Газовая промышленность № 01 2019

В соответствии со стратегией развития ПАО «Газпром нефть» приступило с 2010 г. к разработке сеноманских газовых залежей, составляющих часть нефтегазоконденсатных месторождений компании на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (Муравленковское, Новогоднее и др.). При этом для систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера характерно кустовое размещение скважин, обусловленное отсутствием инфраструктуры и заболоченностью местности.

В условиях резкой неоднородности коллекторов, особенно приуроченных к дельтовым наносам пра-Оби, продуктивность даже близко расположенных скважин нередко значительно различает-ся [1]. При работе в общий шлейф более «сильные» скважины берут на себя основную нагрузку, а более слабые работают вполсилы или останавливаются. Это связано с тем, что дебит газовой скважины напрямую зависит от противодав-ления на устье. Регулировка одной скважины неизбежно вызывает изменение режима работы всех остальных скважин в кусте. Пример зависимостей дебитов газовых скважин одного куста от устьевых давлений представлен на рис. 1.

Остановка скважин может происходить в результате самозадавливания при скорости газа на забое ниже некоторого критичес-кого значения [2], если продукция скважины содержит много жидкости (высокое содержание конденсата, прорыв подошвенной воды, самозадавливание скважин конденсационной водой на поздней стадии эксплуатации). Оценить величину критического дебита, при котором происходит опрокидывание кольцевого режима течения пленки жидкости по стенкам насосно-компрессорных труб, можно с помощью критериев Уоллиса или Точигина [3] либо экспериментально [4].

Еще одной причиной остановки скважин может стать образование гидратов ввиду невыхода скважины на оптимальный температурный режим из-за ее малого дебита и наличия слоя многолетнемерзлых пород (толщиной 300–400 м). Температура образования гидратов для сеноманских скважин при характерных давлениях на устьях в начальный период эксплуатации 9–10 МПа составляет 11–12 °C [5].

Верхний предел по ограничению дебита диктуется максимально допустимой депрессией на пласт. Для высокопроницаемого рыхлого коллектора максимально допустимую депрессию определяют в результате специальных гидро-динамических исследований с применением малогабаритных сепарационных установок [6]. Обычно она составляет не более 0,3 МПа. Для газовых и газоконденсатных пластов с коллектором, не подверженным разрушениям вследствие больших градиентов давления, оптимальную депрессию определяют в процессе газодинамических исследований скважин. Диапазон значений оптимальных депрессий составляет 20–25 % от пластового давления. Еще одним фактором ограничения депрессии выступает опасность конусообразования подошвенной воды [7]. Для оптимизации работы кустовых скважин необходимо перераспределить нагрузку на скважины, желательно без потери производительности куста в целом, и предотвратить остановки отдельных скважин.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ

Рассмотрим математическую модель работы куста скважин. В качестве исходных данных использованы следующие параметры: результаты исследований скважин на стационарных режимах фильтрации; рабочие дебиты скважин; давления на устьях остановленных скважин (статичес-кие давления); рабочие давления и температуры на устьях скважин; рабочее давление на шлейфе; текущее давление на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ); суммарный дебит куста.

Дебит скважины можно вычислить по любой известной формуле, например по степенной формуле притока газа, записанной относительно устьевых парамет-ров [8]:

Qi = Ci.( – )Ni,                 (1)

где Qi – дебит i-й скважины куста, тыс. м3/сут; Ci, Ni – коэффициенты, получаемые в результате газодинамических исследований на стационарных режимах фильтрации i-й скважины куста, безразмерные величины; Psti – статическое давление на устье i-й скважины куста, МПа, Pbi – давление на устье i-й скважины куста на рабочем режиме, МПа.

Регулировка работы скважины осуществляется угловым штуцером. Данный процесс можно смоделировать местным сопротивлением, поскольку точка замера давления на шлейфе лежит очень близко от точки замера давления на устье скважины и потерями на трение по длине трубопровода можно пренебречь. В качестве модели местного сопротивления удобнее всего взять диафрагму с некоторым эквивалентным диа-метром. Следовательно, правомочно записать выражение [9]:

, (2)

где – коэффициент расхода диафрагмы, безразмерная величина; – поправочный множитель на расширение измеряемой среды, безразмерная величина; dei – диаметр диафрагмы, создаю-щей сопротивление, эквивалентное сопротивлению углового штуцера и обвязки фонтанной арматуры i-й скважины куста, м; g – плотность газа при устьевых давлении и температуре, кг/м3; 0 – плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; Pc – давление на шлейфе, МПа.

Таким образом, изменяя диаметр диафрагмы в выражении (2), можно моделировать открытие и закрытие углового штуцера, или увеличение и уменьшение устьевого давления и дебита скважины, и, соответственно, остальных параметров системы.

Суммарный дебит куста скважин описывается выражением [10]:

,                                        (3)

где Qsum – суммарный дебит скважин куста, тыс. м3/сут; K – коэффициент расхода шлейфа, безразмерная величина; Pin – давление на входе в УКПГ, МПа. Использование этой формулы в нашем случае корректно, поскольку шлейф практически не включает в себя местных сопротивлений. Коэффициент расхода шлейфа, который зависит от режима течения газа, шероховатости стенок и внутреннего диаметра, вычисляется экспериментально при известном суммарном дебите куста, давлениях на шлейфе и на входе в УКПГ.

С другой стороны, суммарный дебит куста можно найти из выражения:

,                                        (4)

где n – число скважин в кусте, шт.

Таким образом, при совместном решении уравнений (1–4) возможно моделировать поведение куста газовых скважин, работающих в один шлейф, за счет изменения любого из параметров, перечисленных выше в качестве исходных.

Систему уравнений удобнее решать численными методами. Для примера рассмотрим случай, когда нужно смоделировать закрытие или открытие углового штуцера на какой-либо скважине куста, или изменение значения dei в формуле (2).

Предположим, что значение давления на входе в УКПГ Pin задано технологическими ограничениями и останется неизменным. Тогда задача сводится к совместному численному решению системы уравнений:

                          (5)

и (для каждой скважины куста)

      (6)

В качестве метода последовательных приближений выбран способ бисекции [11]. Количество итераций определяется достижением заданной точности. Другие способы численного решения, например метод Ньютона, сходятся быстрее, но они требуют более точного выбора нулевого приближения и в ряде случаев могут приводить к расходя-щемуся процессу. Выбор способа бисекции представляется правильным ввиду его надежности, а число итераций не играет решающей роли в связи с высоким быстродействием современных компьютеров.

Основным в этом случае является назначение правильного диа-пазона для искомой величины. В уравнении (5) значение величины Pc не может быть меньше, чем Pin, и больше, чем наименьшее значение среди скважин куста статического давления на устье. В свою очередь, в уравнении (6) устьевое давление Pbi не может быть меньше Pc и больше, чем значение Psti.

Рассмотрим порядок решения системы уравнений. Задается приближение Pc, и численно решается уравнение (6) для каж-дой скважины куста, при этом приближения Pbi задаются по методу бисекции, приближение Pc считается истинным значением. Когда найдены значения Pbi для каждой скважины, по формуле (1) вычисляются их дебиты. Далее полученные дебиты суммируются и подставляются в уравнение (5). Если модуль результата превышает заданную погрешность, необходимо взять следующее приближение Pc по методу бисекции и повторить расчет. Расчет повторяется до тех пор, пока не будет достигнута заданная точность. Расчеты при изменении других параметров аналогичны вышеописанному, но уравнения решаются относительно соответствующих величин.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

С развитием так называемых умных скважин [12] разработки быстродействующих моделей, подобных вышеизложенной, становятся все более актуальными, к тому же в настоящей статье рассмотрены кластеры скважин. Оснащение скважин телеметрией и дистанционным управлением обеспечивает не только высокий уровень контроля параметров добычи, но также позволяет внедрять кибернетические сис-темы, оперативно поддерживающие параметры работы системы в оптимальном состоянии. Таким образом, уместно применить концепцию самоорганизующихся систем и рассмотреть постепенный переход от «умных» скважин к «умному» месторождению. На базе предложенной математической модели в качестве управляющего модуля может быть решена многомерная экстремальная задача.

Функция цели представлена выражением, по которому возможна минимизация потерь пластовой энергии в системе «пласт – скважина – газосборная сеть» и обеспечение дебита каждой скважины в строго заданном оптимальном диапазоне:

,                         (7)

где Pri – пластовое давление i-й скважины куста, МПа.

Выражения для ∆1 и ∆2 имеют вид:

                          (8)

и

                          (9)

где Pmini, Pmaxi – минимально и максимально допустимые давления на устье i-й скважины соответственно, МПа; – коэффициент пропорциональности, безразмерная величина.

Размерность задачи зависит от числа скважин в кусте. Аргументами целевой функции являются давление на входе в УКПГ и эквивалентные диаметры шайб на каждой скважине. Подробные способы решения многомерных задач поиска экстремума изложены в [13].

Пример оптимизации технологического режима работы куста газовых скважин, пробуренных на юрские отложения, с применением функции цели (7) представлен на рис. 2. Скважина А работала с дебитом ниже критического по выносу жидкости из забоя. Дебиты всех скважин куста были приведены в рамки оптимальных значений за счет увеличения проходных сечений в угловых штуцерах на скважинах A, B, C, E, уменьшения проходного сечения штуцера на скважине D и снижения давления на входе в УКПГ с 9,2 до 8,5 МПа (см. рис. 2).

ВЫВОДЫ

Организация оперативного управления и оптимизации работы кустовых газовых скважин представляется актуальной задачей при создании рациональных систем добычи углеводородов. Оснащение скважин телеметрией и дистанционными системами управления диктует необходимость разработки математического обеспечения и создания быстродействующих моделей, способных в режиме реального времени управлять скважинами.

В данной работе подробно рассмотрена математическая модель работы газовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками, работа-ющими в один шлейф. На базе этой математической модели решена многомерная экстремальная задача для оптимизации технологического режима работы куста скважин и газосборной сети как единой системы.

Современные технологии в бу-рении скважин, в частности наклонно-направленное бурение с большим отклонением от вертикали, бурение горизонтальных скважин, многозабойные горизонтальные скважины, использование ранее пробуренных скважин, находящихся в простое из-за аварий или нерентабельнос-ти, путем реконструкции скважин с использованием бурения боковых стволов увеличивают требования к электроприводу и системам автоматического управления. В связи с повышенными требованиями к регулируе-мым электроприводам главных механизмов – буровым насосам, лебедкам, роторам, системам верхнего привода – актуально решение задач автоматизации и роботизации технологических процессов бурения с использованием средств автоматического управления этими электроприводами [1, 2]. Одним из широко используемых способов бурения нефтяных и газовых скважин в последнее время стало бурение с использованием системы верхнего привода. Сегодня этой системой оснащаются буровые установки как за рубежом, так и в Российской Федерации.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ ВЕРХНЕГО ПРИВОДА

Система верхнего привода представляет собой силовой вертлюг, который оснащен комп-лексом средств механизации спуско-подъемных операций, регулируемым электроприводом и системой автоматического управления. Использование сис-темы верхнего привода позволяет отказаться от ведущей бурильной трубы квадратного сечения, поскольку не требуется использование шурфа под нее, а также намного облегчается труд буровой бригады, так как элеватор автоматически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночными трубами во время проведения спуско-подъемных операций можно наращивать бурильную колонну свечами, что в свою очередь снижает время на производство спуско-подъемных операций [3, 4].

В работе [3] показано, что электропривод системы верхнего привода в процессе строительства скважин в основном недоиспользуется по мощности. Тем не менее, ввиду высокой автоматизации системы управления, использование системы верхнего привода экономически оправдано. Система верхнего привода обеспечивает контроль и регулирование час-тоты вращения и момента, автоматизацию процесса бурения и проведение спуско-подъемных операций. Тематика опубликованных за последние годы работ посвящена в основном экономической целесообразности, динамическим нагрузкам, возможнос-тям внедрения в действующие буровые установки, перспективам развития и выбору типа привода [5–14].

Бурение с использованием сис-тем верхнего привода в практике буровых компаний Российской Федерации началось относительно недавно. Например, компанией ООО «УК «Татбурнефть» система верхнего привода используется с 2013 г., поэтому энергетические показатели электропривода недостаточно изучены и актуальным является решение задач автоматизации процесса буре-ния в конкретных условиях бурения скважин с использованием существующего комплекса средств автоматизации систем верхнего привода [14].

Важной проблемой при бурении нижних интервалов скважин с большим отклонением от вертикали выступает обеспечение осевой нагрузки и вращающего момента на долоте в процессе преодоления сил сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны [15]. Бурение с использованием забойного двигателя гораздо сложнее вести на скважинах с большим отклонением от вертикали, чем на скважинах обычной конструкции, при одной и той же литологии.

Большие углы отклонения от вертикали приводят к большому статическому трению, которое необходимо преодолевать бурильной колонне для обеспечения необходимой нагрузки на долото. Статическое трение намного большее, чем динамическое, захватывает и удерживает бурильную колонну до достижения критической точки, в которой бурильная колонна выскальзывает, и внезапно вся нагрузка передается на долото. Это приводит к отсутствию конт-роля за буровым инструментом, а в случае использования алмазных долот – к значительным проблемам с остановкой забойного двигателя.

В случае сильного статического трения может произойти синусоидальное смятие, которое приведет к увеличению вышеописанного процесса. Единственный способ предотвратить отрицательное влияние статического трения на процесс бурения забойным двигателем заключается в поддержании постоянного движения трубы, т. е. динамической среды.

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

Представим бурильную колонну в виде длинной эластичной резиновой ленты. Производимые на поверхности при бурении забойным двигателем вращательные движения в реальности действуют на трубы только в вертикальной части ствола скважины. Силы сопротивления на наклонных участках скважины большой длины препятствуют передаче этих движений до долота [16].

Рассмотрим технологию вращательного бурения забойным двигателем, предложенную в работе [16]. Для преодоления сил статического трения бурильную колонну вращают со скоростью 130 об/мин до тех пор, пока не провернется компоновка низа колонны бурильных труб, отсчитывая при этом количество оборотов. Далее, перед тем как крутящий момент достигает низа бурильной колонны, бурильную колонну вращают в обратном направлении. Вращение в обратном направлении выполняется с той же скоростью и на то же количество оборотов (относительно начального нулевого состояния) приводом, не допуская пружинного раскручивания бурильной колонны.

Затем процесс повторяется. Фактически бурильной колонне не дают возможности быть неподвижной, чтобы разорвать силы статического трения, из-за которых бурение забойным двигателем неэффективно.

Описанная технология при ручном отсчете количества оборотов и изменении направления вращения бурильных труб трудоемка, поэтому представляют интерес разработки автоматической сис-темы управления бурения забойным двигателем и электроприводом системы верхнего привода, использование которой сегодня при бурении скважин с большим отклонением от вертикали в подавляющем большинстве случаев обязательно.

После первого закручивания бурильной колонны, когда крутящий момент достиг низа бурильной колонны, число оборотов в обратную сторону, а затем назад, будет в два раза больше. Информация о достижении крутящего момента низа бурильной колонны может быть получена от датчика момента забойной телесистемы.

АЛГОРИТМ

Перед началом бурения оператором на пульте бурильщика задается частота вращения бурильной колонны n, об/мин, и выбирается режим бурения верхним приводом и забойным двигателем (РБ вкл.), включенное состояние которого является обязательным условием работы алгоритма, а отключенное – условие выхода из цикла (рис. 1).

В первом контуре алгоритма счетчиком 1 отсчитывается число оборотов k при закручивании бурильной колонны до достижения крутящего момента низа бурильной колонны – до появления сигнала от забойной телесистемы о повороте долота.

Во втором контуре производится вращение бурильной колонны в обратном направлении, но с числом оборотов, большим в два раза, чем это было определено в первом контуре. Счетчиком 2 отсчитывается число оборотов m до достижения условия m = 2k. Аналогично в третьем контуре счетчиком 3 отсчитывается число оборотов l после реверсирования привода до выполнения условия l = 2k, после чего цикл повторяется со второго контура.

Электропривод системы верхнего привода выполнен по системе «преобразователь частоты – асинх-ронный двигатель». Электродвигатель оснащен импульсным датчиком скорости, а в системе автоматического управления преобразователя частоты реализована микропроцессорная векторная система управления. Для построе-ния автоматизированной системы автоматического управления используются вычислительные возможности программируемого логического контроллера (рис. 2).

Сигнал задания частоты вращения формируется в программируемом логическом контроллере (ПЛК, см. рис. 2), на вход которого поступают сигналы от импульс-ного датчика скорости и сигнал о достижении крутящего момента низа бурильной колонны от датчика момента забойной телесис-темы. Число оборотов при достижении крутящего момента низа бурильной колонны запоминается в ПЛК. Дальнейшее управление вращением производится по алгоритму, представленному на рис. 1.

Заданное значение скорости поступает на задатчик интенсивнос-ти (ЗИ), ограничивающий время спада и нарастания скорости, а затем на узел ограничения скорости (УОС), с помощью которого регулируется значение скорости в зависимости от момента на валу системы верхнего привода. За счет УОС в рабочем диапазоне достигается мягкая механическая характеристика электропривода.

Сигнал с УОС поступает на сумматор 1, на второй вход которого поступает сигнал с обратной связи скорости от датчика скорости (ДС). Результирующий сигнал задания скорости подается на регулятор скорости (РС), а затем на узел ограничения момента (УОМ) и регулятор тока (РТ). С учетом динамических характеристик звена регулирования момента РС синтезируется как пропорцио-нально-интегрально-дифференцирующий (ПИД-регулятор), чем достигаются высокое быстродействие по контуру скорости и статическая точность регулирования.

Для обеспечения вращения закрученной бурильной колонны в обратном направлении с постоянной скоростью в системе автоматического управления используется П-регулятор возврата бурильной колонны в исходное положение, реализованный в ПЛК. После достижения необходимого числа оборотов на вход регулятора скорости подается отрицательный сигнал задания скорости электропривода. Это обеспечит торможение электропривода с темпом, заданным задатчиком интенсивности, до полной остановки и последующий реверс.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложенные алгоритм и структурная схема для режима бурения верхним приводом и забойным двигателем позволят предотвратить негативное влияние статического трения на процесс бурения забойным двигателем – поддерживать постоянное движение трубы. Таким образом поддерживается динамическая среда при бурении скважин с большим отклонением от вертикали, автоматизируется процесс поддержания динамической среды.

Природный газ выступает одним из ключевых экспортных товаров Российской Федерации, а вывозные пошлины на газообразные углеводороды составляют существенную часть нефтегазовых доходов федерального бюджета [1, 2]. Экспортные возможности России на основных мировых рынках газа определяются в значительной мере тенденциями развития основных мировых энергетических рынков, что в конечном итоге влияет на параметры развития отечественной газовой отрасли в целом.

Существенная волатильность энергетических рынков, а также сдвиги в структуре топливно-энергетического баланса (ТЭБ), экономике, возможностях собственной добычи и производства энергетических ресурсов, геополитическая напряженность повышают неопределенность в облас-ти формирования долгосрочной политики России, в том числе в об-ласти добычи и экспорта газа.

В период с 2009 по 2014 г. можно отметить тенденцию сокращения экспорта газа из России. Невысокие темпы экономического роста стран Европы, значительная поддержка внедрения и расширения использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а также политизация газового сотрудничества оказывали негативное влияние на поставки газа из России [3, 4]. Кроме того, значительно влияла и межтопливная конкуренция со стороны дешевого американского угля, который стал вытесняться из ТЭБ в результате проведенной сланцевой революции в США [5], а также ухудшение отношений с Украиной в области поставок газа [6, 7].

