Газовая промышленность № 02 2019

Диспетчерское управление Единой системой газоснабжения (ЕСГ) Российской Федерации имеет долгую историю, берущую начало с 1950-х гг. В то время оно представляло собой двухуровневую структуру, в рамках которой специалисты, непосредственно управлявшие оборудованием объектов добычи и транспортировки газа, получали распоряжения напрямую от главного диспетчера Главгаза СССР и ему же передавали режимную информацию.

Диспетчерское управление развивалось и усложнялось вместе с развитием отрасли. С формированием ЕСГ назрела необходимость в едином диспетчерской центре для всей отрасли. Таким центром стало Объединенное диспетчерс-кое управление Главгаза СССР, созданное в 1960 г.

12 апреля 1961 г. заступила на вахту первая смена диспетчеров Объединенного диспетчерского управления (ОДУ). С тех пор ОДУ ведет круглосуточный контроль функционирования газодобываю-щих и газотранспортных предприятий ПАО «Газпром». В настоя-щее время выделяется четыре уровня диспетчерского управления (рис. 1).

С вводом новых газопроводов появилась возможность оперативно перераспределять природный газ между регионами, для чего потребовалось производить расчеты не только одного газопровода, но и нескольких, объединенных перемычками, работающих как в едином, так и в различных гидравлических режимах. Требовалась подготовка математического аппарата, расчетных формул и алгоритмов.

Разработать первую в истории отрасли автоматизированную систему диспетчерского управления ЕСГ было поручено НПО «Союзгазавтоматика». Информация о параметрах работы объектов ЕСГ в производственных объединениях заносилась на перфоленту и отправлялась в Главный вычислительный центр Министерства газовой промышленности СССР, где распечатывалась в виде сводок, которые, в свою очередь, передавались в Центральное диспетчерское управление. Указанная система с различными изменениями и модернизациями просущест-вовала с 1976 по 1988 г.

В 1988 г. в эксплуатацию была принята автоматизированная система сбора, передачи, отображения оперативной технологической информации (АССПООТИ). Способы передачи и обработки информации стали принципиально другими. АССПООТИ стала фундаментом для формирования режимно-технологических и планово-учетных сводок, а также унифицированного комплекса расчета и оптимизации режимов газотранспортных систем (ГТС) семейства «ОПТИМУМ».

В 1995 г. началось создание новой автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) ЕСГ. Появился электронный диспетчерский журнал, в настоящее время ставший стандартом в отрасли. С 1996 г. в Центральное производственное диспетчерское управление начали поступать данные реального времени. Начались разработки и внедрение систем поддержки принятия диспетчерских решений.

АКТУАЛЬНЫЕ ЗАДАЧИ

В настоящее время перед диспетчерской службой ПАО «Газпром» руководством Общества дополнительно к постоянной задаче обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжения поставлена задача повышения эффективности использования основного технологического оборудования ЕСГ и снижения издержек в облас-ти основной производственной деятельности Общества.

Снижение расхода топливно-энергетических ресурсов на транспортировку природного газа может быть достигнуто за счет оптимизации загрузки ГТС, начиная с газотранспортных коридоров ЕСГ и заканчивая непосредственно оборудованием основных технологических объектов.

Минимизация расходов на поддержание основного технологи-ческого оборудования системы в работоспособном состоянии также является непростой процедурой, заключающейся в создании таких режимов работы ГТС, при которых обеспечивается равномерная загрузка оборудования и исключается работа его в режимах, в которых возможен ускоренный износ оборудования.

Лучшие результаты достигаются при выполнении следующих условий:

– обеспечение оптимальной загрузки газотранспортных коридоров и систем газопроводов;

– обеспечение оптимальной загрузки газотранспортного оборудования каждого газотранспортного коридора;

– обеспечение работы систем магистральных газопроводов с давлениями, наиболее приближенными к максимально допус-тимым;

– приближение давления газа в точках его передачи контрагентам к величине, минимально превышающей контрактные (договорные) значения.

Следует отметить, что вышеперечисленные условия иногда являются взаимоисключающими, что ставит перед оперативным диспетчерским персоналом задачу их ранжирования в каждый конкретный момент времени.

Для организации эффективного диспетчерского управления ЕСГ РФ необходимо разрешить проблему многокритериальности, не имеющую канонического решения. В практике диспетчерского управления основой для ее решения может служить постановка задачи краткосрочного (до 7 сут) прогнозирования с минимизацией интервалов прогнозных данных: отбора газа внутренними и экспортными потребителями с разбивкой по основным коридорам и точкам передачи газа; загрузки объектов ГТС с одновременной оптимизацией по различным крите-риям, в первую очередь по критерию минимизации суммарного расхода топливно-энергетических ресурсов на транспортировку газа.

Начиная с 2016 г. Департаментом последовательно проводится работа по развитию системы краткосрочного прогнозирования отбора газа потребителями в зоне ЕСГ РФ. Разработан методологический подход формирования прогноза отбора газа потребителями в зоне ЕСГ РФ, произведена настройка и ведется постоянная актуализация программного модуля краткосрочного прогнозирования газопотребления.

