500 л. с. Однако понизитель трения оказался неэффективным, поэтому работы со стадии 6 выполнены с использованием жидкого линейного геля (гуар) концентрацией 2 л/м³, дополнительно включен брейкер концентрацией
50 г/м³. Фактически закачано жидкости 520 м³, пропанта в пласт – 14 т, среднее рабочее давление на стадии закачки пропанта – 520 атм, максимальное рабочее давление – 650 атм, средний расход на стадии закачки пропанта – 4,2 м³/мин, максимальный расход – 4,9 м³/мин.

После проведения ГРП скважина работала фонтаном с Q_ж = 3,9 м³/сут, Q_н = 0,6 м³/сут, обводненность составила 86,7 %.

Очистка и отработка скважины проводились на штуцерах 5–18 мм. Давления на устье скважины замерялись образцовыми манометрами с пределами измерений 0–100 кг/см2.

Согласно данным количественного химического анализа (КХА) проб нефти плотность нефти составила 854,2 кг/м³.

Дебит жидкости замерялся в мерной емкости. За все время исследований было отобрано 71,5 м³ жидкости, из них около 1 м³ нефти. Содержание в воде Cl – около 224 мг-экв/дм³. В связи с сезонностью работ с 25.03.2014 г.
испытания были приостановлены и продолжены с 03.02.2015 г. Скв. 1 выведена из временной приостановки для продолжения испытаний и спущен насос (ВНН5-59*2600 м).

Таким образом, за 2014–2015 гг. добыто 207,3 м³ жидкости, из них 18 м³ нефти. Средняя обводненность продукции на момент остановки скважины составила 91,3 %.

Объект не прошел полную очистку и недоиспытан, однако по экономической нецелесообразности скв. 1 переведена в консервацию.

Скважина № 2 (площадь «Б»)

Скв. 2 площади «Б» находится в 3 км к северо-востоку от скв. 11, при испытании которой в 1983 г. получен безводный приток нефти Q_н = 0,75 м³/сут из баженовской свиты.

Отбор керна в скв. 11 осуществлен из интервала 2797–2810 м, поднят битуминозный аргиллит баженовской свиты. В процессе бурения при забое 2825,4 м
(георгиевская свита) перед отбором керна проводилась промывка, в забойной пачке раствора была отмечена обильная пленка нефти. По данным газового каротажа, газопоказания резко возросли с глубины 2793 м, газонасыщенность раствора увеличилась с 0,5 до 4,5 см³/л. При первичном вскрытии баженовской свиты в интервале 2792,6–2845,6 м проведено испытание в открытом стволе (КИИ-2М-146, ГрозУФНИИ), и получен фильтрат бурового раствора в объеме 0,4 м³ с пленкой нефти.

Для продолжения испытаний в колонне была проведена перфорация интервала 2790–2820 м (баженовская свита) зарядами ПКС-80 плотностью 14 отв/п.м, и получен приток безводной нефти Q_н = 0,75 м³/сут на СДУ = 552,5 м, Р_пласт. = 298,6 атм на глубине 2770 м. Кратковременный средний дебит нефти составил 13,5 м³/сут при депрессии 27 атм (Р_заб. = 261,6 атм).

Скв. 2 площади «Б» пробурена в 2007 г.
Отложения баженовской свиты перфорированы в интервале 2792–2809 м. Интервал испытания керном не охарактеризован. По шламу представлен аргиллитом битуминозным темно-серым, с бурым оттенком до черного, массивный, плитчатый, плотный.

Для интенсификации притока при перфорации был проведен локальный ГРП. Освоение пласта производилось свабированием, с прослеживанием уровней прибором «Кедр-42». При свабировании было отобрано 21 м³ солевого раствора KCl и незначительное количество газа. Притока из пласта не получили, однако при промывке после подрыва пакера на НКТ-73 из затрубного пространства вымыли 0,4 м³ нефти.

По проведенному циклу исследований баженовская свита определена как нефтенасыщенная, с очень низкими коллекторскими свойствами.

Для отработки новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку по результатам анализа данных ГИС выбран наиболее хрупкий интервал (2803–2812 м) для перфорации под ГРП.

В 2014 г. испытание баженовской свиты было возобновлено. Для изоляции нижележащих пластов произведена установка цементного моста в интервале 2869–2915 м. Затем проведена дополнительная перфорация интервала 2803–2812 м (баженовская свита) зарядами «Мега П114-БП» на кабеле, плотностью 6,6 отв/п.м, общим количеством 60 отверстий, на солевом растворе KCl удельным весом 1,05 г/см³. Признаков УВ при перфорации не отмечено. На перелив скважина не вышла.

Для интенсификации притока произвели пропантный ГРП на пресной воде (Slickwater). Фактическая закачка осуществлена тремя насосами с суммарной мощностью 7500 л. с. В связи с отсутствием у подрядчика понизителя трения работы выполнены с использованием жидкого линейного геля. Фактически закачано жидкости 710 м³, пропанта в пласт – 40 т. Среднее рабочее давление на стадии закачки проппанта 460 атм, максимальное рабочее давление 640 атм, средний расход на стадии закачки пропанта – 4,5 м³/мин, максимальный – 5,0 м³/мин.

После разрядки и комплекса работ по очистке забоя в скважину был спущен ВНН5-44-2700 на НКТ-73.

После откачки 191 м³ жидкости в притоке появилась пленка нефти, доля которой в последующем составляла не более 0,5 %. Q_ж – 14,1 м³/сут, обводненность – 99,5 %, на СДУ – 2452 м, d_шт. – 18 мм.

Очистка и отработка скважины проводились c помощью электроцентробежного насоса на штуцерах диаметром 5–18 мм.

В связи с сезонностью работ с 25.03.2014 г. испытания были приостановлены и продолжены с 24.02.2015 г.

Всего за 2014–2015 гг. добыто 409,2 м³ жидкости, из них 6,7 м³ нефти. Средняя обводненность продукции на момент остановки скважины составила 98,3 %.

Так же как и на скв. 1 площади «А», объект не прошел полную очистку и недоиспытан, и по экономической нецелесообразности скв. 2 переведена в консервацию.

Выводы

Для проведения испытаний баженовской свиты и апробирования новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку были выбраны площади с различным генерационным потенциалом баженовской свиты.

Результаты испытаний показали, что баженовская свита достигла необходимой зрелости, при которой образуются жидкие углеводороды, которые можно добывать. В целом, по результатам испытаний по скв. № 2 площади «Б», было получено 6,7 м³ нефти и 402,5 м³ воды, средняя обводненность составила 98,3 %, по скв. № 1 площади «А» было получено 18 м³ нефти и 189,3 м³ воды, средняя обводненность составила 91,3 %.

Отбор в скважинах производился ЭЦН, работающими в периодической эксплуатации. В обеих скважинах по техническим причинам не реализованы запланированные объемы по закачке жидкости и пропанта, поэтому создана маленькая область их питания. Не полностью отобрана жидкость ГРП. В обеих скважинах отсутствует аномально высокое пластовое давление (АВПД). Приток по жидкости является ограниченным (по № 1 – не более 4 м³/сут, по № 2 – не более 6 м³/сут), поэтому скважины отрабатывались в периодическом режиме эксплуатации.

Необходимо разработать методику, позволяющую проводить прогноз распространения зон трещиноватости в баженовской свите, для планирования бурения новых скважин, для чего необходимо провести предварительное изучение зон распространения трещиноватости [7–10].

По результатам испытания скважин можно сделать вывод, что без вскрытия зон АВПД для скважин, работающих в периодической эксплуатации, дебиты по нефти не будут превышать 2–3 т.

Низкая успешность проведенного пропантного ГРП на пресной воде (технология Slickwater) в первую очередь обусловлена техническими причинами. Так, по скв. № 1 подрядчик по ГРП вместо 90 кг/м³ пропанта увеличил концентрацию до 115 кг/м³, в результате чего произошла аварийная остановка по высокому давлению. Кроме того, используемый понизитель трения оказался неэффективным и начиная со стадии № 6 был заменен жидким линейным гелем (гуар).

Для получения бóльших дебитов по баженовской свите целесообразно увеличить количество используемых насосов до 4 (с суммарной мощностью 10 000 л. с.), а также закачивать в пласт жидкости не менее 1000 м³, а пропанта – не менее 80 т.

Возможно, для получения больших дебитов нефти из баженовской свиты целесообразно подобрать другую технологию либо совершенствовать использующуюся технологию Slickwater с применением многостадийного ГРП.

Уровень катагенеза ОВ пород баженовской свиты в юго-восточной части Западной Сибири (по И.В. Гончарову и соавторам [7], с корректировкой автора)

The katagenesis level of the organic substance of rock of the Bazhenov Formation the south-east of Western Siberia (according to I.V. Goncharov and co-authors [7] with the author’s correction)

При разработке месторождений углеводородов и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) большое внимание традиционно уделяется геологическому и гидродинамическому моделированию. При этом до настоящего времени геомеханические модели широко не использовались. Существует по крайней мере три причины возросшей актуальности геомеханического моделирования. Это, во-первых, возросшая сложность процессов на объектах добычи углеводородов. С истощением существующих месторождений приходится приступать к разработке в условиях пониженного пластового давления и ухудшившейся геомеханической обстановки. Во-вторых, по мере перехода к более сложным объектам, в частности, с нетрадиционными запасами углеводородов, роль геомеханического моделирования возрастает по сравнению с традиционными месторождениями и ПХГ, где напряженно-деформированное состояние (НДС) породы пластов либо было приближенно определено, либо считалось не представляющим существенного интереса для разработки. В-третьих, на первый план стали выходить геомеханические проблемы при эксплуатации скважин [1], когда разрушение породы и вынос песка приводят к ограничению дебита вплоть до прекращения добычи и увеличению риска аварийных ситуаций на скважинах.

Осознание специалистами возросшей роли геомеханических исследований привело к тому, что в настоящее время соответствующие разделы повсеместно включаются в проекты разработки. Практически все используемые геомеханические модели базируются на геологических моделях, определяющих расположение набора пластов и пропластков, и далее с помощью уравнений теории упругости вычисляются действующие напряжения и деформации породы.

В чем заключается основной недостаток существующего подхода к геомеханическому моделированию? По нашему мнению, в первую очередь в том, что такие модели анализируют ситуацию, сложившуюся на сегодняшний день, опираются на современный геологический разрез месторождения или ПХГ. При этом НДС породы в конкретной точке определяется в основном частью горного давления, пропорциональной глубине залегания и средней плотности вышележащих горных пород [2]. Традиционные геомеханические модели не учитывают историю формирования залежи в масштабе геологического времени и действующие при этом вплоть до настоящего момента тектонические силы. Соответствующие напряжения, как показано ниже, сравнимы и даже могут превышать часть горного давления, обычно принимаемую во внимание, поэтому их неучет в геомеханических моделях не может быть оправдан, так как не позволяет правильно определить НДС породы.

В настоящей работе предложен новый подход к геомеханическому моделированию и изложены основные положения этого подхода. В нашем 3D-палеогеомеханическом моделировании палеоструктурные построения отвечают за учет динамики целевого объекта (наибольшее внимание на месторождениях и ПХГ уделяется пластам-коллекторам) в геологическом времени, позволяют определить действующие на границах геологических периодов поля напряжений с учетом тектонических сил. Использование на рассматриваемых этапах критериев разрушения позволяет определить пространственное (3D) расположение областей трещиноватости породы, образующихся в результате разрушения растяжением или сдвигом. Нахождение этих областей имеет важное значение, например, при строительстве эксплуатационных скважин, поскольку такие области проявляют улучшенные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Построение 3D-модели дает подробную картину интересующих нас параметров НДС породы.

С практической точки зрения целями создания 3D-палеогеомеханической модели являются:

• определение в масштабе рассматриваемого объекта (месторождение, ПХГ) областей трещиноватости породы и улучшенных ФЕС. Эти результаты могут быть использованы при строительстве скважин, технологическом проектировании месторождений и ПХГ, гидродинамическом моделировании, определении путей миграции флюидов;

• нахождение трехмерного (3D) распределения напряжений, действующих на породу пласта в масштабе месторождения или ПХГ. Доступная детализация найденной 3D-картины главных напряжений может быть использована при проектировании и проведении работ по гидроразрыву пласта (ГРП), при бурении и заканчивании скважин и т. п.;

• определение трехмерного (3D) распределения направлений минимального главного напряжения в породе целевого объекта разработки. Это распределение имеет ключевое значение при разработке дизайна ГРП и проведении ГРП;

• нахождение граничных условий при моделировании НДС в призабойной зоне пласта (ПЗП) с целью решения геомеханических проблем эксплуатации скважин (разрушение породы в ПЗП, вынос песка);

• решение других практических задач, базирующихся на 3D-палеогеомеханическом моделировании. Применение разработанного подхода для вышележащих перекрывающих пластов позволит определить области трещиноватости породы и избежать катастрофических поглощений при бурении.

Рассмотрим основные этапы 3D-палеогеомеханического моделирования на примере Невского ПХГ.

Этап 1: построение 3D-палеоструктур объекта исследования

Ранее в работах [3, 4] рассматривались двухмерные палеоструктурные профили кровли Гдовского горизонта Невского ПХГ. Объектом хранения газа является относительно тонкий I гдовский пласт, входящий в состав Гдовского горизонта и примыкающий к его подошве. Мы будем использовать приведенные в [3, 4] данные по стратиграфическим разбивкам скважин.
В рамках подхода [3, 4] показано, что основной структурообразующий этап для кровли Гдовского горизонта приурочен к моменту завершения формирования Воронежского горизонта и полностью совпадает с современным структурным планом. Мы можем построить все трехмерные палеоструктуры, соответствующие известным реперным горизонтам, выделяемым в осадочном чехле. Для каждой из них может быть построена полная трехмерная картина НДС породы Гдовского горизонта в соответствующие моменты геологического времени. Нас будут интересовать те палеоструктуры, где деформации целевого объекта – Гдовского горизонта – были существенными, что говорит о значительных вызывающих их тектонических напряжениях и возможном образовании областей трещиноватости породы. Для демонстрации нового подхода 3D-палеогеомеханического моделирования рассмотрим три палеоструктуры – на момент завершения формирования собственно Гдовского горизонта, на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта и на современном этапе (рис. 1–3).

Первая палеоструктура является также 3D-графиком толщины h(x, y) Гдовского горизонта. Распределение толщиныГдова h(x, y) считалась в данной работе не зависящим от геологического времени, поскольку главный вклад в деформацию дает изменение формы пласта. В дальнейшем возможно некоторое уточнение результатов с учетом уплотнения породы с течением геологического времени.

Как известно [3], Невское ПХГ простирается в направлении от юга-запада к северо-востоку. В данной работе будем использовать условную прямоугольную систему координат XYZ, оси X и Y лежат в горизонтальной плоскости. Для удобства трехмерного моделирования в нашей системе координат оси X и Y повернуты против часовой стрелки на 45° относительно направления на север, а ось Z направлена вглубь Земли, абсолютные отметки горизонтов брались со знаком плюс, что удобно для построения 3D-графиков палеоструктур. В выбранной системе координат ПХГ простирается в направлении оси X, рассматриваемая область в горизонтальной плоскости охватывает эксплуатационные и разведочные скважины, по которым имеется информация по стратиграфическим разбивкам. Понятно, что переход от традиционных координат с направлением осей юг – север, запад – восток не затрагивает физической сущности вопроса и не может влиять на результаты.

Как легко показать, изгиб Гдовского горизонта на каждом геологическом этапе определяется разностью абсолютных отметок (x, y) кровли Гдовского горизонта и кровли пласта, формирование которого завершилось на данном этапе. На рис. 2 приведена палеоструктура, характеризующая деформацию Гдовского горизонта на момент завершения накопления Пярнуско-Наровского горизонта.

На текущем этапе деформация Гдовского горизонта определяется поверхностью, образуемой абсолютными отметками его кровли на современном этапе (рис. 3). Видна определенная схожесть формы палеоструктур на рис. 2 и 3, что подтверждает преемственность в формировании Гдовского горизонта вплоть до современного этапа, отмеченную в [3, 4].

Этап 2: определение напряженно-деформированного состояния породы в масштабе целевого объекта

В рассматриваемом примере целевым объектом будет Гдовский горизонт Невского ПХГ, с особым практическим интересом к входящему в его состав объекту хранения газа – I гдовскому пласту, расположенному над подошвой Гдовского горизонта.

В разработанной нами 3D-палеогеомеханической модели будем использовать принцип независимости действия сил [5]. При этом напряжения и деформации, существующие в рассматриваемой системе, есть результат суперпозиции напряжений и деформаций, вызванных различными нагрузками, приложенными к системе. В нашей модели будем рассматривать, во-первых, обычно учитываемые напряжения, связанные с весом вышележащих горных пород. Запишем соответствующие выражения для эффективных, т. е. действующих на скелет породы, вертикальной вэ и горизонтальной гэ составляющих напряжения:

,

где ρ_п – средняя плотность вышележащих горных породж; g – ускорение свободного падения; H – глубина залегания; p – давление флюида в пласте; ν – коэффициент Пуассона породы. Коэффициент Био принят равным единице, поскольку глубины залегания сравнительно невелики.

Во-вторых, в 3D-палеогеомеханической модели будем рассматривать связанные с тектоническими силами напряжения, которые в обычных геомеханических моделях не известны и потому не могут быть учтены, хотя в реальности они весьма существенны и могут даже превышать напряжения, связанные с весом вышележащих пород. Использование 3D-палеоструктур, изменяющихся при переходе от одного геологического периода к другому, позволяет найти напряжения, связанные с тектоническими нагрузками. Выражения для компонент тензора напряжений ik в областях упругой деформации (закон Гука) имеют вид [6]:

где u_ik – компоненты тензора деформаций; E – модуль Юнга породы пласта. Граничные условия, выполняющиеся на поверхности Гдовского горизонта, задаются выражением:

где n_k – компоненты единичного вектора, направленного по внешней нормали к поверхности пласта; Pi – компоненты внешней силы, действующей на единицу площади поверхности пласта.

Итоговые напряжения, действующие в любой точке на породу Гдовского горизонта, определялись суммированием соответствующих компонент напряжений, определяемых как весом вышележащих горных пород, так и тектоническими силами.

После нахождения главных горизонтальных σ₁, σ₂ и вертикального σ₃ напряжения проверялось выполнение критериев разрушения. Первое условие разрушения породы пласта действующими на него растягивающими напряжениями, которые в существующих геомеханических моделях практически не могут возникнуть, имеет вид: 

σ_min < –σ_р,

где σ_р – предел прочности породы на одноосное растяжение; σ_min – минимальное из главных напряжений, действующих на породу. В результате находятся области трещиноватости и улучшенных ФЕС породы Гдовского горизонта в результате действия растягивающих напряжений.

Далее использовался критерий Кулона – Мора:

где σ_max – максимальное из главных напряжений, действующих на породу; С и α – сцепление и угол разрушения породы пласта:

α – угол внутреннего трения породы. Критерий Кулона – Мора позволил найти области трещиноватости Гдовского горизонта как результат сдвиговых разрушений. Образование таких областей в пластах-коллекторах рассматривалось в работе [2] в одномерной постановке.

Поскольку в областях разрушений породы растяжением и сдвигом приближение упругой деформации не работает, главные напряжения в этих областях находились с помощью критерия Кулона – Мора. Таким образом, было определено полное (3D) поле напряжений в нашем целевом объекте – Гдовском горизонте Невского ПХГ.

Для различных практических потребностей, в первую очередь при ГРП, важное значение имеет также полученное нами трехмерное (3D) распределение направлений минимального горизонтального главного напряжения в породе целевого объекта разработки. Это распределение имеет ключевое значение при разработке дизайна ГРП и проведении ГРП. Направления отсчитывались от оси Y нашей трехмерной модели, соответствующей направлению на северо-запад.