Сегодня Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР), особенно страны Северо-Восточной Азии, стремительно развивается, в связи с чем спрос на энергоресурсы постоянно растет [7, 8], превращая данный регион в важное направление российской экспортной газовой политики. Основными центрами экспортных поставок сжиженного природного газа (СПГ) выступают страны АТР, а именно Китай, Тайвань, Южная Корея и Япония. До недавнего времени единственным действую-щим в РФ проектом по производству СПГ был «Сахалин-2», где осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения Сахалинского шельфа [9], но к концу 2017 г. завершились подготовительные работы по запуску проекта «Ямал СПГ», и в декабре 2017 г. прошла загрузка первого танкера [10, 11].

РОССИЯ НА ФОНЕ МИРОВЫХ ТЕНДЕНЦИЙ

Мировой рынок природного газа – один из наиболее динамично развивающихся рынков энергоносителей. За прошедшие 20 лет прирост добычи и потреб-ления газа в мире составил >70 %. Расширение применения газа в экономике связано с его экологичностью, технологичностью и эффективностью использования в промышленности и коммунально-бытовом секторе.

За прошедший год произошло резкое увеличение производства и экспорта газа в страны Европы в связи с перебоями поставок энергии со стороны ВИЭ. Европейский рынок газа – основное направление сбыта природного газа из России. Динамика цен на европейском рынке газа для России выступает одним из важных показателей формирования доходов от экспорта газового топлива (рис. 1).

С 2012 г. происходит падение цен на газ на европейском рынке газа. Так, за рассматриваемый период цена на газ сократилась с 415 до 156 долл/тыс. м3, но в 2017 г. цены на газ в Европе возросли почти на 10 %.

В настоящее время самым высокоэффективным рынком газа в мире стал рынок СПГ стран АТР, прежде всего Японии. Здесь цены на природный газ почти на 50 % выше европейского уровня. Между тем мировой рынок газа очень сегментированный, например, в США цены на газ (Генри хаб) в 1,83 ра-за ниже европейского уровня.

ЭКСПОРТ ТРУБОПРОВОДНОГО ГАЗА

Общеотраслевые тенденции. В период с 2009 по 2014 г. можно отметить тенденцию на сокращение экспорта газа из России, не считая локальных пиков прироста поставок газа за рубеж в 2011 и 2013 гг. При этом в 2014 г. объем экспорта сократился до минимального значения (191,4 млрд м3). За этот период в Европе происходило значительное снижение использования газа, которое составило ≥25 %. С 2015 г. наблюдается определенный ренессанс в поставках газа на экспорт, в том числе в Европу. В условиях низких цен на углеводородное сырье европейские потребители, несмотря на все планы по наращиванию потребления ВИЭ, стали увеличивать потребление относительно дешевого газа, прежде всего из России. Наиболее примечательны 2016 и 2017 гг., когда подавляющая часть возросшей потребности Европы в импорте газа была удовлетворена за счет российского газа. Значительные перспективы на экспорт газа в Европу оказывает сокращение собственной добычи газа в Европе.

Региональная структура: ближнее и дальнее зарубежье. В 2017 г. объем экспорта трубопроводного газа из России составил 225,9 млрд м3 с максимальным уровнем прироста экспорта за прошедшие шесть лет – 16,2 млрд м3. Основными направлениями экспорта трубопроводного газа из России стали ближнее (стра-ны СНГ) и дальнее зарубежье (страны Западной и Центральной Европы) (табл. 1). Крупнейшим импортером российского газа остается Западная Европа – 69 % от экспорта трубопроводного газа в дальнее и ближнее зарубежье.

В региональной структуре экспорта российского трубопроводного газа в период с 2012 по 2017 г. постепенно увеличивалась доля дальнего зарубежья, достигнув максимального значения в 2017 г. – 85,1 %.

Наблюдается ежегодное сокращение поставок газа из России в ближнее зарубежье: в 2012–2016 гг. сокращение за отдельные годы составляло 6,7–11,3 млрд м3. В 2017 г. объем экспорта в ближнее зарубежье возрос на 2,2 млрд м3, достигнув уровня 33,6 млрд м3.

В 2017 г. объем экспорта из России в дальнее зарубежье достиг максимального значения за весь рассматриваемый период – 192,2 млрд м3. Совокупный прирост экспорта равен 16,2 млрд м3.

На рост внешних поставок газа в Европу, прежде всего из России, оказывает влияние не только фактор спроса, но и предложения. Внутреннее производство газа в ЕС падает из-за естественного старения газовых месторождений в Северном море и ограничения добычи на гигантском месторож-дении Гронинген на севере Нидерландов, вследствие чего спрос на внешние поставки увеличивается. Если до 2010 г. основное снижение производства газа в Европе происходило за счет британского сектора Северного моря, то в пос-ледние годы добыча значительно сократилась в Нидерландах – с 43 до 24 млрд м3.

В современных условиях ПАО «Газпром» прилагает значительные усилия по выходу на новые быстро развивающиеся рынки стран АТР, учитывая их рас-тущий потенциал. Крупнейшим проектом, который находится в завершающей стадии реализации, стало строительство газопровода «Сила Сибири», призванного обеспечить российским трубопроводным газом Китай [12, 13].

Региональная структура: Западная Европа. Основным внешним рынком сбыта российского природного газа выступает Западная Европа, где его удельный вес в потреблении составляет около 30%. С начала 2010-х гг. доля поставок газа в Западную Европу в общем объеме поставок газа в дальнее зарубежье возросла с 70 до 81 %.

До 2015 г. динамика поставок в Западную Европу носила неус-тойчивый характер, колеблясь в диапазоне 98–127 млрд м3, что определялось природно-климатическими, экономическими и политическими факторами. С 2015 г. наметился устойчивый рост этого показателя, только за последние несколько лет экспорт возрос более чем на 30 %, или 38 млрд м3.

Наибольшую долю в структуре экспорта газа по странам Западной Европы в течение всего рассматриваемого периода 2009–2017 гг. занимает Германия: 29,7 % в 2009 г., 34,3 % в 2017 г. (табл. 2). Турция и Италия также являются крупнейшими импортерами российского газа в Европе, их доля в структуре экспорта газа составляет в среднем около 37 %.

Сейчас практически все страны устойчиво наращивают поставки российского газа, за исключением Финляндии, которая снизила их почти вдвое.

Региональная структура: Цент-ральная Европа. В соответствии с общеевропейскими тенденция-ми с начала 2010-х гг. до 2014 г. наблюдался процесс сокращения потребления газа со стороны практически всех стран Центральной Европы – ключевых потребителей газа (Чехия, Венгрия, Словакия и др.). Доля Центральной Европы в общем объеме поставок газа в страны дальнего зарубежья сократилась немногим менее чем в два раза: с 30 % в 2010 г. до 18 % в 2017 г.

С 2015 г. наметился рост поставок российского газа в некоторые страны Центральной Европы, составивший 7,7 млрд м3 за период 2015–2017 гг. Болгария в каждый рассматриваемый год наращивала объем импорта газа из России: с 2,2 млрд м3 в 2009 г. до 3,3 млрд м3 в 2017 г.

В настоящее время наибольшую долю в структуре экспорта газа по странам Центральной Европы занимают Польша (28,6 % в общем объеме экспорта), Чехия (16), Венгрия (16), Словакия (12,7 %). В 2017 г. существенный прирост поставок российского газа осуществила Хорватия – 2,1 млрд м3, что соответствует примерно 5,7 % в общем объеме поставок (табл. 3).

Региональная структура: страны ближнего зарубежья. За период 2011–2017 гг. поставки газа в страны ближнего зарубежья сократились почти в два раза, с 71,1 до 33,6 млрд м3. Основным фактором сокращения потребления российского газа в странах ближнего зарубежья стало снижение поставок сырья на Украину. Если в 2011 г. в эту страну ежегодно поставлялось около 40 млрд м3, то по итогам 2016–2017 гг. этот показатель снизился до 2,4 млрд м3. Кроме того, некоторое сокращение поставок газа из России заметно со стороны Белоруссии, также значительно уменьшился экспорт в Литву (табл. 4).

В то же время Казахстан почти утроил объем поставок газа. Остальные страны ближнего зарубежья сохраняют ежегодные поставки на достаточно стабильном уровне.

По итогам 2017 г. прирост экспорта газа в страны ближнего зарубежья вырос на 2,2 млрд м3. Незначительное увеличение импорта российского газа произошло практически во всех странах, кроме того, небольшие поставки стали осуществляться в Киргизию и Азербайджан.

В настоящее время более половины всех поставок в страны ближнего зарубежья осуществляется в Белоруссию (56%). Кроме того, значительный объем газа поставляется в Казахстан (9 %), Молдову (8), Украину (7,2), Армению (6 %). Казахстан импортировал 3 млрд м3 газа. В 2014 г. прирост к предыдущему году составил 38 %, в 2015 г. – 38 %, в 2016 г. – 71 %. На прочие страны приходится 34,5 % от совокупного объема экспорта газа в страны ближнего зарубежья.

ЭКСПОРТ СПГ

Общеотраслевые тенденции. До недавнего времени единственным действующим в РФ проектом по производству СПГ был «Сахалин-2», где осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения Сахалинского шельфа. К концу 2017 г. завершились подготовительные работы по запуску проекта «Ямал СПГ», и в декабре 2017 г. прошла загрузка первого танкера.

Перспективность СПГ способствует появлению и развитию новых проектов в данной сфере. В июне 2017 г. «Газпром» и Shell подписали основные условия Соглашения о совместном предприятии на осуществление работ по проектированию, привлечению финансирования, строительству и эксплуатации завода «Балтийский СПГ». Запуск проекта планируется в середине 2020-х гг.

В 2017 г. объем экспорта СПГ из России составил 15,5 млрд м3, что на 2,3 % выше уровня 2016 г. Частично прирост объемов был обеспечен за счет введения проекта «Ямал СПГ», на котором было произведено около 0,3 млрд м3 газа.

Региональная структура. Азиатско-Тихоокеанский регион стремительно развивается, спрос на энергоресурсы постоянно растет. Данный регион стал важным направлением российской экспортной газовой политики. В качестве основных центров экспортных поставок СПГ можно рассматривать такие страны АТР, как Китай, Тайвань, Южная Корея и Япония (табл. 5).

В 2017 г. в региональной структуре Япония заняла лидирующее положение, объем экспорта СПГ из России в эту страну составил 10,6 млрд м3 (68,5 %), незначительно превышая уровень 2016 г. Вторым крупнейшим направлением экспорта российского СПГ является Южная Корея, которая в 2017 г. импортировала на 0,9 млрд м3 меньше СПГ, чем в 2016 г. (3,3 млрд м3). Экспорт в Тайвань в 2017 г. составил 1,8 млрд м3, что на 70 % выше уровня 2016 г. Китай также увеличил объемы импортируемого СПГ в два раза – до 0,6 млрд м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Отечественная газовая промышленность по праву считается ключевым элементом развития экономики России и одной из наиболее значимых частей мирового газообеспечения. Существенные структурные сдвиги, происходящие за последние годы в области добычи, переработки и экспорта газа в России и за рубежом, в перспективе будут определять основные направления развития отрасли.

Наблюдаются существенное расширение и диверсификация направлений и способов поставок газа из России («Северный поток – 2», «Сила Сибири», «Турецкий поток»). Одним из определяющих факторов как на европейском, так и на азиатско-тихоокеанском рынках остается вопрос цены на газ. Падение цен на нефть и газ, с одной стороны, резко сократило экономическую эффективность поставок основными экспортерами, с другой – создало максимально благоприятные условия для расширения потребления углеводородов на основных мировых рынках [14, 15].

Стоимость российских трубопроводных поставок природного газа примерно на 20 % более эффективна относительно импорта СПГ в Европе, что создает существенные преимущества при формировании долгосрочной политики в области газообеспечения.

Приоритетные направления развития транспортной и экспортной инфраструктуры и организации эффективных экспортных потоков следующие:

– диверсификация способов (трубопроводный газ и СПГ), направлений (Европа, АТР) и условий (максимальное расширение объема долгосрочных контрактов при наличии возможности дополнительных поставок по условиям краткосрочных сделок) поставок на основные мировые энергетические рынки при минимизации транзитных рисков;

– повышение ценовой конкурентоспособности российского газа как на традиционных, так и на перс-пективных рынках с учетом того, что цены на газ будут выступать в качестве одного из ключевых факторов возможностей экспорта;

– укрепление позиции России на традиционных рынках природного газа европейских стран при адаптации системы взаимоотношений с европейскими потребителями, с одной стороны, в условиях трансформации и либерализации газового рынка, а с другой – с учетом растущих потребностей в природном газе; минимизация политических рисков;

– расширение присутствия России на рынке СПГ, использование существующего «окна возможностей»;

– выход на рынки стран АТР сжиженного и трубопроводного природного газа.

Работа подготовлена при финансовой поддержке гранта РФФИ 17-0600537, гранта Президента Российской Федерации МД-6476.2018.6.

Таблица 1. Структура экспорта трубопроводного газа из России, млрд м3Table 1. Structure of pipeline gas exports from the Russian Federation, billion m3

Таблица 2. Структура поставок трубопроводного газа из России в страны Западной Европы и Турцию, млрд м3Table 2. Structure of pipeline gas exports from the Russian Federation to the Western European countries and Turkey, billion m3

Таблица 3. Структура поставок трубопроводного газа из России в страны Центральной Европы, млрд м3Table 3. Structure of pipeline gas exports from the Russian Federation to the Central European countries, billion m3

Таблица 4. Структура поставок трубопроводного газа из России в страны ближнего зарубежья, млрд м3Table 4. Structure of pipeline gas exports from the Russian Federation to the countries of the near abroad, billion m3

Таблица 5. Структура поставок СПГ из РоссииTable 5. Structure of the liquefied natural gas supplies from the Russian Federation

Изучение фациальной неоднородности продуктивных резервуа-ров представляется актуальной задачей, поскольку позволяет уточнить геологическое строение открытых залежей нефти, оптимизировать процессы их разработки и оценить перспективы поиска новых нефтеперспективных объектов сложнопостроенного типа. Исследование фациальных условий формирования терригенных резервуаров решает задачи, связанные с особенностями строения продуктивных пластов, их фильтрационно-емкостной неоднородностью и перспективами поиска сложнопостроенных ловушек углеводородов [1–5].

Исследование основано на комплексном анализе данных кернового материала (текстурные особенности коллектора, гранулометрические и фильтрационно-емкостные исследования), промысловой геофизики (каротажные диаграммы индукционного каротажа, удельного сопротивления породы, самопроизвольной поляризации) в сопоставлении с существующими представлениями об условиях седиментации терригенных осадков [6–12].

Проанализировано строение верхнеюрского пласта ЮВ1/1 в пределах юго-восточной части Нижневартовского свода с целью оценки перспектив нефтегазоносности рассматриваемой территории. В пределах моноклинального склона структурной поверхности верхнеюрского отражающего горизонта IIa (подошва баженовской свиты) выявлен ряд залежей нефти, не связанных локальными антиклинальными поднятиями, особенности разработки которых и дальнейшая оценка перспектив нефтегазоносности рассматриваемой территории зависят от выяснения седиментологической модели формирования продуктивного коллектора.

ВЫЯВЛЕНИЕ ФАЦИАЛЬНЫХ НЕОДНОРОДНОСТЕЙ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА

В стратиграфическом отношении пласт ЮВ1/1 выделяется в кровельной части васюганской свиты и имеет неоднородное строение разреза, что отражается в различной степени глинизации его кровельной и подошвенной частей (рис. 1). Наблюдаемое многообразие разрезов можно охарактеризовать шестью типами (см. рис. 1а).

Наличие литологического раздела даже в случае полного опесчанивания разреза пласта в скв. 6684 (рис. 1а), где по данным керна в интервале 2860,7–2862,3 м выделяется полутора-метровый прослой от темно-серого до черного сильно глинистого мелкозернистого алевролита, дает основание разделить его на две части: пласты ЮВ1/1а и ЮВ1/1б (см. рис. 1б, в).

Литолого-фациальная неоднородность строения пласта подтверждается как различием фильтрационно-емкостных свойств отдельных его частей в разрезах выделяемых типов (рис. 2), так и текстурными и гранулометри-ческими исследованиями [13, 14].

Текстурные особенности пласта в скв. 6603 хорошо сопос-тавимы с описанием слоистости разреза отмирающего флювиального рукава дельтовой системы юго-западного Уэльса [15]. Базальный слой, насыщенный галькой аргиллитов (см. рис. 1б, в, обр. 8), в подошве пласта вверх по разрезу сменяется массивным песчаником (обр. 7), местами косослоистым с внутренними размывами (обр. 6) и редкими деформациями неуплотненного осадка (обр. 5). Далее рассматриваемые осадки перекрываются косослоистыми песчаниками со следами однонаправленных течений (обр. 3, 4).

Присутствие глинистой гальки на границе раздела пластов ЮВ1/1а и ЮВ1/1б (см. рис. 1б, в, обр. 2) может свидетельствовать о наличии внутриформационного перерыва, связанного с этапом пространственного переформирования лопастей дельтового комплекса и отмиранием ранее существовавшего дельтового рукава, который заполняется алевритоглинистым материалом.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

С учетом дельтовой обстановки седиментации можно провести фациальный прогноз выделяемых песчаных пластов по форме диа-граммы самопроизвольной поляризации [12]. Наблюдаются следую-щие типы кривой (см. рис. 1а): блоковый (скв. 163, 6759, пласт ЮВ1/1а; скв. 6684, пласты ЮВ1/1а и ЮВ1/1б), характерный для песчаников дельтовых проток; колоколовидный (скв. 6609, 7160, пласт ЮВ1/1б), свойственный песчаникам русловых валов меандрирую-щего русла; воронкообразный, с высокими значениями альфа-ПС (скв. 7352, пласт ЮВ1/1а; скв. 6753, пласт ЮВ1/1б), характерный для устьевых баров дельтовых проток; воронкообразный с низким значением альфа-ПС (скв. 163, пласт ЮВ1/1б), присущий песчаникам авандельты; дифференцированный (скв. 7050, пласт ЮВ1/1б), свойственный периферийным частям дельтовой протоки; слабодифференцированный (скв. 6609, 7160, 7050, пласт ЮВ1/1а; скв. 7352, пласт ЮВ1/б), характерный отложениям отчужденного русла (старицы).

Диаграмма Пассега, построенная по данным гранулометричес-ких исследований (рис. 3а), свидетельствует, что для дельтовых проток и меандрирующего русла фациальной интерпретации по форме кривой ПС (рис. 3б) характерны песчаные отложения береговых валов, внутрирусловых баров, осадки, заполняющие нижнюю или верхнюю части отмирающего русла. Устьевые бары дельтовых проток сопоставляются с отложениями выступающих из глубины баров и заполняющих верхние части отмирающего русла. Периферийные части дельтовых проток соотносятся с русловыми барами и отложения-ми мутьевых потоков. Песчаники авандельты по данным диаграммы интерпретируются как отложения, заполняющие верхнюю часть отмирающего русла.

Следует отметить, что диаграмма Пассега разрабатывалась в основном для русловых отложений и не учитывала специфику дельт, в которых на гидродинамические процессы транспортировки терригенного материала накладываются геохимические, сопутствующие коагуляции глинистого материала в результате смешения пресных и соленых вод, что и отражается в формировании отложений, свойственных мутьевым потокам.

Проведенная интерпретация условий седиментации пласта ЮВ1/1 способствует построению индивидуальных фильтрационно-емкостных зависимостей для выделяемых фациальных обстановок (рис. 2а). Исходя из построенного графика, предсказуемо наиболее высокими коллеторскими свойствами обладают дельтовые протоки, далее следуют устье-вые бары, меандрирующее русло, периферийная часть дельтовой протоки, авандельта и старица.