Увеличение количества внешних факторов, используемых в модели, обеспечило повышение точности прогноза. Это позволило Департаменту перейти к системе превентивного управления режимами работы ГТС, т. е. к заблаговременному созданию режима, наиболее полно удовлетворяющего потребителей газа по всей ЕСГ с учетом инерционности системы.

Необходимость проведения ремонтных работ объектов и оборудования ЕСГ РФ также оказывает влияние на равномерность загрузки ГТС.

Департаментом в качестве упомянутых специальных мер ведется большая работа по синхронизации сроков и оптимизации продолжительности проведения как отдельных ремонтных работ, так и комплексов планово-предупредительных ремонтных работ (ППР). Эффективность проводимой Департаментом работы наглядно продемонстрирована сокращением числа ежегодно проводимых комплексов ППР, которое снизилось с 16 (в 2016 г.) до 11 (в 2018 г.), в условиях роста числа заявок на проведение ремонтных работ (рис. 2, 3).

Проводимые Обществом комп-лексы ППР синхронизированы с ремонтными работами, выполняемыми нашими контрагентами (транзитерами и потребителями) на своих ГТС в странах Европы, а также с работами на объектах добычи и переработки газа, в том числе независимых производите-лей газа.

В 2016 г. был осуществлен ввод в промышленную эксплуатацию модернизированной АСДУ ЕСГ (М АСДУ ЕСГ). По сравнению с ранее функционировавшей АССПООТИ значительно увеличен объем собираемых и обрабатываемых параметров (с 250 тыс. до 1,2 млн), что, в свою очередь, расширило возможности оперативного персонала по анализу и подготовке управляющих решений.

Поскольку в настоящее время еще не принято решение о том, какие инструменты будут нами использоваться для прогнозирования состояния ГТС (нейронные сети, интеллектуальный анализ данных, технологии имитационного моделирования, инструменты искусственного интеллекта, распределенные системы и др.), была сделана сознательная ставка на наращивание объема собираемой, обрабатываемой и хранимой в М АСДУ ЕСГ информации.

В настоящее время М АСДУ ЕСГ состоит из функциональных и технических подсистем. Функциональные подсистемы автоматизируют основные бизнес-процессы диспетчерского управления, а технические подсистемы обес-печивают надлежащую работу функциональных подсистем.

ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ПОДСИСТЕМЫ

Остановимся подробнее на ключевых функциональных подсис-темах.

Подсистема оперативно-диспетчерского управления. Основной задачей подсистемы выступает обеспечение диспетчерского персонала структурированной оперативной информацией о режимах работы основных технологичес-ких объектов ЕСГ, включая балансовую и технологическую информацию. На экранных формах отображаются данные реального времени, сеансовые и суточные данные. Имеется возможность анализа каждого параметры путем отображения его показателей в табличном и (или) графическом виде с произвольно задаваемыми границами по времени. Также предусмотрена возможность постановки любого параметра на особый контроль и установление для него предупредительных и (или) аварийных уставок, включая уставки на значение градиента (скорости изменения параметра).

Встроенный модуль диспетчерских заданий позволяет осуществлять функционал управления ГТС путем формирования задания и контроля его исполнения.

С помощью М АСДУ ЕСГ обеспечивается хранение информации о диспетчерских заданиях, включая информацию об изменениях его статуса и результатах его выполнения. Обязательна для хранения следующая информация: дата и время формирования задания; должностное лицо, выдавшее задание; параметры диспетчерского задания; фактические параметры в точках, определяемых диспетчерским заданием до его выполнения; должностное лицо, принявшее задание; отметки о корректировке диспетчерского задания в период его выполнения (при наличии); фактические параметры в точках, определяемых диспетчерским заданием после его выполнения; краткая характеристика выполнения задания по результатам контроля выполнения диспетчерского задания.

Подсистема диспетчерского контроля и учета ремонтных работ. Основной задачей подсистемы является выполнение требований документов [2, 3].

Подсистема обеспечивает формирование запроса на проведение ремонтных работ в дочерних обществах, передачу его, включая все необходимые вложенные документы и данные, в Департамент, структурированное отображение указанной информации, автоматизированную подготовку исходящих документов, отражающих суть принятых решений по результатам рассмотрения запроса.

Формируемые подсистемой данные используются под-системой ОДУ, подсистемой моделирования и поддержки принятия диспетчерских решений (программно-вычислительный комплекс (ПВК) «Газоператор», программный комплекс (ПК) «Система отображения» и др.), журналом передачи смен.

Подсистема моделирования и поддержки принятия диспетчерских решений. Подсистема поддержки принятия диспетчерских решений в составе М АСДУ ЕСГ, сформированная в соответствии с требованиями СТО Газпром 8-005–2013 [4] обеспечивает автоматизацию функций расчета возможных потоков газа по ЕСГ и режимов работы ГТС путем моделирования технологичес-ких процессов транспорта газа по ГТС и включает в себя следую-щие программные комплексы: ПВК «Газоператор»; комплекс прогнозирования газопотреб-ления по ГТС и субъектам РФ (ПК «Прогноз газопотребления»); ПВК «Астра-газ»; комплекс отоб-ражения фактического состояния объектов добычи и транспорта газа на типовой общей схеме ЕСГ (ПК «Система отображения»).

