Газовая промышленность № 01 2020

Для защиты от коррозии магистральных газопроводов (МГ), способ прокладки которых отличается от надземного, широко используют средства электрохимической защиты (ЭХЗ) [1–11], в качестве которых наиболее распространены станции (установки) катодной защиты (СКЗ) [1, 7–9]. Для контроля параметров ЭХЗ на всем протяжении МГ устанавливают контрольно-измерительные пункты (КИП) (табл. 1, 2). Параметры каждой СКЗ должны выбираться таким образом, чтобы обеспечивать возможность защиты смежных участков газопровода при отключении соседних установок.

Создание и эксплуатация системы ЭХЗ требуют существенных материальных затрат. Основной критерий выбора параметров и режимов работы СКЗ – минимизация затрат на их эксплуатацию при обеспечении более отрицательного, чем установленное минимальное, значения защитного потенциала в каждом КИП. Организацию работы элементов ЭХЗ МГ рационально проводить с использованием методов математического моделирования и решений оптимизационных задач.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Пусть на МГ установлено и эксплуатируется N СКС, значения защитных потенциалов замеряются и отслеживаются с помощью M КИП. Расстояния от каждого СКЗ до каждого КИП задаются матрицей:

D = ||dij||,            (1)

где i = 1, 2, …, N; j = 1, 2, …, M.

Входное сопротивление трубопровода z можно выразить соотношением:

,               (2)

где RT – погонное сопротивление трубопровода; Rиз – сопротивление погонного метра слоя изоляции в направлении по нормали к поверхности. Степень ослабления защитного потенциала при удалении от точки дренажа описывается формулой:

,               (3)

а расстояние от анода до шарового слоя r:

.

Длину зоны защиты i-й СКЗ Li можно оценить с помощью уравнения [11]:

,               (4)

где гр,i – удельное сопротивление грунта в местоположении i-й СКЗ. Данные по минимальному () и максимальному () допустимым значениям защитного потенциала приведены в [7]. Для решения (4) целесообразно использовать метод последовательных приближений [11, 12], в качестве первого приближения – значение Li, определяемое по соотношению:

.               (5)

Для грубой оценки значения тока дренажа IДР,i на выходе i-й СКЗ, обеспечивающего уровень защитного потенциала не ниже , на границах зоны защиты можно использовать выражение [11]:

.               (6)

Выходная мощность i-й СКЗ Pi определяется по соотношению:

Pi = Ii2.z, (7)

а потребляемая ею мощность Wi:

Wi = Pi + Piвн.        (8)

Значение защитного потенциала, формируемого i-й СКЗ в местоположении j-го КИП, eij рассчитывается с использованием уравнения [11]:

                (9)

где li = 0,5.Li – плечо защиты i-й СКЗ.

Схему включения совокупности СКЗ можно задать вектором x = {xi} (i = 1, 2, …, N): xi = 1, если i-я СКЗ включена; xi = 0 – если выключена.

С учетом вышесказанного в общем случае формируемый совокупностью СКЗ защитный потенциал в каждом j-м КИП МГ Ej будет определяться путем суммирования:

Ej = xi.eij,               (10)

где j = 1, 2, …, M.

Тогда задача оптимизации работы СКЗ МГ может быть сформулирована следующим образом: необходимо определить такие значения переменных xi и Ii (i = 1, 2, …, N), которые удовлетворят следующему условию для мощности СКЗ W:

W(X,I) = min xi.(z.Ii2 + Piвн), (11)

где Piвн – потери на внутреннее потребление i-й катодной установки при следующих ограничениях:

– на значения защитного потенциала в КИП:

Ej = xi.eij ≥ , xi.eij ≤ ,             (12)

где j = 1, 2, …, M;

– на значения переменных:

xi = {0,1}, Ii ≥ 0,      (13)

где j = 1, 2, …, N.

Исходные данные для задачи (11)–(13) делятся на постоянные и переменные. Постоянные определяются нормативно-справочной документацией [1–7], переменные – текущей конфигурацией МГ и системы ЭХЗ.

Соотношения (11)–(13) описывают задачу со смешанными переменными. Вектор X = {x1, x2, …, xN} определяет вариант организации работы СКЗ и содержит булевы переменные. Переменные Ii (i = 1, 2, …, N) принимают нецелочисленные значения и определяют параметры функционирования СКЗ. Данные обстоятельства существенно затрудняют выбор метода решения.

АЛГОРИТМ ПОИСКА РАЦИОНАЛЬНОГО РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКЗ МГ

Предлагается следующий алгоритм получения рационального решения формализованной задачи (11)–(13) (см. рис.). На первом этапе осуществляется генерация варианта организации функционирования совокупности СКЗ (значений переменных, составляющих вектор X). Далее для полученного экземпляра вектора X решается частная задача определения значений выходных токов СКЗ, обеспечивающих минимизацию (11) при удовлетворении всех ограничений. Если решения сформулированной частной задачи не существует, сгенерированный вариант организации функционирования совокупности СКЗ из дальнейшего рассмотрения исключается.

После многократного повторения первого и второго шагов формируется массив вариантов организации функционирования совокупности СКЗ, удовлетворяющих граничным условиям. В качестве оптимального решения принимается вариант, в котором суммарная потребляемая мощность СКЗ имеет наименьшее значение.

Представленный алгоритм позволяет получить множество вариантов организации эксплуатации совокупности СКЗ и определить параметры их функционирования, удовлетворяющие заданным условиям. Это позволит осуществлять оперативное управление режимами работы совокупности СКЗ в случае выхода из строя отдельных установок без существенного ухудшения параметров катодной защиты МГ.

В качестве метода решения частных задач определения значений выходных токов СКЗ перспективно применение метода роя частиц (МРЧ) с островной схемой организации вычислений [13–15]. Метод роя частиц – это многоагентный метод стохастического поиска локального экстремума решаемой задачи. К его достоинствам можно отнести:

– нечувствительность к виду целевой функции и ограничениям решаемой задачи;

– хорошую приспособленность к работе с нецелочисленными переменными;

– невысокую вычислительную сложность.

Применение островной схемы организации вычислений позволяет реализовать параллельную работу нескольких простых МРЧ, обеспечить большее разнообразие частиц и повысить вероятность получения истинного решения (обнаружения глобального экстремума функции).

ОСОБЕННОСТЬ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКЗ МГ НА ЭТАПЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Формализованная задача (11)–(13) может решаться как на этапе проектирования МГ, так и на этапе его эксплуатации для реконфигурации системы катодной защиты, например при выходе из строя (отключении) одной или нескольких СКЗ. Алгоритм реконфигурации состоит из следующих шагов:

– определения номера K вышедшей из строя (отключенной) СКЗ;

– выделения среди множества полученных в ходе решения вариантов организации работы совокупности СКЗ, удовлетворяющих условию xK = 0;

– поиска среди них решения с минимальным значением целевого функционала W.

Наличие вариантов решения задачи (11)–(13) для различных экземпляров вектора X дает возможность оперативно осуществлять поиск рационального способа реконфигурирования системы катодной защиты МГ.

Применение разработанной математической модели и алгоритма оптимизации параметров работы СКЗ МГ позволит принимать обоснованные решения по организации работы элементов системы ЭХЗ как на этапе ее проектирования, так и в процессе эксплуатации.

Таблица 1. Типы и характеристики контрольно-измерительных пунктовTable 1. Types and characteristics of test stations

Таблица 2. Пределы и точность измерения контролируемых параметров защиты [7]Table 2. Measurement range and accuracy of controlled protection parameters [7]

При бурении глинистых отложений практически повсеместно имеет место наработка раствора и нарушение устойчивости ствола скважины. Для предотвращения этих негативных явлений применяют буровые растворы с ингибирующими и крепящими свойствами [1–3], которые удобно систематизировать по решаемым задачам:

– предотвращение наработки и сохранение стабильных показателей раствора за счет снижения гидрофильности, гидратации, набухания и способности к диспергированию глинистого шлама достигается за счет ингибирующих свойств;

– сохранение устойчивости глин и аргиллитов на стенках ствола скважин в первую очередь обеспечивают крепящие свойства [4].

Управление ингибирующими свойствами раствора осуществляется посредством несложной химической обработки, путем ввода электролитов и водорастворимых полимеров (рис. 1). Контроль за крепящими свойствами – более сложная задача, поскольку устойчивость стенок скважины зависит от большого числа факторов (рис. 1). Несмотря на то что проблемы при бурении глинистых пород хорошо известны, поиск оптимального состава бурового раствора для предотвращения наработки и сохранения устойчивости глин и аргиллитов на стенках ствола скважины остается весьма актуальной задачей.

При строительстве скважин в Прикаспийской впад., в частности на Астраханском газоконденсатном месторождении (ГКМ), ведущими российскими и зарубежными сервисными компаниями опробованы различные варианты ингибирующих буровых растворов. Полученный опыт свидетельствует об их низкой эффективности – слабо выраженных ингибирующих и крепящих свойствах. Применение таких буровых растворов не позволяет предотвратить наработку и стабилизировать стенки ствола скважины в интервалах залегания глинистых пород [1–4]. Начиная с 2013 г. строительство скважин на Астраханском ГКМ осуществляется с применением поликатионных буровых растворов «Катбурр» [5, 6], которые превосходят аналоги с водной дисперсионной средой по ингибирующим и крепящим свойствам.

Выбор скважин для сравнительного анализа эффективности буровых растворов часто осуществляется некорректно, что может быть связано со сложными горно-геологическими условиями месторождения, поскольку необходимо обеспечить максимальное сходство (в идеале – идентичность) по следующим параметрам:

– горно-геологическим условиям;

– литолого-стратиграфическому разрезу;

– свойствам проходимых пород;

– технологии бурения;

– профилю скважин.

Оптимальная пара для корректного сравнения – дублер и ранее пробуренная скважина, если они разнесены не более чем на 150–250 м, пробурены по одинаковой технологии и имеют идентичный профиль. Такой выбор позволит корректно оценить эффективность различных типов буровых растворов и целесообразность их использования.

На основании вышесказанного в представленной работе сопоставлены результаты, полученные на скважинах № 915 и 915д Астраханского ГКМ в интервале глинистых отложений надсолевого разреза. Скважина № 915 начата бурением в 2014 г.; из‑за смятия колонны в солевых отложениях ее ликвидировали. В 2018 г. на расстоянии 110 м была разбурена скважина-дублер № 915д.

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ № 915, СВЯЗАННЫЕ С БУРОВЫМИ РАСТВОРАМИ

Бурение надсолевого комплекса в интервалах 30–350 и 350–2486 м осуществлялось с применением ингибированного калиевого полимерно-лигносульфонатного бурового раствора, разработанного в ООО «Сервисный Центр СБМ». В интервале неоген-четвертичных и палеогеновых отложений и далее меловых, юрских и триасовых отложений наблюдались осыпи и обвалы. Бурение сопровождалось сальникообразованием на элементах компоновок низа бурильной колонны (КНБК) с выносом в желоб крупных фрагментов сальников, обвальной пластичной и аргиллитоподобной глины. Подъем и спуск инструмента вынужденно сопровождались промывкой, вращением и проработкой, затяжками и посадками. В процессе бурения надсолевого интервала имели место прихваты инструмента.

Нарушение устойчивости глинистых пород привело к увеличению коэффициента кавернозности до величины 1,33 (табл. 1), что значительно превышает про-ектное значение, равное 1,20. Увеличение кавернозности отрицательно повлияло на качество цементирования и долговечность скважины. Из-за нарушения устойчивости ствола ее средний диаметр составил 454 мм при диаметре долота 393,7 мм. Для наглядности на рис. 2, 3 приведены сравнительные результаты профилометрии, полученные в интервалах бурения под кондуктор 30–350 м и техническую колонну 350–2470 м соответственно. В диапазоне 670–730 м кавернозность ствола скважины № 915 оказалась ниже; на остальных участках этот показатель у скважины № 915 значительно хуже, чем у дублера № 915д.