Полученные индивидуальные зависимости позволяют провести анализ фильтрационно-емкостной неоднородности песчаников в рамках принятого для данного пласта предела коллектора, где граничные значения по пористос-ти составляют 12 %, по проницае-мости 1,5 мкм2.

Из построенной гистограммы (см. рис. 2б) следует, что принятые граничные значения выполняются, если пласт ЮВ1/1 рассматривается как единое генетически однородное образование. В зависимости от фациальной неоднородности песчаников предел коллектора по пористости для дельтовых проток и устьевых баров составляет 15 %, меандрирующего русла и периферии дельтовых проток – 17 %, а отложения стариц в качестве коллектора не рассматриваются.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В соответствии с проведенным расчленением [16] и дельтовым генезисом пласта ЮВ1/1 его образование можно рассматривать с позиции пространственного переформирования дельтовых лопастей [17, 18], соотносимых с пластами ЮВ1/1а и ЮВ1/1б. Литологический раздел выделяемых пластов представлен поверхнос-тью отмирания дельты [18]. Наличие глинистых разрезов отчужденных русловых систем (стариц) позволяет отнести рассматривае-мую дельту к лопастному типу, где выдержанный по площади песчаный покров расчленяется системой глинистых рукавов стариц на обособленные и гидродинамически не связанные песчаные тела.

Примером аналогичной дельтовой системы может служить верхнеюрский пласт Ю1/3а Вахского месторождения [19]. В пределах месторождения пробурено 2500 поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин (рис. 4), что позволило провести детальное картирование глинис-тых рукавов, ширина которых не превышает 500 м (см. рис. 4а). Особенности пространственного развития рукавной системы глинистых разрезов пласта влияют на распределение нефтеносности в пределах месторождения, формируя целый ряд самостоятельных залежей с различными отметками водонефтяных контактов.

В пределах рассматриваемой территории в соответствии с принятой моделью строения пласта ЮВ1/1 (см. рис. 4б) также отмечаются различия в положении водонефтяных контактов выявленных залежей нефти. С учетом дельтового генезиса строения коллектора и пространственных фрагментов его литологического замещения в скважинах можно сформировать прогнозную модель нефтегазоносности для пластов ЮВ1/1а и ЮВ1/1б (см. рис. 4в, г).

Более объективный прогноз пространственного положения глинистых рукавов может быть получен по результатам сейсмогеологической интерпретации проведенных на площади сейс-моразведочных работ методом отраженных волн. В результате при картировании фронтальных литологических экранов возможно уточнение локализации выявленных скоплений углеводородов и выделение новых поисковых объектов.

ВЫВОДЫ

Выделение в объеме продуктивного коллектора ЮВ1/1 самостоя-тельных объектов эксплуатации пластов ЮВ1/1а и ЮВ1/1б позволяет осуществить раздельный фациальный анализ строения рассматриваемых резервуаров и изменить представление о пространственной локализации выявленных залежей нефти.

Подбор индивидуальных фильт-рационно-емкостных зависимос-тей для выделенных фациальных обстановок продуктивных плас-тов способствует корректировке геологической модели строения залежей нефти по фильтрующему поровому объему в соответствии с принятым пределом коллектора по проницаемости.

Подобранная седиментационная модель для пластов ЮВ1/1а и ЮВ1/1б – лопастная дельта – предусматривает пересмотр результатов интерпретации данных сейсморазведки с целью выделения в объеме рассматриваемых коллекторов руковообразной системы их глинизации, что позволит уточнить пространственную локализацию выявленных залежей углеводородов и обна-ружить в пределах рассматриваемой территории новые нефтеперспективные объекты структурно-литологического типа.

Повышение эффективности процесса эксплуатации газовых залежей основано на анализе динамики параметров залежи и выявлении связей между состоянием залежи и процессом управления разработкой [1–2]. С 2002 г. в рамках процедур конт-роля за процессом эксплуатации залежей с использованием средств анализа CTC-Expert [3] выполняется оценка динамичес-ких параметров эксплуатации (темпов падения давления, темпов отбора газа) основных разрабатываемых и обслуживаемых месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск»: Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Губкинское и Еты-Пуровское. В статье использованы результаты работы [4] и данные инфор-мационных отчетов Comteco и ЗАО «ПУРГАЗ» за 2001–2015 гг., а также Comteco и «Газпром добыча Ноябрьск» за 2006–2015 гг., предоставленные фондами предприятий. В настоящей работе представлены результаты разделения зоны эксплуатации на группы скважин по стабильности динамики давления и прогнозу падения давления в них в сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения [4].

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

По данным для скважин объектов Губкинского месторождения рассчитаны коэффициенты наклона кривых падения пластового давления в сопоставлении с датой замеров и отборами газа по эксплуатационным скважинам в выбранных интервалах эксплуатации залежей (рис. 1–2). Значения полученных коэффициентов численно приведены к единицам пластового давления и характеризуют динамику падения пластового давления за единицу времени (год) для темпов падения давления и за период отбора единицы газа (1 млрд м3) для темпов отбора газа.

Таким образом, темп падения давления на определенную дату (дата конца интервала) показывает модальное значение падения давления в указанной скважине за год в данном интервале оценки параметра. Темп отбора газа, в свою очередь, показывает значение падения пластового давления в этой скважине за период отбора 1 млрд м3 газа в данном интервале оценки параметра. Эти параметры динамики пластового давления рассчитывались по 2–5 интервалам дат исследуемого процес-са эксплуатации залежей для всех эксплуатационных скважин. Интервалы расчета выбраны по стабильности динамики давления в них и составляют от 2 и более лет. Численно оценивается динамика падения давления в скважине для данного интервала дат.

АНАЛИЗ ГРУПП СКВАЖИН

Анализ динамики пластового давления с начала разработки детально проводился по эксплуа-тационным скважинам Южного участка газовой залежи Губкинского месторождения в составе работ по сопровождению базы геолого-промысловых данных ЗАО «ПУРГАЗ» (использованы данные вышеуказанных информационных отчетов из фондов предприятия). Характер кривых падения давления скважин участка в основном однообразный и отличается у некоторых скважин при плохих свойствах пласта в интервале перфорации.

Площадной анализ карт распределения пластового давления, изменения давления за квартал (и более), темпов падения давления не позволил обоснованно выделить зоны с характерными свойствами параметров (значения, стабильность, динамика). В связи с этим группы скважин со стабильными распределениями динамики пластового давления были выделены на основе сопоставления пластового давления, темпов падения давления скважин на графиках и их динамики.

Разделение скважин на три группы (стабильные, средние и падающие) проявляется на графиках сопоставления пластового давления скважин с давлением в предыдущем квартале в виде характерной связи параметров для каждой группы. Угол наклона графика для каждой группы изменяется соответственно и зависит от сезонных колебаний отборов газа. Стабильность состава групп и аналогия изменений связей фиксировались на протяжении восьми лет наблюдений. Эти же группы скважин выделяются при сопоставлении темпов падения давления с пластовым давлением и темпами отбора газа (рис. 3, 4). Расположение скважин выделенных групп представлено на рис. 3 и 4 и частично объясняет их характеристики по динамике падения давления (рис. 5).

Скважины зон стабильной группы имеют хороший приток газа с трех сторон, что снижает падение давления в них и обеспечивает стабильные дебиты газа. Скважины падающей зоны находятся в центре Южного участка газовой залежи Губкинского месторождения в депрессионной воронке с плохой подпиткой газа с окраин участка, что создает минимальные давления по залежи и высокие значения темпов падения. Скважины средней группы по своим характеристикам располагаются между предыдущими группами и отличаются максимальным диапазоном значений изменения параметров внутри интервала. Графики сопоставления темпов падения давления и пластового давления скважин, а также темпов падения давления разных периодов (см. рис. 3, 4) эффективно применяются на других месторождениях для разделения скважин на группы по стабильности динамики давления.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Разделение Южного участка газовой залежи Губкинского месторождения на зоны по стабильности динамики давления детализирует залежь не только по динамике пластового давления. Данное разделение подчеркивает отличие динамики темпов отбора газа для каждой из выделенных групп (см. рис. 4). Общий характер связи темпов отбора газа на 2007 и 2012 г. показывает простое увеличение параметров по всему диа-пазону на постоянную величину. В каждой группе линии регрессии сопоставления параметров имеют больший наклон и более тесный характер связи (см. рис. 4), т. е. в зависимости от зоны скважины с более высокими темпами отбора газа имеют тенденцию увеличения на меньшее значение.

Большие толщины залежи на Южном участке эксплуатации залежи и вскрытие пласта скважинами кустов в различных слоях обеспечивают дифференциацию пластового давления в скважинах одного куста [7]. Вместе с тем разделение на зоны по темпам падения давления выполняется целиком по кустам, а не по отдельным скважинам (рис. 5). Таким образом, дифференциация динамики давления является характеристикой зон залежи в процессе эксплуатации, а не отдельных скважин.

Характер разделения на группы по стабильности распределений темпов падения давления целиком по кустам выдерживается и на других объектах исследования. Локальность распределений темпов падения давления выдерживается как на графиках, так и по площади зоны эксплуатации залежи. Подтверждается важное свойство разделения скважин на группы по стабильности распределений темпов падения давления. Независимо от интервала вскрытия пласта (слоя) в скважинах куста, толщины интервала вскрытия, среднесуточных дебитов все выделенные группы состоят из списков с полным набором скважин в кустах. Следовательно, темпы падения давления выступают характерным свойством не конкретной скважины, а зоны отбора куста и, чаще, зоны нескольких кустов.

Характер выделения зон стабильности темпов падения давления показывает, что динамика пластового давления зависит не только от фильтрационно-емкостных свойств области дренирования скважины. Изменение темпов падения давления и стабильность их положения в выделенных зонах больше зависят от характеристик межскважинных, межкус-товых объемов залежи, а также областей окраин залежи между контуром и зоной эксплуатации. Параметры динамики пластового давления характеризуют процесс эксплуатации залежи как объекта разработки в целом более четко, чем разнородные исходные данные. Поэтому результаты анализа динамики пластового давления и разделения залежи на зоны по стабильности давления необходимо учитывать при формировании технологических режимов разработки скважин и регулировании отборов газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ динамики темпов падения давления основных разрабатываемых и обслуживаемых месторождений «Газпром добыча Ноябрьск» (Комсомольское, Западно-Таркосалинское и Еты-Пуровское) с использованием аналогичных сопоставлений позволил выделить на них зоны с характерной стабильностью динамики пластового давления. Границы и положение этих зон в теле залежей коррелируются часто с линиями разломов, отличием времени ввода в эксплуатацию и другими факторами. Вместе с тем характерная динамика темпов падения давления выделенных групп в процессе эксплуатации с сохранением границ групп свидетельствует о наиболее важной причине дифференциации падения давления в теле залежи.

Основными инструментами регулирования отборов в процессе эксплуатации газовых месторождений (в зависимости от режима эксплуатации) выступают выравнивание давления по объ-ему залежи путем распределения отбора газа в эксплуатационных скважинах и (или) воздействие на динамику обводнения скважин путем установления оптимальных уровней отбора с учетом неоднородности отложений [4]. Конкретные методы регулирования отборов скважин зависят от ряда технологических факторов и целей. При этом необходимо учитывать принадлежность скважины (куста) к определенной зоне по стабильности динамики давления, так как конкретное значение пластового давления или темпа падения давления не все-гда правильно характеризуют темп падения давления в данной скважине. Для подтверждения правильности параметров регулировки желательно оценивать динамику темпов падения давления в последующем и учитывать движение контакта в данной зоне залежи.

В случае, когда регулирование нацелено на выравнивание давления, а именно, снижение темпов падения давления скважин кустов, группы скважин для зон с высокими темпами, поставленная задача решается за счет снижения отборов газа скважин выбранных групп с высоким темпом падения давления. Также выполняются контроль (оценка темпов падения давления в течение 2–4 кварталов после начала регулировки) и сопоставление с предыдущими периодами для уточнения параметров регулирования (буферных давлений, диаметров шайб или другое). В данной схеме должны использоваться результаты анализа темпов падения давления при выравнивании давления по объему залежи.

Таким образом, оценка динамики падения пластового давления и группирование скважин по стабильности темпов падения давления входит в число необходимых составляющих процедуры конт-роля разработки и оптимизации процесса эксплуатации газовых залежей.

В составе газа, подаваемого в абсорбционное оборудование, возможно наличие тяжелых углеводородов, турбинного масла, что обосновано нормативами технологических потерь газоперекачивающих агрегатов дожимных компрессорных станций и уносов сепарационного оборудования.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» уделяет значительное внимание внедрению инновационных технических и технологических решений, в том числе направленных на повышение качества очистки гликолей. К ним относятся использование современных фильтрующих элементов, применение технологий восстановления свойств гликолей и др. [1–6].

Принципиальная схема системы регенерации триэтиленгликоля (ТЭГ) Западно-Таркосалинского газового промысла (ГП) представлена на рис. 1.

Раствор насыщенного ТЭГ (НТЭГ) из абсорберов цеха осушки газа (1) направляется в дегазатор для дегазирования (2), далее в трехфазный разделитель НТЭГ (3), блок фильтров (4) и через теплообменные аппараты (5) поступает в блок огневой регенерации (6). Нагреваясь до температуры 185 ºС, из НТЭГ выпаривается парожидкостная смесь, которая, конденсируясь на аппаратах воздушного охлаждения (7), поступает в разделитель рефлюкса (8). Регенерированный ТЭГ (РТЭГ) из блока огневого регенератора откачивается насосом в расходную емкость (9) для последующей подачи в абсорбционное оборудование.

На этапе проектирования установки комплексной подготовки газа в системе регенерации гликоля технологический аппарат – разделитель НТЭГ был разработан и изготовлен как трехфазный аппарат. Отбор проб НТЭГ на входе и выходе из разделителя (3) показал, что гликоль в аппарате в процессе эксплуатации находится во вспененном состоянии, что значительно осложняет процесс расслоения жидкостей по плотностям.

Нахождение НТЭГ в состоянии пены обосновано небольшим объемом аппарата (14,3 м3), значительным расходом ТЭГ (>10 м3/ч) и недостаточным временем для успокоения эмульсии с последую-щим расслоением ее по плотнос-ти. Таким образом, на первом этапе работы системы регенерации из НТЭГ не реализуется процесс отведения углеводородной составляющей. Далее под воздействием высоких температур в рабочем растворе НТЭГ в теплообменном оборудовании образуются продукты термодеструкции в виде коллоидных включений.

Наличие коллоидных включений в рабочем растворе гликолей значительно снижает ресурс эксплуа-тации материала фильтр-патронов, коалесцирующих устройств разделителей ТЭГ, увеличивает гидравлическое сопротивление технологических аппаратов и выступает в качестве основной причины образования отложений на стенках теплообменного оборудования, приводящих к снижению эффективности теплообмена.

ДОРАБОТКА РАЗДЕЛИТЕЛЯ

Для решения выявленной проблемы были проведены исследования режимов работы аппарата, разработан проект доработки внутренней оснастки разделителя НТЭГ, в котором особое внимание уделено повышению эффективности фазового расслоения смеси ТЭГ и углеводородной составляю-щей.

Внутренняя конструкция доработанного разделителя НТЭГ представлена на рис. 2. Для разделителя НТЭГ были разработаны и изготовлены: узел подачи и распределения НТЭГ (1); успокоительная секция и узел коагуляции (2); сепарационная насадка конденсатосборника (3). Вся внутренняя оснастка выполнена из высококачественной стали (частично с применением нержавеющей стали) в блочном исполнении для обес-печения простоты монтажа внут-ри аппарата. Применение стали в качестве материала функцио-нальных элементов внутренней оснастки позволяет вести подготовку аппарата к внутреннему осмотру с применением водяного пара высокой температуры.

На рис. 3–5 представлены: узел подачи и распределения НТЭГ; успокоительная секция и узел коагуляции НТЭГ; сепарационная насадка конденсатосборника.

После проведения монтажных работ и гидроиспытаний разделитель НТЭГ цеха насосно-емкостного оборудования Западно-Таркосалинского ГП введен в опытно-промышленную эксплуатацию.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Выполненная доработка внут-ренних конструктивных элементов разделителя НТЭГ направлена на обеспечение эксплуатации аппарата как трехфазного в условиях ограниченного объема и высокой нагрузки по расходу НТЭГ. Специально разработанный, изготовленный и смонтированный узел подачи и распределения ТЭГ в комплексе с успокоительной секцией должны переводить поступающий НТЭГ из вспененного состояния в жидкость, что значительно сократит время для расслоения абсорбента и углеводородной фазы по плотности.

Дополнительно смонтированный узел коагуляции и сепарационная насадка должны обеспечивать отбор из ТЭГ в конденсатосборник верхнего угле-водородного слоя (масла и газовый конденсат). Отведение из рабочего раствора гликоля углеводородной составляющей до начала процесса нагревания раствора ТЭГ выступает залогом минимизации последствий процесса деструкции абсорбента, повышения эффективности работы теплообменного оборудования, снижения нагрузки на фильтрую-щее оборудование газового промысла.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплексная доработка разделителя НТЭГ направлена на повышение эффективности применяемой технологии подготовки углеводородной продукции и обес-печение снижения технологичес-ких потерь и производственных затрат. Данное инновационное техническое решение планируется к реализации на объектах ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в случае получения положительных результатов опытно-промышленной эксплуатации.

На Уренгойском лицензионном участке силами АО «Ачимгаз» и ООО «Газпром добыча Уренгой» реализована схема мониторинга разработки, представляющая сис-тему постоянного контроля забойных и устьевых параметров, своевременное проведение газодинамических исследований (ГДИ) с регистрацией кривой восстановления давления (КВД) [1], газоконденсатных (ГКИ) и промыслово-геофизических (ГИС-К) исследований, непрерывную регистрацию забойных и устьевых параметров на скважине, а также параметров в шлейфе, на промысле и коммерческий учет продукции [2].

Традиционно при интерпретации результатов ГДИ газовых и газоконденсатных скважин используют классическую методику с построением индикаторной диаграммы и определением коэффициентов фильтрационных сопротивлений A и B уравнения притока. При этом величина пластового давления и, соответственно, проницаемость пласта определяются методом Хорнера, т. е. построением касательной к конечному участку КВД [3].

Данный подход при интерпретации ГДИ скважин, вскрывающих коллекторы ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), не обеспечивает необходимой точности по следующим причинам:

– за продолжительное время работы скважины на режиме фильтрации не происходит установления псевдостационарной фильтрации [4], что приводит к некорректному определению коэффициентов фильтрационных сопротивлений A и B уравнения притока (влияние длительности режима на вид индикаторной диа-граммы представлено на рис. 1);

– на большинстве ачимовских скважин выполнен гидроразрыв пласта (ГРП), и достоверно определить по фактической записи КВД участок радиального течения газа затруднительно, а иногда даже невозможно, что исключает правильность подхода по определению пластового давления и проницаемости пласта построе-нием касательной на графике Хорнера в отсутствие фактичес-кого выхода режима течения газа на радиальный [5];

– отсутствие возможности определения фильтрационных характеристик каждого из входящих в эксплуатационный объект плас-тов, необходимой для последую-щей настройки гидродинамичес-кой модели.

В результате при решении поставленных перед ГДИ задач особое внимание необходимо уделять неустановившимся режимам фильтрации. При этом максимальной информативностью обладают данные о давлении на забое, характеризующиеся минимальным «шумом» в отсутствие нестабильности притока скважины [6].