Данная подсистема активно взаимодействует через под-систему информационного взаимодействия с множеством других подсистем, входящих в состав М АСДУ ЕСГ и исторической АСДУ, по обмену исходными данными и результатами расчетов.

Подсистема планирования и контроля балансов и поставок газа. Основу подсистемы составляет модуль балансовых расчетов, сформированный в соответствии с требованиями СТО Газпром 8-015–2017 [5], который обеспечивает: формирование оперативных, суточных и месячных фактических балансов газа дочерних обществ и сравнение с соответствующими плановыми показателями; формирование суточного фактического баланса газа Российской Федерации; мониторинг изменения запаса газа в системе, дисбаланса газа по ГТС; предоставление данных для формирования внутренних отчетов подсистемы, для смежных модулей и подсистем М АСДУ; формирование и корректировка месячного и суточного плана поставки газа крупным предприятиям ведущих отраслей промышленности РФ.

Подсистема формирования отчетности и расчета ключевых показателей диспетчерского управления ПАО «Газпром». Основной задачей подсистемы выступает предоставление возможности работы с различными отчетами на базе единого пользовательского интерфейса пользова-телям Департаментов и дочерних обществ ПАО «Газпром».

Подсистема формирования отчетности и расчета ключевых показателей диспетчерского управления обеспечивает: формирование и публикацию отчетов фиксированных форм по запросу или с предустановленной пе-риодичностью; подготовку данных, необходимых для формирования корпоративной отчетности и расчета ключевых показателей эффективности для корпоративного хранилища данных на базе ключевых показателей эффективности Общества; формирование сводной и аналитической отчетности на основании плановой, фактической, оперативной, прогнозной и ретроспективной информации; хранение перечня всех отчетов, шаблонов отчетных форм, архива отчетов фиксированных и настраиваемых форм, экспорт отчетов.

Подсистема управления графическими данными предназ-начена для формирования, сопровождения и предоставления пользователю электронных схем и карт различного назначения, отображающих конфигурацию и состав технологических объектов ЕСГ РФ.

Система управления графичес-кими данными обеспечивает: сбор и хранение схем; актуализацию схем; отображение схем на экране автоматизированного рабочего места и системы корпоративной отчетности; подготовку материа-лов для выпуска альбомов технологических, потоковых и других схем и карт; предоставление графических данных другим задачам и подсистемам; загрузку графических данных из других систем или файлов.

Подсистема нормативно-справочной информации. Основной задачей подсистемы является обеспечение диспетчерского персонала и всех подсистем М АСДУ ЕСГ достоверной и актуальной справочной информацией в объеме, необходимом для осуществления ими своих бизнес-функций. Подсистема нормативно-справочной информации создана в соответствии с требованиями СТО Газпром 8-004–2013 [6].

Подсистема информационного взаимодействия обеспечивает автоматический или автоматизированный двухсторонний обмен данными: между М АСДУ ЕСГ и автоматизированными системами дочерних обществ; с информационно-управляющими системами (ИУС) смежных бизнес-процессов ПАО «Газпром»; с информационными системами внешних организаций и зарубежных диспетчерских центров.

Модуль информационного вза-имодействия обеспечивает взаимодействие между уровнями диспетчерского управления по следующим видам информации: режимно-технологические данные (сеансовые, суточные); режимно-технологические данные реального времени; учетно-балансовые данные (сеансовые, суточные); производственно-отчетные данные (по месяцам); изменения нормативно-справочной информации; запросы на проведение ремонтных работ; диспетчерские задания; расчетная информация ПВК «Астра-газ»; схемографическая информация.

Подсистема информационного взаимодействия использует унифицированные интерфейсы обмена данными, что обеспечивает быстрый процесс подключения новых организаций – участников двухстороннего обмена диспетчерскими данными.

РАЗВИТИЕ ЕДИНОГО ИНФОРМАЦИОННОГО ПРОСТРАНСТВА

В ПАО «Газпром» принята и реализуется «Комплексная целевая программа развития единого информационного пространства Группы «Газпром» на 2018–2022 гг.» [7], в составе которой предусмотрен ряд инициатив, прямо или косвенно имеющих отношение к работе, выполняемой Департаментом.

Главной целью создания информационной системы Департамента стал переход на качественно новый уровень управления ЕСГ РФ путем использования инновационных информационных технологий, особенно в области развития методик и средств прогнозного моделирования, использования методов и технологий обработки больших массивов структурированных и неструктурированных данных (big data), применимых при проведении различных видов аналитической обработки информации, визуализации и имитационном моделировании.

По сравнению с другими энергетическими системами ЕСГ РФ обладает большей инерционностью, поэтому выработка и реализация управляющего воздействия на объекты ЕСГ РФ по принципу «здесь и сейчас» (реактивный метод управления) являются запаздывающими. Между командой, ее реализацией и реагированием системы на воздействие может пройти от 6 до 24 ч.

Более оптимальным представляется проактивный метод управления, при котором выработка и реализация управляющего воздействия нацелены не на приведение уже сформированного режима работы ЕСГ к лучшему (более надежному, более экономичному и т. п.) состоянию, а на определение прогнозного наилучшего состояния ЕСГ и его формирование путем выработки и реали-зации команд на управление с учетом времени реагирования системы на эти команды.