3D-палеогеомеханическая модель позволяет определить главные напряжения и другие интересующие нас величины в любой точке пласта. Мы продемонстрируем результаты для прилегающей к подошве Гдовского горизонта области, соответствующей I гдову, где деформации и напряжения максимальны по абсолютной величине. Поскольку средняя толщина объекта хранения газа I гдовского пласта на порядок меньше средней толщины Гдовского горизонта, значения определяемых в 3D-палеогео-механической модели величин слабо изменяются по толщине I гдовского пласта. Без ограничения общности давление флюида в I гдовском пласте будем считать гидростатическим.

Расчеты проводились с помощью программы, написанной на языке Fortran. Расчетная сетка по горизонтали состояла из 500 тыс., в некоторых случаях – из 2 млн узлов. Использовались также следующие входные данные: средняя плотность вышележащих горных пород ρ_п = 2500 кг/м³; сцепление и угол внутреннего трения породы пласта по результатам исследования керна из интервала 1002–1018 м скв. № 184 Гдовского горизонта Невского ПХГ [1] С = 3,03 МПа и 38,9°. Поскольку эксперименты по определению модуля Юнга, коэффициента Пуассона и прочности на одноосное растяжение для Гдовского песчаника не проводились, мы использовали данные для близкого по свойствам песчаника Щигровского горизонта Увязовского ПХГ: E = 4,4 ГПа; ν = 0,28, σ_р = 0,37 МПа.

Этап 3: анализ результатов 3D-моделирования

Результаты 3D-палеогеомеханического моделирования для Гдовского горизонта Невского ПХГ на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта приведены на рис. 4 и 5.
На рис. 4 показана схема областей трещиноватости I гдовского пласта Невского ПХГ. Желтый цвет на схеме соответствует областям, где деформации породы упругие. Видно, что эти области составляют большую часть площади ПХГ. Красным цветом обозначены области разрушения породы растягивающими напряжениями, образующие сложную структуру из крупных «пятен» в левом нижнем и правом верхнем углах схемы, а также у правой границы схемы. В дополнение к крупным имеется множество мелких областей трещиноватости из-за разрушения растяжением, распределенных по площади структуры.

Отметим, что уже сам факт появления областей разрушения породы растягивающими напряжениями говорит о значимости и величине тектонических сил, действующих на породу, которые в традиционных геомеханических моделях не учитываются. Действительно, найденные в нашей 3D-палеогеомеханической модели связанные с тектоническими силами напряжения сравнимы по величине или даже превышают обычно рассматриваемые напряжения, связанные с весом вышележащих горных пород.

Области разрушения сдвигом породы I гдовского пласта Невского ПХГ на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта обозначены на рис. 4 зеленым цветом. Они смещены от центра к левому нижнему углу схемы и занимают значительно меньшую площадь по сравнению с областями разрушения породы растягивающими напряжениями. Это сложная мозаика из сравнительно небольших пятен, обусловленная изменчивостью палеорельефа в этих областях. Важность правильного и точного определения на местности областей разрушения породы сдвигом подтверждается близким расположением эксплуатационных скважин Невского ПХГ, обозначенных треугольниками на рис. 4 (разведочные скважины обозначены квадратами).

3D-палеогеомеханическая модель позволяет определить трехмерное поле напряжений, действующих на породу Гдовского горизонта Невского ПХГ. Из составляющих 3D-поля напряжений с практической точки зрения, в частности для моделирования ГРП, особенно важно пространственное распределение по величине и направлению минимального горизонтального главного напряжения. Величина минимального горизонтального главного напряжения, действующего на породу I гдовского пласта, характеризуется линиями уровня. На рис. 5 они приведены на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта.

Видно, что области напряжений меньше 0,5 МПа, в основном отрицательных, растягивающих, хорошо согласуются с областями разрушения породы растяжением и сдвигом, приведенными на рис. 4. Обращает на себя внимание наличие достаточно протяженных областей, обозначенных синим цветом, где минимальное горизонтальное главное напряжение не превышает 3,0 МПа.

Важный новый результат, который нельзя было бы получить в традиционной геомеханической модели – наличие на структуре локальных небольших по площади областей сильного сжатия породы вследствие действия тектонических сил (рис. 5). Достигаемый уровень горизонтальных сжимающих напряжений, обусловленных особенностями палеорельефа, составляет местами более 15,5 МПа, что существенно больше напряжений в традиционных геомеханических моделях, определяемых весом вышележащих горных пород.

При 3D-палеогеомеханическом моделировании на примере Невского ПХГ использовались фактические промысловые и экспериментальные данные по скважинам и керну. Разработанная модель позволяет также исследовать влияние варьирования ключевых параметров на общую картину напряженно-деформированного состояния породы в масштабе всего ПХГ. На рис. 6 приведена схема областей трещиноватости I гдовского пласта Невского ПХГ на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта при уменьшенном на порядок сцеплении породы, при неизменных остальных показателях механических свойств.

Видно, что, во-первых, области разрушения породы растяжением, отмеченные на рис. 6 красным цветом, остались неизменными, как и на рис. 4 для фактических значений параметров. Во-вторых, такое существенное уменьшение сцепления породы приводит к появлению обширных областей сдвиговых разрушений породы, отмеченных на рис. 6 зеленым цветом.

Результаты 3D-палеогеомеханического моделирования для Гдовского горизонта Невского ПХГ на современном этапе приведены на рис. 7-9. Укрупненный фрагмент схемы областей трещиноватости I гдовского пласта представлен на рис. 7.

Выбрана одна из центральных областей ПХГ, где размещены эксплуатационные скважины, приведенные на рис. 4. В отличие от ПХГ в целом в выбранном фрагменте области разрушения породы растяжением (отмечены красным цветом) и сдвигом (отмечены зеленым цветом) занимают существенную часть площади, примерно половину или более. Форма областей разрушения сложная, мозаичная, обусловленная сложностью формы палеорельефа, причем в отличие от всего ПХГ площади областей с различными типами разрушений сравнимы по величине между собой. Области разрушения породы сдвигом могут как примыкать к областям разрушения растяжением (рис. 7), так и образовывать отдельные области.

Области применения 3D-палеогеомеханической модели

Таким образом, разработанная 3D-палеогеомеханическая модель позволяет детально локализовать трещиноватые области целевого пласта, в рассматриваемом случае – I гдова. Практическое использование результатов моделирования перспективно для решения задач проектирования разработки, оптимального размещения эксплуатационных скважин там, где структурные ловушки сочетаются с областями трещинноватости породы с улучшенными ФЕС, и других важных проблем разработки месторождений и эксплуатации ПХГ.

Отдельная важная задача – оптимальный дизайн гидроразрыва пласта. Для моделирования ГРП необходимо найти трехмерное поле напряжений, действующих на породу пласта. Результаты использования для этой цели разработанной нами 3D-палеогеомеханической модели на примере Гдовского горизонта Невского ПХГ приведены на рис. 8 и 9.

Для моделирования ГРП особенно важно пространственное распределение по величине и направлению минимального горизонтального главного напряжения, определяющего направление трещины гидроразрыва и необходимые давления. Линии уровня, характеризующие величину минимального горизонтального главного напряжения, действующего на породу I гдовского пласта на современном этапе, приведены на рис. 8. По сравнению с результатами определения НДС породы на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта (рис. 5) общий уровень напряжений заметно вырос. Отличие современного этапа состоит также в том, что области напряжений меньше 0,5 МПа проявляются только локально и имеют маленькие размеры. С областями разрушенной трещиноватой породы хорошо согласуются области с величиной минимального горизонтального главного напряжения от 0,5 до 3,0 МПа.

На современном этапе, как и ранее на момент завершения формирования Пярнуско-Наровского горизонта, проявляется новый важный результат, который невозможно было получить в традиционной геомеханической модели, состоящий в присутствии на структуре локальных небольших по площади областей сильного сжатия породы (рис. 8). Причина их существования – действие тектонических сил, обуславливающих изменение палеорельефа в течение геологического времени. На современном этапе горизонтальные сжимающие напряжения достигают локально уровня 24,0 МПа, что, конечно, существенно превышает возможные напряжения, определяемые весом вышележащих пород, в традиционных моделях.

При моделировании и проектировании ГРП наряду с величиной минимального главного горизонтального напряжения определяющее значение имеет его направление. На основе разработанной нами 3D-палеогеомеханической модели были проведены расчеты трехмерного распределения направления минимального главного напряжения в породе, действующего в I гдовском пласте. Результаты для современного этапа приведены на рис. 9.

Направление минимального главного горизонтального напряжения в породе характеризовалось углом отклонения от направления на северо-запад. Области с различными диапазонами углов отклонения показаны на рис. 9 разными цветами. Можно сделать вывод, что в целом по площади ПХГ направление минимального главного горизонтального напряжения близко к направлению вдоль оси Y (поперек структуры), отклонение по углу в основном не превышает 15° как по, так и против часовой стрелки. Анализ результатов для 3D-распределения направления минимального главного напряжения в породе, действующего в I гдовском пласте на современном этапе (рис. 9), показывает наличие в структуре протяженных «нитевидных» областей, причем поперек «нити» угол отклонения минимального главного горизонтального напряжения быстро меняется. Существование таких областей потребует при планировании ГРП проведения детального локального анализа на основе разработанной нами 3D-палеогеомеханической модели для корректного определения направления трещин гидроразрыва.

Заключение

В работе описан новый подход к геомеханическому моделированию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа. В 3D-палеогеомеханической модели динамика целевого объекта в геологическом времени исследуется с помощью палеоструктурных построений. Палеоструктуры впервые позволяют с учетом тектонических сил определить трехмерные поля напряжений в породе, действующих на границах геологических периодов, а также на современном этапе. Найденные напряжения, связанные с тектоническими силами, могут существенно превышать напряжения в традиционных геомеханических моделях. Использование критериев разрушения позволяет определить сложное пространственное (3D) расположение областей трещиноватости породы и улучшенных ФЕС, образующихся в результате разрушения растяжением или сдвигом. Возможности 3D-палеогеомеханической модели продемонстрированы на примере Невского ПХГ. Полученные результаты могут быть использованы при размещении эксплуатационных скважин, технологическом проектировании месторождений и ПХГ, гидродинамическом моделировании, определении путей миграции флюидов. Доступная детализация найденной 3D-картины главных напряжений может быть использована при проектировании и проведении работ по ГРП, при бурении (во избежание катастрофических поглощений бурового раствора), заканчивании скважин и т. п. Найденное трехмерное распределение направлений минимального главного напряжения в породе целевого объекта разработки является определяющим при разработке дизайна ГРП и проведении ГРП. Разработанный новый подход в геомеханике – 3D-палеогеомеханическое моделирование –
впервые позволяет последовательно определить граничные условия при моделировании НДС в призабойной зоне с целью решения проблем эксплуатации скважин (разрушение породы, вынос песка). 3D-палеогеомеханическая модель является импортозамещающей технологией по отношению к геомеханическому и ГРП-программному обеспечению.

Ежегодно по трубопроводам перекачиваются сотни миллионов кубометров технологических жидкостей, газов, содержащих в больших количествах коррозионно-активные компоненты. Из-за высокой агрессивности транспортируемых сред сроки службы трубопроводов в 2–4 раза ниже нормативных и составляют 2–5 лет. Промышленность несет значительные убытки, поскольку более чем за 50-летний период разработки нефтяных и газовых месторождений производилась многократная замена трубопроводов, выполнены тысячи капитальных ремонтов, содержится большое количество ремонтно-восстановительных бригад для поддержания объектов добычи нефти и газа в работоспособном состоянии. Изливы наносят непоправимый ущерб окружающей среде.

Практически весь объем добываемой жидкости, товарной нефти, нефтепродуктов и вспомогательных агентов транспортируется по системам трубопроводов диаметром 89–530 мм. Коррозионная активность нефтепромысловых сред, оцениваемая по скорости коррозии, содержанию агрессивных компонентов, в нефтяной промышленности оценивается по уровню воздействия на углеродистую сталь.

На основе системы мониторинга состояния нефтепромысловых трубопроводов в России на примере Ханты-Мансийского автономного округа – Югры была проведена оценка сроков эксплуатации всех промысловых трубопроводов России (табл.).

Анализ показал, что бльшая часть (60–70 %) нефтегазовых трубопроводов выработала плановый ресурс, 25 % газопроводов работают более 20 лет, 50 % – от 10 до 20 лет, а 5 % вообще превысили нормативный резерв – 33 года. По магистральным нефтепроводам показатели тоже неутешительны: 26 % нефтепроводов эксплуатируются более 30 лет, 30 % – от 20 до 30 лет, 34 % – от 10 до 20 лет.

В практике отечественного строительства магистральных газонефтепроводов защиту от коррозии в основном осуществляют путем нанесения на наружную и внутреннюю поверхности стальной трубы полимерного покрытия.

Технические требования к защитным покрытиям, нормируемые ГОСТ Р 51164–98, ГОСТ 31448-2012 и ГОСТ 9.602-2016, значительно превышают требования зарубежных стандартов (DIN 30670, NFA 49-710 и др.) в связи с жесткими условиями строительства и эксплуатации газонефтепроводов, прокладываемых из труб большого диаметра в условиях многолетней мерзлоты и заболоченной местности.

АО «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО» производит стальные трубы с наружным антикоррозионным покрытием по требованиям следующих стандартов:

• ГОСТ 51164-98;

• ГОСТ 31448-2012;

• ГОСТ 9.602-2005.

Сортамент трубной продукции, выпускаемый АО «НТЗ ТЭМ-ПО», с антикоррозионным наружным полимерным покрытием – 76–720 мм.

На сегодняшний день технологии завода позволяют наносить следующие виды покрытий:

• наружное монослойное покрытие;

• наружное эпоксидное покрытие;

• наружное двухслойное полиэтиленовое покрытие;

• наружное трехслойное полиэтиленовое покрытие.

Покрытие наносится на наружную поверхность стальных труб, предназначенных для строительства и ремонта надземных, подземных и подводных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов различного назначения с температурой транспортируемой среды до 50 °С при температуре окружающей среды в процессе эксплуатации от –40 до 60 °С.

Высококачественные компоненты многослойного покрытия наносятся только после качественной очистки поверхностей стальных труб, в числе которой:

• термическая очистка (нагрев до температуры испарения жировых/масляных загрязнений);

• механическая очистка щеткой (по требованию заказчика);

• дробеметная очистка;

• удаление пыли с наружной поверхности стальной трубы.

Контроль качества подготовки поверхности перед нанесением покрытия осуществляется высокоточным поверенным оборудованием, соответствующим требованиям ГОСТ и других регламентирующих документов.

Также по требованию заказчика технологии завода дополнительно позволяют производить процедуру хроматирования (фосфатирования) наружной поверхности стальной трубы.

В 2015–2016 гг. АО «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО» прошел аккредитацию технологии нанесения наружного антикоррозионного покрытия в таких компаниях, как ПАО «СИБУР Холдинг», ЗАО «ЛУКОЙЛ-
АИК», ПАО «Газпром», и совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработал ТУ 1394-005-81068824-2016 («Трубы стальные с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием»), которые соответствуют СТО Газпром 2-2.3-130-2007. «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО».

В качестве внутреннего покрытия технологии завода позволяют наносить следующие виды покрытия:

• внутреннее «гладкостное» полимерное;

• внутреннее антикоррозионное полимерное.

Перед нанесением внутреннего покрытия поверхность стальной трубы подвергают очистке до состояния, близкого к белому металлическому блеску, в соответствии со стандартами NACE No.2, SSPC-SP10, ISO 8501:1, Grade Sa 2 . Шероховатость покрытия – до 80 мкм.

Основным преимуществом внутреннего «гладкостного» полимерного покрытия можно считать уменьшение трения транспортируемой среды о стенку трубопровода.

Внутреннее антикоррозионное покрытие обеспечивает защиту внутренней поверхности стальной трубы от агрессивного коррозионного воздействия транспортируемой среды.

Кроме того, внутреннее антикоррозионное покрытие обладает рядом положительных свойств:

• способствует увеличению срока службы за счет повышения коррозионной стойкости трубопровода;

• обеспечивает легкий и быстрый ввод трубопроводов в эксплуатацию;

• состав покрытия не влияет на состав рабочей среды, обеспечивая его идеальную чистоту;

• внутренний гладкий слой способствует уменьшению турбулентности потока;

• применение внутреннего антикоррозионного покрытия позволяет значительно сократить финансовые затраты на содержание трубопровода, в том числе за счет увеличения пропускной способности трубопровода в целом.

Сортамент трубной продукции, выпускаемый АО «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО», с антикоррозионным наружным и внутренним полимерным покрытием – 325–720 мм.

АО «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО» входит в реестр поставщиков ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «СИБУР», АО «РНГ», ГНКАР (SOCAR) (Азербайджанская Республика) и др.

Предприятие зарекомендовало себя на рынке как надежный производитель качественной трубной продукции.

Срок эксплуатации и протяженность действующих трубопроводов в ХМАО – Югре

Трубопроводный транспорт получил в современном мире самое широкое распространение, что связано с целым рядом причин: дешевизной и простотой удельной транспортировки перекачиваемого продукта, возможностью перекачивания различных субстратов (жидкостей, газа, суспензий) в различных климатических зонах, значительным снижением экологической нагрузки на окружающую среду. Однако стальные трубы относятся к типу конструкций, интенсивно подвергающихся действию коррозии, что негативно влияет на эксплуатацию объектов. Применение широкого ассортимента защитных лакокрасочных покрытий, предлагаемых Группой компаний «Текнос», позволяет эффективно решать поставленную задачу.

В зависимости от назначения предлагаются следующие типы защитных материалов:

• межоперационные и транспортировочные материалы сроком защиты до 1 года;

• жидкие тиксотропные двухкомпонентные эмали, отличающиеся химстойкостью и абразивоустойчивостью;

• двухслойные системы, состоящие из жидкого фенольного грунта и эпоксифенольной порошковой краски;

• гладкостные, антифрикционные краски для покрытия газовых труб.

Для межоперационной защиты труб нефтяного сортамента на период транспортирования с трубопрокатных заводов и хранения на открытых складах выпускается водно-дисперсионная акриловая грунтовка Masscoat Prime. Материал предназначен для межоперационной защиты от коррозии наружной и внутренней поверхности стальных труб, в том числе с остатками плотно держащейся ржавчины (не более 40 мкм).

Для систем покрытий, обеспечивающих защиту магистральных трубопроводов, предъявляются следующие требования:

• долговременная антикоррозионная защита;

• эксплуатационная стойкость к широкому спектру агрессивных жидкостей (соленая вода, нефть, нефтепродукты, сероводород);

• повышенная абразивная стойкость к гидродинамическому износу;

• технологичность нанесения материалов.

На сегодняшний день широко используются две технологии нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия труб: однослойное нанесение двухкомпонентной жидкой эпоксидной 100%-й эмали и двуслойное покрытие порошковой эпоксидной краской с жидким фенольным праймером.

Каждая технология имеет свои преимущества. Для жидких красок это однослойное нанесение, энергосберегающая технология, сравнительная дешевизна линии нанесения. Для порошковых систем – экологичность процесса нанесения, стабильность качества покрытия, высокая стойкость к декомпрессионному воздействию.

Наша компания предлагает следующие жидкие антикоррозионные трубные двухкомпонентные материалы: Masscopoxy Term.

Порошковые системы для трубопроводного транспорта представлены в концерне «Текнос» сразу тремя брендами: Masscopoxy 0245, «ОХТЭК-3 трубная», INFRALIT EP 8024-10.

Masscopoxy 0245 – однокомпонентный жидкий эпоксифенольный грунт горячего отверждения, применяется в качестве грунтовочного слоя, обеспечивает отличную адгезию порошкового покрытия к металлической поверхности трубы.

«ОХТЭК-3 трубная», INFRALIT EP 8024-10 являются тонкодисперсными порошками на основе специальных эпоксидных смол и фенольного отвердителя. При высокотемпературной полимеризации образуют химстойкие покрытия с отличной абразивостойкостью.

Срок службы всех вышеперечисленных покрытий превышает 15 лет.