Механическая скорость бурения под первую техническую колонну составила 4,02 м / ч. По мере углубления концентрация коллоидной фракции росла, и только периодическим разбавлением раствора удавалось поддерживать ее значение в диапазоне 90–120 кг / м3 (табл. 1), что привело к наработке избыточного объема 1250 м3. Из-за повышения концентрации коллоидной фракции структурно-реологические показатели и тиксотропия бурового раствора постоянно увеличивались до неприемлемых значений. Отношение статического напряжения сдвига, измеренного через 10 и 1 мин (СНС10 / СНС1), доходило до 4–6 (табл. 2).

При одновременном увеличении концентрации коллоидной фракции и обильном выносе обвального шлама очистные устройства постоянно загрязнялись пластичной массой глины, что приводило к большим потерям бурового раствора. При условной вязкости 110–120 с зафиксировано полное залипание сеток вибросит и переток рабочего раствора в амбар.

Длительность подготовки ствола перед проведением геофизических исследований скважины (ГИС)и креплением скважины существенно возросла из‑за посадок, затяжек, потери устойчивости стенок и др., что привело к значительным временным затратам в надсолевом разрезе: календарное время на интервал составило 1904 ч при проектном – 1095 ч (табл. 1).

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ № 915Д, СВЯЗАННЫЕ С БУРОВЫМИ РАСТВОРАМИ

Надсолевой комплекс в интервалах 30–350 и 350–2468 м бурили с применением усовершенствованной модификации поликатионного бурового раствора «Катбурр» при авторском сопровождении специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

В процессе бурения скважины № 915д в интервале неоген-четвертичных и палеогеновых отложений и далее меловых, юрских и триасовых отложений имело место сальникообразование на элементах КНБК. Выноса в желоб крупных фрагментов сальников и обвальной аргиллитоподобной глины не наблюдалось. Инструмент спускали практически чисто, без посадок. В некоторых случаях подъем инструмента проводили с промывкой, вращением и проработкой. Бурение и проработка сопровождались минимальным количеством обвальной породы, что свидетельствовало о стабильности ствола скважины. Подготовка ствола скважины перед ГИС и креплением осуществлялась с чистым доходом до забоя и незначительными затяжками при подъеме в призабойной зоне. Проблемы, связанные с нарушением устойчивости ствола скважины, отсутствовали.

Высокие крепящие свойства раствора «Катбурр» обеспечили стабилизацию ствола: коэффициент кавернозности составил 1,14, что ниже проектного значения 1,20. Средний диаметр ствола скважины составил 420 мм при диаметре долота 393,7 мм.

Механическая скорость бурения под первую техническую колонну увеличилась до 5,64 м / ч. За счет высокой ингибирующей способности раствора «Катбурр» его наработка отсутствовала. Залипания сеток вибросит глинистым шламом не наблюдалось даже при условной вязкости 250–350 с, глинистый шлам выносился на поверхность практически в естественном состоянии. Концентрация коллоидной фракции перед началом бурения составляла 22–24 кг / м3, с углублением она начала уменьшаться (табл. 1). Низкое значение концентрации коллоидной фракции обеспечило стабильность технологических показателей бурового раствора.

Отличительная особенность раствора «Катбурр» от известных аналогов с водной дисперсионной средой – это возможность автономного управления структурно-реологическими показателями: каждый показатель можно регулировать избирательно, без воздействия на остальные. Например, при увеличении условной вязкости до 300–500 с для повышения крепящих свойств рабочий раствор продолжает свободно проходить через сетки вибросита: пластическая вязкость, динамическое и статическое напряжения сдвига практически не меняются и остаются в пределах проектных значений. Отношение СНС10 / СНС1 на всем протяжении бурения глинистого интервала находилось в пределах 1,0–1,2, что говорит о хороших тиксотропных свойствах раствора (табл. 3).

Вышеперечисленные факторы привели к значительному снижению временных затрат в надсолевом разрезе скважины: календарное время на интервал составило 1056 ч при проектном – 1095 ч (табл. 1).

РАСХОД ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ И МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ НАДСОЛЕВОГО ИНТЕРВАЛА НА СКВАЖИНАХ № 915 И 915Д

Данные о расходе химических реагентов и материалов суммированы в табл. 4, 5.

При бурении скважины № 915д имело место поглощение раствора в количестве 110 м3, одна из причин поглощения – завышенное проектное значение плотности (1360 кг / м3). Необходимость поддерживать высокую плотность раствора связана с потерей устойчивости стенок ствола скважины и обоснована опытом бурения на данном участке месторождения. Однако раствор «Катбурр» позволяет скорректировать плотность рабочего раствора до 1280–1300 кг / м3 благодаря превосходным крепящим свойствам: на скважине № 915д бурение до глубины 2380 м осуществляли при плотности раствора 1280–1290 кг / м3, и поглощений при этом не наблюдалось. Поглощение имело место в дальнейшем при бурении в интервале 2380–2468 м и спуско-подъемных операциях после утяжеления раствора «Катбурр» до плотности 1360 кг / м3. Это обстоятельство показывает необходимость обос-нованного подхода к выбору плотности бурового раствора при бурении скважин.

СРАВНЕНИЕ СКВАЖИН № 628 И 629 АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Несмотря на хорошие результаты применения «Катбурр», поиск альтернативных составов буровых растворов продолжается. В настоящее время проходят опытно-промысловые испытания нового ингибирующего бурового раствора «Полиформ», разработанного в ООО «Сервисный Центр СБМ». «Полиформ» протестирован при бурении глинистого интервала скважины № 628 в начале 2019 г. Для сравнения и оценки его эффективности в качестве эталона выбран «Катбурр», который использовали при бурении аналогичного разреза на скважине № 629 (табл. 6).

Тестовые скважины находятся в купольной части солевых отложений. Содержание набухающих глинистых минералов в надсолевом разрезе в купольной части солевых отложений значительно меньше, а глинистые породы в этой зоне заметно устойчивее, чем в мульдах или зонах, примыкающих к крутым склонам и карнизам соляных истоков.

Бурение скважины № 628 осложнялось осыпями и обвалами. На элементах КНБК часто образовывались полноразмерные сальники. Бурение и проработки сопровождались выносом обвальной породы, представленной глинами и аргиллитами. Подъем и спуск инструмента проходили с промывками и проработками в результате затяжек и посадок. В процессе бурения надсолевого интервала имели место подклинки инструмента.

Подготовка ствола скважины перед ГИС и креплением сопровождалась большими затратами времени вследствие посадок, затяжек, потери устойчивости стенок и др. Из-за частых осыпей и обвалов коэффициент кавернозности на скважине № 628 составил 1,29, что превышает проектное значение 1,20.

Механическая скорость бурения на скважине № 628 под первую техническую колонну составила 5,24 м / ч. В свежеприготовленном буровом растворе отсутствовала коллоидная фракция, с углублением концентрация коллоидной фракции начала увеличиваться, из чего можно сделать вывод о диспергировании глинистого шлама в растворе «Полиформ», что свидетельствует о его низкой ингибирующей способности.

Бурение скважины № 629 в интервале глинистых пород 350–1335 м надсолевого комплекса проводили с использованием раствора «Катбурр» при авторском сопровождении ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В процессе работы выноса в желоб крупных фрагментов сальников и обвальной аргиллитоподобной глины не отмечено, спуско-подъемные операции проходили чисто, без посадок и затяжек. Подготовка ствола скважины перед ГИС и креплением осуществлялась с чистым доходом до забоя и без затяжек при подъеме. Проблем, связанных с нарушением устойчивости ствола, не наблюдалось. Все это значительно снизило затраты времени на бурение в надсолевом разрезе скважины № 629.

Высокие крепящие свойства раствора «Катбурр» обеспечили стабилизацию ствола скважины: коэффициент кавернозности составил 1,09, что ниже проектного значения 1,20.

Механическая скорость бурения под первую техническую колонну 8,22 м / ч оказалась существенно выше, чем на скважине № 628 (5,24 м / ч).

Высокие ингибирующие свойства раствора «Катбурр» предотвратили диспергирование глинистого шлама до коллоидной фракции: ее концентрация с углублением начала уменьшаться.

Затраты на химические реагенты и материалы на бурение в надсолевых отложениях под первую техническую колонну скважин № 628 и 629 составили 22,1 и 18,29 млн р. соответственно.

ВЫВОДЫ

Высокие ингибирующие свойства раствора «Катбурр» обеспечили низкий уровень концентрации коллоидной фракции в процессе углубления, предотвращение наработки раствора и снижение связанных с ним затрат на утилизацию. Его высокие крепящие свойства способствуют стабилизации ствола скважин в глинистых отложениях. Низкая концентрация коллоидной фракции, стабильные структурно-реологические показатели и высокая транспортирующая способность раствора «Катбурр» позволяют существенно увеличить механическую скорость бурения и снизить производительное время в сравнении с аналогами.

Таблица 1. Показатели бурения и состояния стволов скважин № 915 и 915д Астраханского ГКМTable 1. Indicators of drilling and state of wellbores No. 915 and 915d of Astrakhan GCF

Таблица 2. Усредненные значения технологических показателей калиевого полимерно-лигносульфонатного раствора в интервале бурения 350–2485 мTable 2. Average process indicators of potassium-lignosulfonate polymer fluid in 350–2485 m drilling interval

Табл. 3. Усредненные значения технологических показателей раствора «Катбурр» в интервале бурения 350–2468 мTable 3. Average process indicators of Katburr fluid in 350–2468 m drilling interval

Таблица 4. Фактический расход материалов и реагентов при бурении скважины № 915 Астраханского ГКМTable 4. Actual material and reagent consumption in drilling of well No. 915 of Astrakhan GCF

Таблица 5. Фактический расход материалов и реагентов при бурении скважины № 915д АГКМTable 5. Actual material and reagent consumption in drilling of well No. 915d of Astrakhan GCF

Таблица 6. Показатели бурения и состояния стволов скважин № 628 и 629 Астраханского ГКМTable 6. Indicators of drilling and state of wellbores No. 628 and 629 of Astrakhan GCF

В последнее десятилетие длина ствола скважин становится больше за счет отдаления забоя и увеличения количества горизонтальных стволов при постоянной средней глубине по вертикали. Бурение горизонтальных скважин превысило 40 % от всего объема эксплуатационного бурения за 2017 г., и прирост составил 2,3 млн м – 79 % от суммарного прироста объемов работ. Средняя длина законченных строительством горизонтальных скважин – 3546 м, наклонно направленных скважин – 2727 м. С 2010 г. также наблюдается тенденция увеличения длины горизонтальных участков скважин (см. табл.). Через 5–7 лет средняя длина горизонтальной скважины достигнет 4500 м, что потребует перехода на буровые установки большей грузоподъемности и существенно увеличит число и уровень нагрузок, испытываемых бурильной колонной.

Высокопроизводительные долота PDC (polycrystalline diamond bits) в сочетании с современным геонавигационным оборудованием, эффективными буровыми растворами и технологиями очистки ствола скважины от шлама кратно увеличивают метраж проходки на долото и время пребывания бурильного инструмента в скважине без визуального контроля его состояния. Технологические подъемы долота в башмак колонны приводят к снижению количества спуско-подъемных операций до минимума (одной). В этих условиях очень востребован цифровой двойник бурильного инструмента (БИ), позволяющий при помощи адаптивной системы контролировать его состояние и управлять режимом эксплуатации наиболее аварийно опасных элементов – замковых резьбовых соединений (ЗРС).