В практической деятельности диспетчерского персонала в настоящее время используется комбинация этих двух методов.

Дальнейшее развитие информационной системы Департамента представляется как реализация инструментов, способствующих достижению следующих целей:

– обеспечение диспетчерского персонала более точной и детализированной актуальной информацией о текущем состоянии объектов ЕСГ РФ;

– обеспечение диспетчерского персонала актуальной прогнозной информацией об изменениях на внешнем и внутреннем рынках газа на период до 3 сут с почасовой разбивкой на ближайшие 24 ч;

– обеспечение диспетчерского персонала актуальной прог-нозной информацией о ресурсах и изменениях их состояния, о физических параметрах газа в точках, включая информацию о качественных параметрах газа на период до 3 сут с почасовой разбивкой на ближайшие 24 ч;

– планирование распределения потоков по ЕСГ на основе указанной прогнозной информации с учетом влияния плановых мероприятий и управляющих решений на объектах ЕСГ РФ.

Для реализации поставленных целей необходимо дальнейшее развитие и создание следующих средств: инструменты прог-нозирования газопотребления на внутреннем рынке; системы моделирования нестационарных и стационарных режимов работы производственных объектов ЕСГ РФ; инструменты моделирования и оптимизации потоков с учетом плановых мероприятий и управляющих решений на объектах ЕСГ РФ, в том числе с расчетом качественных характеристик потока газа; инструменты по краткосрочному (на период до 3 сут с почасовой разбивкой на ближайшие 24 ч) планированию потоков газа; инструменты по мониторингу, прогнозированию и управлению качественными параметрами газа.

ЕДИНАЯ МОДЕЛЬ ЕСГ

Комплексная целевая программа [7] предусматривает создание Единой модели ЕСГ. Стратегичес-кий характер этой работы заключается в разработке на основе унифицированного описания объектов ЕСГ единых объектов нормативно-справочной информации, которые в дальнейшем будут использоваться для целей автоматизации бизнес-процессов, их вертикальной и горизонтальной интеграции.

Первоочередные задачи, выполнение которых необходимо обеспечить в рамках создания Единой модели ЕСГ, следующие:

– разработка правил определения и кодировки идентичных сущностей (объектов), используе-мых различными бизнес-процессами Общества, в том числе с целью агрегации информации об объектах, формируемой в различных ИУС, и информационного взаимодействия между разными ИУС;

– обеспечение единства справочной информации, используемой в качестве исходных данных бизнес-процессами Общества;

– повышение качества (достоверности, непротиворечивости, актуальности, доступности) справочной информации, используемой в качестве исходных данных бизнес-процессами Общества.

Переход на использование Единой модели ЕСГ в бизнес-процессах диспетчерского управления позволит: повысить качество информации, используемой для анализа текущего состояния ЕСГ и принятия диспетчерских решений, и, как следствие, повысить качество принимаемых диспетчерских решений; упростить процессы информационного обмена М АСДУ ЕСГ с различными ИУС; обеспечить возможность использования качественно нового типа информации об объектах диспетчерского управления; упростить процессы актуализации НСИ.

Реализация Единой модели ЕСГ, которая должна удовлетворять интересам основных бизнес-процессов Общества, – широкомасштабная задача, требующая участия всех основных подразделений ПАО «Газпром».

Таким образом, в процессе создания и дальнейшего развития М АСДУ ЕСГ ставится задача создания целостной комплексной цифровой экосистемы, т. е. среды, обеспечивающей условия для инновационного развития систем оперативного контроля и управления технологическими режимами объектов ЕСГ РФ, охватывающей весь объем сбора, обработки и анализа фактической и расчетной информации, как первичной, так и агрегированной, а также в полном объеме включающей процедуры прогнозирования и управления от выработки управляющего воздействия до контроля их исполнения и анализа результатов их воздействия на ГТС.

С вводом в строй сахалинского завода СПГ в феврале 2009 г. Россия вышла на новые международные рынки сжиженного природного газа. Транспортировка сжиженного природного газа в рамках проекта «Сахалин-2» осуществляется специализированными судами покупателей и танкерами-газовозами серии «Гранд» (Grand Elena, Grand Aniva и Grand Mereya), построенными специально для проекта и зафрахтованными компанией на долгосрочной основе у двух российско-японских консорциумов, а также зафрахтованными на краткосрочной основе судами Amur River и Ob River.

О том, что такое «инертные», «теплые» и «холодные» суда, рассказывает инженер по планированию поставок СПГ компании «Сахалин Энерджи» Никита Владимирович Богомазов.

Н.В. Богомазов, инженер по планированию поставок СПГ компании «Сахалин Энерджи»

– Никита Владимирович, 12 февраля в порт Пригородное пришло судно Grand Elena, и факел на производственном комплексе заметно увеличился в размерах. Как это взаимосвязано?