ООО «ТД «Масско»

198515, РФ, г. Санкт-Петербург,

г. Петергоф, ул. Новые Заводы, д. 56,

корп. 3, лит. А

Тел./факс: +7 (812) 334-95-19

www.massco.ru

Компания «РивалКом» занимается поставкой средств измерения уровня жидкости с 2006 г. В 2013 г. наше руководство приняло решение об открытии собственного производства указателей, датчиков и сигнализаторов уровня жидкости. До начала Программы импортозамещения очень тяжело было продвигать продукцию отечественного производства: покупатели зачастую предпочитали переплатить за импорт. По этой причине нам необходимо было предоставить нашим покупателям качество, не уступающее мировым брендам в области поплавкового измерения уровня. Эта стратегия дала свой результат, который выразился в том, что большинство наших клиентов переходят в разряд постоянных и вновь выбирают продукцию ООО «РивалКом». Сейчас наша продукция поставляется по всей России – от Карелии до Сахалина.

Поплавковый принцип измерения уровня является надежным, экономичным, а также достаточно простым в эксплуатации. Однако главным его преимуществом является то, что его можно отнести к так называемому прямому принципу измерения: при использовании поплавкового указателя уровня отсутствуют различные преобразования сигнала или его математическая обработка, а независимость от наличия электропитания позволяет применять данные приборы, в том числе, в системе противоаварийной защиты (ПАЗ).

Впрочем, помимо местной индикации, обеспечиваемой указателем уровня, зачастую требуется обеспечить управление уровнем через систему АСУ ТП.
Для этой цели указатели уровня LGB могут быть оснащены уровнемерами или сигнализаторами. Кроме того, встречаются ситуации, когда магнитные указатели уровня комбинируются с иными принципами измерения, например микроимпульсными или ультразвуковыми уровнемерами.

Мы постоянно совершенствуем конструкцию наших указателей уровня для решения специфических задач, которые перед нами ставят заказчики. До недавнего времени в нашей продуктовой линейке отсутствовали поплавки для измерения вязких, грязных или налипающих продуктов.

Сейчас мы разработали новый типоразмер поплавков диаметром 45 мм, что позволяет применять указатели уровня с меньшим диаметром камеры (это обеспечивает 20%-ю экономию на металле), при этом внутреннее пространство камеры указателя уровня остается свободным, что позволяет продлить межсервисный интервал для сложных технологических задач. Кроме того, данные поплавки успешно показывают себя в условиях изменяющейся плотности измеряемого продукта. Они применяются совместно с другой нашей разработкой – системой корректировки показаний указателя уровня в зависимости от плотности продукта.

К нашим новым разработкам можно отнести систему компенсации веса поплавка для криогенных сред, разработанную для нужд проекта строительства Амурского ГПЗ, в котором наша компания участвует в качестве поставщика магнитных поплавковых указателей уровня. Данная система позволяет использовать поплавковые указатели уровня для измерения сред с крайне низкой плотностью при высоком давлении, что зачастую встречается при измерении уровня газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов.

Поплавковые указатели уровня LGB находят свое применение в установках комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станциях, установках адсорбции и осушки, дренажных емкостях и емкостях аварийного слива, заглубленных в грунт, газовых и нефтегазовых сепараторах, резервуарных парках, установках утилизации попутного нефтяного газа и т. д.

Наша компания стремится расширить сферу применения выпускаемых приборов за счет широкого освещения успешного опыта эксплуатации, проведения опытно-промышленных испытаний, участия в выставках и конференциях. Эту работу мы считаем крайне важной, поскольку в последнее время на рынке появляется все больше некачественной продукции, не только оставляющей у потребителей негативные впечатления от эксплуатации именно этой продукции, но и накладывающей отпечаток на сам поплавковый принцип измерения уровня жидкости. Одной из своих главных задач мы считаем увеличение компетенции специалистов, эксплуатирующих контрольно-измерительные приборы, и более активное привлечение к выбору поставщиков оборудования. С этой целью в ближайшее время мы планируем провести серию семинаров-презентаций с демонстрацией работы оборудования для специалистов различных предприятий.

ООО «РивалКом»

423832, РФ, Республика Татарстан,

г. Набережные Челны,

ул. Ивана Утробина, д. 1/1

Тел.: 8 (800) 234-2-170

E-mail: mail@rivalcom.ru

www.rivalcom.ru

Применение герметичных насосных агрегатов идеально вписывается в общемировую парадигму устойчивого развития. Отсутствие утечек в атмосферу дает основание считать этот вид оборудования экологичным. Отсутствие механических уплотнений позволяет сократить число случаев ремонтов и простоев, повысить коэффициент готовности оборудования, тем самым обеспечить экономическую выгоду. Отсутствие запахов, исключение загазованности позволяют улучшить условия труда обслуживающего персонала, тем самым выполняется и социальная функция парадигмы устойчивого развития.

Однако герметичным насосам, как и любым сложным техническим устройствам, присущи недостатки, основными из которых являются высокие требования к стабильному обеспечению параметров жидкости во всасывающем трубопроводе (давления, температуры, содержания газа). Охлаждение герметизирующего экрана магнитной муфты (рис. 1) осуществляется следующим образом: часть перекачиваемой жидкости отбирается с первой или второй ступени насоса и подается в контур охлаждения магнитной муфты по каналу 1. Затем при протекании жидкости по кольцевому каналу 2 происходят повышение температуры и падение давления из-за теплоотдачи от экрана 3 и потерь на трение. После происходит сброс жидкости на вход в насос или в камеру разгрузки. При небольшом превышении давления на входе в контур охлаждения над давлением насыщенных паров жидкость в кольцевом канале 2 может приближаться к состоянию кипения. Факторами, способствующими парообразованию и, как следствие, перегреву магнитов внутренней магнитной полумуфты 4, являются:

• появление газовой пробки на входе в насос;

• скопление газа под герметизирующим экраном во время остановки насоса и невозможность или непроведение процедуры сдува перед пуском;

• кавитационные явления на входе в насос;

• наличие растворенного газа на входе в насос;

• ошибки при проектировании контура охлаждения магнитной муфты со стороны производителя насоса.

При перегреве защитная обечайка 5 на внутренней магнитной полумуфте 4 деформируется под действием магнитов, так как они больше не удерживаются на полумуфте силами магнитного взаимодействия, происходит заклинивание полумуфты в экране 3. По этим причинам происходит львиная доля (около 80 %) отказов и поломок насосов с магнитной муфтой [1].

Избежать подобных отказов можно лишь при соблюдении условий бескавитационной работы насоса и при отсутствии растворенного газа в перекачиваемой жидкости. На местах эксплуатации оборудования условия правильной работы часто нарушаются, в связи с чем производители герметичных насосов предлагают различные решения для уменьшения числа отказов при нарушении теплоотдачи от экрана магнитной муфты 4.

Возможный способ устранения указанного недостатка был предложен компанией Ruhrpumpen: полость под экраном промывается жидкостью из стороннего источника. Промывочная жидкость должна обладать низким давлением насыщения и высокой теплоемкостью. Недостатком этого способа является необходимость организации вспомогательного контура и подбора охлаждающей жидкости, совместимой по свойствам с перекачиваемой [2].

Для снижения выделения газа в кольцевом канале 2 при одновременном отказе от организации вспомогательного контура авторами предлагается доработка контура охлаждения магнитной муфты. Во внутренней магнитной полумуфте 4 выполняются радиальные каналы 6, по которым жидкость, имеющая температуру, равную температуре жидкости на входе в контур охлаждения магнитной муфты, подводится в кольцевой канал 2. Дополнительный расход жидкости, не нагретой при контакте с экраном 3, позволяет снизить температуру и повысить давление в кольцевом канале 2 и тем самым уменьшить выделение газа из жидкости.

Математическая модель

Объектом, на котором проводились исследования, была магнитная муфта с герметизирующим титановым экраном, рассчитанная на передачу мощности 200 кВт при 2970 об/мин. Жидкость из напорного патрубка поступает в контур охлаждения магнитной муфты, из контура жидкость сбрасывается на вход насосного агрегата. При прохождении по контуру охлаждения жидкость нагревается от экрана. Габариты магнитной муфты, число магнитов, схема их расположения выбраны по методике, предложенной С.П. Субботиным [3]. Неподвижный титановый экран находится во вращающемся магнитном поле. Потери на нагрев титанового экрана составляют 33 кВт и вычисляются по формуле:

где В_Д = β_ДK_iB_r – значение действующей индукции в зазоре, где β_Д = 0,64, К_i = 0,94 – коэффициенты [3]; 

B_r = 1,37 Тл – остаточная индукция материала постоянного магнита N48M [4];
D_Э = 0,1932 м – диаметр экрана по средней линии; n_ном = 49,5 Гц – номинальная частота вращения магнитной муфты; B = 0,04 м – длина магнита N48M [4]; N_маг = 3 – число рядов магнитов в полумуфтах; δ_э = 0,0012 м – толщина стенки герметизирующего экрана; ρ = 1,6.10^–9 Ом.м – удельное электрическое сопротивление титана ВТ-6 [5].

Расчетная схема контура охлаждения магнитной муфты представлена на рис. 2. Исходными данными являются:
Р_вх = 0,85 МПа – давление на входе в контур охлаждения магнитной муфты; 

Р_вых = 0,15 Па – давление на выходе из контура охлаждения магнитной муфты; 

t_вх = 300 К – температура на входе в контур охлаждения магнитной муфты; 

D_вх1 = 0,01 м – диаметр канала на входе в контур охлаждения магнитной муфты; 

D_вых = 0,01 м – диаметр канала на выходе из контура охлаждения магнитной муфты; 

D₁ – диаметр канала во внутренней магнитной полумуфте; 

D₂ – диаметр канала во внутренней магнитной полумуфте; 

D_вх2 – диаметр канала на входе в контур охлаждения магнитной муфты; 

α – угол наклона радиального канала; вода – охлаждающая жидкость магнитной муфты.

Метод численного моделирования основан на решении аналогов базовых уравнений гидродинамики и тепломассообмена.

Уравнение сохранения массы (неразрывности):

где  – осредненное значение скорости жидкости в проекции на j-ю ось (j = 1, 2, 3).

Уравнение изменения количества движения (осреднение по Рейнольдсу) в стационарной постановке:

где  – осредненное значение давления;  – тензор вязких напряжений для несжимаемой жидкости;

– 

тензор скорости деформации;  – рейнольдсовы напряжения; ρ – плотность жидкости; µ – динамическая вязкость жидкости. Рейнольдсовы напряжения моделировались на основе k–ω SST – модели турбулентности, успешно примененной в [6, 7].

Для расчета температурных эффектов была использована модель температуры разделенной жидкости (Segregated Fluid Temperature) [8]. Использование этой модели позволяет задать мощность теплового излучения (P_э) на внутренней поверхности герметизирующего экрана. Уравнение энергии в стационарной постановке:

где u – скорость жидкости; h – удельная энтальпия; k – коэффициент теплопроводности; S_h – объемная скорость выделения теплоты; ∇(k*gradT) – член уравнения, описывающий влияние переноса теплоты теплопроводностью внутри жидкости согласно закону Фурье.

Результаты расчета

Были исследованы три варианта контуров охлаждения магнитной муфты. Для всех контуров значения Р_вх = 0,85 МПа, Р_вых = 0,15 МПа, t_вх = 300 К, D_вх1 = 0,01 м, D_вых = 0,01 м одинаковы. Значения D_вх2, D₁, D₂ изменяются в трех вариантах контура охлаждения. Охлаждающая жидкость магнитной муфты – вода. Точками, в которых фиксировались давление и температура, были выбраны: вход в контур, шесть сечений кольцевого канала, выход из контура (рис. 2). Искомым значением также являлась величина расхода через контур – Q_к (рис. 2). Результаты расчетов по всем вариантам контуров сведены в таблицу.

Контур 1 – модель контура охлаждения, применяемая в большинстве герметичных насосов с приводом через магнитную муфту. Для этого варианта контура D_вх2 = 0,006 м, D₁ = 0 м, D₂ = 0 м. На рис. 4 представлено распределение давления в контуре, на рис. 5 – распределение температуры.

Контур 2 – модель контура охлаждения, в которой имеются радиальные каналы во внутренней магнитной полумуфте. Для этих вариантов контуров D_вх2 = 0,006 м, D₁ = 0,004 м. Исследовано шесть вариантов контура охлаждения, у которых различное число каналов n во внутренней магнитной полумуфте, различные значения диаметров D₂, различные углы наклона радиальных каналов . По результатам исследований отмечено снижение температуры на выходе из контура охлаждения, повышение давления в кольцевом канале по сравнению с контуром 1. На рис. 6 представлено распределение давления в контуре 2.4, на рис. 7 – распределение температуры в контуре 2.4.

Контур 3 – модель контура охлаждения, которая аналогична контуру 1 с измененным диаметром D_вх2. Для этого варианта контура D_вх2 = 0,0073 м, D₁ = 0 м, D₂ = 0 м. Рассмотрение этой модели контура необходимо, так как сравнение контуров 1 и 2 приводит к необъективным результатам. В контуре 2 ниже температура жидкости на выходе, выше давление в кольцевом канале, однако это можно объяснить увеличением расхода через контур 1. Увеличить расход можно более простым способом – снижением сопротивления контура охлаждения путем увеличения диаметра D_вх2. Контур 3 имеет диаметр D_вх2 = 0,0073 м, в этом случае расходы жидкости через контуры 2 и 3 равны (соответственно, равны объемные потери насоса на охлаждение экрана магнитной муфты), что позволяет сравнивать эти варианты. На рис. 8 представлено распределение давления в контуре 3, на рис. 9 – распределение температуры в контуре 3.

На основании данных из таблицы построены графики распределения давления (рис. 10) и температуры (рис. 11) по контуру охлаждения магнитной муфты.

Из графиков на рис. 10 видно, что предложенные изменения в конструкции магнитной муфты (варианты контура охлаждения 2.1–2.6) позволяют повысить давление в точках 2–7 контура по сравнению с контуром 1 и в точках 4–7 контура по сравнению с контуром 3.

Из графиков на рис. 11 видно, что предложенные изменения в конструкции магнитной муфты (варианты контура охлаждения 2.1–2.4) позволяют понизить температуру в точках 2–8 контура по сравнению с контуром 1, температура жидкости на выходе из контура в вариантах 2.1–2.4 и контура 3 одинакова.

Из графиков на рис. 10, 11 видно, что изменение угла наклона радиального канала в вариантах контура 2.1–2.3 не сказывается на давлении и температуре в точках контура охлаждения. Также видно, что увеличение диаметра канала D2 в варианте контура 2.5 и увеличение числа радиальных каналов n в варианте контура 2.6 не сказывается на давлении в точках контура, но приводит к локальному повышению температуры перед точкой входа дополнительного расхода из радиальных каналов в кольцевой канал.

В рамках работы над магистерской диссертацией «Исследование герметичного насосного агрегата с приводом через магнитную муфту», написанной в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в 2015 г. П.А. Кукушкиным, были проведены CFD-моделирование и стендовые испытания контура охлаждения магнитной муфты на предприятии ООО «Гидромос». По результатам исследований была получена корреляция между расчетными и экспериментальными данными. Погрешность расчета составила не более 5 %. На основании результатов работы был спроектирован контур охлаждения магнитной муфты и внедрен на полупогружном насосном агрегате ЦМП, установленном на Береговом газовом промысле компании ОАО «Сибнефтегаз» для откачки метанола из емкости аварийного сброса. Учитывая экспериментальное подтверждение расчетных данных, коллектив авторов считает возможным делать выводы на основе результатов CFD-моделирования контура охлаждения магнитной муфты.

Выводы

По результатам CFD-моделирования трех вариантов контура можно сделать следующие выводы:

• предложенные изменения конструкции магнитной муфты позволяют повысить давление в кольцевом канале (в рассматриваемом примере – на величину 0,06 МПа) при сохранении температуры в кольцевом канале и объемных потерь на охлаждение экрана, что позволяет снизить парообразование, риск перегрева и, как следствие, повысить надежность насоса с приводом через магнитную муфту;

• изменение угла наклона радиального канала практически не сказывается на давлении и температуре в кольцевом канале, тогда как число радиальных каналов n и диаметр канала D2 являются критериями оптимизации предложенного контура охлаждения магнитной муфты.

Предложенный способ модернизации контура охлаждения может быть внедрен в насосных агрегатах с приводом через магнитную муфту:

• при низком создаваемом напоре и высокой потребляемой мощности и, как следствие, высокой теплоотдаче от экрана;

• высоком давлении насыщенных паров перекачиваемой жидкости и, как следствие, высоком давлении на входе в насос и невозможности провести отбор жидкости для охлаждения со второй и последующей ступеней в силу прочностных ограничений у герметизирующего экрана;

• компоновке опор скольжения и магнитной муфты, при которой максимально возможное давление под экраном приведет к снижению перепада давления на подшипнике скольжения и ухудшению условий его работы.

Результаты исследований защищены российским патентом [10]. В настоящее время идет подготовка стенда для экспериментального подтверждения полученных результатов.

Результаты расчетов по трем вариантам контуров охлаждения магнитной муфты

Calculation results with regard to three options of the cooling circuits of a magnetic coupling

Выбор питающего насоса центрифуги регламентируется технологическими требованиями системы тонкой очистки, режимами бурения и условиями эксплуатации, что накладывает дополнительные ограничения на применение насосного оборудования определенного типа. Например, при разбуривании пластов с аномально высоким давлением используется утяжеленный БР, плотность которого может достигать 2,5 г/см3. Применение центробежных насосов в данном случае является нецелесообразным вследствие снижения КПД более чем в 2 раза. К тому же центробежные насосы не являются самовсасывающими, при перекачивании БР возникает кавитация и происходит вспенивание, что в дальнейшем осложняет процесс сепарации.

Одновинтовой насосный агрегат АМС

При бурении промывочная жидкость, выходящая из скважины, неоднородна по своему составу, поэтому в ходе очистки БР на центрифугах требуется регулировать расход для достижения необходимой степени очистки. Точное дозирование жидкости также важно при эксплуатации БКФ, где процессы подачи химреагентов осуществляются с помощью одновинтовых насосов. Выдвигается требование к оперативному регулированию подачи – это возможность изменения подачи насоса в процессе эксплуатации, обусловленная прямой зависимостью от входного параметра (частоты вращения) при незначительном повышении или понижении давления нагнетания. Применение в таком случае дисковых насосов для подачи БР в центрифугу ограничено характерной особенностью насосов трения – сильной зависимостью КПД насоса от вязкости перекачиваемой среды, что требует постоянного контроля и регулирования режимных параметров. Автоматизировать подобный процесс сложно и дорого в условиях буровой, поэтому применение дисковых насосов как минимум экономически не выгодно.

Установлены основные требования к питающему насосу центрифуги ЦС БУ:

• тонкое (с высокой точностью) регулирование подачи насоса;

• оперативное регулирование подачи насоса;

• самовсасывание и отсутствие кавитации;

• сохранение структуры перекачиваемой среды;

• надежность и долговечность;

• простота обслуживания.

Одновинтовые насосы производства ООО «АМС» для подачи бурового раствора (рис.) являются тихоходными (50–400 об/мин) гидромашинами объемного принципа действия. К достоинствам этих насосов можно отнести способность перемещения высоковязких жидкостей (до 100 000 сП) с содержанием абразивных частиц (более 15 %) и газовой фракции, равномерная подача жидкости, хорошая сбалансированность механизма и как следствие низкий уровень шума при работе, а также возможность изменения подачи при сохранении давления нагнетания. В качестве регулирующих устройств в конструкции насосного агрегата применяются механические вариаторы с клиноременной передачей, позволяющие с высокой точностью настраивать производительность насоса. По сравнению со шланговым (перистальтическим) насосом одновинтовой более компактен (при одинаковых характеристиках), прост и надежен в эксплуатации, а средний срок службы рабочих органов (ротор и статор) превышает более чем в 2 раза наработку на отказ многослойного кордового шланга перистальтического насоса (~2000 ч). По сравнению с коловратным насосом одновинтовой имеет минимальное количество движущихся деталей, не требует наличия сложных механических уплотнений и синхронизирующей зубчатой передачи, что сказывается на стоимости оборудования и затратах на сервис. Таким образом, одновинтовой насосный агрегат удовлетворяет перечисленным требованиям к питающему насосу центрифуги и имеет ряд неоспоримых преимуществ перед своими конкурентами.