В АО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» разработана система мониторинга усталостной прочности ЗРС БИ [2, 3]. Применение этой системы целесообразно во время эксплуатации БИ со скачками крутящего момента и осевых нагрузок, возникающими в результате взаимодействия горных пород и породоразрушающего инструмента, а также в процессе освобождения прихваченного БИ в наклонно направленных и горизонтальных скважинах с изгибающими нагрузками, которые сопровождаются повреждающими пластическими деформациями в зонах концентрации напряжения. В разработанной системе технологические параметры режима бурения преобразуются в напряжения в ЗРС методом конечных элементов (МКЭ). Достоинства МКЭ – это точность расчетов и возможность заменить лабораторные исследования численным моделированием; его недостатки – трудоемкость и значительные затраты времени (десятки часов) на обработку трехмерной модели сложной конструкции (такой как ЗРС).

МЕТОД РАСЧЕТА

В настоящей работе предложен метод, позволяющий упростить расчеты и уменьшить затрачиваемое на них время, что важно, поскольку при бурении скважин возможность оперативного анализа актуальных данных о состоянии БИ имеет большое значение. Используемые формулы выведены на основе обобщения известных и апробированных соотношений [4–7]. Приняты следующие упрощающие расчеты допущения:

– осесимметричная геометрия ЗРС (для моделирования спиральной формы витков резьбы учитывается деформация и продвижение за счет кручения);

– замена описываемого в трехмерном пространстве крутящего момента двумя реактивными силами в упорных торцах ЗРС.

В целях исследования воздействующих осевых и крутильных нагрузок на первые витки ниппеля и последние витки муфты со стороны упорного торца получено уравнение для вычисления напряжения на основе соотношений [5–7]:

,               (1)

где Ty – крутящий момент, вызывающий превышение предела текучести; Ym – минимальное значение предела текучести материала; A – наименьшая площадь поперечного сечения ниппеля или муфты; P – шаг резьбы; f – коэффициент трения; Rt – средний радиус резьбы; Rs – средний радиус торцов; – половина угла резьбы. Формула (1) состоит из трех частей. Первое слагаемое в квадратных скобках описывает деформацию ЗРС во время кручения, т. е. соответствует величине вхождения ниппеля в муфту за один оборот; второе – трение между витками резьбы в резьбовой части; третье – трение между торцами ниппеля и муфты.

Совместное действие сил кручения и растяжения на ЗРС

Для определения рабочей зоны бурильного инструмента строится график совместного действия сил кручения и растяжения для всех типов ЗРС (рис. 1). Формулы (2–6) описывают состояние ЗРС в зависимости от сочетания приложенных нагрузок [6, 7]. Точка P1 соответствует осевой нагрузке, при которой начинаются пластические деформации ниппеля:

,               (2)

в точке T1 – пластические деформации муфты:

,               (3)

где Aн и Aм – наименьшая площадь поперечного сечения ниппеля и муфты соответственно. Величина момента кручения в T2 достаточна для пластических деформаций ниппеля. Эта точка может лежать как правее, так и левее точки T1 в зависимости от соотношения внутреннего и наружного диаметров ниппеля и муфты. Она рассчитывается по формуле:

.               (4)

Точки T3 и T4 отвечают за поведение ЗРС при совместной нагрузке при кручении и растяжении:

,               (5)

.               (6)

Линия T2–T4 – это граница, выше которой совместная нагрузка кручения и растяжения вызывает пластические деформации ниппеля и муфты. В работах [6, 7] отмечено, что эта линия лучше, чем T2–T4, отражает пластические деформации и поведение ЗРС в условиях реальной работы [5]. Линия 0–T4 соответствует величине совместной нагрузки, при которой происходит рассоединение торцов ниппеля и муфты. Для безопасной работы ЗРС нагрузка должна находиться в рабочей зоне диаграммы.

Моделирование нагрузок

Для моделирования нагрузок использовано программное обеспечение ANSYS, в котором применяется МКЭ для расчетов. Рассматриваемое тело со сложной геометрией разбивается на множество простых фрагментов, например на кубы. Далее задается нагрузка на эти фрагменты и путем решения системы дифференциальных уравнений определяются их деформация и напряжения, которые передаются соседним простым телам. Таким образом строится полная модель сложного объекта.

Моделирование крутящего момента

На рис. 2 представлено действие крутящего момента в трехмерной модели, что наглядно подтверждает сложность расчетов. На практике расчеты ограничены мощностью вычислительной техники, поэтому в [2] предложено использовать двухмерную модель.

Для того чтобы двухмерная модель корректно описывала процесс, принимаются следующие допущения:

– крутящий момент раскладывается на две реактивные силы, сжимающие упорные торцы ЗРС (рис. 3);

– для определения величины крутящего момента этими силами моделируется осевая деформация в зоне упорных торцов ЗРС.

При закручивании ниппеля в муфту на один оборот ниппель входит в нее на длину, равную одному шагу резьбы. В двухмерной модели вместо крутящего момента действуют две реактивные силы, которые создают деформации в месте упорных торцов. Измеряя эту деформацию и зная реактивные силы, можно рассчитать общий крутящий момент Mtotal, приложенный к ЗРС:

,               (7)

где Fp – реактивная сила в торцах ЗРС; – рассчитанный коэффициент; G – модуль сдвига; l – длина резьбы; d – внутренний диаметр; D – наружный диаметр.

Выражение в квадратных скобках (7) представляет собой коэффициент пропорциональности K, отражающий конструктивные и металлургические характеристики ниппеля и муфты. Он определяется графически для каждого ЗРС (рис. 4). Тип смазки влияет на коэффициент трения и значение К в целом. Технологические параметры режима бурения, в частности осевая нагрузка и реактивные силы, имеют одинаковые направления и располагаются на одной плоскости.

Следует отметить, что приведенные расчеты выполнены для нового изделия без механического износа на витках резьбы. Для более точных построений необходимо учитывать конструкцию ЗРС, провести пересчет и определить коэффициент К при разных уровнях износа.

В 2019 г. в АО «Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий» приступили к опытно-промышленным испытаниям адаптивной системы управления мониторинга усталостной прочности ЗРС БИ на буровых объектах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ООО «Газпромнефть-Оренбург», где планируется исследовать влияние уровня износа на величину коэффициента К.

ВЫВОДЫ

Разработан экспресс-метод расчета характеристик ЗРС и получены аналитические формулы, позволяющие сократить время, необходимое на трехмерное моделирование с использованием МКЭ.

Предложена двухмерная модель для исследования реактивных сил на упорных торцах ЗРС при кручении, упрощающая расчет крутящего момента.

Определен коэффициент K закручивания ниппеля в муфту ЗРС «З-117», отражающий конструктивные и металлургические характеристики.

Динамика роста длины горизонтальных скважин [1]Dynamics of horizontal well elongation [1]

Эффективность разработки нефтегазовых месторождений в значительной степени определяется рационально выбранной технологией. В этой связи необходимо контролировать и уточнять состояние залежей в целях получения актуальной информации о геологическом строении скважин и изменении характера насыщения при их разбуривании и эксплуатации.

При разработке Самотлорского месторождения накоплен обширный опыт контроля за процессом выработки запасов углеводородов газонефтяной залежи пластов АВ1–5. Здесь на постоянной основе выполняется оценка положения газонефтяного контакта (ГНК) и изменения характера насыщения первоначально нефте- и газонасыщенных толщин.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Начальное положение ГНК на Самотлорском месторождении условно принято на абсолютной отметке – 1616 м. Согласно [1] в результате реализации барьерного заводнения в процессе разработки и благодаря наличию гидродинамической связи между пластами меняется характер насыще-ния первоначально газонасыщенных коллекторов: место газа занимают нефть и вода. В таких условиях поверхность ГНК поднимается неравномерно (ступенчато), динамика изменения ее положения определяется темпами добычи газа из газовой шапки и разработки нефтяной части залежи на различных участках. Эти факторы обуславливают необходимость постоянного мониторинга изменения положения ГНК, состояния газонасыщенных толщин и степени их выработки.

Анализ систем разработки и выработки запасов углеводородов пластов АВ1–3 проводится на основании данных о действующем фонде скважин газонефтяной и газовой частей залежи, об их фактических режимах работы, способах добычи нефти, эффективности систем поддержания пластового давления и реализации барьерного заводнения, а также результатов регулярных замеров газового фактора и определения состава добываемой продукции. Он выполняется в единой связке с определением текущего положения ГНК. Один из инструментов отслеживания координат поверхности ГНК – регулярное построение карт актуальных газонасыщенных толщин с оценкой коэффициентов замещения. Эти карты используются при проектировании систем разработки и опорных наблюдательных сетей скважин и в процессе их эксплуатации.

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Карты суммарных текущих газонасыщенных толщин группы пластов с газовой шапкой АВ1–3 Самотлорского месторождения строятся с использованием методов нейтронного каротажа по тепло-вым нейтронам (НКТ) и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) (оценка насыщения на качественном уровне) [2]. В качестве исходных используются данные по начальным и текущим газонасыщенным толщинам, полученные путем обработки результатов ИННК и повторного НКТ, и координаты скважин в кровле соответствующего пласта. Контроль ведется с 2008 г., информация ежегодно обновляется, неактуальные исследования с течением времени исключаются. В случае отсутствия замеров ИННК в некоторых частях газовой шапки при построении используются данные спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа. Результаты недостаточно достоверных или полных исследований при выполнении данной работы отбраковываются. В связи с указанными критериями отбора построенные карты отображают минимально возможные незамещенные газонасыщенные толщины и характеризуются максимальным объемом замещения первоначально газонасыщенных толщин.

В качестве примера рассмотрим оценку текущих газонасыщенных толщин и коэффициента выработки запасов газа по пластам АВ1(3)–АВ2–3 и АВ1(1-2). Принятое для анализа ежегодное количество исследований на объектах обычно составляет 40–50 операций по АВ1(3)–АВ2–3 и 60–70 операций по АВ1(1-2) – представительная статистическая выборка, достоверно на качественном уровне отражающая текущее состояние насыщения. Каждый год исследования проводятся в разных скважинах, что позволяет получить информацию о ситуации на всем месторождении.

Карты текущих газонасыщенных толщин создавали методом детерминированного моделирования convergent interpolation, оптимальным для 2D-построений при наличии относительно равномерной сети наблюдений. Фиксировали только толщины с насыщением газом; их суммировали по разрезу скважины. Пропластки с признаками частичного или полного замещения газа флюидом в работе не использовали. При расчетах учитывали влияние нагнетательных скважин, в том числе эффект от эксплуатации скважин барьерных рядов, поскольку при наличии гидродинамической связи между пластами разработка скважин непосредственно воздействует на характер насыщения соседних пластов [1, 3, 4].

Карты исходных и текущих газонасыщенных толщин пластов АВ1(1-2), АВ1(3)–АВ2–3 представлены на рис. 1, 2. Согласно данным ИННК за 2008–2017 гг., прослеживается постепенное замещение газа жидкостью (преимущественно закачиваемой водой и смесью воды с газом). Текущие газонасыщенные толщины распределены по всей площади чисто газовой зоны пласта, постепенно уменьшаясь к внешнему контуру газоносности. Основной объем незатронутых разработкой газонасыщенных толщин сосредоточен в центральной части газовой шапки. В газонефтяной зоне произошло практически полное замещение газа жидкостью, преимущественно водой.

Текущие коэффициенты замещения газонасыщенных толщин по результатам ИННК и повторного НКТ (рис. 2) оценили путем определения суммарных значений толщин в пределах пластов с начальным или изменившимся характером насыщения. Наличие жидкости (газ + нефть, газ + вода) считали основанием для отнесения толщин к вырабатываемым. При таком подходе выполняется максимальная оценка коэффициентов замещения газонасыщенных толщин. Далее через отношение суммарной толщины вырабатываемых прослоев к первоначальной толщине продуктивной части пласта определили коэффициент замещения для газовой шапки.