– Суда с определенной пе-риодичностью должны проходить плановые ремонтные работы или техническое обслуживание. Grand Elena находилась в сухом доке, где была проведена полная инспекция состояния судна. Часть этих работ специалисты проводят внутри самих резервуаров. Для обеспечения их безопасности необходимо освободить грузовые танки от остатков СПГ, иначе при соединении воздуха и углеводородов может возникнуть взрывоопасная смесь. Остатки СПГ вытесняются азотом, затем резервуары продуваются воздухом, и персонал приступает к плановым работам.

Во время морского перехода из сухого дока в порт отгрузки в резервуары подается углекислый газ, который вытесняет инерт-ный газ, так что судно подходит к нам с резервуарами, заполненными СО2. Прежде чем загрузить судно СПГ, необходимо избавиться от углекислого газа, поскольку его температура замерзания составляет –78,5 °C, иначе при взаимодействии СО2 с СПГ (температура которого –161 °C) образуются кристаллы – они могут забить трубопроводы, повредить механизмы и т. п.

– Как проводится эта операция?

– Причал отгрузки СПГ оборудован четырьмя рукавами (два отгрузочных, один двойного назначения и один для отвода отпарного газа). Именно по рукаву для отвода отпарного газа углекислый газ подается на факельную установку завода СПГ и утилизируется.

– При этом может увеличиться высота факела и возникнуть дымообразование?

– Совершенно верно, эти работы – обязательная часть процесса подготовки судна, которое заходит для загрузки СПГ сразу пос-ле ремонта. Но после окончания процесса вытеснения инертных газов грузовые танки продолжают постепенно охлаждаться до температуры –130 °С. Эта фаза проходит без увеличения размера факела, так как обратные пары с судна идут на внутренние нужды комплекса в качестве топливного газа.

– Можно ли задействовать какой-нибудь другой механизм, чтобы избежать излишнего факеления?

– Эта технология используется в мировой практике при погрузке газовозов, резервуары которых заполнены инертным газом. Другого механизма пока не придумали. Это стандартная процедура, диктуемая требованиями промышленной безопасности.

– Как часто приходят такие суда?

– Это зависит от графика плановой постановки на техническое обслуживание газовозов, задейст-вованных в перевозке сахалинского СПГ. В 2019 г. пока ожидается заход трех таких судов.

– Вы рассказали об «инертном» судне, а что можно сказать о «теплом» и «холодном»?

– «Теплое» судно – это судно с температурой грузовых танков выше требований технологического регламента, которые составляют –110 °C по экватору, и потому требующее дополнительного охлаждения. Так бывает, когда газовоз не сразу становится под погрузку, а, например, ждет своей очереди на рейде. Отгрузка «теплого» судна в большинстве случаев не влечет увеличения уровня факела.

Что касается «холодного» судна, то оно охлаждает себя само и сразу бывает полностью готово к погрузке новой партии СПГ. Это происходит по той причине, что после разгрузки в танках газовоза остается определенный объем сжиженного газа, который используется для внутреннего охлаждения резервуаров.

– Какие страны выступают покупателями сахалинского СПГ?

– Среди покупателей сахалинского сжиженного газа – компании из Японии, Южной Кореи, Китая, Индии, Кувейта, Таиланда, Тайваня.

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»

693020, РФ, г. Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66-20-00

Факс: +7 (4242) 66-28-01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru

В последние годы в связи с возрастающим интересом к нетрадиционным ресурсам в нефтегазовом секторе проблема добычи метана из угольных пластов (МУП) становится все актуальнее [1]. Несмотря на то, что добыча МУП с помощью обычных вертикальных скважин ведется уже много лет, продуктивность скважин часто оказывается низкой. В связи с этим в последние годы горизонтальные скважины для добычи МУП привлекают к себе все больше внимания.

Одним из видов горизонтальных скважин для добычи МУП является U-образная скважина, которая представляет собой модификации традиционных нефтегазовых технологий и сочетание обычных горизонтальных скважин и метода заканчивания скважин с кавитацией. U-образная скважина состоит из вертикальной и горизонтальной составляющих, образуя сдвоенную скважинную систе-му [2]. Устоявшегося термина пока не существует, поэтому термин «U-образная скважина» следует считать условным, возможно, в других источниках подобная скважина названа иначе.

U-образные скважины были разработаны в Австралии в конце 1990-х гг. из-за отсутствия опыта проведения гидроразрыва пласта [3]. Дебиты газа U-образных скважин составляют более 28 000 м³/сут [4]. На рис. 1 показано поперечное сечение, которое иллюстрирует схему U-образной скважины. Вертикальная составляющая цементируется над кровлей угольного пласта, затем проникает в угольный пласт, пересекает его, продолжается ниже угольного пласта (примерно на 50 м [2, 5]) и образует отстойник.

Отстойник в вертикальной скважине служит для установки эксплуатационного оборудования и сбора воды, откачиваемой из угольного пласта, а также для осаждения и очистки угольной мелочи во время добычи метана. После этого каверна расширенного диаметра создается в угольном пласте механическим способом. Диаметр каверны, как правило, составляет около 0,5 м, ее вер-тикальный размер примерно равен толщине угольного пласта.