Таким образом, взамен построе-ния индикаторных диаграмм для проведения интерпретации ГДИ скважин ачимовских отложений Уренгойского НГКМ предлагается комбинация существующих методов интерпретации.

Анализ производной Бурде

На первоначальном этапе выполняется построение и анализ вида диагностического графика и поиска на элементах производной Бурде характерных типовых участков, свойственных подав-ляющему большинству скважин и пластов, таких как накопление жидкости и газа в стволе скважин (линия с единичный уклоном на производной), радиальный и ранний радиальный приток (линия с нулевым уклоном производной), линейный режим течения (линия с уклоном 1/4 и (или) 1/2 на производной) и т. д.

Подобный анализ исключительно по виду графика производной Бурде позволяет выявить на первоначальном этапе определенные особенности, характерные для данной скважины, в частности:

– необходимо ли производить процедуру сглаживания данных низкого качества записи давления ввиду низкой дискретности прибора;

– установился ли за время остановки скважины радиальный режим течения;

– прослеживается ли на начальном участке кривой влияние накопления в стволе скважины;

– диагностируются ли для скважин с ГРП характерные режимы течения;

– прослеживаются ли для скважин с горизонтальным окончанием типовые режимы течения.

Ответы на данные вопросы поз-волят на следующем этапе интерпретации выбрать правильные модели типовых кривых, присущие определенной скважине, пробуренной в конкретных геологических условиях.

Второй этап анализа и интерпретации ГДИ (КВД) газоконденсатных скважин ачимовских отложений Уренгойского НГКМ заключается в применении метода нелинейной регрессии [7]. Данный метод интерпретации реализован во многих современных программных обеспечениях, которые служат инструментом для анализа и интерпретации ГДИ. Более того, отдельные модули позволяют получить необходимые результаты для двух и более пластов с различными фильтрационно-емкостными свойства-ми [8, 9].

АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СКВАЖИНЫ

Результатом интерпретации КВД в текущем представлении является аналитическая модель скважины, описывающая динамику забойного давления во времени в зависимости от дебита газоконденсатной смеси в виде одной непрерывной функции, переменными в которой выступают следующие основные диагностируемые фильтрационные параметры, определяющие продуктивность скважины: k – средняя проницаемость пластов в зоне дренирования; kh – проводимость пластов, 1 мД.м = 1,02.10-15 м2.м; S – скин-эффект в пределах каждого пласта; Xf – полудлина трещины ГРП (для скважин с ГРП); Fc – проводимость трещины ГРП (для скважин с ГРП); kz/kx – анизотропия пласта (для субгоризонтальных скважин); hw – работающий интервал полого направленного участка ствола скважины (для субгоризонтальных скважин).

Исходными данными для дос-товерного определения вышеуказанных параметров служат: непрерывная запись забойного давления датчиком, синхронизированная с дебитом жирного газа; зависимости свойств жирного газа (плотность, сверхсжимаемость, вязкость, объемный коэффициент) от давления; фактическое значение радиуса скважины по долоту; тип и толщина каждого вскрытого пласта; распределение дебита по пластам; тип вскрытия пласта; результаты ГРП и иных геолого-технических мероприятий; начальное значение забойного давления до запуска скважины в эксплуатацию.

Результаты интерпретации ГДИ двух скважин с различным заканчиванием представлены на рис. 2 и в табл. 1. Доля погрешности аналитической модели, определяемая как разница между расчетным и фактическим забойным давлением за историю работы скважин, не превышает 1 %.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Низкая погрешность в интерпретации достигается при учете следующих важных параметров.

Учет времени работы скважин перед КВД. Интерпретация КВД выполняется в первую очередь на основе анализа диагностического графика – производной Бурде [10], поэтому для получения правильного вида кривой необходимо учитывать всю историю работы скважины с момента запуска, а не ограничиваться исключительно периодом проведения ГКИ перед снятием КВД.

Влияние истории работы скважины на вид производной Бурде рассмотрено на рис. 3, где представлено два диагностических графика, построенных с учетом истории работы по двум скважинам: с субгоризонтальным окончанием без ГРП (см. рис. 3а); с вертикальным вскрытием и ГРП (см. рис. 3б). Сверху наложены аналогичные графики, построенные с искусственным обнулением истории работы данных скважин до начала проведения работ по ГКИ. Верхние точки на графике (псевдодавление) полностью совпадают, а для нижних точек (значения производной Бурде) наблюдается расхождение на конечном участке КВД, поскольку в расчете значений производной Бурде участвует время работы скважины до КВД.

Таким образом, перед анализом диагностического графика, полученного по результатам записи КВД, в первую очередь необходимо учитывать историю работы скважин перед снятием КВД с целью исключения ошибок некорректного определения пластового давления и проницаемости пласта.

Учет начального (пускового) давления. Возвращаясь к диаг-ностике радиального режима течения, по графику производной отмечается, что по подавляющему большинству анализируемых КВД скважин, вскрывающих ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, за период регистрации давления [5] не наблюдается достижение нулевого уклона производной. Это связано с низкой проницаемостью пласта и применением на данных скважинах технологии ГРП с закачкой в пласт 300 т и более пропанта на одну стадию, которые не позволяют в явном виде диагностировать радиальный режим течения за время регистрации КВД.

Разберем более подробно на примере скважины с вертикальным вскрытием и ГРП (см. рис. 3б). Из представленного диагностического графика можно предпо-ложить несколько вариантов поло-жения так называемой полки kh (радиальный режим притока).

Далее по каждому выбранному сценарию произведена интерпретация КВД с использованием модели вертикальной скважины с моделью трещины конечной проводимости в однородном плас-те. По каждому из выбранных случаев можно с определенной долей погрешности обеспечить приемлемую сходимость расчетного забойного давления во время КВД с фактическими значения-ми на конечном участке записи давления (рис. 4). В таком случае диагностируемые параметры по результатам настройки модели будут совершенно различными (табл. 2), как и начальное давление, при котором скважина запущена в эксплуатацию.

При верном решении в данном случае обеспечивается максимально близкое расчетное значение забойного давления к фактическому, приуроченному к запуску скважины в работу, и за весь период.

Отсутствие данных о начальном давлении ведет к погрешности интерпретации фильтрационных параметров, которая может достигать >50 %.

Учет интерференции скважин. В настоящее время активно ведется эксплуатационное разбуривание ачимовских отложений Уренгойского НГКМ и неизбежны случаи формирования общих воронок депрессии с соседними скважинами. Выход режима течения на радиальный приток может быть ложно принят за интерференцию соседних добывающих скважин, что выражается в замедлении темпа восстановления давления на конечном участке КВД.

Учет интерференции при этом выполняется за счет использования модели границ с отсутствием притока [8] вокруг тестируемой скважины, что позволяет воспроизвести реальные условия дренирования ограниченной зоны пласта и получить динамику снижения пластового давления в пределах ограниченной зоны. Положение границ выбирается, исходя из фактического расположения забоев скважин, с обязательным учетом накопленных отборов по ним.

Учет распределения добычи по пластам. Разберем важность учета доли вклада каждого из пластов на примере интерпретации КВД одной из скважин, на которой выполнен раздельный ГРП (скважина Б, см. табл. 1). По результатам ГРП в пласте размещено 60 т пропанта, а в пласте Ач3–4 – 100 т. По данным ГИС-К, вклад пласта Ач3–4 составляет 90 % при общей толщине 32 м, а пласта – 10 % при общей толщине 56 м.

Интерпретация КВД данной скважины возможна как с использованием модели вертикальной скважины с двумя ГРП в двух пластах, так и упрощенной однопластовой модели с одним ГРП. В обоих случаях обеспечивается высокая сходимость расчетных и фактических данных по забойному давлению за весь период работы скважины. Но с использованием упрощенной одноплас-товой модели невозможно будет определить причины низкой доли вклада пласта Ач5 в суммарный дебит скважины при большей толщине. При этом использование многопластовой модели позволяет определить, что параметры трещины ГРП в пласте Ач3–4 выше, чем в Ач5 за счет большей массы пропанта, а проницаемость пласта Ач5 в девять раз ниже, чем Ач3–4 (см. табл. 1), что и определило меньшую долю вклада пласта Ач5.

Кроме разной массы закачиваемого пропанта по объектам, существуют скважины, в которых в одном пласте проведен ГРП, а другой пласт перфорирован. Тогда использование стандартной однопластовой модели некоррект-но для оценки эффективности ГРП и фильтрационных свойств пласта.

Анализ чувствительности полученных параметров. Зачастую при интерпретации КВД с использованием средств моделирования непосредственно программным продуктом автоматически осуществляется подборка фильтрационных параметров для максимальной сходимости расчетного и фактического забойного давления методом нелинейной регрессии. В таком случае важно обращать внимание на то, чтобы при варьировании параметров полученное решение оставалось устойчивым и каждый из диагнос-тируемых в итоге параметров был чувствителен к изменениям в пределах ±20 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Применение представленных подходов при интерпретации ГДИ позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

– сформированный подход к интерпретации ГДИ позволил су-щественно сократить погрешнос-ти в определении фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и удаленной части каждого из вскрытых пластов;

– проектные решения об оснащении скважин забойными датчиками позволили с высокой долей уверенности оценивать вклад в продуктивность геологических условий и технологии заканчивания скважин (данный вопрос особенно актуален для скважин с субгоризонтальным окончанием и многостадийным ГРП);

– опыт интерпретации КВД скважин, дренирующих низкопроницаемые ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, выявил необходимость совершенствования существующего программного обеспечения для сложной архитектуры забоя скважин и многопластовых объектов разработки.

Таблица 1. Диагностируемые параметры скважинTable 1. Diagnosed well parameters

Таблица 2. Результаты интерпретации по выбранным вариантамTable 2. Interpretation results for selected variants

Планирование строительства газопровода в условиях сверхглубоких вод (глубина более 1500 м) длится годы. Каждый такой проект представляет собой сложнейшую инженерную задачу, но немногие могут сравниться по технической сложности с проектом «Турецкий поток» (рис. 1), инициированным ПАО «Газпром» в 2011 г. с целью поставки 31,5 млрд м³ природного газа в год в Турцию и Европу. Условия в Черном море, по дну которого проложены две нитки газопровода, весьма сложны для прокладки трубопроводов. Сложности связаны не только с глубиной Черного моря, достигающей около 2200 м (внешнее давление ~22 МПа), но и с существенным содержанием в воде сероводорода, обладающего коррозионным действием.

Морской участок газопровода проходит по крутому склону на границе континентального шельфа в российских водах. Укладка труб на 43-градусном склоне на обрыве российского шельфа – чрезвычайно сложный вызов для большинства обычных трубоукладочных судов (рис. 2).

«Турецкий поток» стал первым проектом ПАО «Газпром» по укладке газопровода в сверхглубоких водах, который компания реализует полностью самостоя-тельно. Проект предполагает морскую укладку двух ниток газопровода протяженностью по ~935 км каждая. Работы начались в 2011 г. на базе знаний, полученных ПАО «Газпром» при реализации проекта «Голубой поток» (2003 г.) совместно с партнером – компанией ENI.

Ведущим трубопрокатным заводам из разных стран было предложено решить непростую задачу – произвести трубы, способные выдержать экстремально высокое давление под водой, сохраняющие целостность в агрессивной среде на протяжении расчетного срока эксплуатации в 50 лет, с диаметром и толщиной стенки, обеспечивающими максимальную экономичность при строительстве и эффективность при поставках газа.

После тщательных производственных испытаний в 2012 г. для выпуска труб были выбраны российские трубопрокатные заводы – Выксунский металлургический и Ижорский трубный, а также немецкий завод Europipe и японский консорциум Marubeni-Itochu and Sumitomo. В 2013 г. предприятия начали производство 155 тыс. труб для проекта.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ТРУБ

В процессе прокатки листового металла и формирования труб, особенно с учетом требований проекта «Турецкий поток», происходит частичное снижение прочности материала в связи со смещением межзеренных границ. Термообработка изогнутых стальных труб может восстановить исходную твердость материала, но на практике 100%-ное восстановление твердости требует специализированных знаний о поведении сплавов при термической обработке. До проекта «Турецкий поток» этот процесс не применялся в трубопроводной отрасли в условиях массового производства. Впервые в массовом производстве труб трубопрокатные заводы разработали надежный производственный процесс, обеспечивающий восстановление свойств материала на 100 %.

Конструкция трубопровода проиллюстрирована на рис. 3 и 4. Толщина стенки 39 мм обеспечивает достаточную прочность труб для сопротивления не только внутреннему давлению газа (28,4 МПа), но и внешнему давлению воды, а также силам, действующим на трубопровод при укладке в условиях экстремальной глубины воды.

Для уменьшения трения при прохождении потока газа на внутреннюю поверхность труб нанесено гладкое эпоксидное покрытие толщиной чуть больше десятой доли миллиметра. Эпоксидное полипропиленовое покрытие наружной поверхности защищает трубы от коррозионной среды и внешнего воздействия.

Вместе с тем толщины стенки в 39 мм недостаточно, чтобы предотвратить лавинное смятие труб в результате инцидента при строительстве или аварийной ситуации. Для борьбы с этим явлением через каждые 4 км устанавливаются гасители лавинного смятия, имеющие толщину стенки 74 мм, достаточную для того, чтобы остановить распространение смятия (рис. 5). Выбранный внешний диа-метр труб (813 мм) обеспечивает эффективную поставку необходимых объемов газа при оптимальном давлении.

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ КРУПНЕЙШЕГО СТРОИТЕЛЬНОГО СУДНА

Когда проект «Турецкий поток» находился в стадии проектирования, компания Allseas завершала строительство судна Pioneering Spirit, призванного преобразовать весь сектор морского строительства, крупнейшего строительного судна в мире (рис. 6).

Катамаранная конструкция и длина 382 м позволяют судну Pioneering Spirit работать в условиях, недоступных для других судов, что сокращает общую длитель-ность простоев при строительстве морских газопроводов. Согласно расчетам, мощность натяжителей судна Pioneering Spirit (2000 т) и сварочных установок также позволит повысить скорость укладки труб. «Турецкий поток» стал первым проектом судна Pioneering Spirit по укладке труб.

Команда свыше 500 чел. и шесть сварочных постов позволили судну Pioneering Spirit вести укладку труб с высокой скоростью. Судно поставило рекорд скорости укладки труб – 6,3 км/сут. Для этого в течение 24 ч было выполнено более 500 сварных стыков, т. е. на каждую трубу приходилось менее 3 мин. При этом высокая скорость укладки на судне Pioneering Spirit не означает компромисса в отно-шении качества, так как для его обеспечения сварные швы проходят проверку ультразвуком.

Кроме того, судно Pioneering Spirit продемонстрировало способность работать с однотрубными и двухтрубными секциями (используемыми на проекте «Турецкий поток») со средней скоростью укладки около 5 км/сут, тогда как средняя скорость по отрасли составляет 3,7 км/сут. Это позволило сэкономить для проекта «Турецкий поток» около 6 мес.

ТЕХНОЛОГИЯ МИКРОТОННЕЛИРОВАНИЯ

Инновации потребовались и на российском береговом участке в Анапе, чтобы соединить линейный участок газопровода от объектов берегового примыкания с морским участком, проложенным по дну Черного моря в условиях крутого склона и высокой плотности населения на прилегающей территории. Австрийская строительная компания Strabag предложила подходящее решение – инновационную технологию микротоннелирования, предполагающую бурение двух закрепленных бетоном шахт через массивные горные породы (рис. 6).

При помощи сверхсовременного тоннелепроходческого комплекса (Herrenknecht AG) и линейной лебедки KTC 800 (Bezemer Group B.V.) максимальной мощностью 800 т две нитки морского газопровода были протянуты через микротоннели на берег.

ОТКАЗ ОТ ГИДРОИСПЫТАНИЙ

По завершении строительства морского трубопровода перед подачей газа или нефти согласно стандартным отраслевым практикам проводятся его гидроиспытания: через трубопровод прокачивается отфильтрованная морская вода, чтобы выявить возможные утечки. Это традиционный, дорогой и долгий процесс. Гидроиспытания на сверхвысокой глубине требуют учета особых условий при проектировании трубопровода для контроля последствий потенциального поперечного выпучивания в связи с высоким внутренним давлением при проведении испытаний. Фактически такие требования создают дополнительные ограничения при проектировании, означающие дополнительные риски и расходы по их снижению. Как правило, испытания проводятся под надзором международного агентства по сертификации (например, DNV-GL), чтобы подтвердить соответствие трубопровода основным техническим требованиям в отношении целостности по окончании строительства.

За счет применения сверхсовременных производственных процессов и в результате строго-го контроля качества на всех этапах проекта агентство DNV-GL освободило ПАО «Газпром» от необходимости проводить гид-роиспытания. «Турецкий поток» стал первым морским газопроводом, построенным по стандартам DNV-GL, который был освобожден от гидроиспытаний. Это позволило значительно сэкономить время и средства на этапах строительства газопровода и пусконаладочных работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Стремление задать новый уровень стандартов в проектировании, строительстве и контроле качества позволило ПАО «Газпром» совместно с многими его поставщиками и подрядчиками реализовать ряд инноваций в сфере сверхглубоководной укладки труб, преодолев множество технических сложностей. Проект будет завершен в ближайшей перспективе (подача газа ожидается в декабре 2019 г.) и станет приносить прибыль в течение многих лет.

Синтез-газ (СГ), представляю-щий смесь водорода Н2 и монооксида углерода СО, является промежуточным сырьем для синтеза большинства целевых химических продуктов, в том числе метанола. При малотоннажном производстве метанола в промысловых условиях перс-пективной технологией получения СГ считается парциальное окисление углеводородных газов (УВГ) воздухом в высокоэнергоемких малогабаритных управляемых трехкомпонентных газогенераторах СГ (ГСГ), позволяющих создавать мобильные транспортабельные установки [1, 2].

Состав и параметры генерируемого СГ оказывают определяющее влияние на эффективность каталитического синтеза метанола, поэтому автоматическое управление режимами работы ГСГ служит важнейшим способом повышения эффективности технологического процесса получения СГ. Для решения задач управления необходимо знание математических моделей процессов в реакторах, связываю-щих входные управляющие воздействия с выходными управляемыми переменными. Традиционно используемые проектантами ГСГ математические модели – уравнения равновесия (диссоциации), уравнения материального баланса (сохранения вещества), уравнения Дальтона и уравнения сохранения энергии – описывают равновесные термодинамические процессы в газогенераторе [3]. На их основе рассчитывают параметры режимов процессов парциального окисления (горения при недостатке окислителя), концентрации компонентов газовой смеси на выходе реакторов, необходимую производительность реакторов, номинальные значения массовых расходов компонентов подачи (горючего, окислителя, воды). Но эти модели не позволяют непосредственно получать и исследовать характеристики ГСГ типа «вход – выход», синтезировать законы управления технологическими процессами.

В работе [4] предложена методика структурной и параметричес-кой идентификации статических характеристик высокотемпературных реакторов. В настоящей статье методика развивается применительно к конкретному семейству ГСГ, предназначенному для использования в малотоннажных установках по производству метанола и работающему на компонентах «природный газ – воздух» [2, 5], с целью получения зависимостей, связывающих установившиеся значения выходных параметров камеры сгорания ГСГ с входными управляющими воздействиями.

ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

Трехкомпонентный ГСГ представляет управляемый химичес-кий реактор – охлаждаемую модульную конструкцию, состоящую из следующих основных элементов [1]: блоки подачи природного газа, воздуха и химочищенной воды, смесительная головка, устройство зажигания, камера сгорания (КС), испарительная камера (ИК), блок очистки от твердой фазы, блок автоматики. Входными управляющими воздействиями для ГСГ выступают массовые расходы компонентов подачи (природного газа, воздуха и химочищенной воды). Выходными переменными КС ГСГ являются объемные и массовые расходы Н2, СО, диоксида углерода СО2, отношение объемных концентраций Н2/СО, температура газовой смеси на выходе КС Т.