Перспективными направлениями совершенствования одновинтовых насосов, применяемых в ЦС БУ, являются автоматизация процессов, поиск и применение новых материалов, оптимизация геометрических и кинематических параметров рабочих органов насоса.

Сопоставление концепций насосных систем при равных характеристиках (подача 5–40 м³/ч, давление 0,3 МПа)

В настоящее время различные компании ведут работы по созданию оборудования для эксплуатации скважин с БСМД. Одним из видов оборудования, использующегося для эксплуатации боковых стволов, являются СНУ с КШ.

Скважинная насосная установка с канатной штангой разработана в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Установка включает в себя: привод в виде станка качалки или гидрофицированной установки, штангового насоса стандартной или специальной конструкции, колонну канатных штанг, которая устанавливается в месте интенсивного набора кривизны [1].

В качестве канатной штанги используется канат закрытой конструкции диаметром 20 мм ГОСТ 10506-76 с фигурными Z- и Х-образными проволоками. Для соединения каната с плунжером и колонной штанг используются специальные заделки, обеспечивающие равномерное нагружение всех проволок каната [2].

С 2012 г. ведется опытно-промышленное внедрение установок с канатом на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». На сегодняшний день накоплен определенный опыт эксплуатации канатной штанги в составе СНУ в БСМД. Всего установками СНУ с КШ была оборудована 21 скважина. Данные по скважинам ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» с установками с канатной штангой представлены в табл. 1.

Дебит по скважинам составляет 1–33 м³/сут, средняя обводненность продукции – 40 %, величина наработки до отказа по СНУ с КШ – 20–1691 сут, длина канатной штанги – 130–1000 м, угол отклонения скважины от вертикали в месте установки насоса – 7–55°, глубина спуска насоса – 914–1464 м.

Все эти факторы влияют на надежность оборудования в целом.

Канатная штанга относится к классу обслуживаемых, невосстанавливаемых и неремонтируемых объектов. Показателем использования объекта является наработка, т. е. продолжительность или объем работы объекта.

В теории надежности рассматриваются следующие виды наработки объектов: наработка до отказа, наработка между отказами и ресурс. В случае с канатной штангой нас интересует только наработка до отказа, или наработка объекта от начала его эксплуатации до возникновения первого отказа.

В большинстве нефтяных компаний как Российской Федерации, так и за рубежом в качестве показателей надежности приняты следующие оценки: межремонтный период (МРП) и наработка на отказ (ННО), а также MTFB (Mean Time Between Failures – средняя наработка на отказ). Наиболее характерными при оценке надежности машин являются такие законы распределения наработки на отказ, как экспоненциальное распределение, распределение Вейбулла, логарифмически нормальное и нормальное распределение [3].

По результатам группировки исходных статистических данных легко вычислить основные числовые характеристики изучаемой случайной величины – среднее арифметическое значение наработки и среднее квадратичное отклонение.

За период эксплуатации 2012–2017 гг. СНУ с КШ была оборудована 21 скважина. Всего за время эксплуатации зафиксировано 60 отказов оборудования.

Для расчета надежности работы установок с канатной штангой была произведена выборка по 21 скважине, оборудованной СНУ с КШ, проведена выборка, при этом не учитывались отказы, связанные с высокой коррозионной активностью пластовой продукции (по ТУ на СНУ с КШ это является недопустимым условием применения данного оборудования) и вызванные отсутствием подачи насоса при выводе скважины на режим (некачественное проведение ПРС).

Всего для расчетов эмпирической функции плотности распределения наработки СНУ с КШ до отказа и ее числовой характеристики были взяты наработки по 49 отказам за период эксплуатации с 2012 по 2017 г.

В результате расчета по методике [3] были определены среднеарифметическое значение наработки Т_ср^*= 294 сут и среднегеометрическое отклонение значения наработки S* = 270 сут.

Другим методом определения надежности оборудования является осреднение показателей наработки. Результаты расчета по осредненной методике приведены на рис. 1.

Из графика видно, что установка с канатом отработает с вероятностью 0,5 около 230 сут. Средняя наработка скважин составила 297 сут.

Полученные по приведенным выше методикам расчета средние значения наработки являются весьма неточными и не отражают действительность, для более точного определения показателей надежности необходимо иметь бóльшую по объему выборку. При проведении расчетов по указанной методике все остановки скважин считаются за отказ наблюдаемого объекта, а скважины, продолжающие работать на момент расчета, считаются отказавшими. Эти условия существенно влияют на результат определения показателей надежности, особенно в условиях использования небольшой по объему выборки.

К числу недостатков изложенной методики относятся следующие:

1) расчет данных показателей основан на простом осреднении, при этом при расчете МРП делается упрощение: неполные наработки считаются полными, а при расчете наработки на отказ неполные наработки просто исключаются из рассмотрения;

2) данные показатели являются функцией времени и не могут использоваться для описания временных оценок. Показатели «МРП» и «наработка на отказ» не дают единой оценки рассматриваемой выборки СНУ с КШ, оценкой является график рассчитываемых показателей в зависимости от даты расчета;

3) для повышения точности и достоверности определения наработки на отказ необходимо использовать большие по объему выборки состояния оборудования.

Поэтому для определения показателей надежности работы СНУ с КШ была использована методика определения вероятности безотказной работы, предложенная С.Д. Слепченко [4]. Методика позволяет определять показатели надежности оборудования по результатам промысловых испытаний малых партий погружного оборудования в условиях, когда износ или старение отдельных его узлов может привести к отказу. Методика обеспечивает проверку соответствия оборудования заданному уровню надежности при минимальных объемах выборки и времени испытаний. Адекватный результат достигается за счет использования теоретико-вероятностного метода последовательного анализа и предложенной автором вероятностной модели отказов.

Спецификой определения надежности СНУ с КШ по эксплуатационным данным является наличие в выборке данных не только по установкам, эксплуатация которых завершена отказом, но и по установкам, эксплуатация которых продолжается либо прекращена по причинам, не связанным с исследуемым оборудованием. Такие выборки, называемые в теории надежности цензурированными, требуют специальной методики обработки.

Время, в течение которого проводятся наблюдения за работой установок, разбивается на m интервалов. Для определения числа m используется широко применяемая полуэмпирическая зависимость:

m = 3,21lg n + 1                                  (1)

с округлением до ближайшего целого, где n – объем выборки. Левая граница первого интервала равняется 0, правая граница m-го интервала – бесконечности. Для каждого интервала вычисляется число n_i объектов, не отказавших в начале рассматриваемого интервала, число r_i объектов, отказавших в данном интервале, и число с_i объектов, изъятых или цензурированных в данном интервале. Далее определяется число изучаемых объектов в интервале:

s_i = n_i – 0,5*с_i.                                      (2)

При этом предполагается, что каждый цензурированный объект с вероятностью 0,5 может как продолжить эксплуатацию, так и отказать в данном временном интервале.

Доля «выживших» (продолжающих работать) установок

                                                               (3)

является оценкой вероятности безотказной работы установок в течение данного интервала времени. Вероятность безотказной работы для момента t_k находится как произведение вероятностей безотказной работы на первом интервале, втором и т. д. до k-го интервала:

,                              (4)

где – оценка P(t) в момент времени t_k, r_i – число отказов, а s_i – число изучаемых объектов в интервале от t_i-1 до t_i.

Для определения надежности канатной штанги по предложенной методике была проведена верификация отказов, полученных в ходе опытно-промысловых испытаний.

Выборка объектов для проведения расчетов по методике [4] проводилась следующим образом.

Отказы по скважинам, которые были остановлены из-за АСПО, из-за проведения геолого-технических работ, а также по причинам, не связанным с отказом насоса и канатной штанги, были переведены в цензурированные согласно методике.

Данные по одной скважине не были приняты в расчет вследствие высокой коррозионной активности пластовой жидкости. Также в расчете не учитываются три СПО по причине отсутствия подачи насоса в момент ввода в эксплуатацию (некачественный ПРС).

Результаты выборки объектов для проведения расчетов по методике [4] приведены в табл. 2.

На рис. 2 представлены результаты вероятностной оценки надежности работы СНУ с КШ, где в цензурированные отказы переведены данные только по скважинам, продолжающим работать.

По результатам расчетов средняя наработка СНУ с КШ составила 525 сут, при этом примерно 26 % скважин могут достичь наработки более 900 сут.

При анализе надежности работы СНУ с КШ важно попытаться выявить влияние таких факторов, как отложение АСПО, угол отклонения от вертикали и длины канатной штанги на надежность оборудования.

На рис. 3 показаны результаты анализа влияния АСПО на надежность оборудования, где все отказы, связанные с отложением парафинов, переведены в цензурированные. На рисунке видно, что отложение АСПО значительно влияет на надежность оборудования. Если исключить отложение парафинов в скважине, средняя наработка СНУ с КШ составит 900 сут, при этом 40 % скважин могут проработать около 1050 сут.

Для анализа влияния угла отклонения скважины от вертикали и длины канатной штанги на надежность работы оборудования рассчитывалась средняя наработка в соответствующих выборках.

Влияние угла отклонения скважины от вертикали в интервале установки насоса на наработку оборудования до отказа показано на рис. 4. Как видно из графика, с увеличением угла отклонения оси скважины от вертикали наработка оборудования снижается. Так, при угле отклонения скважины от вертикали до 30° средняя наработка составит 400 сут, при увеличении угла отклонения скважины от вертикали до 50° средняя наработка снижается до 300 сут, или на 25 %, при увеличении угла отклонения от вертикали скважины до 60° наработка снижается на 50 %.

На рис. 5 представлены результаты расчетов средней наработки СНУ с КШ в зависимости от длины канатной штанги. Из графика видно, что наибольшая средняя наработка на скважинах
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» наблюдается при длине канатной штанги 300–500 м. Уменьшение длины канатной штанги приводит к невозможности использования этого оборудования при повреждениях каната в процессе эксплуатации или ремонта. В некоторых случаях требуется применение длины канатной штанги, значительно большей, чем оптимальная, – например, при эксплуатации скважин, обсаженных трубами малого диаметра (102 мм) по всей длине.

Таким образом, проведенный анализ надежности скважинных насосных установок с канатной штангой при работе на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» показал, что оптимальная длина канатной штанги должна составлять 300–500 м, средняя наработка установок составила 525 сут, при этом на наработку существенное влияние оказывает наличие в скважинной продукции АСПО. При отсутствии АСПО в скважинной продукции средняя наработка увеличивается до 900 сут.

Угол отклонения скважины от вертикали оказывает сильное влияние на наработку СНУ с КШ. Так, при увеличении угла отклонения от вертикали с 30 до 50° наработка может снизиться на 25 %.

Выполненные анализ и расчеты позволили определить оптимальные области применения СНУ с КШ в скважинах с боковыми стволами малого диаметра.

Таблица 1. Данные по эксплуатации скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» установками с канатной штангой

Table 1. Data on the well operation at LUKOIL-PERM LLC with DPU with CR

Таблица 2. Результаты выборки объектов для проведения расчетов по методике [4]

Table 2. Object sampling results for the calculations with the use of the method [4]

Особым этапом непрерывного процесса газоподготовки является компримирование. Для сжатия газа до необходимого рабочего давления в целях его транспортировки или подачи в газоиспользующее оборудование применяются дожимные компрессорные станции, состоящие из одной или нескольких компрессорных установок (фото 1).

Другие задачи решает специальное оборудование соответствующего назначения и модификации:

• блоки подготовки попутного газа;

• блочные пункты подготовки газа (фото 2);

• пункты подготовки топливного и пускового газа;

• системы комплексной подготовки попутного газа;

• системы комплексной подготовки природного газа;

• многомодульные установки подготовки газа.

Возможности пунктов, систем и установок подготовки газа рассмотрим на примерах реализации проектов Группы компаний «ЭНЕРГАЗ».

«ЭНЕРГАЗ» – СРЕДОТОЧИЕ ОПЫТА

Выполнение всего комплекса газоподготовки – основная специализация Группы «ЭНЕРГАЗ», которая начиная с 2007 г. успешно реализовала более 120 таких проектов. Для них поставлены и введены в действие 243 технологические установки, которые обеспечивают транспортировку газа или действуют в сопряжении с разными видами газо-использующего оборудования – газотурбинными и газопоршневыми установками, газоперекачивающими агрегатами, котельными и др.

В нефтегазовой отрасли оборудование «ЭНЕРГАЗ» подготавливает разные типы газа (попутный нефтяной газ, природный газ, газ деэтанизации конденсата, газ из сеноманской воды) на 42 месторождениях.

Соответствующие агрегаты функционируют на 67 объектах добывающего комплекса. Это энергоцентры и электростанции собственных нужд, установки подготовки нефти, цеха подготовки и перекачки нефти, цеха контрольной проверки нефти, дожимные насосные станции, центральные перекачивающие станции, установки предварительного сброса воды, центральные пункты сбора нефти, центральные нефтегазосборные пункты, концевые сепарационные установки, установки деэтанизации конденсата, установки комплексной подготовки газа.

В электроэнергетике оборудование «ЭНЕРГАЗ» обеспечивает качественным топливным газом 60 современных энергоблоков (когенерационных, тригенерационных, парогазовых, простого цикла). Суммарная электрическая мощность этих энергоблоков составляет более 4 300 МВт.

Уникальный опыт эксплуатации технологических систем и модульных установок подготовки газа наработан при совместном использовании с газотурбинным оборудованием ведущих отечественных и мировых производителей: «ОДК-Газовые турбины» и НПО «Сатурн», «ОДК-Пермские моторы» и «ОДК-Авиадвигатель», Казанское и Уфимское моторостроительные производственные объединения, «Невский завод», General Electric, Siemens, Alstom, Turbomach, Centrax, Solar, Pratt&Whitney, Rolls-Royce, Kawasaki.

СПЕЦИАЛИЗАЦИЯ, ПРОВЕРЕННАЯ ВРЕМЕНЕМ

Компании «ЭНЕРГАЗ», «БелгородЭНЕРГАЗ», «СервисЭНЕРГАЗ» объединяет не только общий бренд. Наши предприятия имеют согласованные цели и задачи, которые достигаются через профессиональную специализацию и взаимную ответственность за качество модульных установок газоподготовки.

Надежная и эффективная эксплуатация технологического оборудования обеспечена сочетанием специального (индивидуального) проектирования и современного высококачественного производства, воплощенного на инжиниринговой и производственной площадке в Белгороде (фото 3 и 4).

Проектирование и производство ведется здесь по стандартам ISO 9001, согласно установленным в России правилам и нормативам. Оборудование разрабатывается с учетом области применения, условий эксплуатации, качества и состава исходного газа, типа и характеристик сопряженных агрегатов, особых проектных требований.

При разработке проекта мы проводим расчеты в специальной программе, позволяющей создать теоретическую модель поведения газа при заданных параметрах по температуре, давлению и компонентному составу. В итоге заказчику предлагается несколько алгоритмов решения поставленных задач, из которых в процессе согласования выбирается оптимальный вариант – по степени сложности, срокам и стоимости реализации.

В зависимости от условий эксплуатации и окружающей среды установки газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» поставляются в контейнерном, ангарном (цеховом), арктическом исполнении, а также в легкосборном укрытии или на открытой раме.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОПОДГОТОВКИ

Приоритетное назначение оборудования газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» – фильтрация и учет газа. В то же время действующие системы и установки оснащены дополнительными узлами и элементами, которые значительно расширяют функциональные возможности основного оборудования и повышают эффективность технологических процессов.

Система фильтрации

Блок очистки газа обычно включает в себя две линии фильтрации с пропускной способностью 100 % потока или три линии с пропускной способностью по 50 % потока каждая.

Газовые фильтры в каждом конкретном случае выбираются в зависимости от состава газа, количества механических примесей и жидких фракций в подаваемом на объект газе.

Большей частью в оборудовании газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» используются газовые фильтры двухступенчатой очистки (фото 5) со сменными фильтрующими элементами (картриджами). Такие фильтры обеспечивают высокую степень удаления капельной жидкости и механических примесей при расчетном перепаде давления. На входе фильтра самые крупные и тяжелые частицы оседают на дно. Затем газ проходит через две ступени фильтрующих элементов, которые задерживают даже самые мелкие частицы, так что в верхнюю часть фильтра газ поступает уже чистым. Такой метод фильтрации позволяет менять тип фильтрующих элементов или их комбинацию для оптимизации эффективности очистки при изменении состава и характеристик поступающего газа.

В случае повышенной влажности газа применяются фильтры с вихревой решеткой на первой ступени фильтрации и последующей финишной очисткой фильтрующими элементами. Прохождение потока газа через вихревую решетку первой ступени фильтра создает завихрения, вызывает срыв потока и последовательное снижение и повышение давления газа. В этой связи происходит конденсация жидких примесей газа. Высокая эффективность очистки газа достигается использованием в качестве абсорбента собственного газового конденсата.

В большинстве случаев эффективность очистки составляет 100 % для твердых частиц не менее 3 мкм и капельной влаги не менее 5 мкм. Для частиц размером 0,5–3,0 мкм эффективность составляет около 99 %.

Фильтры оснащены датчиками и индикаторами контроля давления, перепада давления, уровня газового конденсата, а также продувочными и сбросными трубопроводами с предохранительными клапанами. Продукты очистки из накопителей фильтров-сепараторов в дренажную емкость сбрасываются автоматически. Уровень газового конденсата в фильтрах и в наружной накопительной емкости устанавливается и поддерживается на заданном значении системой автоматического управления установки газоподготовки.

Для быстрого доступа к фильтрующим элементам, их очистки или замены предусмотрена надстройка укрытия над фильтрами с площадкой обслуживания и талями для снятия верхних торцевых крышек фильтров.

Системы сепарации и осушки

При подготовке попутного нефтяного газа в состав оборудования зачастую включается сепаратор-пробкоуловитель, осуществляющий прием залповых выбросов жидкости и сглаживание пульсаций газовой смеси.

Дополнительно может устанавливаться адсорбционный осушитель газа. Такая мера необходима в случае, когда возможностей базовой системы фильтрации недостаточно для достижения установленных проектных параметров газа по влажности.

Узел учета газа

После очистки и осушки газ попадает в узел учета (фото 6), который может включать в себя одну или две измерительные линии измерительной способностью 100 % потока и линию байпаса (в случае одной измерительной линии или по требованию заказчика). По специальным требованиям узел учета газа может дополнительно комплектоваться линией малого расхода.

Коммерческий или технологический учет объема газа осуществляется путем измерений объема и объемного расхода газа в рабочих условиях и автоматического приведения измеренного объема к стандартным условиям в зависимости от давления, температуры и коэффициента сжимаемости газа.

Преимущественно применяются турбинные и ультразвуковые первичные преобразователи расхода (расходомеры). Могут также использоваться ротационные, вихревые, диафрагменные, кориолисовые или термоанемометрические расходомеры. Данные с преобразователей поступают на корректоры-вычислители (flowcomputers).

Система учета газа выполняет такие функции, как:

• регистрация величин объема, измеренного расходомерами по каждой измерительной линии;

• измерение температуры и абсолютного давления газа по каждой измерительной линии;

• вычисление коэффициента сжимаемости газа;

• вычисление коэффициента коррекции и величины объема газа при стандартных условиях;

• вычисление объемного расхода газа при рабочих и стандартных условиях;

• индикация измеренных и вычисленных физических величин на каждой линии на жидкокристаллических дисплеях корректоров объема газа;

• передача измеренных и расчетных данных с корректоров на систему управления установки газоподготовки и при необходимости в другие системы контроля;

• обработка аварийных сигналов и их ретрансляция на систему управления установки газоподготовки и при необходимости в другие системы контроля;

• ведение архивной базы измеренных значений объема газа и журнала событий.

Узел подогрева газа

Для достижения проектной температуры газа в состав оборудования газоподготовки включается узел подогрева. Это могут быть подогреватели с промежуточным теплоносителем (при наличии внешнего источника тепла) или электрические нагреватели (фото 7). Установки «ЭНЕРГАЗ» также могут оснащаться собственными блочно-модульными котельными.