Расстояние между устьями горизонтальной скважины и вер-тикальной составляет 500–1000 м, чтобы производить бурение изогнутой направляющей части ранее пересечения двух скважин в заданной каверне (соединении) в угольном пласте. Такое пространственное смещение позволяет выбрать угол наклона изогнутой направляющей части таким образом, чтобы снизить коэффи-циент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении горизонтального участка. Для бурения горизонтальной составляю-щей используются современные управляемые роторные системы, которые позволяют управлять ориентацией и направлением горизонтального участка ствола скважины так, чтобы удержать его в заданном положении внут-ри угольного пласта и пересекать вертикальную составляющую в каверне. После успешного пересечения скважин бурение горизонтального участка в угольном пласте продолжается через каверну до запланированной длины.

Каверна большого размера создается в первую очередь для плавного пересечения горизонтальной составляющей с вер-тикальной, а также для сбора плас-товой воды. Важно отметить, что наиболее эффективным методом обезвоживания угольных пластов является использование штангового скважинного насоса, который не рекомендуется применять в горизонтальных или наклонных скважинах.

При применении U-образной скважины откачка на поверхность пластовой воды, которая движется по горизонтальному участку скважины и собирается в каверне и отстойнике, производится с помощью штангового скважинного насоса в вертикальной составляю-щей. Вначале угольная система находится в равновесии и часто содержит грунтовые воды [6], поэтому промышленная добыча метана в большинстве случаев сопровождается необходимостью обезвоживания пласта, чтобы снизить пластовое давление и вызвать десорбцию метана из угля.

Движение газа в матрице, т. е. в угле, вызвано градиентом концентрации метана, который создается, как правило, за счет непрерывной откачки пластовых вод. Уголь сорбирует метан, поэтому матрица имеет низкую проницаемость, поток воды и газа осуществляется только через систему естественных трещин (кливажей). Процесс откачки воды может занять от нескольких дней до нескольких месяцев, что в значительной мере зависит от способа заканчивания скважин.

Через конкретный промежуток времени от начала удаления плас-товых вод начинается десорбция метана. Десорбированный метан поднимается вверх в основном по кольцевому пространству вертикальной составляющей. В большинстве случаев темп откачки воды постоянно убывает, а темп добычи газа постепенно растет по мере увеличения депрессии и через некоторое время достигает максимального значения, а затем плавно снижается в течение многих лет. Данный момент достижения максимального дебита газа выступает важным показателем, так как затем темп добычи газа начинает снижаться. На максимальный дебит скважины, момент его достижения и накопленную добычу газа и воды влияют не только характеристики угольных пластов, но и параметры скважины.

В настоящей статье выявлена зависимость эффективности работы U-образной скважины от параметров скважин (направления и длины горизонтального участка) и характеристик угольного пласта (анизотропии и угла наклона пласта). Среди этих факторов контролируемыми являются направление и длина горизонтального участка.

Проведено моделирование на секторных гидродинамических моделях, выполненных в программном продукте ECLIPSE [7], имеющем дополнительные опции для моделирования разработки метаноугольных месторожде-ний [8]. Исходные данные моделируемого объекта взяты из бассейна Киншуи (Китай). В моделях проведены расчеты работы U-образной скважины в течение 15-летнего периода разработки. Во время инициализации заданы разные значения давления в опорных точках для различных моделей, чтобы модели с разными углами наклона пласта имели одинаковые запасы газа в начале моделирования. Полученные результаты расчетов показывают, что время откачки воды, момент начала добычи метана, момент до-стижения максимального дебита газа, накопленная добыча газа и воды существенно зависят от параметров скважины.

РАСПОЛОЖЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ

В связи с наклоном угольных пластов существуют два варианта размещения вертикальной составляющей (рис. 2). В варианте 1 горизонтальный участок пробурен по нисходящему направлению угольного пласта и вертикальная составляющая находится в нижней части наклонного пласта. В варианте 2 горизонтальный участок пробурен по восходящему направлению пласта.

На рис. 3 показаны кривые работы U-образных скважин при разных вариантах размещения вертикальной составляющей в угольном пласте с углом наклона 15°. Результаты моделирования показывают, что при варианте 1 момент начала добычи метана и момент достижения максимального дебита газа наступают быстрее и максимальный дебит и накопленная добыча газа намного больше по сравнению с вариантом 2.

При бурении горизонтальной скважины по нисходящему направлению пласта эффективным участком для обезвоживания газоносного угольного пласта является наклонный участок AB (см. рис. 2). В процессе обезвоживания вода из угольного пласта под действием силы тяжести легко движется по наклонному участку AB к забою B по вер-тикальной составляющей, далее с помощью насоса поднимается на поверхность земли. Такая дренажная схема способствует быстрому удалению пластовой воды за счет гравитационного воздействия. Чем быстрее идет процесс обез-воживания, тем скорее метан переходит в свободное состояние и быстрее начинается добыча газа. Таким образом, можно сказать, что вариант 1 больше подходит для добычи МУП в бассейне Киншуи. Этот вариант использован для дальнейшего исследования.