Другой инструмент оценки изменения положения ГНК – гидродинамическое моделирование (ГДМ) изменения газонасыщенности пластов, результаты которого необходимы разработчикам при формировании программы геолого-технологических мероприятий, направленной в том числе на добычу внедренной в первоначально газонасыщенные толщины нефти, а также для обоснованного размещения скважин проектного газового фонда пласта. Текущий уровень ГНК по данным ГДМ определили путем сопоставления коэффициента газонасыщенности со средней начальной газонасыщенностью на ГНК, полученной из геологической модели (рис. 3). Расчет можно провести для любого периода разработки залежи; в текущем представлении оценка положения ГНК дается за весь период разработки и за последние пять лет. Причина подъема ГНК – движение флюидов через условную отметку (1616 м) в процессе разработки в соответствии с законами распределения давления в газо- и нефтенасыщенных частях залежи при отсутствии надежных глинистых разделов на контакте нефть–газ и наличии гидродинамической связи [4, 5].

Согласно построенным картам максимальная высота подъема ГНК с начала разработки по пласту АВ1(1-2) зафиксирована в восточной части газовой шапки и составляет 31 м. В среднем с начала разработки ГНК поднялся на 5,8 м. За последние пять лет его положение изменилось незначительно, в среднем на 0,85 м, с максимальным значением 20,5 м в северо-восточной части газовой шапки, что связано с минимизацией объема внедрения воды и нефти в газонасыщенные толщины за счет снижения разницы давлений в нефтяной и газовой частях залежи. По пласту АВ1(3)–АВ2–3 максимальная высота подъема ГНК с начала разработки составляет 44,4 м, средняя – 12 м, за пятилетний период средняя высота подъема – 0,3 м, максимальная – 20 м. По результатам оценки текущий уровень ГНК пласта АВ1(1-2) находится в диапазоне абсолютных отметок 1585–1616 м, пласта АВ1(3)–АВ2–3 – 1572–1616 м. Данные, полученные с использованием ГДМ, хорошо согласуются с данными промыслово-геофизических исследований.

В результате выполнения комплексной оценки, объединяющей анализ разработки, выработку запасов нефти и газа, построение карт текущих газонасыщенных толщин с определением текущих коэффициентов замещения и сопоставление изменения газонасыщенности пластов на основе ГДМ, получено максимально возможно полное представление о сложной геометрии текущих запасов газа и формы текущего ГНК газонефтяных пластов рассматриваемого месторождения (рис. 4).

ВЫВОДЫ

Существующая практика оценки положения ГНК на Самотлорском месторождении достаточно эффективна и позволяет одновременно оценить степень замещения газонасыщенных толщин за счет перемещения жидкости в газовую шапку и наличие незамещенных газовых пропластков в разрезе залежи. Результаты расчета процессов выработки газа и коэффициента замещения имеют максимальную оценку, поскольку наличие жидкости в первоначально газонасыщенных коллекторах служило основанием для отнесения этой толщины к вырабатываемой. По данным ГДМ выполнена оценка актуального положения ГНК газонефтяных пластов на основе сопоставления текущего коэффициента газонасыщенности со средней исходной газонасыщенностью на ГНК. Представленный в статье комплекс работ позволяет значительно снизить риски, связанные с отсутствием достоверной информации о характере насыщения газовой шапки. Результаты исследований используются для оценки текущих запасов газа и промышленных за-пасов внедренной в газовую шапку нефти, применяются в целях мониторинга характера насыщения газовой шапки, формирования опорных наблюдательных сетей скважин, а также для размещения проектного фонда скважин и формирования проектной программы геолого-технологических мероприятий.

Ниже представлена методика лабораторных исследований, которая позволяет осуществлять постановку комплексных экспериментов по изучению процессов накопления газовых гидратов в пористых средах с оценкой изменения газопроницаемости пород, а также влияния влагосодержания на условия гидратообразования. Исследования выполнены на примере керна туронской залежи Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).

Газонасыщенные продуктивные отложения, например туронские залежи Южно-Русского НГКМ, в естественных условиях могут содержать различное количество влаги. В процессе разработки в породах туронского яруса влагосодержание газонасыщенных пластов-коллекторов в призабойной зоне скважин может изменяться, в том числе за счет конденсации воды из фильтрующегося пластового газа и ее перетока. Кроме того, при добыче газа из туронского коллектора часто используются технологические жидкости, которые также влияют на условия образования и существования газогидратов в пласте.

Отмеченные выше особенности процессов накопления гидратов в пористых средах составляют предмет изучения в данной работе.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Процессы гидратообразования в породах туронских залежей Южно-Русского НГКМ изучали на отобранном на глубине (806,7 ± 0,17) м образце керна длиной 29,08 мм и диаметром 28,83 мм, представленном слабоконсолидированным глинистым песчаником. По результатам исследования на анализаторе «ПИК-ПП» [1] его абсолютная газопроницаемость составила 1,42.10–14 м2, а пористость – 23,10 %. Величину удельной активной поверхности образца определили на приборе Sorbi-M [2]: 1,8.103 м2 / кг; она соответствует песчанистой породе, содержащей пылевато-глинистую компо-ненту.

Схема эксперимента включала следующие этапы:

– насыщение образца раствором хлорида натрия концентрацией 17 кг / м3;

– установку образца в специальный кернодержатель-барокамеру с обжатием до 8 МПа;

– насыщение барокамеры с образцом метаном до давления 4,5 МПа;

– создание условий для гидратообразования в поровом пространстве образца;

– проведение периодической продувки на образце для оценки его газопроницаемости;

– нагревание образца для разложения поровых газогидратов;

– определение эффективной проницаемости после эксперимента.

Насыщение образца раствором соли проводили до влажности 8,37 мас. %, что обеспечивало степень заполнения порового пространства водой около 69 %.

Для гидратонасыщения с оценкой газопроницаемости использовали специальную экспериментальную установку «Гидрат», разработанную в ООО «ЭкогеосПром».

Температурные условия задавали, размещая измерительную часть установки в холодильный агрегат воздушного охлаждения фирмы Gronland с рабочим объемом холодильной камеры 0,5 м3. В камере температура устанавливается и поддерживается стабильной при помощи контактного термометра и варьируется в пределах ± 0,5 ºС; ее рабочий диапазон составляет от 30 до –15 ºС.

Система регистрации данных состояла из датчиков температуры – термисторов (точность измерения ± 0,1 °С) и двух электрических датчиков давления (точность измерения ± 1 кПа) с возможностью автоматической записи показаний с любым выбранным временным шагом в память компьютера.

В качестве газа-гидратообразователя использовали метан ос.ч., его паспортные характеристики приведены в табл. 1.

Установка «Гидрат» позволяет задавать необходимые термобарические условия в диапазоне температур от 30 до –15 ºС при давлении до 7 МПа, погрешность измерений не превышает 15 % [3]. По изменению термобарических условий в ходе гидратонакопления в образце определяли параметры гидратосодержания с использованием метода PVT (pressure volume temperature) [4]. Для этого рассчитывали массу поглощенного в процессе гидратообразования метана mG:

,               (1)

где Pi – давление в системе в i-й момент времени i; V – приведенный объем барокамеры с учетом коэффициента сжимаемости; M – молярная масса метана; R – универсальная газовая постоянная; Ti – температура в момент времени i; z – z-фактор газа (метана) при данных условиях.

Массу гидрата метана mh рассчитывали по величине поглощения газа исходя из химической формулы и гидратного числа 5,9. Его весовое содержание H (мас. %) определяли по соотношению:

,               (1)

объемное гидратосодержание HV (об. %) – по формуле:

,               (2)

где ms – масса грунтового образца; – плотность грунта; h – плотность пустого каркаса кристаллической решетки гидрата метана (794 кг / м3) [5].

Зная объемное гидратосодержание, можно определить степень заполнения пор гидратом Sh:

,               (3)

где n – пористость грунтового образца.

Коэффициент гидратности (доля поровой влаги, перешедшей в гидрат) Kh определяли по формуле:

,               (4)

где Wh – количество влаги, перешедшей в гидрат в процентном отношении к массе сухого образца; W – влажность образца, мас. %. Значение Wh рассчитывали с учетом массы порового гидрата mh исходя из принятой химической формулы.

Оценка эффективной проницаемости образца K в кернодержателе описываемой установки была основана на анализе падения давления в ресиверах с известными газовыми объемами. В ходе решения дифференциального уравнения массопереноса через образец под действием градиента давлений использовали следующую формулу для расчета эффективной проницаемости [6]:

,         (5)

где – динамическая вязкость газа; L – длина образца; S – площадь поперечного сечения образца; V1 – объем ресивера; p1(0), p1(t), p1(f) – давление на входе в кернодержатель перед образцом в начальный (t = 0), текущий (t) и конечный (t = f) момент времени; p2(0), p2(t), p2(f) – давление на выходе из кернодержателя после образца в начальный (t = 0), текущий (t) и конечный (t = f) момент времени.

Согласно результатам тестов установки с использованием специальных эталонных керамических образцов, величина относительной погрешности измерений не превышает 15 % [1].

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

В ходе лабораторных экспериментов на установке «Гидрат» проводили количественную оценку накопления гидрата метана в поровом пространстве образца керна и экспериментальное определение газопроницаемости образца при рассчитанном гидратонасыщении. Исходные характеристики образца керна представлены в табл. 2, из данных которой следует, что после насыщения образца раствором хлорида натрия до влажности 8,37 мас. % его газопроницаемость упала почти в 70 раз и составила 2,1.10–16 м2. При создании условий для гидратонасыщения (давление около 4,5 МПа, температура 1 °С) в образце начался процесс гидратообразования (табл. 3).

Согласно экспериментальным данным в процессе гидратонасыщения образца с начальной весовой влажностью 8,37 мас. % в газогидраты перешло до 21 мас. % поровой влаги, при этом наблюдалось закономерное снижение проницаемости керна. При переходе 4 мас. % поровой влаги в гидраты газопроницаемость практически не изменилась и составила 2.10–16 м2, а при переходе 21 мас. % – снизилась более чем в 20 раз и не превышала 0,1.10–16 м2 (рис. 1) – величину на пределе точности измерения прибора. После нагревания и разложения порового гидрата проницаемость образца повысилась до 1,6.10–16 м2, что на 24 мас. % ниже начального значения. Этот факт свидетельствует об изменениях в структуре образца после цикла образования и разложения газового гидрата.

В ходе выполненных исследований была отработана методика насыщения слаболитифицированного керна туронской залежи водным солевым раствором. Зависимость условий гидратообразования от влагосодержания в породах туронского яруса определяли на образце, характеристики которого приведены выше. В качестве технологических жидкостей, которые могут оказывать влияние на термобарические условия гидратообразования, рассматривали раствор для первичного вскрытия скважины № 184 Южно-Русского НГКМ с плотностью 1410 кг / м3, а также солевую композицию «СГС-18» [7].

Для оценки влияния влагосодержания на условия гидратообразования измерена активность поровой влаги в образце керна при различной весовой влажности на приборе WP 4T, разработанном компанией Decagon Devices, Inc. [8]. Измерительная система данного прибора основана на определении давления паров воды над влажным грунтом по методу точки росы [6]. С учетом всех видов погрешности ошибка определения активности влаги в диапазоне 0,7–0,9 составляет порядка 0,025, а при величине 0,9–1,0 – не более 0,01. Активность воды измеряли на образцах пористых пород диаметром 0,038 м и высотой 0,005–0,01 м с влагосодержанием от единиц процентов до полной влагоемкости. Процесс получения, накопление и обработку данных автоматизировали, подключив прибор WP 4Т к компьютеру через стандартную программу Hyper Terminal.