Для плавной регулировки мощности (или блокировки нагрева в аварийных ситуациях) в комплект поставки включается шкаф управления, оснащенный интерфейсом для связи с внешней АСУ ТП.

Система редуцирования

Если давление газа в питающем трубопроводе выше уровня, необходимого для корректной работы газоиспользующих агрегатов, то оборудование газоподготовки комплектуется узлом редуцирования.

В состав установки «ЭНЕРГАЗ» может входить многолинейная система редуцирования. Это необходимо для параллельного обеспечения топливным газом (с отличающимися параметрами по давлению) ряда объектов на одной производственной площадке.

Измерительное и аналитическое оборудование

По специальным проектным требованиям заказчика в технологическую схему встраивается оборудование для измерения и анализа различных параметров газа, например, потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа (калориметр). Калориметр определяет компонентный состав газа и проводит вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе.

Для измерения температуры точки росы газа по влаге и углеводородам в состав установки газоподготовки включается соответствующая система с устройством для отбора проб.

СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И БЕЗОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОПОДГОТОВКИ

Помимо систем жизнеобеспечения (освещение, обогрев, вентиляция) установки «ЭНЕРГАЗ» обязательно оснащаются системами безопасности: пожаро- и газодетекции, сигнализации, пожаротушения.

При подготовке низконапорного попутного газа (с давлением, близким к вакууму) также устанавливается система обнаружения кислорода – со специальным датчиком контроля содержания кислорода в газовом потоке.

Установки газоподготовки полностью автоматизированы и не требуют дополнительной ручной настройки для отладки корректного взаимодействия различных систем оборудования.

Система управления осуществляет подготовку к пуску, пуск, останов и поддержание оптимального режима работы установки, контролирует технологические параметры, обеспечивает автоматические защиты и сигнализацию, обрабатывает параметры рабочего процесса и аварийных событий с выдачей информации по стандартному протоколу обмена.

Для масштабных проектов подготовки газа Группа «ЭНЕРГАЗ» поставляет двухуровневые САУ газового хозяйства (САУ ГХ) или САУ газоснабжения (САУ ГС):

• нижний уровень – локальные САУ основного оборудования, входящего в систему комплексной газоподготовки, и релейные щиты автоматики вспомогательного оборудования;

• верхний уровень – коммутатор для обмена информацией, автоматизированная рабочая станция с функциями сервера, шкаф управления, автоматизированное рабочее место оператора (фото 8), пульт аварийного останова.

САУ ГХ и САУ ГС оснащаются индивидуально разработанным программным обеспечением, а передача информации осуществляется по современным каналам связи и протоколам.

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ

Примеры проектов газоподготовки и газоснабжения, реализованных Группой «ЭНЕРГАЗ» в нефтегазовом комплексе, электроэнергетике и других отраслях промышленности, дают достаточное представление о технологических особенностях и производственных возможностях представленного оборудования.

Блок подготовки попутного газа для энергоцентра «Уса» (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)

На Усинском нефтяном месторождении действует энергоцентр установленной электрической мощностью 100 МВт и тепловой мощностью 152,1 Гкал/ч. Генерирующее оборудование включает пять энергоблоков ГТЭС-25ПА производства АО «ОДК-Авиадвигатель», каждый из которых выполнен на основе газотурбинной установки ГТЭ-25ПА мощностью 25 МВт.

Основное и резервное топливо для энергоцентра – попутный нефтяной газ. Его подготовку и подачу в турбины ГТУ-ТЭЦ выполняет многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», в состав которой входят три компрессорные установки и блок подготовки попутного газа (БППГ).

БППГ (фото 9) осуществляет измерение расхода и фильтрацию газа, укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета, сепаратором-пробкоуловителем и системой фильтрации. Степень очистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм.

Дополнительный функционал – подготовка топлива для котельной собственных нужд. С этой целью БППГ оснащен узлом подогрева газа и системой редуцирования. Производительность БППГ – 2 260…21 684 кг/час (2 430…24 059 м³/ч).

Блочный пункт подготовки газа для ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС (ПАО «Квадра»)

На Новомосковской ГРЭС функционирует парогазовая установка мощностью 190 МВт. Основу энергоблока составляют газотурбинная установка General Electric типа Frame 9E, паротурбинная установка Siemens SST PAC 600 и котел-утилизатор.

Подготовку топлива для ПГУ осуществляет блочный пункт подготовки газа «ЭНЕРГАЗ» марки GS-FME-5000/12. Это комплектная технологическая установка с максимальной интеграцией элементов на единой раме. БППГ оснащен тремя линиями фильтрации газа, узлом коммерческого учета, системой для измерения температуры точки росы газа по влаге и углеводородам с устройством отбора проб.

Производительность блочного ППГ составляет 60 тыс. м³/ч. После предварительной подготовки поток газа направляется в дожимную компрессорную станцию, которую также поставила и ввела в эксплуатацию Группа «ЭНЕРГАЗ».

Система подготовки топливного и пускового газа для ДКС «Алан» (НХК «Узбекнефтегаз»)

На месторождении «Алан» в Узбекистане построена дожимная компрессорная станция для транспортировки природного газа, состоящая из двух газоперекачивающих агрегатов ГПА-16 «Волга» (КМПО). ДКС оснащена системой подготовки топливного и пускового газа «ЭНЕРГАЗ» (фото 10).

СПТПГ марки GS-FHP-400/56 – это многофункциональная установка, предназначенная для очистки, нагрева и редуцирования газа. В ее состав входят коалесцирующие фильтры-сепараторы (степень фильтрации газа – 99,98 %), автоматическая система дренажа конденсата, электрические подогреватели, двухлинейные узлы редуцирования пускового и топливного газа.

Система подготовки газа размещена на открытой раме. Назначенный ресурс (срок службы) СПТПГ – 25 лет. Проект реализован в максимально сжатые сроки – проектирование, производство, заводские испытания и поставка были осуществлены за два месяца.

Шеф-инженерные работы, а также консультационное и техническое сопровождение проекта провели эксперты ООО «СервисЭНЕРГАЗ».

Система комплексной подготовки попутного газа на Западно-Могутлорском месторождении

На ЦПС Западно-Могутлорского нефтяного месторождения «Аганнефтегазгеологии» действует система подготовки попутного газа, поставленная компанией «ЭНЕРГАЗ». Это технологический комплекс (фото 11), в состав которого входят дожимная компрессорная установка винтового типа, адсорбционный осушитель газа, холодильная установка (чиллер), узел учета газа c расходомерами.

Специалисты Группы «ЭНЕРГАЗ» разработали этот проект на основе инженерного решения, позволяющего при компримировании ПНГ достигать отрицательной температуры точки росы по воде (–20 °С). Еще одна особенность заключается в том, что осушка попутного газа осуществляется двумя методами – рефрижераторным и адсорбционным.

Все оборудование расположено на единой площадке, размещено в отдельных всепогодных укрытиях (арктическое исполнение), режим работы в составе ЦПС непрерывный. Система подготовки ПНГ последовательно выполняет осушку, тонкую фильтрацию, сжатие до 3 МПа, учет объема, охлаждение и закачку попутного газа в транспортный трубопровод.

Система комплексной подготовки природного газа для ГПЭС завода микроэлектроники (АО «Ангстрем-Т»)

Научно-производственный комплекс АО «Ангстрем-Т» оснащен автономным центром энергоснабжения – газопоршневой электростанцией (ГПЭС) электрической мощностью 36 МВт.

ГПЭС в составе пяти ГПУ Wartsila 16V34DF работает по тригенерационному циклу и обеспечивает предприятие необходимыми объемами электроэнергии, тепла и холода. Здесь же располагается новая котельная на базе четырех водогрейных котлов Buderus.

Топливо для ГПЭС и котельной поступает через систему комплексной подготовки топливного (природного) газа, которая последовательно выполняет предварительную фильтрацию, измерение расхода, тонкую очистку и компримирование газа.

Комплекс оборудования (фото 12) включает блок входных газовых фильтров, пункт учета газа, сепарационную систему, дожимную компрессорную станцию (из двух агрегатов). Строительство и ввод системы газоподготовки осуществили специалисты Группы «ЭНЕРГАЗ».

САУ газоснабжения энергоцентра «Ярега» (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)

На Ярегском нефтетитановом месторождении возводится энергоцентр собственных нужд на базе ГТУ-ТЭЦ. Установленная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 75 МВт, тепловая – 79,5 Гкал/ч. Топливом для энергоцентра «Ярега» является природный газ Курьино-Патраковского газоконденсатного месторождения.

Необходимое качество газа с проектными параметрами по чистоте, температуре и давлению обеспечит система газоподготовки и газоснабжения «ЭНЕРГАЗ» в составе: блочный пункт подготовки газа, дожимная компрессорная станция из четырех агрегатов, входные электрозадвижки подачи газа.

Полнокомплектная двухуровневая система автоматизированного управления газоснабжения (САУ ГС) обеспечивает контроль, управление и безопасную эксплуатацию этого технологического оборудования.

САУ ГС интегрирована в АСУ ТП энергоцентра. Внутренние и внешние соединения осуществляются при помощи сети Ethernet и протоколов S7-connection и Profibus.

Многомодульная установка подготовки газа для объектов УКПГиК Восточно-Уренгойского лицензионного участка (АО «Роспан Интернешнл»)

В сфере подготовки и компримирования газа «ЭНЕРГАЗ» наработал опыт, позволяющий реализовать сложные, масштабные проекты, среди которых производство и ввод в эксплуатацию многомодульных (многоблочных) установок подготовки газа.

Такие установки отличаются высокой производительностью – расходом подготавливаемого газа и состоят из нескольких (до десяти) обособленных блок-боксов, которые при монтаже стыкуются между собой в единое блок-здание с общей кровлей.

Многомодульные установки применяются на крупных генерирующих объектах с газовыми турбинами большой мощности, а также на нефтегазодобывающих площадках, где необходимо параллельно и непрерывно обеспечивать качественным газом (с отличающимися параметрами) несколько объектов основного и вспомогательного назначения.

Так, например, на Восточно-Уренгойском лицензионном участке АО «Рос-
пан Интернешнл» (НК «Роснефть») многомодульная установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ» (фото 13) предназначена для обеспечения газом всех потребителей УКПГиК, а именно газотурбинной электростанции, котельной, установки низкотемпературной сепарации, установки регенерации метанола, узлов входных шлейфов, дожимной компрессорной станции низконапорных газов, факельной установки и других объектов.

***

Благодаря устойчивым партнерским и кооперационным связям в своем сегменте технологического оборудования Группа «ЭНЕРГАЗ» идет по пути дальнейшего профессионального совершенствования и наращивания уникального инженерного опыта как сплоченная команда специалистов, полных энергии и веры в свои возможности в области реализации новых эффективных проектов комплексной газоподготовки.

105082, РФ, г. Москва,

ул. Большая Почтовая, д. 55/59, стр. 1

Тел.: +7 (495) 589-36-61

Факс: +7 (495) 589-36-60

e-mail: info@energas.ru

www.energas.ru

Результаты исследований свойств пластовой нефти входят в комплекс исходных данных, составляющих основу проведения корректной оценки запасов, а также проектирования и регулирования процесса разработки месторождений углеводородов. Решение многообразных задач в этом направлении в большой степени зависит от своевременной, объективной и наиболее точной информации о свойствах пластовых флюидов.

Корректная экспериментальная оценка физико-химических свойств пластовых нефтей для залежей с газовыми шапками затруднена по причине максимальной насыщенности пластового флюида растворенным газом на глубине газонефтяного контакта (ГНК).

Создание депрессии на пласт, необходимой для получения притока, не дает возможности отобрать представительную глубинную пробу с давлением насыщения нефти, равным начальному пластовому давлению на уровне газонефтяного контакта, что соответствует условию равновесия в залежи нефти с газовой шапкой.

Отмеченные особенности подтверждаются анализом публикаций ряда отечественных и зарубежных авторов [2–8]. Как показывает практика, даже применение дорогостоящих пробоотборников (например, MDT компании Schlumberger), позволяющих контролировать глубину отбора, депрессию на пласт в ходе отбора пробы пластовой нефти, а также фазовое состояние флюида, поступающего в пробоотборную камеру, в большинстве случаев не позволяет отобрать представительную пробу пластовой нефти. Исследования показывают, что на разных депрессиях на пласт получаются разные результаты исследований свойств пластовых флюидов [1].

В случае когда отбор представительных глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти на месторождении затруднен, использование защищенной на экспертно-техническом совете ФБУ «Государственная комиссия по запасам» [1] методики анализа экспериментальных данных и оценки PVT-свойств пластовых флюидов месторождений с газовой шапкой (Е.И. Сергеев, 2012 г.), может способствовать повышению достоверности оценки свойств флюидов.

В данной работе приведены пример PVT-анализа свойств пластовых флюидов для Н-ского нефтегазоконденсатного месторождения с привлечением методики [1], а также пример подбора корреляционных зависимостей для анализа тренда разгазирования. Анализ проводился в целях обоснования подсчетных параметров в рамках работ по пересчету запасов месторождения.

Алгоритм проведения PVT-анализа

Методика оценки опробована впервые в данной работе. Автор статьи внес некоторые коррективы (также впервые примененные в данной работе) в алгоритм реализации методики, позволяющие проверить сходимость расчетных значений физико-химических свойств с известными корреляциями [12], а также получить подтверждение тренда кривой разгазирования по всему числу условно представительных проб разгазированием полученной насыщенной рекомбинированной пробы.

Алгоритм PVT-анализа сводится к следующей последовательности.

1. Оценка представительности исследований.

По результатам исследований свойств нефтей произведена оценка кондиционности глубинных проб нефти. По итогам оценки исследований на представительность было отбраковано 167 (51 %) глубинных проб (согласно критериям ОСТ 153-39.2-048-2003 [9], в котором перечислены основные условия кондиционности проб).

2. Выделение основных типов нефти, основанное на близости свойств разгазированного флюида.

В целях выделения основных типов нефти в пределах месторождения были построены частотные гистограммы плотности разгазированной нефти и нефтяного газа, полученные по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти. По значениям плотности сепарированной нефти (по результатам дифференциального разгазирования) выделено четыре группы нефтей (рис. 1):

• тяжелые нефти пластов ПК₁₀³ – ПК₁₆ плотностью 930–950 кг/м³;

• тяжелые нефти пластов ПК₁₈¹ – ПК₂₂¹ плотностью 900–920 кг/м³;

• нефти пластов АП плотностью 860–900 кг/м³;

• средние нефти пластов БП плотностью 815–870 кг/м³.

Дальнейшая оценка PVT-свойств нефтей проводилась в соответствии с приведенным делением.

3. Подбор трендов по корреляциям для выбора тренда разгазирования. Проведение исследования в каждой группе нефтей, с минимальными отклонениями от кривой разгазирования.

Задача подбора трендов разгазирования, включающих максимальное количество кондиционных исследований, пригодных для построения адекватных моделей, решалась путем подбора известных корреляционных зависимостей [7]. Предполагалось, что вид и форма гипотетической кривой разгазирования соответствуют определенным корреляционным зависимостям, полученным авторами корреляций по большому количеству исследований пластовых нефтей.

С имеющимися экспериментальными данными флюидов Н-ского месторождения сопоставлялась совокупность трех корреляций данных, полученных разными авторами, – для давления насыщения, объемного коэффициента и сжимаемости пластовой нефти. Предполагалось, что согласованность корреляций с имеющимися экспериментальными данными означает, что нефти, по результатам исследований которых были построены корреляции, могут быть привлечены в качестве аналогов исследуемых нефтей. Причем под аналогичностью в данном случае понимается не столько идентичность конкретных физико-химических свойств, сколько единый характер связи между этими свойствами, изменение которых в ходе разгазирования обусловливает кривую разгазирования.

Подбор корреляционных зависимостей осуществлялся путем сравнения значений свойств нефти, полученных арифметическим усреднением по условно-представительным глубинным пробам, со значениями, рассчитанными или задействованными в расчете по уравнениям корреляций.

В качестве критерия удовлетворительной согласованности совокупности корреляций с экспериментальными данными использовали значения допустимых отклонений между результатами исследования дублирующих проб, указанных в [9].

Исследование с минимальными отклонениями от кривой разгазирования – это исследование, позволяющее наиболее достоверно характеризовать каждый из типов нефти, пригодный для построения моделей флюидов на основе уравнения состояния (УС).

Для нефти пласта БП6 Н-ского месторождения в качестве реперной выбрана проба из скв. 3206, расположенная наиболее близко к линии равенства давления насыщения и пластового давления на уровне ГНК. При этом выбранная проба удовлетворяет следующим критериям:

• проба признана кондиционной;

• проба имеет полный набор экспериментально определенных зависимостей свойств нефти от давления;

• определен компонентный состав пластовой нефти, необходимый для работы с применением аппарата УС.

Компонентный состав пластовой нефти, а также весь набор экспериментальных данных, соответствующий выбранной пробе, используются для настройки параметров УС, позволяющей максимально точно описать свойства выбранной пробы нефти. При этом полученная модель, как правило, соответствует частично разгазированной пластовой нефти.

В табл. 1 приводится сравнение значений свойств нефти, определенных с использованием выбранной совокупности корреляций, средних значений по условно-представительным глубинным пробам, а также сравнение свойств, полученных по восстановленной модели флюида.

Расчеты показали, что результаты исследования нефти скв. 3206 группы пластов БП6 лучше всего согласуются с корреляциями McCain (1991) [12]. Эта проба использована в качестве опорной для восстановления свойств пластовой нефти.

4. Восстановление свойств расчетным путем.

Восстановление свойств пластовой нефти по методике предполагает следующий алгоритм действий (рис. 2).

На основе экспериментальных данных о свойствах и компонентном составе пластовой нефти, полученных при исследовании выбранных проб, производилась настройка трехпараметрического кубического (относительно объема) уравнения состояния Пенга – Робинсона с шифт-параметром:

где р – давление, МПа; R – универсальная газовая постоянная, Дж/(моль.К); V – объем, м³; Т – температура, К; a, b – коэффициенты [11].

В качестве параметров настройки были использованы критическое давление, критическая температура и шифт-параметр тяжелого псевдокомпонента.

По флюидальной модели пробы из
скв. 3206 определяется состав газа, находящегося в равновесии с нефтью при пластовой температуре и давлении, равном давлению насыщения (использованной пробы). Насыщение нефти газом проводится в несколько этапов, на каждом из которых к монофазной нефти добавляется небольшое количество равновесного газа – эксперимент ступенчатого разгазирования. Данный процесс повторяется до тех пор, пока давление насыщения полученного флюида не станет равным пластовому. Состав пластовой нефти до и после процесса рекомбинации представлен в табл. 2.

Полученный состав флюида будет соответствовать восстановленному составу пластовой нефти. Он представляет собой некую гипотетическую пробу, характеризующую насыщенную пластовую нефть Н-ского месторождения.

На рис. 3 и 4 приведены зависимости физико-химических свойств нефти по пластам группы БП, определенные по корреляции McCain и по флюидальной модели.

В табл. 3 приведены данные по компонентным составам пластовых нефтей, полученные по результатам лабораторного эксперимента с образцом глубинной пробы из скв. 3206 и по результатам моделирования донасыщения этой же пробы равновесным газом до давления насыщения, равного начальному пластовому давлению на уровне ГНК залежи.

Заключение

В работе описано использование комплексного методического подхода к оценке свойств пластовых нефтей нефтегазоконденсатного месторождения, в котором получил практическое применение алгоритм восстановления исходных свойств пластовых нефтей на уровне ГНК для пластов с газовой шапкой, основанный на применении кубического (относительно объема) трехпараметрического уравнения состояния Пенга – Робинсона [1].

Работа в рамках подсчета запасов углеводородов в 2015 г. прошла апробацию на уровне Государственной комиссии по запасам, где получила положительный отзыв Экспертно-технического совета и рекомендована к использованию при проведении подобных работ. Подбор корректных свойств пластовых флюидов позволил принять оптимальную стратегию выработки запасов нефти Н-ского месторождения.