Из рис. 3 видно, что все кривые дебита U-образной скважины имеют одинаковую тенденцию изменения. Темп роста дебита газа изменяется дважды (см. рис. 3, цифры 1 и 2 возле овальных контуров). Первое изменение происходит вскоре после начала добычи метана. Причина уменьшения темпа роста дебита газа заключается в том, что в это время перепад давления распространяется в вышележащий пласт. В нижележащий пласт, где расположен горизонтальный участок скважины, поступает пластовая вода из вышележащего пласта, поэтому замедляются падение давления и уменьшение водонасыщенности в нижележащем пласте. Время протекания данного процесса в большой степени зависит от величины вертикальной проницаемости пласта. Практическое значение этого явления важно, поскольку все пласты в определенной степени неоднородны и скорости распространения перепада давления в разные стороны могут сильно различаться, что приводит к десорбции метана в разное время. Темп роста дебита газа зависит от границы изучаемой области.

На рис. 3 также показаны результаты моделирования разработки с применением трех вертикальных скважин в одних и тех же геолого-физических условиях. Результаты расчетов показывают, что при применении вертикальных скважин процесс обезвоживания занимает значительно больше времени. Дебит газа одной U-образной скважины существенно превышает суммарный дебит газа трех вертикальных скважин в первые 7 лет разработки.

АНИЗОТРОПИЯ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

Система кливажа в угольных пластах имеет ярко выраженную направленность, что приводит к анизотропии проницаемости пласта. Плотность, высота, ширина, пересечение между собой трещин кливажа и направление кливажа зависят от глубины залегания и степени углефикации [4]. Чтобы изучить влияние направления горизонтального участка U-образной скважины относительно направления главного кливажа на работу скважины, в статье рассмотрены два варианта размещения скважины: направление горизонтального участка перпендикулярно главному кливажу и параллельно ему. Полученные результаты расчетов представлены на рис. 4.

В варианте 2 в начальный период дебит воды меньше и, соответственно, процесс обезвоживания идет медленно. Горизонтальный участок расположен перпендикулярно вторичному кливажу, поэтому проницаемость пласта по направлению горизонтальной составляющей больше, а проницаемость в перпендикулярном направлении к скважине меньше, что препятствует движению флюи-дов к горизонтальному участку. В результате проводится быстрое обезвоживание эллипсоидальной области, в которой находится горизонтальный участок, движение пластовой воды затрудняется, т. е. вода не успевает попасть в призабойную зону скважины, чтобы поддерживать давление. При этом варианте размещения скважины давление в эллипсоидальной области стремительно снижается, быстро выделяется небольшой объем метана и начинается добыча газа. Но в целом в варианте 1 быстрее идет процесс обезвоживания и наступает момент максимального дебита газа, и накопленная добыча газа больше, тогда как в варианте 2 затруднено не только движение воды к горизонтальному участку, но и движение газа. Таким образом, рекомендуется вариант 1 размещения скважины, который использован для дальнейшего исследования.

ДЛИНА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА U-ОБРАЗНОЙ СКВАЖИНЫ

Для изучения влияния длины горизонтального участка на эффективность работы U-образной скважины в данной работе проводилось численное моделирование разработки с горизонтальным участком длиной 600, 700, 800, 900, 1000, 1100 и 1200 м. Результаты расчетов показаны на рис. 5. Из анализа полученных результатов следует, что дебит скважины напрямую зависит от длины горизонтального ствола. С увеличением длины горизонтального участка моменты начала добычи газа и достижения максимального дебита газа наступают быстрее. Дебиты и накоп-ленная добыча газа и воды возрастают за счет увеличения площади контакта стенок скважины с продуктивным пластом. В поздний период разработки дебит газа скважины с большой длиной горизонтального участка становится меньше.

В данной работе введем понятие удельной добычи газа на единицу длины горизонтального участка, значение которого равно отношению накопленной добычи газа к длине горизонтального участка. Результаты расчетов показаны на рис. 6. C увеличением длины горизонтального участка удельная добыча газа уменьшается, особенно когда длина горизонтального участка превышает 1000 м (см. рис. 6). С экономической точки зрения, при отсутствии ограничения во времени для добычи МУП эффективность дренирования всего коллектора прямо пропорциональна длине скважины, но бурение скважин большой длины дороже и из-за этого нецелесообразно. К тому же потери давления на горизонтальном участке скважины и риск обвала стенок ствола возрастают с увеличением протяженности горизонтального участка. Таким образом, существует оптимальная длина, выход за пределы которой не приведет к увеличению прибыли. С учетом полученных результатов моделирования и опыта применения U-образной скважины в бассейне Киншуи, установлена оптимальная длина горизонтального участка – 1000 м.

УГОЛ НАКЛОНА УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

Большинство метаноугольных месторождений мира приурочены к складчатым структурам, практически все угольные пласты имеют определенный угол наклона. Для исследования влияния угла наклона пласта на работу U-образной скважины в работе рассмотрены следующие варианты угла: 0, 5, 10, 15, 20, 25, 30°. Дебиты газа и накопленная добыча газа и воды представлены на рис. 7 и 8. При крутых углах наклона пластов гравитационное воздействие способствует быст-рому удалению воды, высокой скорости десорбции и диффузии метана в ранний период разработки. Моменты начала добычи газа и достижения максимального дебита газа наступают быстро. Максимальные дебиты и накопленная добыча газа с увеличением угла наклона сначала возрастают, потом уменьшаются. Накопленная добыча воды уменьшается при увеличении угла наклона. Для полного понимания данного явления проанализировано распределение водонасыщенности в системе кливажа угольных плас-тов с разными углами наклона в разные периоды разработки (рис. 9).