Работа ГСГ происходит следую-щим образом. Природный газ и воздух от компрессоров через расходомеры – регуляторы массовых расходов подают с давлением 6,5–7,5 МПа в блоки подготовки компонентов, с выхода которых нагретый и увлажненный природный газ и нагретый воздух раздельно подают в смесительную головку ГСГ [2, 5]. В КС газогенератора происходит парциальное окисление природного газа воздухом с образованием на выходе газовой смеси, состоящей из СГ, СО2, водяного пара, азота, непрореагировавшего природного газа и следовых количеств других компонентов, включая конденсированную фазу (сажу и смолы). С выхода КС газовая смесь поступает в ИК, в которую подают химочищенную воду для охлаждения газовой смеси до регулируемой температуры Т = 850–950 °C. При этом протекают побочные реакции некаталитической паровой конверсии СО и газификации сажи, в результате чего балансовый состав газовой смеси на выходе ГСГ изменяется с увеличением отношения Н2/СО, что благоприятно для синтеза метанола.

Основным технологическим режимом работы ГСГ является квазистационарный режим стабилизации массовых расходов природного газа и воздуха, обес-печивающий номинальное соотношение компонентов подачи, характеризуемое коэффициентом избытка окислителя, и, соответственно, требуемый количест-венный и качественный состав генерируемой газовой смеси на выходе КС.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Идентификация нацелена на получение зависимостей приращения выходных переменных (мольных и массовых концентраций компонентов генерируемого водородсодержащего газа (H2, CO, CO2, H2O), отношения Н2/СО и температуры Т) от приращений входных переменных (массовых расходов сырья и окислителя или коэффициента избытка окислителя). В соответствии с изложенной в [4] методикой на первом этапе идентификации проводят серию многофакторных термодинамических расчетов объемных и массовых концентраций компонентов (H2, CO, CO2, H2O, N2) на выходе КС в широком диапазоне изменения параметров парциального окисления.

На рисунке приведены фрагменты результатов расчетов для природного газа следующего состава, об. %: СН4 – 97,5; С2Н6 – 1,0; N2 – 0,8; С3Н8 – 0,4; С4Н10 – 0,2; СО2 – 0,1.

По результатам расчетов анализируют рациональный диапазон изменения основного параметра технологического режима – коэффициента избытка окислителя:

,                                        (1)

где mок – массовый расход окислителя, кг/ч; mг – массовый расход природного газа, кг/ч; Km0 – стехиометрическое значение соотношения компонентов для пары «природный газ – воздух».

Анализ графиков показывает, что в рабочем диапазоне изменения коэффициента избытка окислителя 0,32 < < 0,40 объемные и массовые концентрации компонентов газовой смеси на выходе КС линейно зависят от и практически не зависят от давления. Причем вблизи нижней границы указанного диапазона концентрации компонентов близки к максимальным значениям. Температура водородсодержащего газа на выходе КС в указанном диапазоне также изменяется линейно и не зависит от давления. Кроме того, выявлено подобие графиков концентраций компонентов и температуры газа на выходе КС при изменении температуры нагрева горючего и окислителя, а также степени их увлажнения.

По результатам анализа выбран номинальный режим парциального окисления природного газа воздухом, характеризующийся следующими параметрами. Номинальное значение коэффициента избытка окислителя должно находиться в диапазоне = 0,37–0,39, что обеспечивает технологичес-кий компромисс, сохраняя достаточный выход СГ при отсутствии сажеобразования [6, 7].

Номинальное давление подачи компонентов составляет 6,5–7,5 МПа, что гарантирует с учетом потерь в газовых магистралях давление подачи СГ в блок каталитического синтеза метанола не менее 5,0 МПа для обеспечения рекомендуемых режимов эксплуа-тации современных медьцинк-алюминиевых катализаторов [8]. Номинальная степень увлажнения сырья составляет 15 % массы водяного пара относительно массы природного газа и позволяет обес-печить надежную профилактику сажеобразования при сохранении устойчивого режима горения [8]. Номинальные температуры нагрева компонентов перед их подачей в смесительную головку составляют: парогазовой смеси 450–550 °C, воздуха 250–500 °C, что обеспечивает надежное воспламенение и высокую скорость парциального окисления газовой смеси, отсутствие конденсации водяного пара при высоких давлениях.

Проиллюстрируем процедуру расчетов на примере идентификации мольных приращений выходных переменных КС от ее входных переменных. В таблице приведены результаты термодинамических расчетов парциального окисления в номинальном режиме, характеризуемом следую-щими параметрами: = 0,38, начальная температура парогазовой смеси 450 °C, начальная температура воздуха 250 °C, давление в КС 6,0 МПа.

Помимо графической интерпретации дополнительным обос-нованием допущения о линейности статических характеристик КС стали результаты работы [4], в которой проведена структурная идентификация подобных зависимостей и доказана адекватность линейных моделей. В итоге после проведения стандартных про-цедур параметрической идентификации с использованием данных термодинамических расчетов модели приращений искомых переменных в окрестности номинального режима имеют следую-щий вид:

∆H2 = 0,91∆;                                  (2)

∆CO2 = –0,02∆;                              (3)

∆CO = 0,22∆;                                  (4)

∆(H2/CO) = 3,5∆;           (5)

∆T = –3400∆,                                 (6)

где ∆ – приращение, рассчиты-ваемое как разница между номинальным и фактическим значениями переменной.

Формулы (2–6) описывают зависимости мольных приращений выходных переменных КС от приращения относительного параметра ∆ в окрестности ±10 % от номинального . Для перехода к характеристикам газогенератора, учитывающим непосредственные изменения входных физических переменных, необходимо использовать выражение (1). Дифференцируя (1), найдем

   (7)

где

,

.

Проводя преобразования (2–6) с учетом (7), можно получить итоговые выражения, связывающие приращения мольных концент-раций выходных переменных КС с приращениями массовых расходов входных физических управляющих переменных. Используя предложенную методику, аналогичным образом могут быть найдены и характеристики КС, связывающие приращения массовых расходов выходных переменных от приращений входных переменных.

Рассмотрим применение полученных моделей для анализа статических характеристик КС при отклонении фактического режима парциального окисления от номинального. Пусть номинальный режим парциального окисления природного газа воздухом характеризуется следующими параметрами: = 0,38 при давлении в камере сгорания 6,0 МПа и начальной температуре газовой смеси 400 °C, массовый расход природного газа составляет 468 кг/ч, воздуха – 3112 кг/ч, степень увлажнения УВГ составляет 15 % массы водяного пара к массе УВГ. Пусть возмущенный режим работы ГСГ характеризуется уменьшением массового расхода окислителя на 5 % и увеличением массового расхода природного газа на 6 %. Требуется оценить изменение выходных реакций КС газогенератора.

Согласно (1) = mок/(mг.Km0) = = 2956/(496.17,5) = 0,340, приращение ∆ = – = 0,38 – 0,34 = 0,04. Подставляя найденное значение в формулы (2–6), найдем:

∆H2 = 0,91.0,04 0,036;

∆СО2 = –0,02.0,04 –0,001;

∆СО = 0,22.0,04 0,009;

∆(H2/CO) = 3,5.0,04 0,14;

∆T = –3400.0,04 –136.

Рассчитаем значения мольных концентраций генерируемой на выходе КС газовой смеси в возмущенном режиме парциального окисления:

Н2 = + ∆H2 = = 0,242 + 0,036 = 0,278;

СО2 = + ∆СО2 = = 0,023 – 0,001 = 0,022;

СО = + ∆СО = = 0,143 + 0,009 = 0,152;

Т = + ∆T = 1254 – 136 = 1118 °С.

Относительная погрешность приближенных расчетов, как свидетельствуют данные таблицы, составляет <0,1 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведены термодинамические расчеты парциального окисления природного газа воздухом и определены параметры номинального технологического режима в энергоемких малогабаритных ГСГ. Идентифицированы статичес-кие характеристики семейства газогенераторов, связывающие приращения мольных концент-раций компонентов водородсодержащего газа на выходе КС с приращениями коэффициента избытка окислителя и приращениями массовых расходов сырья и окислителя. Характеристики ин-вариантны к незначительным изменениям состава природного газа и положению рабочей точки режима парциального окисления.

Найденные зависимости предназначены для использования при проектировании систем автоматического управления парамет-рами технологического процесса, в частности при выборе и обосновании допустимых статических погрешностей расходомеров – регуляторов массовых расходов компонентов подачи.

Балансовый состав газовой смеси на выходе камеры сгоранияBalance composition of the gas mixture at the output of the combustion chamber

Отбензинивание нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) в середине прошлого века осуществлялось в основном с использованием маслоабсорбционных установок (МАУ). Такие установки введены в эксплуатацию на Туймазинском (1953 г.), Шкаповском (1959 г.), Долинском (1961 г.), Коробковском ГПЗ (1966 г.), которые работают до настоящего времени. На этих заводах МАУ совместно с газофракционирующей установкой входят в единый технологический блок – абсорбционно-газофракционирующую установку.

Уровень отборов целевых углеводородных компонентов С₃₊ на ГПЗ и, соответственно, объемы производства товарной продукции зависят от эффективности процесса отбензинивания нефтяного газа. Фактические показатели извлечения углеводородных компонентов на установках могут оказаться ниже проектных из-за отклонений от технологического режима и износа технологичес-кого оборудования. Кроме того, компонентный состав нефтяного попутного газа, подаваемого на ГПЗ, может меняться с увеличением срока эксплуатации месторождений, а расход – уменьшаться. Недостаточная эффективность работы оборудования холодильных установок, градирен, особенно в летнее время, также может приводить к снижению отборов С₃₊ из газа [1, 2].

Коробковский ГПЗ – первое профильное предприятие в Нижнем Поволжье по переработке газа и промыслового конденсата. В начале 2000-х гг. на заводе проведена модернизация технологического оборудования различного назначения. Вместе с тем режимные параметры МАУ обеспечиваются, как и прежде, за счет применения регулирующих приборов на ручном управлении и задвижек, автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) на установке отсутствует.

Каждый показатель процесса абсорбции в определенное время принимает какое-либо значение из своего возможного интервала. Представляется возможным рассмотреть характер связи фактических параметров абсорбции не как функциональный, а как стохастический, и применить методы корреляционного анализа для исследования временных рядов технологических парамет-ров. Коэффициент корреляции является статистическим показателем, который не содержит предположения, что изучаемые величины находятся в причинно-следственной связи, а имеют только сходства. Поэтому интерпретация корреляционной зависимости основывается только на информации физико-химического характера изучаемого процесса [3]. Такой подход позволит определить степень зависимости между фактическими технологическими параметрами абсорбции и выявить особенности процесса.

Работа нацелена на определение степени влияния параметров нефтяного газа, абсорбента, температур технологических потоков и оборотной воды, показателей погодных условий в зимнее время года на величину отборов С₃₊ из газа на примере Коробковско-го ГПЗ, разработку интерактивной модели процесса абсорбции с использованием методов корреляционно-регрессионного анализа.

АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА АБСОРБЦИИ

Поглощение абсорбентом компонентов С₃₊ из нефтяного газа на МАУ Коробковского ГПЗ происходит в колонне с клапанными тарелками. Проектный уровень извлечения целевых углеводородов составляет 90 % при их содержании в нефтяном газе 277 г/м³ и температуре подачи газа и абсорбента в колонну –10 °С.

Обработка временных рядов параметров отбензинивания нефтяного газа проведена с использованием генератора электронных таблиц Excel.

Показатели работы МАУ Коробковского ГПЗ круглосуточно вручную через каждый час записываются операторами в режимные листы. Такой способ регистрации технологических параметров может влиять на истинность зафиксированных значений. Но в рассматриваемом случае режимные листы – единственный источник данных о работе установки.

Параметры из режимных листов за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г. занесены в таблицу, содержащую 720 строк и 42 столбца с показателями состава газа, разгонки абсорбента, температуры, давления, расхода, характеризующими работу оборудования и состояние технологических потоков через каждый час работы. В табл. 1 приведена часть исходных данных при стабильной работе МАУ.

На основании данных временных рядов построены графики изменения технологических параметров, наиболее значимые из которых приведены на рис. 1–5.

Понижение температуры окружающей среды от среднего значения –5 °С до –15 °С привело к понижению уровня средних значений температуры заводской оборотной воды с 25 до 17 °С (см. рис. 1). Соответственно, снизились в среднем на 5 °С температуры охлаждения нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе в абсорбер (см. рис. 2). Выявлена нестабильность температуры нефтяного газа на выходе из пропанового холодильника Х-1 перед подачей газа в колонну, что можно объяснить отсутствием автоматического регулирования расхода жидкого пропана в холодильник. Подача пропана осуществляется вручную задвижкой.

Снижение температуры газа и абсорбента предполагает и со-ответствующее уменьшение температур в колонне в процессе абсорбции. Вместе с тем на рис. 3 видно, что температуры в абсорбере, наоборот, увеличились в среднем на 5 °С. Объяснить данное несоответствие можно, сопоставив графики на рис. 3 и 4 по точкам на осях абсцисс. Динамика изменения расхода нефтяного газа на рис. 4 сопоставима с изменениями температур по высоте абсорбера, особенно внизу колонны, куда подается сырой газ. Увеличение расхода газа со среднего значения 46 000 до 50 000 м³/ч приводит к росту температур по высоте колонны в среднем на 5 °С.

С увеличением температур абсорбции содержание жидких компонентов в отбензиненном газе увеличивается со среднего значения 85 до 95 г/м³, что свидетельствует о снижении уровня отборов компонентов С₃₊ из нефтяного газа при постоянном расходе орошения в колонне 50 т/ч и давлении 3,5 МПа (см. рис. 5). Уменьшение массы отборов С₃₊ составляет около 460 кг/ч при расходе нефтяного газа 46 000 м³/ч.

Графики разгонки регенерированного абсорбента показывают относительную равномерность температур выхода легких и тяжелых фракций и нестабильность температур выхода средних фракций. Температура выхода каждой легкой и тяжелой фракции может изменяться на 20 °С. Температура выхода каждой средней фракции может изменяться на 40 °С.

Содержание пропана, i-бутана, n-бутана в нефтяном и отбензиненном газе характеризуется соответствием величин для каждого показателя с небольшими отклонениями.

В результате анализа динамики и взаимного влияния показателей технологических потоков можно сделать вывод о том, что на уровень отборов компонентов С₃₊ существенно влияет расход нефтяного газа: при увеличении объемов подачи газа, несмотря на уменьшение температуры его охлаждения, температуры аб-сорбции увеличиваются и уровень отборов уменьшается.

КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ

Корреляционное поле параметров (рис. 6) позволяет оценить парные зависимости показателей абсорбции. Для удобства визуального восприятия и анализа данных в Excel создана опция изменения цвета ячеек в зависимости от их значения по шкале Чеддока.

Полученные данные свидетельствуют о наличии высокой и сильной взаимной связи показателей температуры по высоте абсорбера: коэффициент корреляции температуры низа и температуры середины в колонне равен 0,89; коэффициент корреляции температуры середины и верха колонны составляет 0,99; коэффициент корреляции температуры низа и верха колонны равен 0,88. Большее значение коэффициента корреляции для верхней части колонны в сравнении с низом можно объяснить меньшей разницей температур между серединой и верхом колонны, чем между серединой и низом.

В связи с тем, что абсорбция компонентов нефтяного газа является экзотермическим процессом, наибольшее выделение тепла при массообмене между газом и абсорбентом происходит в середине колонны. Следовательно, распределение тепловых потоков в абсорбере можно охарактеризовать как соответствующее массообменным процессам в колонне и взаимосвязанное по высоте аппарата.

Из данных корреляционного поля видно, что фактором (регрессором), имеющим заметную связь с температурой низа колонны, является расход нефтяного газа (0,60). Температура низа колонны имеет умеренную связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,38), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,51), высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,70), заметную связь с содержанием С₅₊ (коэффициент корреляции 0,60).

Температура середины колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,80), заметную связь с содержанием С₅₊ (коэффициент корреляции 0,63).

Температура верха колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,81), заметную связь с содержанием С₅₊ (коэффициент корреляции 0,64).

Расход нефтяного газа имеет заметную связь (коэффициент корреляции 0,60) с температурой низа колонны, что согласуется с данными анализа графиков изменения технологических параметров.

В табл. 2 приведены средние значения содержания жидких компонентов в нефтяном и отбензиненном газе по данным лабораторных анализов и расчетный уровень их извлечения. Из данных таблицы видно, что наименьшая степень извлечения у пропана – 57 %, остальные компоненты имеют существенно более высокие показатели, %: i-бутан – 78, n-бутан – 80, С₅₊ – 88.

Такие показатели достигаются при средней температуре, °С: 14 – внизу абсорбера, 20 – в середине, 16 – в верхней части колонны. Средний расход нефтяного газа в абсорбер составляет 46 000 м³/ч.

Сила ветра оказывает заметное влияние на температуру верха колонны (коэффициент корреляции 0,50), температуру средины (0,51), умеренное влияние на температуру низа (0,33).

Температура оборотной воды из заводской градирни, подавае-мой в водяные холодильники, оказывает заметное влияние на массовую величину отборов компонентов С₃₊ из нефтяного газа с коэффициентом корреляции 0,56 и умеренно зависит от температуры окружающего воздуха (коэффициент корреляции 0,38). Необходимо отметить, что регулирование теплообмена воды с окружающим воздухом в градирне не автоматизировано и осуществляется вручную.

По данным корреляционного поля видно, что температуры по высоте абсорбера слабее влияют на содержание пропана в отбензиненном газе, чем на содержание i-бутана, n-бутана и С₅₊.

Можно предположить, что низкий показатель извлечения пропана из нефтяного газа может быть обусловлен наличием избыточного количества легких углеводородов в регенерированном абсорбенте, которые препятствуют поглощению пропана из нефтяного газа в процессе абсорбции. Проверка этого предположения требует проведения отдельного анализа временных рядов параметров абсорбционно-отпарной колонны и десорбера МАУ Коробковского ГПЗ.

Данные разгонки регенерированного абсорбента характеризуются в основном слабыми и умеренными связями с показателями процесса абсорбции. Только средние фракции абсорбента имеют заметную связь (коэффициенты корреляции от 0,52 до 0,59) с извлечением С₅₊ из нефтяного газа.

Возможным вариантом сокращения потерь целевых углеводородов С₃₊ при росте температур абсорбции является увеличение количества орошения регенерированного абсорбента в колонне. Вместе с тем постоянный расход орошения 50 т/ч не позволяет оценить его фактическое влияние на величину отборов С₃₊ из нефтяного газа.

Выявленные особенности работы установки отбензинивания газа, не имеющей автоматизированной системы управления, поз-воляют сделать предположение о недостаточной эффективности ручного регулирования процесса абсорбции.

В качестве варианта оптимизации управления процессом отбензинивания газа возможна разработка интерактивной модели абсорбции для помощи обслуживающему персоналу в принятии решений по ручному регулированию потоков на установке.

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ

Для операторов МАУ в качестве основного ориентира результативности управления процессом абсорбции выступают температурный режим в колонне и состав отбензиненного газа. При этом лабораторные данные компонентного состава отбензиненного газа, а также регенерированно-го абсорбента выполняются только два раза в сутки с интервалом в 12 ч. Анализ состава нефтяного газа выполняется в мас. %, тогда как наиболее наглядно выражение содержания компонентов в г/м³. Отсутствие современного уровня автоматизации сопровождается необходимостью постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала за показаниями приборов и соответствующего ручного регулирования технологических потоков. Операторы на установке приступают к ручному регулированию, зафиксировав на измерительных приборах отклонение контроли-руемого показателя. Если меняются несколько входных парамет-ров, регулирование становится особенно затруднительным из-за их взаимного влияния на уровень отборов С₃₊ из нефтяного газа.