Эксперименты начинали на образце с максимальной влагонасыщенностью (близкой к полной влагоемкости), затем его ступенчато подсушивали с последующим измерением активности поровой воды. Проводили не менее 6–7 измерений на образце различной влажности, которую в процессе подсушивания определяли гравиметрически на электронных весах с дискретностью 1.10–6 кг; содержание воды контролировали до и после серии измерений активности [6].

Экспериментальная зависимость активности воды от влажности образца керна представлена на рис. 2. Эти данные в дальнейшем использовали для расчета зависимости температуры гидратообразования метана от активности воды. В результате были определены термобарические условия образования гидрата метана в поровом пространстве образца керна при различном влагосодержании (рис. 3). Согласно полученным данным влагосодержание оказывает существенное влияние на условия гидратообразования. Например, при фиксированном давлении 8 МПа изменение влажности исследуемого коллектора от 11,86 до 6,47 мас. % снижает температуру равновесного гидратообразования на 2 °С, а при уменьшении влажности до 4,18 мас. % температура падает на 5 °С.

Разработанный подход позволяет учитывать влияние характеристик пород коллекторов (дисперсности, химико-минералогического состава и строения) на условия образования и существования поровых газовых гидратов.

Результаты измерения активности воды технологических растворов и образцов керна представлены в табл. 4 и 5 соответственно. Водный раствор «СГС-18» получили исходя из следующего соотношения: для приготовления 1 м3 раствора брали 0,805 м3 воды и 594 кг композиции.

Изменение температуры образования гидрата метана при фиксированном давлении 8 МПа для раствора первичного вскрытия скважины достигает 29,3 °С, а для водного раствора солевой композиции «СГС-18» – 37,4 °С. Из этого следует, что воздействие на пласт этими растворами полностью подавляет возможность гидратообразования в исследуемом коллекторе. С учетом наличия легких фракций углеводородов путем математического моделирования построены кривые гидратообразования. Эти зависимости сопоставлены с технологическими режимами туронских газовых скважин на рис. 4.

ВЫВОДЫ

Основные итоги проведенных исследований можно сформулировать в виде следующих выводов.

Выполнена оценка возможности образования гидратов на образцах керна из туронской залежи Южно-Русского НГКМ при воздействии на пласт растворами глушения и освоения. Установлено отсутствие рисков образования гидратов, связанных с применением этих растворов.

Проведены исследования образцов керна для определения фазовой проницаемости газа, возможности образования гидратов и сопутствующих параметров с учетом результатов математического моделирования. Установлено снижение фазовой проницаемости газа при образовании гидратов.

Результаты лабораторных исследований образцов керна туронской залежи Южно-Русского НГКМ можно использовать для обоснования эффективных способов предупреждения и ликвидации гидратообразования в пласте и призабойных зонах скважин с учетом их минимального негативного воздействия на продуктивные пласты туронских отложений.

Таблица 1. Характеристики метанаTable 1. Methane characteristics

Таблица 2. Характеристики образца керна, насыщенного водным раствором NaCl (17 кг/м3)Table 2. Characteristics of core sample saturated by aqueous NaCl (17 kg/m3)

Таблица 3. Параметры гидратонакопления и проницаемости образца керна в различные моменты времениTable 3. Parameters of hydrate accumulation and permeability of core sample at different points in time

Таблица 4. Активность технологических растворовTable 4. Fluid activity

Таблица 5. Зависимость активности воды в технологических растворах от влажности породыTable 5. Fluid water activities depending on rock moisture

В настоящее время большинство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Российской Федерации находится на поздней стадии разработки. Данное обстоятельство обуславливает падение объемов добычи газа и газоконденсата, рост эксплуатационных затрат на обслуживание и капитальный ремонт скважин и увеличение их обводненности. В течение последних 30 лет в результате интенсивной эксплуатации гигантские месторождения Западной Сибири: Уренгойское, Ямбургское и Медвежье – вступили в стадию падающей добычи вследствие постоянного снижения пластового давления. Особенности геологического строения газовых месторождений севера Западной Сибири, связанные с огромными размерами структур, изменчивостью коллекторских свойств и литологического строения продуктивных пластов, наличием активного водонапорного бассейна, имеющего обширное региональное распространение, требуют разработки нетрадиционных подходов к их освоению, увязки промысловых параметров, замеряемых при газодинамических исследованиях скважин, с прогнозными характеристиками разработки месторождений, иначе говоря системного подхода к изучению геолого-технологических проблем, возникающих при истощении газовых и газоконденсатных месторождений.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В процессе разработки месторождений важно своевременно получать актуальную информацию о состоянии призабойной зоны пласта по разрезу каждой скважины. Единственный источник такой информации – результаты газодинамических исследований, которые дают только интегральную характеристику разреза и, как правило, не отражают динамику изменения геометрии призабойной зоны.

Как следует из промысловой практики, остановить истощение разрабатываемых месторождений невозможно. Большинство эксплуатируемых газовых и газоконденсатных скважин ожидает самоглушение вследствие аккумуляции пластовой воды и отложения механических примесей на забое и стенках, что приводит к падению пластового давления. Рано или поздно такие объекты ожидает капитальный ремонт. Поиск способа достоверного прогнозирования времени самоглушения представляется актуальной задачей. Эта информация позволит запланировать работы по капитальному ремонту, своевременно запасти материалы и привлечь рабочую силу. Для решения поставленной задачи разумно провести мониторинг динамики объемов добываемого газа и попутной воды и получить косвенные данные о вероятности скорого самоглушения скважины. Вопрос о достоверности такого прогноза можно решить с помощью промысловых экспериментов с использованием методов математической статистики для обработки результатов с учетом влияния других факторов на длительность жизненного цикла эксплуатационной газовой скважины. Однако такие расчеты ресурсоемки, а для их выполнения необходимо привлечь сторонних квалифицированных специалистов. Кроме того, ввиду многообразия обуславливающих факторов и специфических особенностей каждого промыслового объекта трудно выявить глобальные закономерности, которые соблюдаются на всех месторождениях.

Необходим достаточно простой метод, использование которого позволило бы оперативно спрогнозировать время выхода скважины из строя.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Как известно, наличие механических примесей и жидкости в добываемом газе – это основная причина вывода эксплуатационных скважин из действующего фонда. В соответствии с этим при газодинамических исследованиях измеряется содержание механических примесей (q) в кубическом метре скважинной газовой продукции [1]. В работе [2] этот параметр предлагается использовать для оценки объема заколонных пустот или каверн. Эмпирическая зависимость q от времени (t) позволит, по мнению авторов [2], вычислить массу песка, извлеченного из скважины к заданному моменту. Зная объем заколонных каверн, можно рассчитать количество материалов для ремонтно-изоляционных работ. Однако информация о характере зависимости содержания механических примесей от времени позволяет получить и другую информацию, связанную с временем выхода скважины из строя.

Рассмотрим подробно в хронологическом порядке все этапы эксплуатации газовой скважины от ее освоения до самоглушения в результате воздействия пластовой воды и несцементированных фракций призабойной зоны продуктивного пласта.

При освоении газовой скважины из нее выносится большое количество механических примесей, включающих мелкообломочные фракции горных пород в интервалах перфорации, металлическую пыль различного дисперсного состава, образовавшуюся в результате перфорации эксплуатационной колонны, а также фрагменты цементного камня из заколонного пространства. На этом этапе нет смысла определять количество механических примесей в продукции скважины, поскольку важной смысловой нагрузки данный параметр не несет. До тех пор, пока скважина не выйдет на оптимальный режим работы, определенный на основании анализа результатов газодинамических исследований, количество механических примесей в продукции скважины будет изменяться в широких пределах. Только после того, как установится стационарный режим, показатель q стабилизируется.

Назовем первый этап стабильного режима эксплуатации газовой скважины «стадией стабилизации» (рис. 1). Для определенности примем следующие начальные условия:

– перфорационные отверстия находятся в верхней части продуктивного газового пласта;

– газоводяной контакт четко выражен;

– заколонные перетоки скважинных флюидов отсутствуют.

Со временем коллектор начинает разрушаться и в газовой продукции скважины растет содержание механических примесей, что можно зафиксировать специальными пылеулавливающими приборами [3]. Одновременно на забое начинает образовываться песчаная пробка из крупнодисперсных песчаных фракций, которые поток газа не смог вынести из скважины. Данный процесс сопровождается подтягиванием водяного конуса к перфорационным отверстиям. Предполагается, что в продукции скважины еще не появилась вода. Этот этап можно назвать «стадией газопесчаной смеси» (или «стадией разрушения коллектора») (рис. 2). Здесь величина q плавно растет, и к моменту окончания второй стадии заметно увеличивается содержание песчаных фракций в газе, начинается образование заколонных пустот (каверн), водяной конус подступает вплотную к перфорационным отверстиям. В продукции скважины пока нет воды, а на забое продолжает нарастать песчаная пробка.

На третьей «водогазопесчаной стадии» (или «стадии интенсификации разрушения коллектора») (рис. 3) водяной конус поднимается до перфорационных отверстий и в продукции скважины появляется вода. На забое активно растет песчаная пробка, сверху пробки накапливается вода, через которую пробиваются пузырьки газа. Вода интенсифицирует разрушение продуктивного коллектора вследствие разупрочнения глинистого цемента, скрепляющего песчаные фракции. В соответствии с этим темп подъема кривой зависимости q от t увеличивается по сравнению со второй стадией. По мере роста объема накапливающейся на забое воды скорость выноса песчаных фракций из скважины падает до тех пор, пока значение q не достигнет максимума и не станет снижаться. Как только уровень воды поднимется до верхних перфорационных отверстий, величина q должна стабилизоваться, и этот момент можно считать окончанием третьего этапа.

На четвертом этапе (рис. 4) водяной столб в скважине полностью перекрывает все перфорационные отверстия, песчаная пробка – часть перфорационных отверстий, пластовое давление падает, пузырьки газа с трудом проходят через водопесчаную смесь на забое, скважина выходит из нормального рабочего режима. Содержание механических примесей в продукции воды плавно снижается. Наступает момент, когда пузырьки газа уже не могут преодолеть гидростатическое давление столба воды и происходит самоглушение.

Вышеприведенное непротиворечивое модельное рассмотрение эволюции эксплуатируемой скважины основано на фактических данных и позволяет сделать вывод о том, что по зависимости q от t можно оценить время самоглушения. Точка прогнозирования скорой остановки скважины соответствует координатам экстремума (tmax; qmax). Информацию о продолжительности четвертого этапа до полной остановки скважины могут дать только промысловые исследования. Экспериментально подтвержденную длительность четвертого этапа для одной скважины можно будет использовать в качестве ориентировочной величины для прогнозирования.

Поскольку представленная статья содержит теоретические умозаключения, на настоящий момент не подтвержденные экспериментальными данными, авторы готовы к обсуждению данной темы с заинтересованными специалистами в области газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин в перспективе подготовки программы и выбора объекта промысловых исследований.

Замена стандартного топлива на углеводородный газ повышает эффективность эксплуатации автотранспортных средств, расширяет топливно-энергетическую базу транспортного комплекса и снижает отрицательное воздействие выхлопов на окружающую среду. В настоящее время в стадии реализации находятся федеральные, региональные и отраслевые целевые программы перевода автомобильного парка на газомоторное топливо.

Для эффективного использования альтернативных видов топлива необходимо решить ряд взаимосвязанных организационно-технических задач:

– переоборудовать или реструктурировать парк транспортных средств по видам используемого топлива;

– усовершенствовать систему обеспечения топливом;

– модернизировать производственно-техническую базу автотранспортных и сервисных предприятий.