Таблица 1. Сравнение значений PVT-параметров, полученных по корреляционным зависимостям, и средних значений результатов исследования глубинных проб (однократное разгазирование)

Table 1. Comparing the values of PVT-parameters obtained by correlation dependences, and the mean values of the downhole sampling research results (a one-time degassing) and rejuvenated properties

* В расчете среднего для пластов БП6 участвовали пробы, давление насыщения которых составляет не более 80 % от начального пластового давления.

** Расчет по корреляциям McCain (1991).

* In the calculation of the mean value for БП6 strata, we selected samples whose saturation pressure does not exceed 80 % from the initial reservoir pressure.

** Calculations by McCain correlations (1991).

Таблица 2. Сравнение значений PVT-параметров, полученных по корреляционным зависимостям, средних значений результатов исследования глубинных проб (однократное разгазирование)
и восстановленных свойств

Table 2. Comparing the values of PVT-parameters obtained by correlation dependences, and the mean values of the downhole sampling research results (a one-time degassing)

* В расчете среднего значения для пластов БП6 участвовали пробы, давление насыщения которых составляет не более 80 % от начального пластового давления.

** Расчет по корреляциям McCain (1991).

*** Данные, полученные по модели флюида.

* In the calculation of the mean value for БП6 strata, we selected samples whose saturation pressure does not exceed 80 % from the initial reservoir pressure.

** Calculations by McCain correlations (1991).

*** Data obtained by the fluid model.

Таблица 3. Компонентные составы пластовых нефтей, полученных по исследованию глубинной пробы нефти из скв. 3206 и по насыщенной флюидальной модели

Fig. 3. Component compositions of reservoir oils obtained by studying a downhole oil sample from well No. 3206 and by the saturated fluidal model

* В расчете среднего значения для пластов БП6 участвовали пробы, давление насыщения которых составляет не более 80 % от начального пластового давления.

** Данные, полученные по модели флюида.

* In the calculation of the mean value for БП6 strata, we selected samples whose saturation pressure does not exceed 80 % from the initial reservoir pressure.

** Data obtained by the fluid model.

Россия занимает 1-е место по запасам (47,8 трлн м³) и 2-е место по добыче (689,1 млрд м³) природного газа в мире [2]. В стране реализуется широкомасштабная программа газификации [14]. В 2015 г. ПАО «Газпром» построил 1275 км газопроводов-отводов и распределительных сетей, газифицировано 206 населенных пунктов [19]. Вложенные с 2005 по 2012 г. средства позволили обеспечить строительство 1527 межпоселковых газопроводов протяженностью более 22 тыс. км. По данным ПАО «Газпром», было газифицировано 2953 населенных пункта, 3623 котельные, более 600 тыс. домовладений и квартир. К началу 2013 г. средний уровень газификации природным газом в России увеличился с 53,3 до 64,4 %, в том числе в городах – с 60 до 70,1 %, в сельской местности – с 34,8 до 53,1 % [20]. Несмотря на эти цифры, в 2015 г. уровень газификации в Российской Федерации составил всего 66,2 %, увеличившись по сравнению с 2013 г. на 0,9 % [19, 21]. В сельской местности уровень газификации составляет лишь 56 % [19]. Для сравнения: уровень газификации Республики Беларусь в 2013 г. составил более 73,9 % [22].

Основными причинами низкого уровня газификации в России являются [3, 4, 11, 13]:

• коммерческая неэффективность газификации населенных пунктов с малыми объемами потребления газа;

• отсутствие координации между компаниями, осуществляющими газификацию, местными органами власти и газораспределительными компаниями;

• высокие затраты на подключение для населения, затрудняющие газификацию населенных пунктов, даже в случае когда газопровод проходит на небольшом расстоянии;

• труднодоступность многих районов Российской Федерации, в особенности Восточной Сибири, Дальнего Востока и севера Западной Сибири;

• природные условия (наличие многолетней мерзлоты и аномально низкие температуры), усложняющие строительство газопроводов и приводящие к значительному увеличению расходов.

Таким образом, получается, что в Российской Федерации, стране с большими запасами природного газа и со значительными возможностями для газификации, возникают серьезные проблемы с распределением этого ресурса внутри страны, что вызывает целый ряд негативных последствий: отсутствие инфраструктуры, обеспечивающей экономический рост территорий; ухудшение качества жизни населения и экологической обстановки, стимулирующее миграцию населения в другие районы, а также высокую степень неравномерности заселения внутри страны [14, 15]. В определенной мере эти проблемы связаны с отсутствием применимых на практике методов оценки эффективности строительства газораспределительных сетей, позволяющих осуществить выбор наиболее рациональных вариантов энергообеспечения. Этим обусловлена актуальность рассматриваемой в данной статье задачи оценки эффективности строительства газораспределительных сетей.

Кроме того, актуальность данной проблемы подтверждается необходимостью формирования обоснованных решений по развитию газораспределительной инфраструктуры России, которые позволили бы эффективно реализовать планы государства по созданию возможностей для развития сельского хозяйства и бизнеса, в том числе путем бесплатного выделения 1 га земли каждому жителю Дальнего Востока и каждому человеку, который хотел бы приехать на Дальний Восток [20]. В основном выделяемые земельные участки находятся в регионах, где отсутствует инфраструктура, в том числе дороги, газопроводы и прочие источники энергоснабжения, т. е. при получении участка земли в бесплатное пользование его владельцы будут за свой счет создавать инфраструктуру на таких территориях. Немалое внимание будет уделено и источникам энергоснабжения, в связи с чем вопросы оценки эффективности строительства газораспределительных сетей становятся еще более важными в рамках данного проекта [1].

В статье рассмотрена методика сравнения вариантов газификации, в основе которой лежат моделирование финансовых денежных потоков и построение областей эффективной реализации проектов. В качестве основных сравниваемых вариантов были выбраны сети низкого и высокого давления, а также газификация с использованием сжиженных углеводородных газов (СУГ). При моделировании технологических показателей и финансовых денежных потоков проектов строительства газораспределительных сетей использован подход, описанный в работах [5, 9, 10, 16, 17, 18].

Построение областей эффективной реализации проектов газификации

С использованием представленных в работах [16, 17] моделей денежных потоков проектов газоснабжения при фиксированных числе потребителей и протяженности газопровода были получены следующие значения показателей эффективности (табл. 1). Расчеты показывают, что при числе потребителей 50 чел. и протяженности газопровода 1000 м проект является эффективным с финансовой точки зрения, так как характеризуется положительным значением чистого дисконтированного дохода (ЧДД).

На эффективность реализации проектов строительства газораспределительных сетей низкого давления оказывают существенное влияние такие параметры, как оптовая цена для населения, цена газопровода, длина газопровода, число потребителей [6–8]. На рис. 1 приведена диаграмма чувствительности ЧДД к изменению указанных выше параметров, из которой можно сделать вывод, что наибольшее влияние на эффективность проекта оказывает уровень оптовых цен на газ (при увеличении цен на 19 % проект становится неэффективным).

Для анализа влияния числа потребителей и протяженности газопровода на финансовую эффективность проектов строительства газораспределительных сетей низкого давления были выделены области эффективной реализации проектов (рис. 2). На рисунке линией отмечена граница эффективной реализации проекта. Точки, лежащие на этой линии, соответствуют параметрам, при которых проект имеет значение ЧДД, равное 0. В области выше этой линии расположены значения параметров, при которых проекты будут эффективны (ЧДД > 0), в области ниже линии – неэффективны (ЧДД < 0).

На основе рис. 2 можно провести анализ эффективности реализации проектов на ранних этапах проектирования газораспределительных сетей низкого давления, когда отсутствует подробная проектно-сметная документация.

Аналогичный подход может быть использован для анализа сравнительной эффективности строительства газопроводов низкого и среднего давлений. На рис. 3 и 4 представлены графики зависимости числа потребителей от длины газопровода, при которых ЧДД проектов равнялся нулю и при которых ЧДД проектов строительства газопроводов среднего давления (ЧДД_ср.) равнялся ЧДД проектов строительства газопроводов низкого давления (ЧДД_низ.). Сравнение графиков показывает, что зависимости, соответствующие условиям ЧДД_низ. = 0, ЧДД_ср. = 0 и ЧДД_ср. = ЧДД_низ. для полиэтиленового газопровода, находятся ниже, чем для газопровода, сделанного из стали.

На основе графиков рис. 3 были выделены области эффективного использования газопроводов среднего и низкого давления, представленные на рис. 10. Зависимости, соответствующие условиям ЧДД_низ. = 0, ЧДД_ср. = 0 и ЧДД_ср. = ЧДД_низ., пересекаются в одной точке с координатами (L₀; N₀). При 0 < L < L₀ область эффективного строительства газопроводов низкого давления расположена выше линии ЧДДниз. > 0. При L > L₀ область эффективного строительства газопроводов низкого давления расположена выше линии ЧДД_ср. = ЧДД_низ.. Область эффективного строительства газопроводов среднего давления находится между линиями ЧДД_ср. = 0 и ЧДД_ср. = ЧДД_низ. при L > L₀. При 0 < L < L₀ более эффективным является применение газопроводов низкого давления.

Может оказаться, что использование газопроводов низкого давления длиной, превышающей некоторую величину L_ср., является нецелесообразным с технической точки зрения.
В этом случае область эффективного применения газопроводов среднего давления при L > L_ср. будет находиться выше линии ЧДД_ср. > 0. Измененные с учетом технических ограничений области представлены на рис. 6 и 7.

На рис. 8 обозначены области эффективного использования газопроводов НД, СД и СУГ с учетом технических ограничений при отсутствии необходимости дополнительных инвестиций в создание газонаполнительной станции (ГНС). Резерв мощности ГНС – 200 потребителей. Если число потребителей превысит 200, возникнет необходимость в строительстве новой или расширении существующей ГНС. Поэтому область на рис. 8 с числом потребителей больше 200 не может быть рекомендована для использования СУГ. В область эффективного использования газопроводов низкого давления при отсутствии необходимости дополнительных инвестиций попадают населенные пункты с небольшим расстоянием до газопровода, в область эффективности газопроводов среднего давления – населенные пункты с большим расстоянием до газопровода. В малонаселенных регионах с большим расстоянием до газопровода выгоднее использовать СУГ. Однако остаются территории, в область эффективного использования которых не попадает ни один из источников газоснабжения (на рис. 8 эта область помечена оранжевым цветом). Для таких регионов есть несколько вариантов решения проблемы: либо создание для них условий для газоснабжения за счет субсидий государства, либо использование других источников, например дров, электроэнергии, угля. Такие районы, как правило, характеризуются небольшой численностью населения и значительной удаленностью от газопровода. И таких районов в России много – к их числу, например, относятся многие районы Иркутской области, где функционирует множество крупных ГЭС и создание условий для газоснабжения в ряде регионов этого субъекта будет менее рентабельным, чем использование энергии ГЭС.

На рис. 9 представлены области эффективного использования газопроводов НД, СД и СУГ с учетом технических ограничений при необходимости дополнительных инвестиций в создание ГНС. Тенденция в целом напоминает ситуацию, представленную на рис. 8, где области эффективности определены с учетом отсутствия необходимости дополнительных инвестиций в создание ГНС. Однако зона эффективности использования СУГ смещается в область с большим числом потребителей, а область, где использование каких-либо источников газоснабжения неэффективно, оказывается намного больше.

Таблица 1. Показатели эффективности проекта

Table 1. Project performance indicators (value)

Таблица 2. Анализ чувствительности ЧДД, тыс. руб.

Table 2. Sensitivity analysis of NPV, thousand Rubles

Эффективностью работы ГТУ, работающих в составе ГПА, определяется энергоемкость магистрального транспорта природного газа. Снижение уровня технического состояния основных узлов ГТД приводит к изменению выходных энерготехнологических показателей газотурбинных ГПА. Так, одной из причин снижения энергетической эффективности работы ГТУ является загрязнение проточной части ОК газотурбинного двигателя. Загрязнение проточной части ОК приводит к снижению эффективности процесса сжатия в нем воздуха и, как следствие, к падению располагаемой мощности и эффективного КПД ГТУ, росту расхода топливного газа, уменьшению расхода воздуха через ОК, приближая его рабочую точку к границе неустойчивой работы.

Загрязнение проточной части ОК – сложный процесс, оказывающий влияние на работу всех элементов ГТД, включая камеру сгорания и турбины. Прямая качественная оценка загрязнений невозможна из-за труднодоступности элементов двигателя. Единственной возможностью оценить техническое состояние проточной части ОК является анализ косвенных параметров, характеризующих работу ГПА.

Ухудшение технического состояния ОК уменьшает количество воздуха, поступающего в двигатель. Поскольку данный параметр не отслеживается штатной системой автоматики ГПА, оценить его сложно. Для компенсации потерь от снижения расхода воздуха ротор ОК начинает вращаться с большей скоростью. Таким образом, количество воздуха, поступающего в двигатель, напрямую связано с частотой вращения ротора ОК.
Поэтому первым параметром, по изменению которого можно определить состояние газовоздушного тракта ОК, является относительная частота вращения ротора ОК.

Для ГТД с двухкаскадным ОК, включающим компрессор низкого давления (КНД) и ОК высокого давления (КВД), приводимых в движение турбинами низкого и высокого давления (ТНД и ТВД), необходимо оценивать относительную частоту вращения валов КНД и КВД.

Относительная частота вращения ротора осевого КНД определяется следующим образом [2]:

, (1) 

где n_НД и n_НД0 – действительная и номинальная частоты вращения ротора КНД, об/мин; T_вх0, T_вх – значения температуры воздуха на входе в ОК при стандартных станционных и действительных условиях, T_вх0 = 288 К, T_вх ≅T_о.с. + 5, К; T_о.с. – температура атмосферного воздуха, К.

Относительная частота вращения вала КВД определяется из следующего соотношения:

 (2) 

где n_ВД и n_ВД0 – действительная и номинальная частоты вращения ротора осевого КВД, об/мин.

В результате загрязнения лопаток ОК сжатие газа в нем будет происходить с меньшей эффективностью, что вызывает снижение давления воздуха на выходе ОК.

Вторым параметром, используемым для контроля технического состояния проточной части ОК, является относительная степень повышения давления воздуха в ОК [2]:

 (3)

где π_К и π_К0 – действительная и номинальная степени повышения давления воздуха в осевом компрессоре.

Стоит отметить, что аналогичным параметром по информативности является относительная температура воздуха на выходе осевого компрессора

 (4)

где T_К – действительная температура воздуха на выходе ОК; T_К0 – номинальное значение температуры воздуха на выходе ОК [2],

(5) 

где T_вх – температура воздуха на входе ОК, К; z₁ и z₂ – коэффициенты сжимаемости воздуха, определяемые из диаграммы; k – средний показатель адиабаты воздуха в процессе сжатия, k ≅ 1,4; η_k – адиабатный КПД осевого компрессора, принимается для современных осевых компрессоров в диапазоне 0,85–0,87 [1].

Ухудшение технического состояния ОК ведет к перераспределению мощностей между турбинами двигателя в пользу турбин, приводящих во вращение роторы КНД и КВД, что вызывает снижение эффективной мощности двигателя.

Третьим параметром, который можно использовать для оценки технического состояния проточной части ОК, является коэффициент технического состояния ГТУ по эффективной мощности, который определяется из соотношения [2]:

(6) 

где N_e0 – паспортная мощность ГТУ на номинальном режиме; N_{eн пр} – действительная эффективная мощность ГТУ на номинальном режиме, приведенная к стандартным станционным условиям (T_вх0 = 288 К, p_a0 = 760 мм рт. ст.),

, (7)

где p_a0, p_a – давление атмосферного воздуха при стандартных станционных условиях и действительное давление атмосферного воздуха.

Снижение технического состояния ОК ГТД приводит к увеличению расхода топливного газа на всех режимах работы ГГПА. Это снижение можно оценить с помощью четвертого контролируемого параметра – коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа, который определяется по соотношению [3]:

 (8) 

где B_ТГ0 – расход топливного газа в ГТД, находящемся в идеальном техническом состоянии при номинальном режиме, – определяется либо по результатам заводских теплотехнических испытаний ГТД, либо из паспорта агрегата, кг/ч; B_{ТГ Н ПР} – приведенный действительный расход топливного газа на номинальном режиме работы ГГПА,

 (9) 

B_{ТГ Н} – действительный расход топливного газа при номинальном режиме, кг/ч; Q_нр0 и Q_нр – номинальное и действительное значения низшей теплоты сгорания топливного газа, Q_нр0 ≅ 33500 кДж/м³ [3].

Увеличение расхода топливного газа также приведет и к повышению температуры рабочего тела перед силовой турбиной (СТ). Поэтому пятым параметром оценки технического состояния ОК является относительная температура рабочего тела перед СТ, которая может быть найдена по формуле

 (10) 

где T_СТ0 и T_СТ – значения номинальной паспортной и действительной температуры рабочего тела перед силовой турбиной, К.

Можно выделить и другие параметры, позволяющие оценить состояние проточной части ОК, например адиабатный КПД процесса сжатия воздуха в ОК, эффективный КПД ГТУ и др., но, как уже было показано на примере температуры воздуха за ОК, данные параметры легко выводятся из перечисленных ранее и малопригодны для анализа, так как не нормируются приемосдаточными испытаниями ГТД.

Рассмотрим изменение перечисленных параметров на примере газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16, оснащенного газотурбинным двигателем НК-16СТ. Характер изменения относительных параметров работы ГТД НК-16СТ и ГТУ в целом, определенный в результате ежедневного анализа работы двигателя начиная с момента установки после капитального ремонта в заводских условиях в течение 1400 ч (рис. 1–6), показывает, что эти изменения с определенной степенью точности в интервалах между промывками могут быть представлены в виде линейной зависимости

 K_i(t) = K_i(t₀) + k_i•t,  (11) 

где K_i(t₀) – значение контролируемого параметра после предыдущей промывки; k_i – коэффициент наклона зависимости контролируемого параметра от времени, ч^–1; t – время от последней промывки, ч.

Для газотурбинной установки, оснащенной ГТД НК-16СТ и работающей в составе газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16, в результате обработки и обобщения эксплуатационных данных были получены численные значения коэффициентов в формуле по определению всех рассмотренных относительных параметров работы ГТД НК-16СТ и ГТУ в целом, по изменению которых в зависимости от наработки можно оценить состояние газовоздушного тракта ОК двигателя (соотношение 11). При этом определение всех рассмотренных относительных параметров работы ГТД НК-16СТ и ГТУ в зависимости от наработки агрегата можно проводить по следующим соотношениям: 

K_ТНД(t) = K_ТНД(t₀) + k_ТНД•t = 1,058 + 1,398•10^–5•t, (11а) 

K_ТВД(t) = K_ТВД(t₀) + k_ТВД.•t =1,032 + 0,816•10^–5•t, (11б)

K_π(t) = K_π(t₀) + k_π•t = 0,995 – 4,099•10^–5•t, (11в)

K_TСТ(t) = K_TСТ(t₀) + k_TСТ•t =1,058 + 1,614.10–5•t, (11г)

K_N(t) = K_N(t₀) + k_N•t = 0,964 – 4,705•10^–5•t, (11д)

K_ТГ(t) = K_ТГ(t₀) + k_ТГ•t = 1,025 + 0,771•10^–5•t. (11е) 

Анализ полученных зависимостей (11а–е) и рис. 1–6 показывают, что наиболее чувствительными к загрязнению проточной части осевого компрессора газотурбинного двигателя являются такие характеристики, как относительная степень повышения давления воздуха в ОК и коэффициент технического состояния ГТУ по эффективной мощности K_Ne, так как значения k_i для этих параметров наибольшие.

Вместе с тем самой информативной выходной энерготехнологической характеристикой ГТУ, определяющей изменение технического состояния проточной части ОК, является коэффициент технического состояния ГТУ по расходу топливного газа K_ТГ [4].

Пример зависимости значений коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа от наработки для ГПА-Ц-16 с ГТД НК-16СТ представлен на рис. 7.