Наличие компьютерной модели на рабочем месте оператора установки позволит рассчитать выходные значения процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, включая наиболее важные показатели: температуры по высоте абсорбера, компонентный состав отбензиненного газа, уровень отборов С₃₊ из нефтяного газа. Оператор сможет изменить начальные параметры на модели, сразу увидеть предполагаемый результат и при необходимости осуществить регулирование потоков на установке приборами с ручным управлением и задвижками.

АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Создание экранной модели процесса абсорбции целесообразно провести с использованием генератора электронных таблиц Excel.

Для создания интерактивной модели абсорбции предложен следующий алгоритм обработки временных рядов:

– интерполяция данных состава нефтяного, отбензиненного газа, регенерированного абсорбента в 12-часовых периодах между отборами проб;

– расчет содержания углеводородов С₃₊ в нефтяном и отбензиненном газе;

– определение 99-го перцентиля содержания углеводородов С₃₊ в отбензиненном газе для исключения случайных максимальных величин;

– расчет отборов углеводородных компонентов в массовом и процентном выражениях;

– построение графиков изменения технологических параметров;

– анализ динамики изменения параметров процесса;

– анализ взаимного влияния показателей технологических потоков на отборы С₃₊ в отбензиненном газе;

– построение корреляционного поля параметров абсорбции;

– анализ парных корреляционных зависимостей показателей абсорбции;

– определение перечня исходных и вычисляемых параметров, обеспечивающих полноту информации о технологическом процессе;

– расчет уравнений регрессии для установления количественных связей между результативным и факторным признаками;

– разработка экранного образа интерактивной модели.

ИНТЕРАКТИВНАЯ МОДЕЛЬ АБСОРБЦИИ

В результате проведенного анализа исходных данных по предложенному алгоритму определен перечень основных парных зависимостей переменных процесса, получена регрессионная статис-тика и соответствующие уравнения линейной регрессии (табл. 3).

На основании полученных данных в среде Excel выполнены расчетные операции по формированию в табличном и графичес-ком виде интерактивной модели процесса с необходимым набором входных и выходных параметров абсорбции (рис. 7). Интерактивность модели обеспечивается возможностью взаимодействия с ней и наблюдением ее реакции на изменения внешних парамет-ров.

Отсутствие точных данных о расходе некоторых технологических потоков не позволило включить их в перечень парных зависимостей переменных процесса, установить соответствующие количественные связи и расширить вычислительные возможности модели.

Модель позволяет вводить исходные данные для нефтяного газа, его компонентного состава, температуры окружающей среды и получать основные расчетные показатели процесса абсорбции: температуры нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе и выходе холодильников, температуры по высоте абсорбера, массовое содержание компонентов в нефтяном и отбензиненном газе, уровень отборов углеводородных компонентов из нефтяного газа, температуру оборотной воды.

ВЫВОДЫ

В результате проведенного анализа процесса отбензинивания газа на МАУ Коробковского ГПЗ определено взаимное влияние технологических параметров, что позволяет выделить следующие особенности процесса абсорбции:

– распределение тепловых потоков в абсорбере соответствует массообменным процессам и взаимосвязано по высоте аппарата;

– показатель извлечения пропана из нефтяного газа ниже, чем у i-бутана, n-бутана и С₅₊;

– увеличение расхода нефтяного газа на 4000–5000 м³/ч приводит к увеличению температуры абсорбции в среднем на 5 °С;

– увеличение температуры абсорбции на 5 °С приводит к снижению отборов примерно на 10 г/м³, что соответствует потере около 460 кг/ч углеводородов С₃₊ при расходе нефтяного газа 46 000 м³/ч;

– средние фракции регенерированного абсорбента имеют в два раза больший диапазон температур выкипания по сравнению с легкими и тяжелыми фракциями;

– легкие и тяжелые фракции регенерированного абсорбента характеризуются слабыми связями с данными процесса абсорбции, средние фракции имеют заметные связи;

– ручное регулирование расхода жидкого пропана в пропановые холодильники вызывает нестабильность температур охлаждаемых потоков на выходе из холодильников;

– расход орошения в абсорбер имеет постоянное значение 50 000 кг/ч, что не позволяет оценить его влияние на качество отбензинивания при фактическом изменении расхода нефтяного газа от 42 000 до 51 000 м³/ч;

– температура оборотной воды при ручном регулировании ее теплообмена с воздухом в градирне умеренно зависит от температуры окружающего воздуха;

– сила ветра оказывает заметное влияние на температуры верха и середины абсорбера при стабильном расходе нефтяного газа, температура окружающего воздуха не влияет на температуры по высоте абсорбера.

Вариантом повышения оперативности и точности регулирования процесса отбензинива-ния нефтяного газа для увеличения отборов С₃₊ в условиях отсутствия АСУ ТП может быть разработанная интерактивная модель абсорбции для условий Коробковского ГПЗ.

Компьютерная модель на рабочем месте оператора в интерактивном режиме обеспечит расчет наиболее важных выходных значений процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, что предоставит возможность своевременного ручного регулирования потоков на установке.

Модель может быть использована и в качестве тренажера для обучения операторов, а также для анализа фактических данных о работе установки, занесенных в режимные листы. Предложенный алгоритм обработки данных может быть использован для построения аналогичных моделей процесса абсорбции на других предприятиях газо-переработки.

Таблица 1. Исходные данные процесса абсорбции (некоторые показатели)Table 1. Initial data of absorption (some indicators)

Таблица 2. Извлечение жидких компонентов из нефтяного газаTable 2. Extraction of liquid components from petroleum gas

Таблица 3. Перечень парных зависимостей переменных процесса абсорбции и уравнения линейной регрессииTable 3. List of paired dependencies of the variables of the absorption and the equations of linear regression

Анализ опыта эксплуатации магистральных газопроводов с нанесенными защитными покрытиями в ООО «Газпром трансгаз Уфа» показал, что отслоению подвержены в основном покрытия пленочного типа. Данные покрытия составляют более 70 % общего фонда противокоррозионной изоляции газопроводов предприятия. На участках, где отсутствует техническая возможность проведения внутритрубной диагностики, доля покрытий такого вида составляет около 60 %. Выявление коррозионных поражений под покрытием показало, что даже в отсутствие сквозных дефектов при его отслое-нии практически всегда обнаруживаются очаги подпленочной коррозии [1, 2].

На магистральных газопроводах под защитным покрытием пленочного типа наиболее часто встречаются случаи язвенной и нитевидной коррозии. Язвенная коррозия протекает по электрохимическому механизму и наиболее характерна для водных сред и влажных грунтов. Ее оценивают по глубине язв и их количеству на единице длины участка или единице площади поверхности металла, а также по количеству сквозных поражений на 100 пог. м газопровода. К язвенной коррозии склонны углеродистые и низколегированные стали, эксплуатация которых часто осуществляется в водных хлоридсодержащих средах [3]: магистральные трубопроводы и, особенно, их подземные участки с нарушением адгезии и сплошности защитных покрытий.

Существенное влияние на стойкость сталей к язвенной коррозии оказывают особенности их фазового состава и структуры. Так, значительное снижение стойкости наблюдается в присутствии сульфидов кальция. Растворение феррита в феррито-перлитных сталях провоцирует увеличение числа микродефектов, что способствует подкислению электролита и еще большей скорости растворения. При уменьшении толщины перлитной пластинки коррозионная среда в образовавшихся зазорах окисляется быстрее, что повышает скорость дальнейшего растворения ферритных пластин. Скорость растворения основной части феррита в структуре стали остается неизменной. Пластины цементита, потерявшие связь с металлом, начинают выкрашиваться, образуя коррозионные язвы [1]. Повышение температуры и концентрации хлоридов и сульфатов во влаге под изоляцией усиливает развитие язвенной коррозии [4].

ХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА

На поверхности металла под защитным покрытием можно также наблюдать коррозию с образованием многочисленных нитевидных отложений ее продуктов. Данный вид называется нитевидной или подпленочной коррозией [4], поскольку внешне напоминает сеть нитей, развивающуюся под изоляционным покрытием. Визуальное обнаружение очага нитевидной коррозии затруднено, так как продукты коррозии в редких случаях появляются на поверхности покрытия. Разрушение металла происходит достаточно быстро, начинается в центре очага и затем распространяется по всем направлениям. В центре очага наблюдается глубокая язва, вплоть до сквозного поражения. Нити под покрытием состоят из оксида трехвалентного железа Fe2O3. В центре очага концентрация ионов Fe2+ повышена. Нити расходятся в произвольных направлениях и могут не пересекаться между собой.

Развитие нитевидной коррозии часто связано с образованием элементов дифференциальной аэрации. В очаговую часть нити поступают растворы солей двухвалентного железа высокой концентрации, и формируются условия для абсорбции воды из атмосферы или грунта. Кислород диффундирует через поры в покрытии, вследствие чего в зоне между очаговой и основной час-тями нити, а также в окрестнос-тях очага ее роста концентрация кислорода выше, чем в центре очага. Образуется пара дифференциальной аэрации, в которой катодом служат участки контакта покрытия с металлом, а также края головки (там происходит накопление гидроксил-ионов ОН–). В качестве анода выступают участки, располагающиеся в центральной части головки такой нити, где формируются ионы Fe2+.

Щелочи снижают адгезию покрытия к металлу, вызывая щелочное отслоение покрытия. Образующиеся ОН– способствуют процессу отслоения и диффундируют к центру головной час-ти нити, где взаимодействуют с Fe2+, образуя оксид FeO.nH2О, окисляющийся в дальнейшем до Fe2О3.nH2О [4]. Осадок данного оксида имеет на поверхности металла характерную V-образную форму, поскольку электролит между нитью и ее очагом более щелочной, чем в окрестностях очага. За V-образной границей присутствует в основном оксид Fe2O3, который менее гигроскопичен, чем растворы солей Fe2+, в связи с чем влага уходит сквозь поры в покрытии, а прилегающий участок нити становится сухим. Непрекращающийся приток кислорода через поры в покрытии поддерживает катодную функцию основной части нити по отношению к очагу ее роста.

ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ КОРРОЗИИ

Рассмотренные выше химичес-кие особенности образования нитевидной коррозии и опыт коррозионных изысканий в Обществе позволяют выделить следующие факторы, влияющие на процесс коррозии трубной стали под защитным покрытием.

Характеристики грунта, от которых зависит рН и минерализация влаги, проникающей под изоляцию. При этом независимо от вида грунта под изоляцией протекает коррозия в условиях недостатка кислорода (особенно по нижней образующей труб), что приводит к интенсивному выделению водорода эквимолярно растворенному металлу [5].

Качество защитного покрытия, которое обеспечивает продолжительный срок службы изоляции вследствие низкой диффузионной способности и малой склонности к влагонасыщению. Вместе с тем в сплошном и равномерном, на первый взгляд, изоляционном покрытии при более деталь-ном рассмотрении могут наблюдаться отслоения от подложки, микротрещины, поры, насыщение влагой и солями. Это приводит к распространению влаги по поверхности трубы и коррозии металла из-за диффузии коррозионно-активных компонентов среды к поверхности, встречной диффузии ионов металла на поверхность покрытия и в грунт. Эти процессы усугубляются выделением водорода на поверхности катоднозащищенной трубы [6]. Водород образует пузыри и вздутия, отслаивает изоляцию и при выходе через микропоры и трещины в покрытии расширяет поры, усиливая проникновение влаги к поверхности металла.

Качество труб. Участок трубопровода сконструирован из труб с различным качеством ремонта: ремонт в полевых и заводских условиях, монтаж новых труб. Также присутствуют трубы с дефектами, не отбракованными по результатам дефектоскопии или образовавшимися из-за нека-чественного производства строи-тельно-монтажных работ (царапины, вмятины, забоины и пр.). Как результат, на поверхнос-ти трубы присутствуют участки с разнородными деформационными свойствами и концентраторами напряжений. Кроме того, сварные соединения являются протяженными зонами электрохимической неоднородности металла [7, 8].

Наличие микроорганизмов в грунтовых электролитах, для которых на внешней поверхности газопровода имеются наиболее благоприятные условия для размножения и роста при постоянной положительной температуре. Бактерии продуцируют различные органические и неорганические кислоты и кислые газы. За счет малых размеров они способны проникать непосредственно к поверхности металла, используя в качестве субстрата клеевую подложку пленочного покрытия. Дальнейший рост бактериальных колоний приводит к отслоению изоляции и распространению влаги по поверхности трубы, что в кислой среде продуктов жизнедеятельности микроорганизмов вызывает интенсивную коррозию с выделением водорода.

Применение электрохимзащиты предполагает обеспечение гарантированной защиты металла труб от коррозии. В случае значительной электрохимической неоднородности металла, наличия точек электрического контакта с грунтом (нарушение изоляции), глубоких царапин и дефектов на трубе при наложении внешнего потенциала электродные потенциалы анодных и катодных зон могут увеличиваться, что при попадании влаги приводит к интенсивной коррозии, в том числе под качественной изоляцией. Образование такого рода гальванических элементов («анод – царапина, зона сплавления сварного шва», «неметаллические включения, катод – основной металл») связано с большой разностью потенциалов близлежащих участков металла. В ходе электрохимического процесса идет интенсивное выделение атомарного водорода.

Кроме того, существуют и другие факторы, влияющие на подпленочную коррозию газопроводов, например повреждение изоляции при засыпке трубопровода и др.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Концентрация атомарного водорода в воздухе и грунте минимальна, поэтому главным источником водорода в трассовых условиях являются очаги коррозии на внешней поверхности газопровода. Предлагаемая методика полевых испытаний заключается в определении интенсивности потока водорода над грунтом при наличии на поверхности газопровода коррозионного поражения.

Проведенные тестовые полевые испытания заключались в измерении концентрации водорода над грунтом с помощью детектора утечки газов и накопительных емкостей (датчиков водорода).

Испытания проводили на участке 1843-го км магистрального газопровода «Уренгой – Новопсков». Для установки датчиков водорода выбрали место, где предполагалось осуществить шурфование. Первоначально оценивали количество водорода на поверхности грунта над трассой газопровода. Для измерения концентрации водорода использовали детектор утечки газов. Выбрали пять точек измерения.

Результаты измерений показали, что чувствительность стандартного детектора утечки газов недостаточна для определения концентрации водорода, выделяю-щегося с поверхности коррозионного очага. В связи с этим приняли решение установить четыре датчика водорода (рис. 1), покрытых накопительной углеводородной субстанцией для улавливания водорода, образующегося при коррозии катоднозащищенной трубы: два датчика расположили непосредственно над газопроводом в месте предполагаемого повреждения изоляции; два других датчика – на расстоянии 3 м от оси газопровода.

Датчики были установлены на трассе на неделю. После их экспозиции провели сбор накопительной углеводородной субстанции из датчиков в герметичные пузырьки. Результаты лабораторных замеров содержания водорода в газовой среде пузырьков с использованием детектора утечки газов (рис. 2) приведены в таблице.

На рис. 2 и в таблице в точке измерения № 2 (отбор водорода непосредственно над газопроводом) видно остаточное содержание водорода в размере 1 деления шкалы прибора, что соответствует его концентрации в пределах 10–15 ppm. В точке изменения № 1 (отбор водорода на удалении от оси газопровода на 3 м) следов водорода зафиксировано не было. Зону его обнаружения подвергли шурфованию. Результаты подтвердили отслоение защитного покрытия. После удаления отслоившегося покрытия под ним были обнаружены очаги нитевидной и язвенной коррозии (рис. 3 и 4).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Измерение концентрации водорода над грунтом с помощью опытных датчиков позволило установить качественную возможность определения расположения очага подпленочной коррозии газопровода без шурфования. Результаты замеров показали, что в точках, удаленных от мест локализации подпленочной коррозии, присутствие водорода зафиксировано не было.

Таким образом, наличие потока водорода над трассой газо-провода непосредственно связано с коррозией металла труб, а возможные следы молекулярного водорода в грунте и воздухе практически не оказывают влияния на точность измерения концентрации генерируемого водорода.

В ходе дальнейших исследований запланировано:

– получить и научно обосновать расчетные зависимости эмиссии водорода от площади коррозионных поражений, типа и толщины изоляции, характеристик грунта, глубины залегания газопровода, величины защитного потенциала на поверхности трубы;

– разработать датчик повышенной чувствительности с возможностью акумуляции водорода для оценки характеристик дефектного очага без вскрытия трубопровода через количественную регистрацию концентрации и интенсив-ности потока водорода над зоной подпленочной коррозии.

ВЫВОДЫ

Предложен апробированный подход к выявлению зон локализации коррозионных дефектов на внешней катоднозащищенной поверхности газопроводов, который основан на регистрации потока водорода, выделяющегося над грунтом с внешней поверхности трубы в ходе реакции деполяризации под защитной пленкой. Преимущество данного подхода заключается в отсутствии необходимости шурфования для выявления коррозионных поражений, так как водород как самый легкий газ с минимальным эффективным диаметром молекул легко проникает сквозь изоляцию и образует восходящий поток.

Дальнейшие исследования будут направлены на получение экспериментальных зависимостей эмиссии водорода от основных воздействующих на подпленочную коррозию факторов, на основе чего планируется создание комплекса мониторинга развивающихся под отслаивающимся защитным покрытием коррозионных процессов.

Результаты определения концентрации водорода с помощью накопительных датчиковResults of determination of the hydrogen concentration using storage sensors

Разработка новых методик оценки адгезионной прочности защитных покрытий труб весьма актуальна в связи с устойчивым ростом производства труб с полимерным защитным покрытием.

В работе [1] показано, как в условиях центральной заводской лаборатории (ЦЗЛ) можно не только оценить прочность адгезионного контакта (ПАК), но и смо-делировать новый защитный пакет «металл + праймер + адге-зив + защитное полиэтиленовое (ПЭ) покрытие». Вместе с тем нередки случаи, когда выше-описанное отслоение защитного покрытия от основы невозможно, поскольку его жесткость и толщина ограничивают эластичность, не позволяя выделить подходящий фрагмент в виде ремня, необходимого для реализации отрыва покрытия под 90° согласно ГОСТ Р 51164–98 [2].

Такое ограничение значительно сужает круг объектов и приводит к использованию косвенных методов оценки величины ПАК, например методов надреза [3] и царапания [4] для лакокрасочных покрытий. К перечисленным близок и метод, применяемый для оценки адгезионной прочности лакокрасочных покрытий к деревянным изделиям [5], но в нем усилие прибора ограничено возможностями пружины устройства – 180 кг (6 МПа при диаметре грибка 20 мм). Материа-лы, применяемые для ремонта поврежденных защитных покрытий [6], как правило, не склонны к отслаиванию под 90°, а трескаются при изгибе.

Предлагаемая методика оценки ПАК с помощью метода нормального отрыва (метода грибка) лишена вышеуказанных ограничений. В основе метода лежит стандартная процедура определения ПАК методом нормального отрыва [6], модифицированная для использования в условиях ЦЗЛ и испытательных лабораторий трубных заводов.

ОПИСАНИЕ МЕТОДИКИ

Данная методика нацелена на определение напряжения в МПа при отрыве адгезионного контакта между полимерным покрытием и металлической поверхностью. Реализуется схема (рис. 1а) нормального отрыва, выполненного на основе ГОСТ 14760–69 [7].