Для каждого альтернативного вида топлива существует своя область эффективного применения в соответствии с технико-экономическими показателями и условиями эксплуатации транспортных средств, готовностью производственно-технической базы и структурными параметрами системы обеспечения топливом. Комплексное решение упомянутых выше задач заключается в выявлении ключевых потребителей рассматриваемого альтернативного вида топлива, определении количественных и топографических параметров потребления и требуемых структурных параметров производственно-технической базы и системы обеспечения топливом. Поскольку указанные параметры топливно-энергетической схемы определяют возможность внедрения и эффективность применения альтернативного топлива и, следовательно, состав потребителей, оптимальное решение можно найти за несколько итераций. Разработка методики, позволяющей определить наилучшие структурные параметры системы топливно-энергетического обеспечения автотранспортного комплекса региона на основе альтернативных схем, представляет собой актуальную научную и прикладную задачу.

Цель настоящей работы – поиск оптимальных параметров альтернативных схем топливно-энергетического обеспечения для повышения эффективности функционирования автотранспортного комплекса региона.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Разработка мероприятий по повышению эффективности работы регионального автотранспортного комплекса сводится к последовательно-итерационному решению совокупности задач [1–6], которые включают:

– анализ структурных параметров автотранспортного комплекса региона;

– выявление областей эффективной реализации альтернативных топливно-энергетических схем;

– определение структурного состава, параметров функционирования и дислокации ключевых потребителей (в том числе потенциальных);

– оценку оптимальных параметров автозаправочного комплекса.

Поскольку изменение параметров автозаправочного комплекса приводит к изменению области эффективного применения альтернативной топливно-энергетической схемы, оптимизация структурных параметров реализации данной схемы проводится за несколько итераций. Рассмотрим подробнее основные аналитические блоки алгоритма (рис. 1).

Блок 1. Области эффективной реализации альтернативных топливно-энергетических схем можно определить на основе результатов моделирования и сравнительного анализа технико-экономических показателей их применения [1, 2, 7]. В качестве основного критерия сравнительного анализа принят прирост прибыли, обусловленный внедрением альтернативных топливно-энергетических схем. Прирост прибыли в результате внедрения i-го варианта схемы ∆Пi оценивается по следующей формуле:

∆Пi = ПА,i – ПТ = Д1.(РА,i – РТ) +

+ (З1Т.РТ - З1А,i.РА,i),           (1)

где ПА,i, ПТ – прибыль, получаемая при эксплуатации транспортного средства с использованием i-го варианта альтернативной (А) и традиционной (Т) топливно-энергетической схемы; Д1 – удельный доход, получаемый при выполнении единицы транспортной работы; З1А,i, З1Т – удельные затраты на выполнение единицы транспортной работы при эксплуатации транспортного средства с использованием i-го варианта альтернативной и традиционной топливно-энергетической схемы; РА,i, РТ – производительность транспортного средства при эксплуатации с использованием i-го варианта альтернативной и традиционной топливно-энергетической схемы.

Эффективность капиталовложений, необходимых для внедрения i-го вида альтернативной топливно-энергетической схемы, ЭК,i определяется по формуле:

ЭК,i = Д1.(РА,i – PТ) +

+ (З1Т.PТ - З1А,i.PА,i) – Кi.ЕН,              (2)

где Кi – объем капиталовложений, необходимых для применения i-го вида альтернативной топливно-энергетической схемы; ЕН – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Для выполнения практических расчетов на основе результатов известных научных работ [1, 2] разработана методика оценки составляющих формул (1, 2) (удельных затрат на выполнение единицы транспортной работы и производительности транспортного средства в эксплуатации) с использованием совокупности параметров, которые в зависимости от особенностей решаемой задачи и степени влияния на конечный результат относятся к категории постоянных расчетных параметров или переменных ве-личин. Количество переменных величин определяет размерность области эффективного применения рассматриваемой топливно-энергетической схемы. Обоснованное сокращение ее размерности и достигаемое за счет этого упрощение решаемой задачи – одно из условий, обеспечивающих возможность практического применения результатов исследования.

Размерность области эффективного применения альтернативной схемы топливно-энергетического обеспечения и набор формирующих данную область переменных определяются на основе реализации программно-целевого метода управления [1, 2]. Значимость (вес) каждого из факторов (переменных величин) оценивается путем математического моделирования. В качестве целевого показателя принята величина эффективности капиталовложений, необходимых для внедрения альтернативной схемы топливно-энергетического обеспечения. Полученные области эффективного применения предполагают определенные диапазоны значений параметров, которые характеризуют ключевых потребителей в схемах. Таким образом формируется состав ключевых потребителей альтернативных энергоресурсов.

Блок 2. Структурный состав, параметры функционирования и дислокации ключевых потребителей (в том числе потенциальных) определяются методом структурно-функционального моделирования [3–5, 8]. Далее формируются базы данных по ключевым потребителям, используемые для оптимизации параметров автозаправочного комплекса.

Блок 3. Оптимизация параметров автозаправочного комплекса выполняется по критерию его доступности ключевому потребителю [4, 5, 7, 9]. Например, для автобусного парка – одного из ключевых потребителей газомоторного топлива – доступный заправочный пункт удовлетворяет условию, при котором средняя продолжительность отдыха на площадке межрейсового ожидания TМО больше продолжительности преодоления плеча заправки, времени ожидания заправки и времени самой заправки. Это условие, при котором отсутствует влияние заправочного процесса на перевозочный, описывается выражением:

TМО ≤ tдв + tож + tзап,        (3)

где tдв – время преодоления расстояния до заправки; tож – время ожидания заправки; tзап – время за-правки. Графическая интерпретация условия (3) представлена на рис. 2. Заштрихованная область соответствует недопустимой удаленности объекта обслуживания (заправочного пункта) от пункта дислокации ключевого потребителя: ключевой потребитель, расположенный в центре заштрихованного круга, будет обращаться на данный заправочный пункт в ущерб результативности деятельности. В этом случае проявляется отрицательное влияние заправочного процесса на перевозочный и, как следствие, снижается производительность работы подвижного состава.

Для определения ареалов доступности заправочных пунктов авторами статьи разработан графико-аналитический метод, суть которого заключается в следующем. На карте местности отмечаются пункты дислокации ключевого потребителя, вокруг них строятся окружности (ареалы доступности) с радиусом Rа:

Rа = tотд.kп.у.д.с., (4)

где tотд – продолжительность нахождения потребителя на площадке межрейсового ожидания (отдыха); kп.у.д.с. – коэффициент прямолинейности участков дорожной сети. Области предпочтительного размещения заправочных пунктов определяются с использованием теории множеств путем проведения операций пересечения, поглощения и объединения ареалов доступности. Решение о расположении заправочных пунктов принимается исходя из градостроительных ограничений, технологических возможностей доставки и использования альтернативного вида энергоресурса.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ

Изложенные выше теоретические положения легли в основу разработки мероприятий по повышению эффективности функционирования автотранспортного комплекса г. Оренбурга с использованием компримированного природного газа (КПГ) в качестве моторного топлива. Установлено, что область эффективного применения данного вида топлива целесообразно описать четырьмя параметрами с совокупным весом 0,873 [2]. Перечень наиболее значимых параметров представлен в табл. 1.

По результатам моделирования установлены границы четырехмерной области эффективного применения КПГ в качестве моторного топлива в условиях г. Оренбурга по состоянию на начало 2019 г. Контрольные точки данной области определены для случая, когда три других параметра имеют средневзвешенные значения (табл. 2).

На основании анализа технологических показателей эксплуатации подвижного состава выявлены ключевые потребители рассматриваемого вида топлива в г. Оренбурге (табл. 3). Фрагмент карты с их дислокацией, обозначением ареалов доступности заправочных пунктов и областями их предпочтительного расположения с учетом градостроительных ограничений и технологических возможностей доставки и использования КПГ приведен на рис. 3. Автогазозаправочный комплекс г. Оренбурга представлен всего одним стационарным заправочным пунктом – автомобильной газонаполнительной компрессорной станцией «АГНКС-500». В сложившейся ситуации территориальной рассредоточенности потребителей КПГ целесообразным представляется развитие сети газовых заправок по принципу «материнская – дочерняя заправка» [5, 6, 10], который предполагает распределение имеющихся заправочных мощностей с привязкой к местам дислокации ключевых потребителей – площадкам межрейсового ожидания и местам хранения подвижного состава. В условиях г. Оренбурга «АГНКС-500» будет выполнять роль материнской заправки, которая посредством передвижных за-правщиков обеспечит дочерние заправки газом. В качестве дочерних могут использоваться передвижные станции и стационарные модули. Сформированная таким образом сеть газовых заправок будет ориентирована на ключевых потребителей (включая потенциальных) и удовлетворять критерию доступности. По сравнению со строительством новых стационарных заправочных станций рассмотренный выше вариант развития экономически более эффективен, поскольку позволяет полноценно загрузить существующие мощности и сократить затраты на формирование сети газовых заправок в 1,9 раза (табл. 4).

Таким образом, достигается основная цель исследования – повышение эффективности функционирования автотранспортного комплекса региона (на примере г. Оренбурга) путем оптимизации параметров альтернативной схемы топливно-энергетического обеспечения КПГ.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ. ВЫВОДЫ

Анализ материала, представленного в статье, позволяет сделать заключение о том, что основные задачи данной работы решены.

Разработана методика определения оптимальных параметров реализации альтернативных топливно-энергетических схем для автотранспортного комплекса региона в целях повышения эффективности эксплуатации автотранспортных средств. Методика основана на определении структурных параметров системы, обеспечивающих баланс между характеристиками парка транспортных средств, эксплуатируемых с применением альтернативных топливно-энергетических схем, и параметрами заправочного комплекса. В основу проведенного исследования положена разработанная авторами математическая модель, позволившая реализовать основные аналитические блоки обобщенного алгоритма исследования. Предложенная методика позволяет учесть взаимное влияние структурных параметров парка ключевых потребителей и инфраструктурных параметров заправочного комплекса путем проведения последовательно-итерационного расчета. Результаты каждой итерации можно переработать и интерпретировать как этапы развития альтернативной системы топливно-энергетического обеспечения.

В работе получены новые данные, имеющие практическую значимость для развития автотранспортного комплекса г. Оренбурга с использованием КПГ.

Таблица 1. Перечень параметров, определяющих область эффективного применения компримированного природного газа в качестве моторного топливаTable 1. List of parameters that define the area of the effective use of СNG as the motor fuel

Таблица 2. Границы области эффективного применения компримированного природного газа в качестве моторного топлива Table 2. Boundaries of the effective use of CNG as the motor fuel

Таблица 3. Ключевые потребители компримированного природного газа в г. ОренбургеTable 3. Key consumers of CNG in Orenburg

Таблица 4. Сравнение вариантов формирования сети газовых заправокTable 4. Comparison of options for gas filling network formation

Система противокоррозионной защиты (ПКЗ) должна обеспечивать в течение всего срока эксплуатации непрерывную катодную поляризацию на всей протяженности подземного металлического сооружения. Определение надежности системы ПКЗ – необходимая задача, поскольку нарушения в ее работе приводят к временному сниже-нию защищенности объекта с выходом защитного потенциала за установленные в [1] границы и комплексного показателя защищенности [3, 4]. Сбои в функционировании ПКЗ способствуют протеканию коррозионных процессов и увеличивают продолжительность ремонтно-восстановительных работ, что, в свою очередь, уменьшает надежность функционирования всего объекта в целом ввиду повышения риска аварийного разрушения трубопровода по причине коррозии.

Комплексный показатель защищенности – интегральная характеристика качества ПКЗ объекта; для специалиста службы защиты от коррозии (ЗоК) это основная отчетная величина. Он напрямую зависит от обеспечения защитных потенциалов на всей протяженности объекта. Информация о коэффициенте готовности и наработке между отказами системы ПКЗ поможет увеличить комплексный показатель защищенности путем выявления элементов ПКЗ, отказы которых приведут к невозможности обеспечения электрохимической защиты объекта. Это облегчает планирование затрат на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР) элементов системы ПКЗ и позволяет принимать предупредительные меры по предотвращению их выхода из строя [3, 4].