Необходимо отметить, что в процессе эксплуатации ГГПА наблюдается ухудшение технического состояния ГТУ по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК. Этими причинами могут быть [6]:

• увеличение зазоров между рабочими лопатками и корпусом в проточной части ОК и турбин ГТУ;

• перетоки сжатого воздуха (продуктов сгорания) в статорах ОК и турбин мимо лопаточных аппаратов, а также утечки в атмосферу через концевые уплотнения турбомашин, фланцевые соединения и другие элементы;

• ухудшение технического состояния лопаточных аппаратов (забоины, эрозия, коробление, коррозия и другие повреждения);

• увеличение неравномерности температурного поля за камерой сгорания;

• подогрев воздуха на входе ОК;

• увеличение гидравлического сопротивления всасывающего и выхлопного трактов ГТУ.

Как видно из рис. 7, зависимость снижения технического состояния ГТУ по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, также можно представить линейным уравнением

K_{ТГ(mc ГТУ)}(t) = K_ТГ(t₀) + k_{ТГ(mc ГТУ)}•t, (12) 

где k_{ТГ(mc ГТУ)} = tg(β) – коэффициент наклона кривой зависимости изменения КТС ГТУ по расходу топливного газа от времени по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, ч^–1 (рис. 7).

Зависимость снижения технического состояния ГТУ по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, при использовании любого i-го рассматриваемого параметра оценки технического состояния ГТУ может быть представлена в следующем виде: 

K_{i(mc ГТУ)}(t) = K_i(t₀) ± k_{i(mc ГТУ)}•t, (13)

где K_i(t₀) – значение i-го контролируемого параметра после предыдущей промывки; k_{i(mc ГТУ)} – коэффициент наклона зависимости изменения i-го контролируемого параметра ГТУ от времени по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, ч^–1; t – время от последней промывки, ч.

Знак (+) в соотношении (13) следует использовать, если в качестве контролируемых параметров ГТУ используются значения относительной частоты вращения КНД и КВД, относительной температуры рабочего тела перед СТ ГТД и коэффициент технического состояния ГТУ по расходу топливного газа, а знак (–), если в качестве контролируемых параметров ГТУ используются значения относительной степени повышения давления воздуха в ОК ГТД и коэффициент технического состояния ГТУ по эффективной мощности.

При этом в качестве критерия оценки эффективности промывки ОК ГТД предлагается относительное изменение контролируемого параметра, произошедшее в результате промывки с учетом изменения технического состояния по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК:

, (14)

где K_{i(до пр)} и K_{i(пос пр)} – значения контролируемых параметров до и после промывки проточной части ОК, полученные в результате обработки теплотехнических испытаний ГПА; k_i – коэффициент наклона зависимости контролируемого параметра от времени, ч^–1; k_{i(mc ГТУ)} – коэффициент наклона зависимости изменения i-го контролируемого параметра ГТУ от времени по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК, ч^–1;  – наработка ГПА от предыдущей промывки, ч.

Очевидно, что чем выше значение критерия оценки эффективности промывки проточной части ОК (К_ЭП), тем более эффективно проведена промывка.

Предложенные способы определения параметров работы ГТУ в интервалах работы между промывками (11) и оценки качества выполненных промывок (14)
позволят:

• спрогнозировать изменение параметров работы ГТУ в межремонтный период и в результате проведения очистки проточной части ОК;

• оценить качество очистки проточной части ОК, проанализировать изменение параметров работы ГТУ и скорректировать интервалы времени между очистками;

• определить экономический эффект от промывок ОК ГТД и оценить оптимальную периодичность их проведения с использованием значений изменения коэффициента технического состояния ГТУ по расходу топливного газа в результате промывок и между промывками с учетом снижения технического состояния по причинам, не связанным с загрязнением проточной части ОК [5];

• применить предлагаемые методы к другим типам агрегатов, для чего необходимо иметь параметры работы агрегата до и после промывки ОК ГТД, а также между промывками.

Несмотря на большое прикладное значение теории совместного течения жидкости и газа в трубопроводе, она до сих пор не имеет логического построения и в большинстве случаев изобилует эмпирическими зависимостями, содержащими множество опытных коэффициентов. Как правило, теория дает приемлемые результаты в одних случаях и оказывается непригодной в других. Кроме того, анализ литературы по теории газожидкостных течений констатирует практическое отсутствие работ, посвященных механизмам происходящих процессов и исследованию причин возникновения того или иного режима течения.

Если речь идет о течениях газожидкостной смеси в горизонтальных (или близких к горизонтальным) трубопроводах, то наиболее часто встречающимся режимом таких течений является так называемый пробковый режим.

Эксперименты показывают, что если газ и жидкость непрерывно закачивать в горизонтальный трубопровод, то на некотором расстоянии от начального сечения возникает квазипериодическая бегущая структура, состоящая из продолговатых включений газа, разделяемых пробками жидкости, полностью заполняющей сечение трубы (рис. 1).

В таком течении газ в трубопроводе движется по верхней образующей трубы над жидкостью в виде продолговатых включений, чередующихся с пробками из жидкости, в которых жидкость движется полным сечением. В пробках сечение трубы полностью заполнено жидкостью, движущейся с некоторой скоростью , в то время как на участках под газовыми включениями, где сечение трубы заполнено жидкостью лишь частично (h0 < H), скорость жидкости равна 0, т. е. она покоится.

Транспортировка жидкости в пробковом режиме течения происходит следующим образом. Передний фронт каждой пробки жидкости движется со скоростью большей, чем скорость составляющих ее частиц, поэтому первоначально неподвижные частицы
жидкости под газовым пузырем (снарядом) скачком переходят в жидкую пробку. Затем частицы жидкости некоторое время движутся вместе с пробкой, постепенно отставая от нее, и в конце концов оказываются на заднем фронте пробки. После этого частицы жидкости тормозятся до полной остановки и далее остаются в покое под газовым снарядом, пока передний фронт очередной жидкой пробки не подхватит их и не перенесет еще на некоторое расстояние по ходу течения.

В статье рассматриваются вопросы, почему формируется снарядное течение газожидкостной смеси, какими силами оно поддерживается и каковы его параметры.

Основные уравнения

Основные уравнения, описывающие безнапорное течение жидкости в плоском горизонтальном канале, имеют вид:

(1)

где h(x,t), υ(x,t) – высота и скорость слоя жидкости; ρ_ж – плотность жидкости; R_г – гидравлический радиус потока; λ_ж – коэффициент гидравлического сопротивления; g – ускорение силы тяжести; x,t – продольная координата и время. Если рассматриваемая жидкость однородная и несжимаемая, то ее плотность постоянная ρ_ж = const, поэтому исходные уравнения упрощаются:

(2)

Решение в виде бегущей волны

Решение уравнений (2) будем искать в виде бегущей волны. Для этого будем считать, что в системе координат, движущейся с некоторой скоростью D, течение жидкости и газа имеет установившийся характер. Положим h=h(x – Dt), υ=υ(x – Dt), тогда имеем:

,

где ς= x – Dt. Отсюда получаем:

Поскольку величина h не является тождественной постоянной, то gh – (D – υ)2 ≠ 0, поэтому

(3)

Вытеснение жидкости газом

Рассмотрим сначала задачу о вытеснении жидкости, первоначально заполнявшей плоский канал, газом так, что в щели остается неподвижный слой жидкости с некоторой постоянной глубиной h₀ (рис. 2).

Из системы (3) следует, что для решения с dh/dς ≥ 0 необходимо выполнение условия (D – υ)2 ≥ gh во всех точках монотонно возрастающей границы h(ς) контакта жидкости и газа, следовательно, необходимо, чтобы

а поскольку D ≥ υ, то должно выполняться условие

   (4)

Тогда система уравнений (3) имеет решение, представленное на рис. 2, причем h(ς) → h₀ и υ(ς) → 0 при ς → – ∞.

Вследствие того что вблизи кровли щели начинает сказываться поверхностное натяжение жидкости, допустимо считать, что граница раздела «газ – жидкость» имеет в точке ее подхода к кровле вертикальную производную, т. е. dh/dς → ∞ при h → H. В этом случае из уравнений (3) следует равенство

 (5)

Поскольку (υ – D)H = (0 – D)h₀, то D = H/(H – h₀)*υ, т. е. D = υ/(1 – σ),

где σ = h₀/H – безразмерная глубина остаточного слоя жидкости.

Вытеснение газа жидкостью

Рассмотрим теперь другую задачу: в плоском горизонтальном канале высотой H имеется первоначальный неподвижный слой жидкости глубиной h₀(h₀ < H).
В канал закачивают ту же жидкость со скоростью так, что слева от фронта вытеснения пространство заполняется жидкостью полностью. Спрашивается, какая скорость закачки жидкости для этого необходима?

Непрерывное решение. Если принять, что подъем жидкости от уровня h₀ до уровня H, равного высоте канала, происходит непрерывно (dh/dς ≤ 0) (рис. 3), то из уравнений (3) следует, что должно выполняться условие (D – υ)² – gh ≤ 0, или (D – υ)² ≤ gh, причем во всех точках свободной поверхности, т. е. при всех h₀ ≤ h < H. Поскольку точка пересечения фронта вытеснения и верхней образующей канала должна двигаться быстрее, чем жидкость в канале, то D > υ , поэтому должно выполняться условие D ≤ υ –  или υ ≤ D ≤ υ + .   (6)

Иными словами, скорость D подвижной системы отсчета не должна превышать скорость + . Тогда решение задачи будет иметь вид, представленный на рис. 3.

Сравнивая полученный результат с результатом предыдущего параграфа, можно увидеть, что жидкая пробка, передний фронт которой имеет вид, представленный на рис. 3, а задний – на рис. 2, существовать не может, поскольку неравенства (4) и (6) одновременно выполняться не могут. Поэтому жидкой пробки, которая имела бы с обеих сторон плавный переход от уровня h₀ до уровня H и наоборот, не существует.

Разрывное решение. Можно также предположить, что подъем жидкости от уровня h0 до уровня H происходит скачком (гидравлическим прыжком). Для этого, как и в предыдущем случае, следует принять условие (4)
D ≥ υ +  , где D скорость гидравлического скачка, причем D > υ  (рис. 4). Жидкость из слоя с глубиной h₀ скачком переходит в полностью заполненную часть h = H, υ = υ, причем давление на фронте вытеснения равно давлению перед фронтом.

На скачке должны выполняться условия сохранения массы и количества движения (импульса) жидкости:

 ,

из которых можно найти относительные скорости и фронта вытеснения D:

В частности, находится разность D – υ скоростей скачка и жидкости за скачком:

Поскольку σ(1 + σ)/2 < 1 при всех 0 < σ < 1, то разность D – υ оказывается меньше . Отсюда следует, что жидкой пробки, у которой передним (безнапорным) фронтом является скачкообразный разрыв, а задним фронтом – непрерывная кривая, также не существует.

Таким образом, казалось бы, движение жидкости в виде пробки между двумя последовательными газовыми снарядами вообще невозможно. Однако опыты показывают, что такое движение имеет место. Если обратиться к фото на рис. 5, то можно увидеть, что перед фронтом каждой пробки существует бурун жидкости, выбрасываемой из тела пробки.

Головной бурун имеет стационарный характер и движется с такой же скоростью D, как и передний фронт пробки. Это означает, что определенное количество движения жидкости расходуется на поддержание буруна.

Полагая давление перед фронтом заполнения равным 0, получим, что за фронтом заполнения оно равно p_* > 0. При этом условия на разрыве будут несколько иными, чем ранее, а именно:

то есть

, или

    (7) 

Здесь   и . В правой части уравнения импульсов введено слагаемое, учитывающее давление p*, которое генерируется фронтовым подъемом жидкости от уровня h₀ до уровня H на кровле. Для того чтобы задний фронт жидкой пробки изменялся от h₀ до H, т. е. жидкость перекрывала все сечение канала, необходимо выполнение условия , а если принять условие (5), то :

, или

        (8)

Таким образом, для того чтобы в плоском канале существовала бегущая пробка из жидкости, необходимо возникновение на кровле канала избыточного давления p*. Благодаря этому давлению на переднем фронте жидкости формируется головной бурун, отбирающий часть импульса из жидкой пробки. Именно головной бурун обеспечивает существование и поддержание самой пробки – устойчивой области напорного течения жидкости между двумя последовательными областями безнапорного течения.

Условие локальной периодичности

Рассматриваемый режим течения газа и жидкости обладает периодической структурой. Бегущая пробка жидкости перемещается в трубопроводе со скоростью D, поэтому сегмент трубы, состоящий из одной жидкой пробки длиной l_ж и одного газового пузыря длиной l_г, является пространственным периодом этой структуры. При прохождении жидкой пробкой произвольного сечения х давление сначала скачком увеличивается на величину p*, затем постепенно уменьшается, возвращаясь к прежнему значению в газовой полости.

Поскольку в неподвижной системе отсчета давление в каждом сечении испытывает периодические колебания и его можно представить в виде функции p(x,t) = p(ς + Dt), в произвольном сечении х неподвижной системы отсчета должно выполняться условие:

      (9)

Локальная производная  давления по времени в области жидкой пробки равна изменению (– p*) давления за время l_ж/D прохождения фронтом пробки расстояния l_ж, т. е.

       (10)

Градиент  давления в жидкой пробке вычисляется через скорость υ согласно формуле Дарси – Вейсбаха:

.

Поскольку скорости υ жидкости и D фронта согласно (7) и (8) определяются равенствами

    (11)

формула для градиента давления приобретает вид

    (12)

Комбинируя выражения (9), (10) и (12), получаем уравнение

для определения протяженности l_ж жидкой пробки:

 (13)

Учитывая равенство (8) для давления p*, получаем, что протяженность l_ж жидкой пробки определяется равенством

,    (13')

где Re_г = υ * 4R_г/v_ж число Рейнольдса, рассчитанное по гидравлическому радиусу течения в жидкой пробке.

Уравнения материального баланса

Жидкая пробка перемещается в канале со скоростью D, поэтому его сегмент, состоящий из одной жидкой пробки с длиной l_ж и одного газового пузыря с длиной l_г, пробка проходит за время, равное (l_ж + l_г)/D. Тогда массовый расход Q_ж жидкости будет равен:

 , или

а массовый расход Q_г газа:

, или

Иными словами, имеем систему уравнений:

Из этой системы находим:

, или

Если ввести параметр β (расходное объемное газосодержание) согласно равенству , где  и , то

Используя равенства (11) и (14), получаем уравнение

для определения параметра :

.   (15)

Обозначим

Поскольку , то оба корня этого уравнения действительны и положительны, причем только меньший из них меньше 1:

Поскольку то

или

Таким образом, .

Замечание о смысле безразмерного параметра . Безразмерный параметр  можно представить в виде

, 

т. е. в виде корня квадратного из числа Фруда, вычисленного по объемной скорости ж жидкости. В плоском канале υ_ж = Q_ж/(ρ_жH); в трубе круглого сечения υ_ж = 4Q_ж/(ρ_жπd²), H = d, где d – внутренний диаметр трубы.

Кроме параметра β (расходное объемное газосодержание), можно ввести еще одну существенную характеристику двухфазного течения – φ (истинное объемное газосодержание), определяющую относительный объем газа в элементе периодической структуры течения:

.

Тогда это содержание представляется формулой

 (16)

где  удовлетворяет уравнению (15).

Гидравлические потери в пробковом режиме течения

Пусть длина канала равна L, тогда его часть, занятая жидкостью, имеет протяженность

Общие потери давления на этом участке равны:

Таким образом, можно утверждать, что наличие скачка р* давления на переднем фронте жидкой пробки ведет к двукратному увеличению потерь давления в пробковом режиме течения по отношению к однофазному течению той же жидкости на участке, общая протяженность которого равна суммарной длине жидких пробок.

Учитывая соотношение (14) и выражение (11) для скорости υ жидкости в пробке, имеем

Поскольку , то получаем выражение для потерь давления:

 (17) 

где  удовлетворяет уравнению (15).

Выводы

В горизонтальном трубопроводе, по которому осуществляется совместная транспортировка жидкости и газа, при определенных соотношениях фаз формируется квазипериодическая бегущая структура, называемая пробковым течением. При достаточно больших объемах жидкости, подаваемой в трубопровод, силы трения, действующие на жидкость со стороны газа, не могут увлечь за собой нужный объем жидкости, поэтому в трубопроводе возникает бегущая структура, состоящая из продолговатых газовых скоплений, чередующихся с пробками жидкости, заполняющей полностью сечение трубопровода.

Установлено, что движение жидких пробок в трубопроводе поддерживается головным буруном, возникающим на переднем фронте каждой пробки.
В головном буруне происходит выброс жидкости в направлении движения пробки, уносящий с собой некоторое количество движения, что делает возможным само существование таких пробок.

Развитая в работе теория пробкового режима газожидкостной смеси в горизонтальном трубопроводе дает ответ на вопросы о протяженности жидких пробок и газовых пузырей, о связи расходного и объемного газосодержаний, а также о гидравлических потерях в таких трубопроводах (точнее, в плоских каналах). Установлено, что наличие скачка давления на переднем фронте жидкой пробки (проявляющегося в виде головного буруна) ведет к двукратному увеличению потерь давления в пробковом режиме течения по отношению к однофазному течению той же жидкости на участке, общая протяженность которого равна суммарной длине жидких пробок.

Сохранение биологического разнообразия, в том числе редких и исчезающих видов птиц, среды их обитания в значительной степени зависит от эффективности мероприятий по предотвращению гибели птиц на строящихся и уже существующих объектах электросетевого комплекса ПАО «Газпром», в частности на воздушных линиях электропередачи.

ВЛ и сопутствующие им электроустановки среднего класса напряжений на объектах ПАО «Газпром» могут образовывать среду, которая при определенных условиях представляет серьезную опасность для жизни птиц. Птицы, в свою очередь, нередко создают аварийные ситуации на электротехнических объектах.

В действующих федеральных и отраслевых нормативных документах достаточно подробно и полно сформулированы требования к установке птицезащитных устройств (ПЗУ) и птицезащитных маркеров на ВЛ.

Согласно требованиям природоохранного и экологического законодательства установка ПЗУ и птицезащитных маркеров на ВЛ необходима в соответствии со следующими обязательными к исполнению нормативными документами:

• Федеральным законом от 24 апреля 1995 г. № 52-ФЗ «О животном мире» [1];

• п. 33, 34 Постановления Правительства РФ от 13 августа 1996 г. № 97 «Об утверждении требований по предотвращению гибели объектов животного мира при осуществлении производственных процессов, а также при эксплуатации транспортных магистралей, трубопроводов, линий связи и электропередачи» [3].

В данных документах подчеркивается необходимость:

• проведения мероприятий по сохранению среды обитания объектов животного мира и условий их размножения, отдыха и путей миграции;

• реализации мер при проектировании и строительстве новых линий связи и электропередачи по предотвращению и сокращению риска гибели птиц в случае соприкосновения с токонесущими проводами воздушных линий электропередачи на участках их прикрепления к конструкциям опор, а также при столкновении с проводами во время пролета;

• оснащения всех без исключения ВЛ, опор и изоляторов специальными ПЗУ, в том числе препятствующими гнездованию птиц в местах, допускающих прикосновение птиц к токонесущим проводам.

Следует обратить особое внимание на то, что согласно п. 33 [3] все фазы проводов проектируемых и строящихся новых ВЛ с изолированными (защищенными) и неизолированными проводами в пролетах начиная с 1996 г. должны быть защищены птицезащитными маркерами в форме шаров, уменьшающими вероятность столкновения птиц с проводами во время полета. Требование использования птицезащитных маркеров в форме шаров содержится также в письме ПАО «Газпром» от 8 июня 2016 г. № 03/08/1-3765. Аналогичное требование прописано в СТО 34.01-2.2-010-2015 ПАО «Россеть» [8]. Количество видов птиц, подверженных риску гибели в результате столкновения с проводами, не ограничивается птицами, например, из отрядов гусеобразных и журавлеобразных (т. е. водоплавающими и околоводными). Беркуты, стервятники, перепела и многие другие также могут погибнуть в результате столкновения с проводами [9]. В действующей обязательной к применению нормативной документации указано, что при проектировании и строительстве всех без исключения ВЛ должны предусматриваться меры по предотвращению гибели птиц при столкновении с проводами во время полета.