Элементом, передающим усилие от динамометра разрывной машины к испытуемому адгезионному контакту (АК), служит металлический круглый грибок (5, см. рис. 1а), который приклеен с использованием служебного адгезива 4 к поверхности защитного полимерного покрытия 3. Тестируется величина ПАК между металлической основой 1 и покрытием 3, связанными штатным адгезивом 2.

После приклеивания грибка площадь контакта ограничивают круглой фрезой (коронкой). Коронка должна дойти до металла подложки, полностью освободив, изолировав круг тестируемого полимерного покрытия от связи с периферией.

Если тестируется участок трубы или изделие с фигурной поверхностью, лучше использовать грибок с такой же ответной кривизной. Следует избегать большой толщины слоев служебного адгезива, поскольку теряется его прочность. Его толщина не должна превышать 0,5–1 мм. В расчетах величины площади контакта необходимо учесть небольшое увеличение последней за счет заданной кривизны.

Оборудование и материалы. Успешное применение методики зависит от правильного выбора служебного адгезива для приготовления прочного сцепления грибка с защитным покрытием. Важно, чтобы прочность этого сцепления превосходила прочность испытуемого контакта защитного покрытия с основой.

Выбор конкретного адгезива основывается на фактических экспериментальных данных применительно к покрытиям на основе ПЭ. Эта задача не может быть выполнена на основе литературных данных (например, [8, 9]) и решается за счет методически выверенных опытных работ.

Для выполнения поставленной задачи необходимо следующее оборудование и аксессуары: термошкаф до 200 °С; плитка с функцией регулирования температуры; контактный термометр или пирометр; термостойкие перчатки; грузы 500 г (минимум 2 шт.); стеклоткань, армированная фторопластовая пленка; электронный штангенциркуль; секундомер, таймер; пинцет и (или) захват для малых тиглей; адгезив – одно- или двухкомпонентный клей-герметик; металлические грибки диаметром 20 мм и высотой 27 мм с отверстиями (5, см. рис. 1а, б).

При отсутствии других нормативных указаний металлическая поверхность и поверхность грибка перед нанесением адгезива должны иметь шероховатость 50–100 мкм и быть обезжирены ацетоном. Требования к качеству поверхности заданы условиями нормативов [10]. Грибок изготовлен из стали, но возможно применение других сплавов, в том числе на основе алюминия, который обладает большей адгезией к клеям на основе ПЭ.

Проанализированы три различных адгезива, рекомендуемых производителями для ПЭ: образец 1 – Araldite 2000 (Huntsman); образец 2 – DP460 (3M); обра-зец 3 – CIG-12 (CIG, КНР) (табл. 1).

Нанесение двухкомпонентных клеевых адгезивов. При нанесении вышеуказанных образцов 1 и 2 для равномерного смешения компонентов клея А и B используется специальный пистолет. Компоненты смешиваются в пропорции 1:1 по объему. Для приготовления адгезива необходимо выдавить в пластиковый стаканчик указанное количество компонентов и интенсивно перемешать их пластиковым шпателем в течение 1 мин. Свежеприготовленный адгезив следует использовать в течение 15 мин, иначе масса затвердеет с саморазогревом из-за реакции компонентов.

Небольшое количество адгезива нужно нанести на нижнюю, предварительно разогретую до 250 °С поверхность металлического гриб-ка. Используя термоперчатки, грибок следует крепко прижать руками к полимерной поверхности на 10 с, а затем отпустить. Важно, чтобы центральная ось грибка располагалась перпендикулярно плоскости металлической пластины, покрытой тестируемым полимерным покрытием. Часть адгезива должна выдавиться вокруг посадочной площадки грибка. Образцы оставляют охлаждаться до комнатной температуры на 24 ч. На следующий день излишки адгезива после отвердения удаляются специальной круглой фрезой – коронкой. Рекомендуется выполнить не менее трех тестов для достоверности воспроизведения результатов.

Рассмотрим нанесение двухкомпонентного клеевого адгезива из указанного выше образца 3. Предварительно поверхность металлического грибка протирают ацетоном, нагревают до 70 °С. Компоненты клея А и В смешивают в пластиковом стаканчике вручную в пропорции 1:3 по объему. Приготовленный адгезив следует использовать в течение 5–7 мин после смешивания, иначе произойдут сильный разогрев компонентов и затвердевание полимерной массы.

Небольшое количество приготовленного адгезива наносят на нижнюю контактную поверхность грибка, после чего грибок вручную вдавливают в полимерную поверхность на 10–15 с. Далее контакт отпускают и ставят образец на 15 мин в сушильный шкаф, прогретый до 70 °С, затем вынимают из шкафа и испытывают не ранее чем через 16 ч.

Рекомендации по ориентации оси грибка и способу удаления избытков адгезива аналогичны вышеописанным.

ИСПЫТАНИЕ КОНТАКТА НА отрыв

Тестируемую пластину с покрытием вырезают под захват роликовой тележки (60 × 25 мм), оставляя грибок по центру. Отличие предлагаемой схемы от рекомендованной в ГОСТ [2] состоит в том, что вместо нижней части, аналогичной верхней, присутствует грибок, жестко приклеенный к тестируемой плоскости образца. Иногда при отсутствии роликовой тележки для закрепления тестируемой пластины используют приспособление, аналогичное служащему для теста на трехточечный изгиб с соответствующими прорезями в стойках для удерживания испытуемой пластины. Пластину вставляют в прорези подвижных стоек так, чтобы грибок оказался по центру. Условия испытания соответствуют заданным нормативам: типовой считается скорость растяжения – 10 мм/мин. Фиксируются максимальное усилие и площадь контакта.

В отчете отображается величина максимального напряжения , рассчитываемого по формуле:

= P/A,                                             (1)

где Р – это максимальное уси-лие, Н, А – площадь адгезионного контакта, см².

Результаты сравнительных испытаний по трем образцам адгезивов представлены в табл. 2.

Прочность адгезионного контакта при нормальном отрыве (23 °С) [7]. Тестирование на отрыв проводилось с использованием программы U-60 на разрывной машине Gotech AI-7000 (Тайвань).

Наибольшую величину ПАК обеспечивает адгезив из образца 1 (см. табл. 2). Несмотря на смешанный, адгезионно-когезионный характер отрыва с применением данного адгезива (рис. 2а), абсолютная величина ПАК максимальна среди рассмотренных (>8 МПа). Величина ПАК для образца 2 составляет 6,2 МПа (рис. 2б).

Сравнивая характер разрушения образцов 1 и 2 (см. рис. 2а, б), можно сделать вывод, что последний имеет явно когезионный характер, где вся величина ПАК определяется прочностью покрытия на расслаивание. В обоих случаях искомая величина ПАК до конца не выявляется, поскольку она превышает прочность защитного покрытия. В структуре подобного покрытия содержится много пор (см. рис. 2б).

При применении данной методики следует учитывать: чем лимитируется результат отрыва; чем определяется найденная величина ПАК; где расположен слабый слой.

Наблюдаются следующие типы характера разрушения:

– когезионный – трещина идет по телу одного из контактирующих субстратов (см. рис. 2б);

– адгезионно-когезионный, смешанный (см. рис. 2а);

– адгезионный – трещина идет между слоями контактирующих субстратов (рис. 2в).

К адгезионному типу относятся разрушения между слоями 3 и 4 (см. рис. 1а), продемонстрированные образцом 3 при ПАК = 4,02 МПа (см. табл. 2, рис. 2в). Как видно на рис. 2в, данный вид адгезива имеет слабое сцепление с поверхностью защитного покрытия и отслаивается от последнего целиком. Результаты испытаний величины ПАК не могут быть засчитаны.

Подобный эффект слабой связи грибка с тестируемой поверхностью будет наблюдаться, если адгезив 4 отслоится целиком от поверхности грибка 5 (см. рис. 1а).

Важно, чтобы грибок отрывался вместе с испытуемым покрытием, а в отчете были зафиксированы данные о характере разрушения (адгезионный, когезионный) и о том, между какими слоями прошел отрыв. В зачет берутся лишь те результаты, где грибок после отрыва остался склеенным с полимерным покрытием или его частью.

Возможны нестандартные варианты, вид которых будет зависеть от состава слоев, предшествую-щих защитному. В частности, может и должен приниматься в зачет вариант разрушения, когда трещина прошла между слоями 1 и 2 или 2 и 3 (см. рис. 1а). Если защитный слой отслоился адгезионно, например вместе с праймером, то выбранный метод эффективен, выполняет свою роль, и оценка прочности полимерного слоя по отношению к металличес-кой подложке засчитывается. И напротив, если величина ПАК оказалась низкой, клей нуждается в совершенствовании.

Возможны различные промежуточные адгезионно-когезионные варианты отрыва АК, которые фотографируются для детального отчета по данной методике.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Прямое сопоставление данных, полученных с помощью отслоения покрытия под прямым углом по ГОСТ Р 51164–98 [2] и по предлагаемой методике путем нормального отрыва, не вполне корректно, но, приняв определенные допущения, можно сделать несколько интересных выводов.

Например, в системе «сталь + ПЭ» последний нанесен газофазным методом [11], величина ПАК, полученная методом отрыва грибка, равна 5,3 МПа, а способом отслаивания [2] – 6,2 Н/мм (величина силы в Н на единицу ширины полосы в мм). Тип разрушения при нормальном отрыве – смешанный, а при отслаивании – адгезионный.

В другой системе «стеклоплас-тик + адгезив термопластич-ный + ПЭ» (слои адгезива и полимера нанесены традиционным экструзионным методом [1]) нормальный отрыв дает величину, близкую к первой оценке 6,0 МПа, но способ отслаивания под 90° демонстрирует увеличение почти в 3 раза – 17 Н/мм. В последнем случае наблюдается зависимость величины ПАК от толщины, элас-тичности верхнего полимерного слоя, угол отслаивания которого существенно меняется в за-висимости от перечисленных показателей, что сказывается на концентрации напряжения в устье растущей трещины [12]. Следовательно, наибольшие искажения в оценке величины ПАК встречаются, если используется отслаивание под прямым углом при адгезионном типе разрушения.

Таблица 1. Основные характеристики двухкомпонентных адгезивовTable 1. Main characteristics of two-component adhesives

Таблица 2. Результаты сравнительных испытаний по трем адгезивамTable 2. Results of comparative tests for three adhesives

Основная задача Службы строительного контроля ООО «Газпром трансгаз Ухта» – организация и координация контроля качества строительства объектов Общества, а также способствование повышению уровня качества работ. Специалисты Службы обеспечивают предотвращение и недопущение брака при строительно-монтажных работах, проведение лабораторных испытаний и геодезических проверок. 

ПАО «Газпром» реализует уникальные по техническим параметрам и применяемому оборудованию инвестиционные проекты по созданию газодобывающих и газотранспортных мощностей. Важнейшим звеном в обеспечении безопасной и безаварийной эксплуатации построенных объектов считается осуществление качественного строительного контроля.

Одним из ключевых направлений инвестиционных проектов ПАО «Газпром» стала единственная на европейском севере России газотранспортная система (ГТС) ООО «Газпром трансгаз Ухта». Протяженность ГТС предприятия в однониточном исполнении составляет более 15 тыс. км.

Сегодня развитие ГТС происходит за счет строительства стратегически важных для ПАО «Газпром» магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта», «Ухта – Торжок», «Северо-Европейский газопровод» (СЕГ-2 – сухопутная часть «Северного потока»). Обеспечение качества строительных работ на данных объектах осуществляется Службой строительного контроля (ССК) ООО «Газпром трансгаз Ухта».

В начале 90-х гг. в связи с возрастающими объемами строительно-монтажных работ (СМР) по реконструкции, капитальному ремонту компрессорных станций, газопроводов и началом строительства новых газопроводов руководство ООО «Севергазпром» в целях совершенствования организации и обеспечения контроля качества СМР подписало приказ о создании Службы контроля качества строительных работ при аппарате предприятия, которая подчиняется главному инженеру – первому заместителю генерального директора. Численность служащих в начале 2018 г. в ООО «Газпром трансгаз Ухта», обеспечивающих контроль за процессом строительства, составляла 127 чел.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ ССК

В 2017 г. на объектах строительства и реконструкции в границах эксплуатационной ответственности Общества инженерами по надзору за строительством в адрес подрядных организаций выдано 1407 уведомлений по качеству СМР. За последнее 8 лет ССК подготовлено и направлено более 11 тыс. уведомлений.

Наибольшая часть нарушений приходится на строительно-монтажные работы – более 30 %, также выявлены нарушения в оформления исполнительной и разрешительной документации – 18 и 15 % соответственно (рис. 1).

Аккредитованной испытательной лабораторией качества строительных работ проводятся лабораторный контроль качества выполненных работ на объектах строительства и лабораторные испытания строительных материалов. В ходе проведения испытаний определяются характеристики грунта, песка, песчано-гравийной смеси, щебня для возведения насыпей площадок и автодорог, прочность бетона монолитных конструкций, сборного железобетона и строительного раствора. Начиная с 2010 г. проведено 4600 испытаний (рис. 2а), их результаты нередко свидетельствовали о несоответствии заявленным характеристикам. В последующем результаты испытаний материалов передавались заказчику для принятия необходимых мер.

Группой геодезического контроля ССК за период с 2010 по 2017 г. на объектах строительства проведено более 1400 инструментальных проверок (рис. 2б).

В целях повышения уровня строительного контроля и качества строительства объектов выполнены следующие меро-приятия:

– организовано проведение ежемесячных селекторных совещаний по вопросам организации и ведения строительного контроля в Обществе под руководством главного инженера с участием руководителей и специалистов филиалов Общества;

– совместно с Образовательным подразделением «Учебно-производственный центр» разработаны и утверждены профессиональные программы повышения квалификации для предаттестационной подготовки руководителей и специалистов по темам шести модулей курса «Строительный контроль за качеством строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов» в ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

– разработаны «Операционно-технологические карты по контролю качества при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов ПАО «Газпром» в границах эксплуатационной ответственности ООО «Газпром трансгаз Ухта»;

– издаются и актуализируются нормативные документы по строи-тельному контролю;

– совместно со специалистами ООО «Газпром трансгаз Ухта» создан автоматизированный учебно-методический комплекс «Сооружение подводных переходов при строительстве магистральных газопроводов», признанный лучшим в одной из номинаций смотра-конкурса на лучшие технические средства обучения и учебно-методические материалы для Системы непрерывного фирменного профессионального образования персонала ПАО «Газпром», состоявшегося в ноябре 2017 г.;

– выполнены мероприятия по внедрению гидролокационного автоматизированного мобильного комплекса «СКАТ», которые обеспечивают повышение эффективности строительного контроля заказчика при строительстве подводных переходов;

– усовершенствована действующая система приемки выполненных СМР и автоматизации работы специалиста строительного контроля за счет использования автоматизированного рабочего места (АРМ) на основании Акта внедрения «АРМ – Контроль качества строительства», утвержденного заместителем Председателя Правления В.А. Маркеловым 21.01.2017 г. В общей сложности 80 специалистов ССК прошли обучение по направлению АРМ «Контроль качества».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На сегодняшний день действующая в ООО «Газпром трансгаз Ухта» система соответствует отраженным в постановлении от 21.06.2010 г. № 468 «О порядке проведения строительного контроля при осуществлении строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства» требованиям статьи № 53 Градостроительного кодекса и СТО Газпром 2-2.2-860–2014.

Эффективность функционирования ССК ООО «Газпром трансгаз Ухта» доказана 25-летним стажем. Успешный опыт работы службы неоднократно отмечался руководством ПАО «Газпром» в качестве примера организации строительного контроля собственными силами.

ООО «Газпром трансгаз Ухта»

169300, РФ, Республика Коми,

г. Ухта, Газовиков наб., д. 10/1

Тел.: +7 (8216) 76-00-56

Факс: +7 (8216) 74-69-66

E-mail: sgp@sgp.gazprom.ru

ukhta-tr.gazprom.ru

Магистральные газопрово-ды (МГ) представляют собой разветвленные линейные со-оружения, как правило, большого диаметра, транспортирующие природный газ с высокими давлениями 7,5–11,8 МПа в различных природно-климатических условиях и относящиеся к опасным производственным объектам. В начальный период газопроводы функционировали в Европейской части России и для их проектирования и строительства Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК были разработаны необходимые требования. Специа-листами под руководством профессоров М.П. Анучкина и А.Г. Ма-зеля были сформулированы технические условия на трубы и сварные соединения; основы прочностных расчетов и методики были разработаны А.Г. Камерштейном, В.В. Рождественским и А.Б. Айнбиндером; расчеты многопролетных надземных трубопроводов были выполнены И.П. Петровым, В.В. Спиридоновым, а динамические расчеты – А.С. Гехманом и М.С. Герштейном [1–4]; обобщение материалов по трубопроводам показано в работах профессора П.П. Бородавкина [5].

В 1970–1980-е гг. география газовой отрасли значительно расширилась за счет освоения территорий Западной Сибири и Средней Азии и строительства мощных транзитных газопроводов диаметром 1020–1420 мм («Бухара – Урал», «Средняя Азия – Центр», «Уренгой – Помары – Ужгород», «Ямбург – Западная граница» и др.), протяженность которых достигала 3–4,5 тыс. км. При этом трассы газопроводов проходили в агрессивных почвенных условиях, например в солончаках плато Устюрт, многолетнемерзлых грунтах, болотах, пересекали водные преграды большой протяженнос-ти (р. Волга, Кама, Обь) и горные участки в Краснодарском крае.

Перед службами эксплуатации встали новые задачи обеспечения надежности газопроводов в сложных условиях, включая защиту от коррозии, устойчивость в слабонесущих и мерзлых грунтах, решение вопросов прочности и защиты от вибраций надземных газопроводов на Крайнем Севере и подводных переходов, обеспечение работоспособнос-ти перемычек, крановых узлов, соединительных деталей при значительных перепадах температур. С увеличением возраста газопроводов происходило накопление различных дефектов в трубах и сварных соединениях, что приводило к росту аварий. В 1989–1990 гг. интенсивность аварий на 1000 км в год составляла 0,30–0,36 (при среднем европейском показателе 0,14), из которых большая часть приходилась на коррозионные отказы газопроводов Средней Азии. После 1991 г. интенсивность отказов российских газопроводов составила 0,22–0,25, что было значительно выше показателей для газопроводов Европы, США и Канады.

Анализируя данную проблему, необходимо отметить, что газопроводы проходят через различные геолого-климатические зоны, при этом остается единство требований к объектам – надежная поставка газа потребителю. Нагрузки и воздействия на газопроводы имеют широкий спектр и включают, с одной стороны, поддающиеся аналитическому описанию (давление и температуры газа, вибрационные нагрузки на трубопроводы компрессорных станций, ветровые нагрузки на надземные трубопроводы, гидро-динамические воздействия на подводные переходы), а с другой, специальные нагрузки от мерзлых и просадочных грунтов, оползней, карстов и других природных и техногенных явлений. Газопроводы являются металлоемкими сооружениями, поскольку имеют огромное число труб, сварных соединений и соединительных деталей. В зависимости от категорий на участках трасс используются трубы с различной толщиной, разными механическими свойствами, и оценка их работоспособности основывается на статистических законах [6]. При строительстве и в процессе эксплуатации газопроводов наблюдается присутствие и развитие различного рода дефектов, возможное изменение механических свойств, осуществляется ремонт различных участков, что выдвигает задачу оценки срока службы и ресурса.