Надежность – это свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах в условиях применения, обслуживания, ремонта, хранения и транспортировки [2, 5, 6]. Система ПКЗ магистральных трубопроводов динамическая, ее параметры изменяются во времени. Система ПКЗ состоит из различных элементов: установок катодной защиты (УКЗ), электродов сравнения, питающих линий и др. Цель работы системы ПКЗ – обеспечение защищенности на всей протяженности объекта транспорта нефти и газа. Соответственно, основной показатель надежности – это значение защитного потенциала «труба – земля» в каждой точке трубопровода в регламентируемых рамках [1]. Кроме того, ПКЗ представляет собой восстанавливаемую систему: после ремонта элемента, который вызвал отказ ее работы на участке трубопровода, показатель защищенности возвращается в установленные границы.

Процесс функционирования восстанавливаемого объекта (УКЗ) представляет собой последовательность чередующихся случайных интервалов работы (k) и простоя (k) (рис. 1). Простои наступают после отказа элемента объекта, на время проведения восстановительных операций. Восстановление работоспособности может быть как полным (замена на аналогичный новый объект), так и частичным (например, ремонт только неисправной части).

В общем случае при неполном восстановлении случайные времена k работы после (k – 1)-го восстановления до k-го отказа имеют разное распределение с зависящими от времени t плотностями fk(t). В этом случае средняя наработка между отказами T вычисляется по формуле [2]:

,               (1)

где каждая из наработок объекта от момента окончания (k – 1)-го восстановления до k-го отказа Tk равна:

Tk = M[k] = t.fk(t)dt                (2)

или:

.               (3)

СХЕМА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПКЗ

В первую очередь при разработке схемы надежности системы ПКЗ необходимо выделить ее основные элементы, отказ или совокупность отказов которых приведут к переходу показателя надежности – защитного потенциала «труба – земля» – в зону недопустимых значений и, соответственно, отказу системы в целом (рис. 2):

– источник электроснабжения;

– станции катодной защиты;

– кабельные и воздушные дренажные / анодные линии;

– контактные устройства (КУ);

– анодные заземлители.

В большинстве случаев для линейной части и площадных объектов зона влияния каждой УКЗ распространяется на несколько смежных установок, так что имеется возможность перекрывать зону защиты при отказе любой из них (резервировать), оптимизировать режимы работы, продлевать ресурс элементов и оборудования системы ПКЗ с учетом текущего технического состояния [7]. Для систем ПКЗ с ярко выраженным взаимовлиянием смежных УКЗ структурная схема надежности представлена на рис. 2. Структурная схема надежности объектов с одиночными УКЗ, в том числе секционированными электроизолирующими вставками, или для участков трубопроводов, на которых взаимовлияние УКЗ практически отсутствует, изображена на рис. 3.

ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПКЗ

Расчет надежности системы ПКЗ проведен на примере участка трубопровода, защищаемого четырьмя УКЗ. За отказ системы ПКЗ принят выход защитного потенциала за регламентируемые пределы в любой контрольной точке, при этом выход из строя любого элемента ПКЗ, за исключением анодного заземлителя (при наличии нескольких), приводит к отказу всей УКЗ. Заранее известны коэффициенты влияния силы тока каждой УКЗ на величину защитных потенциалов в любой точке контроля. По коэффициентам можно рассчитать оптимальный режим работы функционирующих УКЗ (перераспределить нагрузку) при отказе любой из них или нескольких одновременно для обеспечения защищенности на участке трубопровода с учетом текущего технического состояния элементов УКЗ [7].

С помощью данной модели проанализировали 16 возможных состояний системы ПКЗ при отказе одной или нескольких УКЗ и получили матрицу состояний объекта при отказе элементов и их совокупности. Далее с использованием паспортной и статистической информации об основном оборудовании и материалах системы ПКЗ определили параметры наработки на отказ элементов ПКЗ. При наличии статистики по отказам – требуемое среднее время восстановления каждого элемента ПКЗ с учетом общего состояния системы. Время восстановления работоспособности системы зависит от того, влияет ли отказ ее элемента на работоспособность ПКЗ, поскольку любая неисправность, приводящая к нарушению защитного потенциала, должна быть устранена в течение 24 ч [1, 4, 7, 8]. Время наработки на отказ и среднее время восстановления элементов в зависимости от показателя надежности (обеспечения защищенности) для УКЗ-1 представлено в табл. 2.

Для анализа надежности системы ПКЗ использовали один из самых эффективных инструментов оценки вероятностных характеристик технических систем – метод марковских моделей. При их построении система рассматривается в различных работоспособных состояниях и состояниях отказа. Каждое из работоспособных состояний характеризуется разной эффективностью функционирования и запасом ресурсов обеспечения надежности. Переход между состояниями системы происходит в момент отказа или восстановления ее элемента и описывается моделью дискретных состояний, что для систем с восстановлением позволяет установить влияние времени обслуживания.

Случайный процесс называется марковским, если для любого момента времени вероятность состояния системы в будущем зависит только от ее состояния в настоящем и не зависит от предыстории. Интенсивность отказов каждого элемента системы ПКЗ эл можно определить по формуле:

,               (4)

а интенсивность восстановления μэл – по соотношению:

,               (5)

где – среднее время восстановления системы. Результаты расчетов с использованием данных табл. 2 приведены в табл. 3.

Построенная марковская схема надежности системы ПКЗ (рис. 5) показывает возможности нахождения УКЗ и их совокупности в неработоспособном состоянии с учетом вероятностных связей перехода из рабочего состояния в нерабочее. Переходы между состояниями обусловлены интенсивностью отказов УКЗ и интен-сивностью восстановления.

При моделировании было принято, что отказ любого элемента системы ПКЗ ведет к отказу соответствующей УКЗ. Ниже приводятся расчеты интенсивности отказов и интенсивности восстановления для каждой УКЗ в зависимости от влияния на показатель защищенности. Так как при выходе из строя УКЗ или их совокупности может либо обеспечиваться защищенность, либо произойти снижение значений защитного потенциала с образованием зон недозащиты, по данным табл. 3 определили восемь возможных значений интенсивности отказов и восстановления μ для данной системы (табл. 4):

,               (6)

.               (7)

По результатам анализа марковской схемы составили систему уравнений для расчета величин вероятностей состояния системы ПКЗ [2, 5, 6].

В результате ее решения с использованием данных об интенсивности отказов и восстановления для каждой УКЗ (табл. 4) нашли величины вероятности нахождения системы ПКЗ в каком‑либо из состояний (табл. 5).

Коэффициент готовности Кг для данной системы находится из условия вычитания из единицы совокупности всех состояний, при которых происходит отказ системы, и определяется по следующей формуле:

Kг = 1 - (P5 + P7 + P11 + P12 + P13 + P14).           (8)

Рассчитанный для системы ПКЗ участка газопровода коэффициент готовности составляет 0,9998. В данном случае он получился достаточно высоким в результате установленных условий и допущений, влияющих на надежность оборудования и время устранения неисправностей:

– наличия дистанционного контроля и управления режимами работы УКЗ для оперативной корректировки при отказе одной или нескольких установок;

– функционирования подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга для контроля скоро-сти коррозии и уровня защитных и поляризационных потенциалов на участках между УКЗ;

– обеспечения подсистемы коррозионного мониторинга функциями определения оптимальных режимов УКЗ, в том числе при перераспределении нагрузки с учетом текущего технического состояния;

– доступности необходимого оборудования, материалов и персонала для устранения отказов в регламентированные сроки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предлагаемый способ оценки коэффициента готовности системы ПКЗ основан на данных, которые используются при определении комплексного показателя защищенности и предполагает необходимость устранения отказов в регламентированные сроки, в связи с чем в идеале величины этих коэффициентов должны быть одинаковыми. В этом случае можно говорить о том, что были приняты верные управленческие решения:

– установлены ненадежные элементы, влияющие на степень защищенности;

– определен необходимый запас оборудования и материалов для оперативного проведения ремонта / замены;

– обеспечена своевременная и правильная реакция на отказы (изменение режимов работы УКЗ, восстановление ее работоспособности и др.).

Значительное различие между коэффициентами готовности и комплексным показателем защищенности свидетельствует о неверном планировании затрат на ТОиР, об отсутствии возможности оперативно отреагировать на отказы, использовании недостоверных статистических данных.

Таким образом, коэффициент готовности необходимо рассчитывать для обоснования оптимальных затрат на ТОиР при планировании, а комплексный показатель защищенности с входящими в него показателями – для оценки действий подразделений ЗоК и корректировки коэффициента готовности к последующим периодам эксплуатации.

ВЫВОДЫ

Предложены способы определения основных показателей надежности системы электрохимической защиты, которые можно использовать для повышения ее эффективности.

Для планирования и обоснования затрат на ТОиР системы ПКЗ необходимо использовать показатели надежности, основанные на достоверных статистических данных.

Определение надежности элементов системы ПКЗ позволяет выявлять элементы системы, вероятность выхода из строя которых приведет к необеспечению защищенности объекта и снижению комплексного показателя защищенности.

Для повышения надежности системы ПКЗ необходимо внедрять оперативный контроль, управление и регулирование средствами электрохимической защиты с рабочих мест специалистов ЗоК, а также подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга с функциями определения оптимальных режимов УКЗ с учетом текущего технического состояния элементов ПКЗ.

Таблица 1. Матрица состояний объекта при отказе элементов противокоррозионной защитыTable 1. State matrix of the object in case of cathodic protection elements failure

Таблица 2. Время наработки на отказ, среднее время восстановления элементов противокоррозионной защитыTable 2. Time-to-failure, average recovery time of corrosion protection elements

Таблица 3. Интенсивность отказов и восстановления каждого элемента системы противокоррозионной защитыTable 3. Failure and recovery rates for each element of corrosion protection system

Таблица 4. Интенсивность отказов и восстановления для каждой установки катодной защиты Table 4. Failure and recovery rates for each unit of the corrosion protection system

Таблица 5. Вероятность состояния системы противокоррозионной защитыTable 5. Probability of corrosion protection system state

В процессе транспортировки углеводородов, имеющих диэлектрическую природу, внутренняя поверхность трубы электризуется. При наличии изоляционного покрытия избыточный заряд через внешнюю поверхность уходит в землю в местах повреждения изоляции, где присутствует электрический или электролитический контакт с землей [1]. Эти токи, особенно при отключенной катодной защите, аналогичны блуждающим токам, которые перетекают в местах наименьшего сопротивления по стенке трубы и локально изменяют электродный потенциал ее поверхности. При контакте с грунтовым электролитом изменение потенциала приводит к интенсивному коррозионному разрушению металла. Выделяющийся в ходе катодной деполяризации атомарный водород скапливается и переходит в молекулярную форму под защитным покрытием. Наличие пузырьков газа на поверхности металла под покрытием способствует образованию гальванопары, в которой водород служит катодом, а сталь – анодом [2]. Кроме того, в моменты включения и отключения катодной защиты на поверхности трубы также создается эффект блуждающих токов, способствующих интенсивному электрохимическому растворению металла. При действии катодной защиты происходит преимущественное растворение анодного заземлителя, что выражается в стабильном противокоррозионном эффекте [3]. Известно [4–8], что срок эксплуатации магистрального трубопровода в среднем составляет 30 лет, а скорость коррозии металла не должна превышать 0,1 мм / г., поэтому предотвращение повреждения защитного покрытия или своевременное устранение повреждений – важное условие обеспечения работоспособности и долговечности трубопроводов.

Для определения мест локализации очагов подпленочной коррозии (ППК) авторами предложен способ [9–12], основанный на регистрации потока водорода, который эмитирует с поверхности металла под отслаивающимся защитным покрытием в ходе реакции катодной деполяризации, проходит через слой грунта над трубой и в молекулярном виде фиксируется детектором над зоной коррозии. Этот способ позволяет избежать трудоемкой и дорогостоящей операции шурфования и использования диагностического оборудования со стороны внутренней поверхности трубопровода.