Ряд обязательных к исполнению нормативно-технических документов также указывает на необходимость оснащения элементов ВЛ птицезащитными устройствами:

• п. 2.5.36 Правил устройства электроустановок (7-е изд.) [4];

• п. 2.3.19 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей РФ [5];

• п. 5.7.10 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [6].

Указанные документы регламентируют в зонах интенсивных загрязнений изоляции птицами и в местах массовых гнездований птиц на опорах ВЛ использование ПЗУ, исключающих посадку птиц над гирляндами или отпугивающих их, а также установку специальных устройств, исключающих возможность перекрытий, и применение устройств, отпугивающих птиц и не угрожающих их жизни.

При проектировании/строительстве/реконструкции ВЛ или при оснащении ПЗУ эксплуатируемых объектов необходимо обратить внимание на то, что перечисленные требования к оснащению ВЛ были прокомментированы в письмах ПАО «Газпром» от 17 марта 2016 г. № 03/08/1-1553 и от 8 июня 2016 г. № 03/08/1-3765, а требования к ПЗУ как к устройствам были изложены как в указанных письмах, так и в Технических требованиях к опорам ВЛ 6–20 кВ, входящим в них элементам и устройствам защиты птиц от поражения электрическим током, применяемым при строительстве/реконструкции ВЛ 6–20 кВ на объектах ОАО Газпром».

Таким образом, при проектировании и эксплуатации ВЛ следует учитывать необходимость защиты птиц от поражения электрическим током при их взаимодействии с ВЛ, а также принимать во внимание требования к размещению ПЗУ на ВЛ, обусловленные рядом перечисленных обязательных директивных и нормативных документов федерального и отраслевого уровня.

Исходя из данных требований в отношении ВЛ с изолированными (защищенными) проводами, необходимо отметить, что:

• соединительные, прокалывающие и ответвительные зажимы, находящиеся под потенциалом, должны защищаться ПЗУ, препятствующими касанию зажимов птицами;

• натяжные зажимы, находящиеся под потенциалом, должны защищаться ПЗУ, препятствующими касанию зажимов птицами;

• места крепления подвесной изоляции к траверсе и/или места крепления натяжной изоляции к траверсе должны защищаться ПЗУ, затрудняющими посадку птиц на траверсы, а также препятствующими сооружению гнезд птицами;

• зоны установки штыревых и опорно-линейных изоляторов должны оснащаться ПЗУ, исключающими возможность перекрытий изоляции и позволяющими отпугивать птиц;

• разъединители должны быть оснащены ПЗУ, затрудняющими посадку птиц на находящиеся под потенциалом элементы разъединителя либо изолирующими токоведущие части разъединителя;

• траверсы опор должны быть оснащены устройствами-присадами, местами для отдыха птиц;

• фазные провода должны быть защищены птицезащитными маркерами.

В число элементов ВЛ, которые согласно требованиям должны быть оснащены ПЗУ, включены прокалывающие зажимы. Так, в статье [7] отмечено, что в связи с отсутствием в России стандарта на прокалывающие зажимы для ВЛ с изолированными (защищенными) проводами напряжением 6–10 кВ даже через герметичные зажимы потенциал выходит на поверхность, что может являться причиной гибели птиц.

В отношении ВЛ с неизолированными проводами следует отметить, что:

• соединительные зажимы, находящиеся под потенциалом, должны оснащаться ПЗУ, препятствующими касанию зажимов птицами (при установке в зоне 700 мм от оси изолятора);

• натяжные зажимы и участки провода, находящиеся под потенциалом, должны защищаться ПЗУ, препятствующими касанию птицами (при установке в зоне 700 мм от точки крепления провода к изолятору);

• места крепления подвесной изоляции к траверсе и/или места крепления натяжной изоляции к траверсе должны защищаться ПЗУ, затрудняющими посадку птиц на траверсы, а также препятствующими сооружению гнезд птицами;

• зоны установки штыревых и опорно-линейных изоляторов должны оснащаться ПЗУ, исключающими возможность перекрытий изоляции и поз-
  воляющими отпугивать птиц;

• токоведущие провода, подходящие к штыревым или опорным линейным изоляторам на участке провода не менее 700 мм в каждую сторону от точки крепления провода к оголовку изолятора, должны оснащаться ПЗУ, защищающими птиц от касания проводов;

• токоведущие провода, подходящие к подвесным изоляторам на участке провода не менее 700 мм в каждую сторону от точки крепления провода к подвесному изолятору (при длине гирлянды изоляторов менее 700 мм), должны оснащаться ПЗУ;

• шлейфы анкерных опор, проходящие через штыревые или опорные линейные изоляторы, а также шлейфы ответвительных опор должны защищаться ПЗУ, защищающими птиц от касания шлейфов;

• разъединители должны быть оснащены ПЗУ, затрудняющими посадку птиц на находящиеся под потенциалом элементы разъединителя либо изолирующими токоведущие части разъеди­нителя;

• фазные провода должны быть защищены птицезащитными маркерами.

При проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и эксплуатации ВЛ перечень вышеуказанных элементов, подлежащих оснащению птицезащитными устройствами, может быть дополнен исходя из специфики видового разнообразия птиц в конкретном регионе России.

Например, в регионах, в которых распространены крупные птицы с размахом крыла более 140 см (например, размах крыла беркута – 180–240 см, скопы – 145–170 см, орлана-белохвоста – 200–230 см, обыкновенного стервятника – 145–165 см, белоголового сипа – 234–269 см и т. д.) наряду с устройствами, защищающими от касания птиц токоведущие провода, подходящие к штыревым или опорным линейным изоляторам на участке провода длиной 700 мм в каждую сторону от точки крепления провода к оголовку изолятора, следует использовать антиприсадные элементы, не позволяющие крупным птицам сесть на траверсу опоры.

Важно отметить, что согласно Техническим требований к опорам ВЛ 6–20 кВ, входящим в них элементам и устройствам защиты птиц от поражения электрическим током, применяемым при строительстве/реконструкции ВЛ 6–20 кВ на объектах ОАО «Газпром», а также письмам ПАО «Газпром» от 17 марта 2016 г. № 03/08/1-1553 и от 8 июня 2016 г. 03/08/1-3765 оснащение ВЛ должно проводиться в строгом соответствии с альбомами, содержащими схемы установки птицезащитных устройств на ВЛ, а сами устройства должны соответствовать отраслевым требованиям.

Таким образом, только при полном соблюдении действующих федеральных нормативных и нормативно-технических документов, формирующих требования по предотвращению гибели птиц на ВЛ, требования к ПЗУ как к изделиям, применяемым на ВЛ, к оснащению ВЛ птицезащитными устройствами, на ВЛ ПАО «Газпром» может быть обеспечена защита птиц от поражения электрическим током и снижены эксплуатационные расходы, связанные с аварийными ситуациями, вызванными влиянием птиц.

Энергия сжатого природного газа, теряемая во время понижения давления в пунктах редуцирования перед потребителями, может быть утилизирована при помощи детандер-генераторных агрегатов (ДГА) [1–4].

Особенностью Единой системы газоснабжения является ее большая разветвленность и наличие огромного числа малых пунктов редуцирования, таких как мини-газораспределительные станции (ГРС) и газораспределительные пункты (ГРП), которые характеризуются небольшими габаритами и высокой неравномерностью отбора газа (рис. 1–3). В таких условиях подход, направленный на максимизацию количества утилизированной энергии при помощи турбодетандеров [5], может быть не вполне оправданным.

Для применения на малых пунктах редуцирования предлагается использовать объемный тип расширительных машин, например пластинчатые пневмодвигатели – как один из наиболее дешевых, неприхотливых и негабаритных типов оборудования [1]. Они имеют высокие соотношение «мощность – вес» и степень расширения газа, обладают возможностью безмасляной работы и при этом мощностями (0,2–10 кВт), достаточными для существенного повышения энергоавтономности и полного или частичного обеспечения электроэнергией систем телеметрии, телемеханики, электрохимической защиты. Это особенно актуально для объектов, значительно удаленных от централизованных источников электроэнергии, а также в случаях, когда стоимость технологического присоединения велика либо подключение невозможно в принципе [4, 6]. Помимо этого в связи с неравномерностью отбора газа потребителями для поддержания заданной частоты вращения вала детандера необходимо применить систему стабилизации частоты вращения вала ДГА.

Особенности системы регулирования

Существуют различные автоматические системы регулирования ДГА [9, 10], в основе которых так или иначе лежат принципы разделения и переключения потоков. Однако зачастую такие системы имеют чрезмерную степень сложности и значительные габариты, определяемые применением турбинных расширительных машин и высокими расходами газа.

Для утилизации энергии на малых пунктах редуцирования и стабилизации скорости вращения ДГА объемного типа предлагается модифицировать принципиальную схему пункта редуцирования (рис. 4).

Такая схема также имеет принцип разделения потока, которое происходит непосредственно между предохранительным запорным клапаном 3 (ПЗК) и регулятором давления (РД) 8 в зависимости от степени открытия регулирующего клапана 6. Часть газа проходит через объемную расширительную машину 4, где, теряя энергию, совершает работу, а другая – через параллельную линию. Оба потока встречаются в ресивере 7, служащем для гашения скачков давления и предотвращения чрезмерной «раскачки» РД системой стабилизации. Управляющий сигнал для привода регулирующего клапана вырабатывается ПИ-регулятором 12 в зависимости от результата сравнения мгновенной частоты вращения вала пневмодвигателя с определенной уставкой.

Результатом использования такой системы является возможность работы детандер-генераторной установки с относительно малыми давлениями и расходами, независимо от неравномерности отбора газа потребителями и изменения момента нагрузки, а также сокращение количества энергии, теряемой на РД. При этом такая система является наиболее простой, обладает сравнительно малыми габаритами и стоимостью.

Стоит отметить, что при использовании в системах пунктов редуцирования такого устройства необходимо заново осуществить подбор РД, так как его входное давление уменьшится вследствие расширения газа на пневмодвигателе и регулирующем клапане.

Математическое моделирование

В статье [1] были проведены подробные статический и динамический расчеты детандера объемного типа на примере пластинчатого двигателя с созданием оригинальной математической модели.

Однако для получения математической модели ДГА, представленного на рис. 4, необходимо учесть влияние на работу детандера перепуска части потока через регулирующий клапан, изменение давления в ресивере и неравномерность отбора газа потребителями –
а значит, следует описать систему регулирования, ресивер, действие потребителя и соединяющие трубки.

Ввиду малой протяженности последних и их низкой инерционности ими пренебрегаем. Питание всей системы газом происходит из магистрали с постоянным давлением в неограниченном объеме. Открытие регулирующего клапана полностью соответствует сигналу ПИ-регулятора и не имеет задержки.

В таком случае необходимо решить только одно дополнительное дифференциальное уравнение (ДУ) для ресивера, которое будет описывать связь двух ранее разделенных потоков с расходом потребителя.

Для начала составим уравнение мгновенного изменения массы газа в ресивере:

Массу газа в ресивере можно расписать как:

,

где – плотность газа, кг/м³; V_рв – объем ресивера, м³; pр – давление газа в ресивере, Па; R – газовая постоянная, Дж/(кг.К).

Тогда уравнение изменения массы переписывается в уравнение изменения давления:

Массовый расход газа на выходе из детандера, уточненный для возможности рассмотрения случая роста давления в ресивере выше давления выхлопной камеры, а значит, ее наполнения, описывается системой:

,

где f_в – площадь выхлопного отверстия пневмодвигателя, м²; p_в – давление в выхлопной камере пневмодвигателя, Па; T_в – температура в выхлопной камере, К; ξ_в – местное сопротивление выхлопного отверстия, б/р.

Массовый расход регулирующего клапана при докритическом и критическом истечениях, соответственно, рассчитывается как:

где β_др – коэффициент истечения, б/р; f_др – площадь полностью открытого сечения регулирующего клапана, м²; p_м – давление газа в магистрали, Па; T_р – температура газа в ресивере, К.

Массовый расход потребителя при докритическом и критическом истечении из ресивера можно представить следующим образом:

, 

где f_р – площадь сечения выходного отверстия ресивера, м²; p_потр – давление газа за ресивером, Па; T_потр – температура газа за ресивером, К.

Неравномерность отбора можно задать при помощи изменения расхода газа потребителями из ресивера (коэффициент s). Например, при сокращении отбора газа давления в ресивере, а значит, и после пневмодвигателя, растут, что оказывает сопротивление его вращению, вплоть до варианта полного торможения двигателя противодавлением.

Теперь рассмотрим реализацию процесса регулирования. Для моделирования воспользуемся пропорционально-интегральным (ПИ) законом регулирования. Общий вид выходного сигнала ПИ-регулятора для управления расходом газа через регулирующий клапан:

где P(t) и I(t) – пропорциональное и интегральное звенья; ω₀ и ω(t) – уставка по частоте вращения и мгновенная частота вращения расширительной машины, соответственно, рад/с; K_p и K_i – коэффициенты усиления пропорциональной и интегральной составляющих, соответственно.

Для успешной реализации в представленной модели интегральная составляющая регулирования должна быть заменена на дополнительное дифференциальное уравнение, производную , использование которой эквивалентно интегралу.

Таким образом, с учетом изменений система уравнений для моделирования, представленная в [1], будет выглядеть следующим образом:

В качестве исходных данных для расчета были приняты характеристики реального серийного оборудования, которое используется для создания прототипа. Для удобства работы и изучения прототипа была выбрана наименьшая расширительная машина в 200 Вт, так как при сохранении общих характерных черт и особенностей ее создание и эксплуатация требуют меньших ресурсов.

Исходные данные (рис. 5): радиус ротора пневмодвигателя r = 0,02 м; 6 лопаток длиной l = 0,05 м, высотой h = 0,0131 м и толщиной b = 0,005 м; эксцентриситет e = 0,00328 м; угол между соседними лопатками γ = 60°; габариты расширительной машины 82 x 63 x 63 мм, абсолютное давление газа в магистрали p_м = 0,7 МПа; абсолютное давление газа после ресивера pпотр = 0,2 МПа; момент нагрузки на валу пневмодвигателя M_c = 0,5 Н.м; ресивер объемом V_рв = 0,0056 м³ и отверстиями с площадью проходного сечения f_р = 0,0004 м²; максимальная площадь сечения регулирующего дросселя f_др = 0,0003 м². Уставка частоты вращения ω₀ = 125 об/с из расчета дальнейшего использования с передаточным числом редуктора w = 2,5. В остальном параметры идентичны принятым в работе [1]. В качестве параметров, равных единице (рис. 6–7), были приняты: уставка частоты вращения, установившееся абсолютное давление в ресивере до возмущения p_р = 277800 Па и сигнал 100%-го открытия регулирующего клапана. Расчет производился в программе Wolfram Mathematica 10.4.

После разгона ДГА при постоянном открытии регулирующего клапана на 35,5 % (рис. 6), в момент времени
t = 6 с была активирована система стабилизации частоты вращения и создано возмущение в виде сокращения расхода потребителя со 100 до 18 % от проектного. Это значение показательно, так как является наихудшим значением расчетного часового расхода, вычисленным по наименьшим коэффициентам неравномерности, представленным в примерах на рис. 1–3.

Расчетный часовой расход газа потребителями [7]: 

Q_р = k_м*k_с*k_ч*Q_ч, 

где k_м, k_с, k_ч – коэффициенты неравномерности газопотребления по месяцам, суткам и часам, соответственно; Q_ч – проектный часовой расход, м³/ч.

Исходя из полученных графиков, можно сказать, что введение в систему двух новых частей (регулирующего клапана и ресивера) не изменило общего характера поведения основных переменных, полученных в [1].

До выхода двигателя на режим постоянной скорости процесс повышения давления в ресивере плавный, апериодический, а после сокращения отбора газа потребителями и гашения возмущения системой регулирования процесс колебательный, затухающий. Тем не менее важно отметить риск возникновения автоколебаний из-за связи системы стабилизации и регулятора давления, которую необходимо дополнительно изучить в дальнейшем.

По графикам (рис. 7) видно, что система стабилизации хорошо выполняет свои функции: частота вращения ДГА поддерживается в коридоре 2∆ = 4 % от значения уставки даже в первоначальный момент возмущения, а колебания давления в ресивере, т. е. до РД, не превышают допустимых пределов ±25 % и входят в коридор 2∆ = 4 % через 1,14 с после начала возмущения. Однако стоит отметить, что столь качественное регулирование на практике не представляется возможным из-за различных задержек, более длительных периодов дискретизации, нелинейности работы регулирующего клапана, инерционности и более упрощенных алгоритмов регулирования, а также из-за принятых в данной работе допущений. Поэтому наиболее точное описание процесса регулирования представленной системы возможно лишь после проведения реальных экспериментов.

Заключение

Обоснована возможность утилизации энергии сжатого природного газа на малых пунктах редуцирования при помощи регулируемого детандер-генераторного агрегата объемного типа. Предложенная модификация принципиальной схемы ГРП/ГРУ позволяет использовать ДГА в качестве основного средства понижения давления природного газа, а также обеспечить достаточно высокую бесперебойность работы при небольших габаритах и стоимости агрегата.

Представленная математическая модель подтверждает возможность успешной работы такого ДГА даже на переменных режимах, вызванных неравномерностью отбора газа потребителями, а также позволяет оценивать влияние самого ДГА на газодинамику пунктов редуцирования.

Однако для верификации полученной модели, создания точной модели ПИ-регулирования, определения границ применимости такого ДГА и дальнейшего изучения газодинамики необходимы дополнительные исследования прототипа.

Уважаемые коллеги!

Примите искренние сердечные поздравления с 40-летием успешной, эффективной, профессиональной работы! Это путь, за которым стоят реальные человеческие судьбы, жаркие трудовые будни и каждодневная работа на благо людей. Благодаря слаженной работе всего коллектива компания растет и занимает первые позиции.

Мы горды многолетним сотрудничеством с ООО «РН-Юганскнефтегаз», высоко ценим работу с профессиональной командой компании.

В этот юбилей хочется пожелать новых свершений, бесперебойной работы и успехов во благо всего коллектива и всей нефтяной промышленности! 

ООО «НТС-Лидер» – передовые технологии нефтесервиса 

ООО «НТС-Лидер» – российская нефтесервисная компания, разработчик и изготовитель ресурсосберегающих технологий и оборудования для нефтесервиса, крупнейший участник комплексного обслуживания труб нефтяного сортамента и повышения нефтеотдачи пластов.

ООО «НТС-Лидер» активно сотрудничает как с нефтедобывающими, так и с нефтесервисными компаниями в части оказания услуг и расширения их номенклатуры.

Сотрудничество ООО «НТС-Лидер» с одним из крупнейших нефтедобывающих предприятий России ООО «РН-Юганскнефтегаз» берет свое начало в 2001 г., когда была осуществлена поставка оборудования для двух цехов по ремонту насосно-компрессорных труб (НКТ) на центральную трубную базу (ЦТБ) в г. Пыть-Яхе.

В 2011 г. был введен в эксплуатацию мобильный комплекс по ремонту насосно-компрессорных труб мощностью 160 тыс. шт. в год, что позволило ООО «РН-Юганскнефтегаз» существенно снизить логистические затраты, приблизить услугу к месторождениям, повысить гибкость обслуживания.

В настоящее время наша компания совместно с ООО «РН-Юганскнефтегаз» работает над несколькими проектами, в том числе по управлению эффективностью оборота OCTG.

Постоянный контакт с руководством ООО «РН-Юганскнефтегаз», взаимодействие с Управлением добычи нефти и газа компании позволяют гибко реагировать на изменяющиеся условия выполнения производственной программы, предлагать и проводить ОПИ по новым опциям, направленным на повышение качества обслуживания труб нефтяного сортамента, увеличение срока их эксплуатации, таким как увеличенный ресурс износостойкости резьбовых соединений, упрочнение зоны захвата ключа и спайдера, гидро-очистка солевых отложений, ремонт НКТ с покрытиями и др.

ООО «НТС-Лидер»

141407, РФ, Московская обл., г. Химки, Нагорное ш., д. 4

Тел./факс: +7 (495) 317-55-55 (приемная)

e-mail: info@nts-leader.ru

www.nts-leader.ru