Что касается газотранспортной системы (ГТС), то следует отметить ее активное развитие и большие масштабы. Так, к настоя-щему времени число газопроводов большого диаметра приближается к 180 тыс. км. Построены и успешно эксплуатируются морс-кие газопроводы, в том числе не имеющий аналогов двухниточный газопровод «Голубой поток» и наибольший по протяженности «Северный поток». При этом отличительной особенностью ГТС является ее функционирование в едином технологическом режиме. Для обеспечения успешной эксплуатации масштабной, не имеющей мировых аналогов системы МГ потребовалось разработать новое научное направление, а именно, конструкционную надежность, и такая работа была проведена в отрасли с использованием потенциала специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» начиная с 1975 г. [7].

ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ РАБОТЫ В ОБЛАСТИ НАДЕЖНОСТИ МГ

На первом этапе разработана концепция надежности (рис. 1), в которой представлены основные типы газопроводов с учетом статистических свойств металла труб, сварных соединений, соединительных деталей, наличия дефектов и комплексом нагрузок и воздейст-вий. В зависимости от конструкции и условий эксплуатации выполняются расчеты на прочность, устойчивость, усталость, на основе которых производятся оценки надежности и прогнозирование ресурса, разрабатываются нормативно-технические документы по обеспечению надежности. Особое место в концепции занимает диагностика как составляющая надежности, для проведения которой разработаны соответствующие методы [8].

При исследовании надежности в методическом плане разрабатывают конструктивную и системную надежность (рис. 2).

В сферу системной надежности входят поставки газа, стратегия развития и реконструкция, тогда как в задачи конструкционной надежности входят снижение аварийности, оценка срока службы, анализ отказов с применением методов диагностики и ремонта. В принципе конструкционная и системная надежность взаимосвязаны (см. рис. 2). Так, решая задачу конструкционной надежности по оценке работоспособности участков газопроводов (разрешенное давление и срок службы), можно определять пропускную способность и технически возможную производительность, а планируя объемы диагностичес-ких и ремонтных работ, можно оценить недоподачу газа и соответствующие финансовые затраты.

В аналитическом плане задачи конструкционной и системной (технологической) надежности обычно изучаются автономно, поскольку для решения используются различные модели и методы. Например, для технологических задач в качестве основных рассматриваются модели надежности систем с восстановлением и резервированием и модели расхода газа. Из методов надежности, как правило, применяются методы теории марковских процессов, методы теории восстановления и системного анализа, а также графоаналитические методы тео-рии надежности больших систем. В то же время для анализа конструкционной надежности используются физические и статис-тические модели механических отказов, модели деформирования и разрушения, физико-механические и вероятностные модели нагрузок и воздействий, а также методы случайных процессов, кумулятивные оценки отказов и т. п. [6]. По-видимому, на современном этапе требуется создать единую теорию надежности ГТС, исходя из главной цели обеспечения поставок газа потребителю.

Исследования конструкционной надежности проводились в рамках отраслевых программ «Диагностическое обслуживание и повышение надежности МГ, объектов добычи и переработки газа», «Обеспечение надежности газопроводов в условиях слабонесущих грунтов Севера и Западной Сибири», «Повышение технологической безопасности и устойчивости функционирования объектов РАО «Газпром» и в плановых работах ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [9–16].

Основные направления исследований включали: разработку теоретических основ и методов обеспечения надежности газопроводов в эксплуатации, в том числе проблемы ресурса и управления техническим состоянием; экспериментальные и натурные обследования потенциально-опасных участков газопроводов; прикладные исследования трубопроводов с дефектами, в том числе в условиях стресс-коррозии; разработку методов и средств диагностики технического состоя-ния; исследование надежности морских газопроводов; масштабные испытания высокопрочных труб; разработку нормативно-технической документации в области надежности эксплуатируемых газопроводов.

Особое внимание было уделено созданию специальных исследовательских полигонов и проведению натурных обследований. Например, для анализа работоспособности различных способов прокладки трубопроводов в мерзлых грунтах в 1987 г. в Норильском промышленном регио-не был сооружен опытно-промышленный участок газопровода диаметром 1420 мм протяженностью 5 км с четырьмя видами конструкций (рис. 3).

Показаны надземный учас-ток на свайных опорах, наземный участок на поверхностных опорах, подземный и участок в обваловании (см. рис. 3). В течение восьми лет на опытно-промышленном участке, устроенном в виде лупинга, проводились измерения деформаций, колебаний, пуче-ния и просадок грунтов, давлений и температур газа, что позволило разработать рекомендации для строительства газопроводов на п-ове Ямал, Ямбургском и Заполярном месторождениях и др. [9, 12–14, 17]. Натурные полигоны были созданы и для исследования конструкций свайных опор (Норильский регион), измерений напряженно-деформированного состояния (коллектор диаметром 1420 мм на Уренгойском газоконденсатном месторождении), анализа нагрузок от трубопроводов на газоперекачивающие агрегаты опытно-промышленной компрессорной станции (КС) «Грязовец», оценки работоспособности трубопроводов с дефектами технологической обвязки КС «Юбилейная», анализа без-опасной эксплуатации 9-ниточных подводных переходов через р. Кама в условиях оползней и карста [10, 18–21].

Рассмотрим отдельные задачи более подробно. Большое значение получила проблема устойчивости газопроводов в условиях болот Западной Сибири и севера Европейской части России.

УСТОЙЧИВОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ В НЕПРОЕКТНОМ ПОЛОЖЕНИИ

Основные МГ проложены от месторождений севера Тюменской области и Европейской части России и пересекают на значительной территории заболоченные участки. В сложных условиях строительства, с одной стороны, затруднительно выполнить все нормативные требования, а с другой, как показал анализ, существующие нормативные руководства недостаточно отражали реальное взаимодействие газопроводов с обводненными грунтами, что приводило к потере устойчивости и возникновению всплывших участков и арочных выбросов при эксплуатации [7].

Перед исследователями появились две основные задачи, одна из которых связана с разработкой усовершенствованных методов расчета устойчивости для вновь проектируемых газопроводов, а решение второй задачи должно дать ответ на вопрос о возможности эксплуа-тации всплывших участков и разработке критериев, определяющих вывод участка в ремонт, или контроль за его состоянием. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнен комплекс натурных исследований на участках в непроектном положении с применением тензометричес-ких и геодезических измерений в течение нескольких летне-зимних сезонов и разработаны методы расчетов прочности и устойчивости таких участков [7, 22]. Схема оценки работоспособности участков газопроводов с арками приведена на рис. 4, где указаны допускаемые напряжения в наибо-лее опасных сечениях арок и даны рекомендации по безопасной эксплуатации таких участков.

На основе этих исследований в отрасли была разработана программа по обеспечению устойчивости всплывших участков газопроводов Западной Сибири, реализация которой позволила повысить надежность эксплуатации северных газопроводов.

ДИАГНОСТИКА ГАЗОПРОВОДОВ КАК СОСТАВЛЯЮЩАЯ НАДЕЖНОСТИ

Система МГ, насчитывающая свыше 170 тыс. км, требует современного контроля техничес-кого состояния. С увеличением возраста газопроводов и из-за эксплуатации в сложных природно-климатических условиях происходит образование и развитие дефектов: общая, локальная и подпленочная коррозия; коррозионное растрескивание под напряжением (КРН); ухудшение служебных характеристик металла труб (снижение предельной деформации на 20–50 %, снижение показателей трещиностойкости до 50 %); накопление усталостных повреждений, зарождение и рост дефектов; разрушение изоляционного покрытия; изменение внешних условий вдоль трассы и нарушение проектного положения.

Среди них видны дефекты коррозионного и стресс-коррозионного характера, а также механические повреждения, разрушение пленочного покрытия и изменение положения отдельных участков газопроводов.

Необходимо отметить значительное развитие диагностичес-ких средств и создание централизованной инспекции ГТС ПАО «Газпром» за сравнительно короткий период. Если в 1980-е гг. диагностические работы носили эпизодический характер, то уже в 1994 г. начала действовать Программа «Комплексная система диагностики и технической инс-пекции магистральных газопроводов России», разработанная на основе аналитических и натурных исследований и анализа международного и отечественного опыта. Большая роль в развитии диагностики отведена работам специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», которые впервые в отрасли применили эффективный метод тензометрирования, позволяющий определять напряженно-деформированное состояние в потенциально-опасных участках газопроводов [23].

С применением этого метода были обследованы участки северных газопроводов в Норильс-ке, Уренгое, на трассах «Ухта – Торжок», всплывших участках газопроводов Западной Сибири, технологических трубопроводах дожимной компрессорной станции «Газли», КС «Хива», «Юбилейная», «Грязовец» и т. д. На основе этих работ специалистами АО «Газпром оргэнергогаз» метод был автоматизирован, разработаны интеллектуальные вставки, поставляющие непрерывную информацию о техническом состоянии участков газопроводов в различных регионах, в том числе на сухопутном участке газопровода «Голубой поток» и на 9-ниточном переходе газопроводов через р. Кама.

Основным методом обследований подземных газопроводов выступает внутритрубная диагнос-тика. Первые разработки в этой области, начиная с 1976 г., выполнили специалисты Свердловского отдела ВНИИГАЗ, что позволило к настоящему времени получить современные отечественные внутритрубные дефектоскопы высокого разрешения, которые применяют российские компании «Спецнефтегаз», АО «Газприбор-автоматика сервис» и др. [8].

АНАЛИЗ РАБОТОСПОСОБНОСТИ И ОЦЕНКА РЕСУРСА МГ

Наряду с развитием инструментальных средств большое значение имеет оценка опаснос-ти выявленных дефектов, что потребовало разработки специальных аналитических методов и нормативных документов. В этом направлении специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» был выполнен ряд научно-исследовательских работ, включающих расчетные и натурные исследования, которые опубликованы в серии трудов [9–16] и по результатам которых были разработаны нормативно-методические документы по оценке работоспособности газопроводов с дефектами овализации, утонения, гофр, трещин и т. п. [17–20, 23]. В качестве одного из примеров можно привести работу по исследованию работоспособности обвязки трубопроводов КС «Юбилейная», где на одном из участков имелись цепочки поверхностных дефектов [8]. Для анализа работоспособности данный участок был вырезан из обвязки и испытан на цикличес-кие гидравлические нагрузки на различных уровнях давления с проведением тензоизмерений. По результатам испытаний были выполнены прочностные расчеты и определены фактические механические свойства металла труб. Комплексный анализ позволил выявить реальную работоспособность технологических трубопроводов КС при наличии групповых дефектов и разработать соответст-вующую методику [19].

С увеличением возраста газопроводов с учетом имеющихся дефектов стала актуальной проблема оценки сроков их безопасной эксплуатации и анализа ресурса, в том числе после ремонта. При исследовании этой проблемы учтены следующие особенности: газопроводы являются масштабными, протяженными системами и для оценки ресурса нужно уметь выявлять потенциально опасные участки; это сис-темы с восстановлением, т. е. после проведения ремонта необходимо применять специальные методы оценки ресурса; при оценке ресурса следует учитывать нерасчетные (в проектах) нагрузки и воздействия, возникающие в процессе эксплуатации, а также анализировать возможные изменения механических свойств металла труб и сварных соединений, например определенную потерю пластичности.

Проведен комплекс исследований, опубликованных в научных трудах [11, 15, 16], по результатам которых были разработаны нормативные документы, определяю-щие порядок продления ресурса и сроков безопасной эксплуатации на этапах проектирования и эксплуатации [25–29].

Отдельной задачей в исследовании газопроводов выступает оценка их работоспособности при больших сроках эксплуатации. Здесь необходимо учитывать изменения механических свойств металла и анализировать традиционные методы расчетов прочности, которые базируются на применении строительных норм и правил, использующих ряд условных расчетных коэффициентов. Было показано [30], что корректную оценку работоспособности нужно производить, исходя из уточненного критерия прочности в эксплуатации, в котором фактические максимальные напряжения сравниваются с конкретными механическими характеристиками труб, получаемыми путем натурных изме-рений.

ТРУБЫ КАК ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ АНАЛИЗА КОНСТРУКЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ

При анализе конструкционной надежности основными элементами являются трубы, и обес-печение их работоспособности в газопроводах для различных регионов, с разными способами прокладки и высокими давлениями газа представляет собой актуальную проблему. При выборе труб исследователи сталкиваются с ситуацией, когда, с одной стороны, нужно создать безопасную ГТС, т. е. получить достаточный запас прочности и живучести, а с другой, сооружение протяженных газопроводов должно быть экономичным проектом, поэтому трубы, составляющие 35–45 % затрат, не могут быть очень дорогими. При этом технологичес-ки выгодно повысить давление газа для увеличения пропускной способности, но для этого необходимо применять высокопрочные трубы более высокой стоимости.

В процессе длительной эксплуа-тации газопроводов преобладаю-щими стали дефекты коррозионного и стресс-коррозионного характера, и для анализа их происхождения и развития потребовалось проведение аналитических и экспериментальных исследований [7]. Считается, что стресс-коррозия, или КРН, возникает, когда взаимодействуют несколько факторов: технология производства труб; уровень напряженно-деформированного состояния газопровода (как правило, не ниже 0,4 от предела текучести); окружающая грунтовая среда. Ввиду масштабности проблемы в ПАО «Газпром» и ведущих компаниях Канады и США начиная с 1990 г. были сформированы специальные программы, которые охватывали исследования металла труб, их склонность к образованию и развитию трещин, натурные обследования газопроводов и разработку диаг-ностических средств по обнаружению стресс-коррозии. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и трубной компанией JFE Steel Corporation (Япония) были выполнены исследования стойкости трубных сталей к стресс-коррозии с применением различных методов испытаний, выявлены необходимые марки сталей и на этой основе разработан отраслевой нормативный документ [31].

При переходе газопроводов на большие диаметры и высокие давления газа (11,8 МПа) в сложных природных условиях (газопроводы «Бованенково – Ухта», «Сила Сибири») потребовалось проведение комплексных исследований новых видов высокопрочных труб, включающих полномасштабные натурные испытания протяженных секций труб (>200 м) для оценки протяженности их разрыва. Были разработаны специальные требования к трубам класса прочнос-ти К65 и программа испытаний, в которую входили стандартные заводские испытания на образцах, гидравлические испытания трубы с поверхностным надрезом на разрушение для оценки трещиностойкости и полигонные испытания трубных секций для оценки распространения трещины в условиях, приближенных к реальным условиям эксплуатации.

На полигоне, созданном специалистами ПАО «Газпром» и ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» [32], были организованы режимы охлаждения труб до –20 °С (требования проекта), система сбора и обработки информации от датчиков температур, давления, скорости движения трещины. В качестве одного из примеров на рис. 5 представлены испытания труб производства Ижорского трубного завода и JFE Steel Corporation. В результате была показана высокая надежность высокопрочных труб и обосновано их применение в современных газопроводах.

Особые требования в облас-ти надежности предъявляются к морским газопроводам [34]. Сооружение газопровода «Голубой поток» стало уникальным событием для мировой практики морс-ких газопроводов. Российским специалистам потребовалось решить комплекс новых научно-технических задач. В ПАО «Газпром» разработана трехлетняя программа научного обоснования проекта, в которой под руководством ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были задействованы десятки институтов Российской академии наук, вузов и специализированных организаций. Рассмотрены новые аналитические задачи по смятию глубоководных трубопроводов, коррозионной стойкости, устойчивости при наличии свободных пролетов на дне, расчетам напряженно-деформированного состоя-ния при укладке на большие глубины (>2000 м), гидравлических и температурных режимов газопровода при бескомпрессорной транспортировке газа на большие расстояния (~400 км), оценке надежности и безопасности, а также технологий диагностики и ремонта на больших глубинах. Одной из задач стало изучение работоспособности труб в условиях сероводорода в Черном море, больших давлений воды и высокого давления (25,4 МПа) газа. С этой целью проведены натурные испытания элементов труб и фитингов в характерных участках Черного моря.

Кроме того, организованы комп-лексные испытания труб нового класса на заводах-изготовителях России, Японии, Германии. По результатам исследований и после рецензирования проекта ведущей компанией Det Norske Veritas (Норвегия) было осуществлено строительство газопровода, начиная с 2003 г. газ по «Голубому потоку» поставляется без перебоев в Турцию. На мелководных участках морских газопроводов, на переходах через реки и в болотистой местности эффективным мероприятием оказалось применение обетонированных труб. Для обоснования их надежности ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и Мос-ковского трубозаготовительного комбината проведен комплекс натурных исследований, в который вошли испытания труб на изгиб и удар для оценки целостности бетонной оболочки, на сдвиг для анализа отсутствия смещения бетона относительно металлической трубы. Для определения напряженно-деформированного состояния газопровода при укладке в море и величины допустимого радиуса упругого изгиба выполнены испытания на изгиб трубной секции длиной 60 м и диаметром 1020 мм (рис. 6).

УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ МГ

Задачи управления техничес-ким состоянием МГ активно обсуждаются последние 15 лет, и их решения, основанные на различных методах теории надежности и риска, оптимизационных оценках и процессах управления, направлены на эффективность и безопасность функционирования ГТС на базе принципа эксплуатации по назначению, т. е. исходя из технико-экономичес-кой целесообразности работы какого-либо газопровода или его отдельных участков. В концепции управления техничес-ким состоянием, разработанной специалистами ПАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с привлечением специализированных организаций, сформированы главные цели, среди которых отмечено обеспечение надежности процесса транспортировки и хранения газа, структурной целостности и заданного уровня технического состояния объектов Единой системы газоснабжения [8, 33]. Принципиальная схема концепции целостности и управления техническим состоянием представлена на рис. 7, где обозначены подходы к оценке технического состояния, в том числе вероятностные, а также сведения о формировании информационно-аналитической системы текущего и прогнозируемого техничес-кого состояния.

Необходимо отметить, что для отечественной ГТС, не имеющей аналогов по масштабу и сложнос-ти трасс и работающей в едином технологическом режиме, потребовалось разработать оригинальную концепцию, принципиально отличающуюся от систем управления сравнительно небольшими ГТС, например в ФРГ, Голландии, Великобритании.

Важное значение с позиции надежности имеет задача о надежности газопровода в целом. Для планирования работ по обес-печению надежности эксплуатации ГТС сформирована концепция, приведенная на рис. 8. Основная цель концепции состоит в следующем. При централизованном планировании вывод на требуемый уровень надежности должен осуществляться для всего газопровода, независимо от числа предприятий, эксплуатирующих его отдельные участки или участки в коридоре газопроводов. На рис. 8 показаны сценарии по надежности в зависимости от того, находится ли газопровод в обслуживании одного или нескольких трансгазов. Видно, что в одном случае на первое место выходят задачи конструкционной надежности (сценарий 1), а в другом – совместные задачи технологической и конструкционной надежности (сценарий 2).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В газовой промышленности за последние 40 лет сформировано новое направление конструкционной надежности, включающее задачи системного анализа работоспособности газопроводов, инженерные разработки по обес-печению их безопасной эксплуатации и создание нормативно-методической документации.

Для обеспечения надежнос-ти эксплуатации газопроводов в сложных природно-климатических условиях были проведены специальные аналитические, экспериментальные и полигонные исследования прочности, устойчивости, несущей способности и оценки ресурса, разработаны методы и средства диагностики и создана централизованная сис-тема инспекции МГ.

Комплексные работы по надежности эксплуатации МГ позволили обеспечить высокую надежность ГТС с минимальным количеством отказов на уровне международных требований.

На основе работ по надежности в отрасли сформирована система управления техническим состоянием ГТС, обеспечивающая устойчивое функционирование Единой системы газоснабжения по поставкам газа потреби-телям.

На современном этапе требуется решать новые задачи конструкционной надежности, которые будут нацелены на исследования работоспособности газопроводов с большими сроками эксплуатации, устойчивости газопроводов нового поколения в Арктической зоне и на континентальном шельфе, а также на разработку инженерных решений по безопасной эксплуатации МГ.