В случае коррозии под отслаивающейся изоляцией катоднозащищенной поверхности трубопровода происходит восходящая диффузия водорода через грунт, в котором он сначала сорбируется и аккумулируется [13]. После достижения концентрации насыщения водородом грунта начинается выход газа в атмосферу над очагом коррозии. Этот факт позволяет идентифицировать наличие и оценить интенсивность коррозионного процесса под отслаивающейся изоляцией посредством замера потока водорода с помощью специальных высокочувствительных датчиков [10].

Цель данных исследований – доказательство обоснованности и практической применимости изложенной выше гипотезы, а также количественная оценка скорости коррозии металла труб по изменению концентрации водорода на поверхности грунта, определяемому оригинальными инструментальными методами.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ СОРБЦИИ ВОДОРОДА ГРУНТОМ

Для оценки степени сорбции водорода грунтом и определения времени его насыщения был разработан лабораторный стенд (рис. 1).

С помощью генератора «ГВЧ-6» получали поток молекулярного водорода интенсивностью 100 мл / мин, что при пороговых значениях чувствительности использовавшихся датчиков обеспечивало достоверную регистрацию объема сорбируемого грунтом водорода [9].

Лабораторные и полевые испытания на различных грунтах показали, что количество выделившегося и фиксируемого водорода зависит от ряда факторов:

– типа грунта;

– его влажности;

– толщины;

– удаленности места регистрации потока водорода от оси трубопровода;

– типа датчика;

– наличия или отсутствия улавливающего купола;

– атмосферного и осмотического давления в зоне коррозии;

– параметров процесса коррозии;

– наличия участков с повреждением изоляции;

– площади этих участков;

– значения наложенного потенциала катодной защиты на трубе;

– наличия кислорода, воды, солей и других деполяризаторов в грунте около трубы и анодного заземлителя.

Согласно полученным с использованием разработанного стенда результатам отобранные образцы грунта активно сорбируют молекулярный водород. При постоянном давлении потока происходит интенсивное насыщение грунта водородом, после чего газ начинает выходить в атмосферу над ним: наступает сорбционное равновесие на границах раздела фаз металл–грунт–воздух. Таким образом, по истечении инкубационного периода насыщения грунт становится «прозрачным» для потока водорода с поверхности металла в зоне коррозии. Независимо от вида грунта и толщины слоя при постоянном установившемся потоке водорода создаются условия для его устойчивой регистрации, что можно рассматривать как существенный аргумент в пользу корректности мониторинга ППК внешней поверхности трубопроводов по критерию интенсивности эмиссии молекулярного водорода.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СОРБЦИИ ВОДОРОДА ГРУНТОМ

Регрессионный анализ экспериментальных данных (рис. 2) позволил получить математическую модель сорбции водорода глинистым грунтом, характеризующуюся параболической зависимостью продолжительности сорбции Тсорб (с) от толщины слоя h (м):

Тсорб = k0 + k1.h2,                (1)

где k0 – время накопления водорода до срабатывания датчиков, с (для глины k0 = 193,408 с); k1 – эмпирический коэффициент, м–2 (k1 = 978,97 м–2). Адекватность данной зависимости доказана для толщины грунта 0–1,5 м.

По результатам проведенных лабораторных экспериментов с грунтами, отобранными на различных участках газопроводов, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Уфа», был рассчитан зависящий от типа грунта коэффициент КТГ (см. табл.).

Объем абсорбированного водорода определяется гранулометрическим составом частиц грунта, зависит от его аэрации, интенсивности притока кислорода к поверхности металла и рН грунтовых вод. Поскольку на территории РФ превалируют слабокислые и щелочные грунты, замеры объема эмитирующего водорода проводили при значениях pH, лежащих в пределах 5,5–9. Для них была установлена следующая зависимость концентрации транзитного водорода от pH электролита:

y = 10,036.x2 – 129,25.x + 435,28.        (2)

Для получения корреляции значений рН с объемом выделяющегося водорода, измеряемого датчиками, нашли уравнение пересчета номера измерения в единицы рН:

y = 0,5714.x + 4,8857.            (3)

Подставляя (3) в (2), получили формулу для расчета коэффициента зависимости объема транзитного водорода от рН грунта КрН:

.               (4)

Исследование влияния абсолютной влажности грунта на объем выходящего в атмосферу водорода позволило в лабораторных условиях установить зависимость этого объема от количества воды в грунте:

y = 0,052.x3 – 3,7759.x2 + 64,295.x + 153,36.      (5)

Уравнение пересчета номера измерения во влажность имеет вид:

y = 9,08.x - 6,72.     (6)

После подстановки (6) в (5) получили функциональную зависимость количества транзитного водорода от влажности грунта:

                (7)

где CВ – относительная влажность грунта, д. ед.

Согласно результатам исследования влияния влажности грунта на его сорбционную способность максимальное количество сорбированного водорода содержится в грунте с «нулевой» влажностью. При его насыщении водой происходит одновременное вытеснение как воздуха, так и сорбированного водорода. При увлажнении грунта (например, при выпадении осадков в процессе проведения мониторинга) снижение концентрации в нем сорбированного водорода происходит постепенно, не должно приводить к резкому спаду / увеличению потока газа над диагностируемым участком трассы и препятствовать проведению оперативного коррозионного мониторинга.

Для определения объема водорода, выделяющегося при катодной поляризации, и скорости коррозии металла при стационарном потенциале сняли катодную поляризационную кривую для трубной стали «09Г2С»:

y = –1,3111.x3 – 7,1857.x2 – 5,3937.x + 0,9714. (8)

В целях достижения корреляции значений электродного потенциала с объемом выделяющегося водорода нашли уравнение пересчета номера измерения в значения потенциала:

y = - 0,5.x.               (9)

Подставив (9) в (8), получили формулу для расчета коэффициента зависимости объема транзитного водорода от электродного потенциала грунта КСКЗ:

КСКЗ = .∆Eк3 + .∆Eк2 + μ.∆Eк + 0,9714,               (10)

где ∆Eк = Ест – Eизм – величина катодного смещения потенциала, В; Eизм – измеренное значение потенциала, В; Ест – стационарный потенциал (потенциал коррозии), В; , , μ – эмпирические коэффициенты ( = 2,6222 В–3; = 14,3714 В–2; μ = 10,7874 В).

Для оценки проникающей способности водорода при движении через слой грунта провели эксперименты, по результатам которых были построены графические и расчетные зависимости, позволяющие определить влияние глубины залегания трубопровода и удаленности от его оси зоны выделения водоро-да на коэффициент изменения объема улавливаемого газа. Установлено, что зависимостью объема регистрируемого водорода от атмосферного давления и давления грунта можно пренебречь, так как плотности грунта и воздуха остаются практически неизменными. Датчик водорода улавливает его мгновенную концентрацию.

Область грунта над коррозионным очагом, в которой распределяется водород при ППК, можно представить в виде конуса радиусом RK с углом вершины (рис. 3). Согласно экспериментальным данным максимальное значение составляет около 30°. Тогда площадь зоны эмиссии водорода над поверхностью грунта Si (м2) определяется соотношением:

Si = .RК2, (11)

а масса водорода mH (г) в i-й измеряемой точке:

mH,i = Vi.П,            (12)

где Vi – объем водорода, выделяющегося с i-го участка площади основания конуса, м3; П – показания датчика водорода, ppm. Учитывая, что объем одного моля газа при нормальных условиях равен 22,4 л, можно определить объем водорода, выделяющегося из очага ППК:

VH2 = 22,4.mH,i.    (13)

Результаты исследования позволили установить зависимость изменения регистрируемого объема водорода при его эмиссии над поверхностью грунта от расстояния до очага коррозии:

y = 7444,4.x2 – 7733,3.x + 2000.           (14)

Для описания корреляции расстояния до очага ППК с количеством выделяющегося водорода, измеряемого датчиками, нашли уравнение пересчета номера измерения в значения расстояния:

y = 0,3.x - 0,3.         (15)

Расстояние от главной оси потока водорода до точки измерения RK (м):

RK = H.tg,               (16)

где Н – глубина залегания трубопровода, м.

Учитывая, что площадь основания конуса Sк можно разбить на дискретные площади Si сбора водорода, которые с учетом шага измерения составляют 0,01 м2, интегральный объем газа, выходящего через i-е площади, Vi (м3) вычисляется по формуле:

, (17)

где i – номер дискретной площади; r – шаг измерения, м; N – количество дискретных площадей конусов, помещающихся на площади Si. Из формулы (17) следует, что объем водорода на каждой дискретной площади i зависит от глубины залегания трубопровода Н и угла наклона .

С учетом всех рассмотренных факторов объем выделяющегося на поверхности грунта при ППК водорода ∆V (м3) равен:

,               (18)

где КТр – коэффициент, зависящий от состава трубной стали и типа защитного покрытия (для труб из стали любой марки с покрытием трассового нанесения КТр = 1,1; для заводского нанесения КТр = 1,0). Пересчет объема (18) в массовый показатель производится с помощью закона Авогадро. Изменение массы металла трубопровода ∆m (кг) в результате ППК определяется по формуле:

,               (19)

где AMe – атомная масса металла, кг / моль; Aг – атомная масса газа, кг / моль; nг – валентность газа (для водорода nг = 1, для кислорода nг = 2); nMe – валентность корродирующего металла; г – плотность газа, кг / м3 (при 0 ºС и атмосферном давлении для H2 г = 0,08988 кг / м3; для O2 г = 1,429 кг / м3); 2 – число атомов в молекулах кислорода и водорода.

АПРОБАЦИЯ МЕТОДА МОНИТОРИНГА ППК

Апробация предлагаемого способа в полевых условиях позволила выявить участок трубопровода с очагами коррозии (рис. 4). По данным полупроводниковых и электрохимических датчиков на всем протяжении трассы концентрация водорода над грунтом не превышала фоновые значения (0–10 ppm), а непосредственно над участком с коррозионной язвой был отмечен скачок до 200 ppm (рис. 5). Графическое отображение изменения концентрации водорода позволяет оценить момент начала эмиссии. Согласно проведенному расчету скорость коррозии металла при ППК составляет около 1.10–4 кг / (м2.ч).

Результаты контрольного шурфования подтвердили наличие коррозионного поражения на исследованном участке, что убедительно свидетельствует в пользу реальной возможности и перспективности проведения качественного и количественного мониторинга очагов ППК посредством регистрации потока водорода, выходящего на поверхность грунта вдоль трассы трубопровода.

ВЫВОДЫ

С помощью разработанного метода установлено, что грунты различного состава активно сорбируют молекулярный водород, эмитирующий из‑под отслаивающейся изоляции на трубопроводе в ходе коррозии металла. При постоянном давлении восходящего потока водорода наступает сорбционное равновесие на границах раздела фаз металл–грунт–воздух, слой грунта становится проницаемым для водорода, интенсивность потока которого над трассой можно количественно определить с помощью датчиков оригинальной конструкции с чувствительностью не более 5 ppm.

На основании теоретических исследований, лабораторных экспериментов и натурной апробации получены эмпирические и расчетные зависимости для определения объема выделяющегося при ППК водорода и происходящего при этом изменения массы металла трубы.

Показано, что объем регистрируемого на поверхности грунта над очагом коррозии водорода зависит от ряда факторов (состава грунта, его влажности, рН и толщины слоя; удаления точек измерения от очага коррозии; значения наложенного потенциала катодной защиты), в связи с чем интегральное значение объема определяется с помощью программного обеспечения разрабатываемого комплекса мониторинга ППК с использованием полученных эмпирических зависимостей.

Значения коэффициента типа грунта КТГSoil type coefficient KST