Угол наклона пластов оказывает значительное влияние на распределение водонасыщенности в системе кливажа наклонных пластов (см. рис. 9). По мере разработки месторождения большинство пластовых вод откачано в течение первых трех лет, и примерно в это же время достигаются максимальные дебиты газа. После крупномасштабного обезвоживания пласты с большим углом наклона (например, 25 и 30°) начинают терять преимущество и дебиты газа становятся меньше по сравнению с другими вариантами.

На поздней стадии разработки снижающееся пластовое давление достигает такой величины, что гравитационное разделение газа и воды в системе кливажа начинает играть большую роль, вследствие чего пластовые воды накапливаются в нижней части наклонного пласта. Чем сильнее угол наклона, тем больше накапливается воды. Накопление пластовых вод, с одной стороны, может поддержать определенное давление в нижней части пласта, что препятствует дальнейшей десорбции метана из этой части, а с другой, накопленные воды увеличивают водонасыщенность в этой части и, следовательно, уменьшают проницаемость по газу. Поэтому в поздний период разработки при больших углах наклона пластов дебиты газа и воды становятся меньше. Кроме того, при отсутствии ограничения во времени, чем меньше угол наклона пласта, тем больше накопленная добыча воды и газа. Вместе с тем определенный угол наклона пластов (15–20°) способствует быстрому дренированию коллектора и экономически целесообразной разработке.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведен анализ особеннос-тей эксплуатации U-образной скважины для разработки метаноугольных месторождений; выполнены оценки влияния разных факторов на эффективность применения U-образной скважины и установлена оптимальная длина горизонтального участка скважины для бассейна Киншуи (Китай).

Выявлено, что эффективность разработки U-образной скважиной существенно превышает эффективность разработки при применении вертикальных скважин. Применение U-образной скважины занимает значительно меньше времени для обез-воживания угольного пласта. При использовании U-образных скважин следует пробурить горизонтальный участок по нисхо-дящему направлению пласта и по направлению, перпендикулярному главному кливажу. При углах наклона угольных пластов 15–20° достигается максимальная эффективность применения U-образных скважин. Полученные результаты позволяют сформулировать рекомендации по проектированию U-образных скважин для добычи МУП.

ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ СТРУКТУРНЫХ КАРТ

На тектонических схемах Приямальского шельфа Карского моря в границах Южно-Карской мегавпадины выделены четыре крупных геоблока: Русановско-Ленинградский и Скуратовский мегавалы, Обручевский гемивал и Пухучанская впадина. Тектоничес-кое районирование территории Ямала выполнено по большому объему геолого-геофизической информации в советский период. Вдоль западного побережья Ямала ранее были выделены Северо-Ямальский и Нурминский мегавалы, восточный борт Пухучанской впадины, Белоостровский мегапрогиб на севере и Байдарацкий – на юге, а также Юрибейская моноклиналь и Поетаяхин-ский мегавал, расположенные между Нурминским мегавалом и Байдарацким мегапрогибом.

Для уточнения геодинамики развития отмеченных выше гео-блоков и границ их сочленения для планирования геологораз-ведочных работ построены структурные карты по опорным и целевым отражающим горизонтам (ОГ) фундамента и осадочного чехла. На их основе выполнен анализ изменения толщин осадочных толщ между ними с построением изопахического треугольника, а также проведена оценка градиентов скорости осадконакопления последних как во впадинах, так и на мегавалах.

В пределах акватории южной части Карского моря, в полосе от западного побережья Ямала до Новой Земли по изменению толщин отложений пермо-триаса и базальных горизонтов нижней юры по сейсмическим данным между ОГ А – ОГ Iа – ОГ Т4 выделены две крупные по размерам зоны прогибания фундамента, по сути, межгорные впадины. Первая вытянута в субмеридиональном направлении, прослеживается вдоль восточного побережья Новой Земли, связана с Ноябрьским прогибом. Вторая – округлой формы, располагается юго-восточнее первой и совпадает с цент-ральной частью Пухучанской впадины (рис. 1).

По отложениям мезозоя на картах толщин нижнесреднеюрских (между ОГ Т4 – ОГ Т), верхнеюрс-ких-неокомских (ОГ Б – ОГ М), апт-альб-сеноманских (ОГ М – ОГ М' – ОГ Г) вплоть до кровли верхнего мела Ноябрьский прогиб уже не проявляется в толщинах (см. рис. 1). Следовательно, он был заполнен отложениями перми и триаса, а также базальных горизонтов нижней юры большой толщины, так как располагался вблизи источника сноса обломочного материала, расположенного в районе горной системы Новой Земли.

РЕКОНСТРУКЦИЯ РАЗВИТИЯ ПУХУЧАНСКОЙ ВПАДИНЫ

Пухучанская впадина оставалась областью прогибания не только в пермо-триасовое время, но и расширялась в северном и северо-восточном направлениях в юре и нижнем мелу, охватывая в плане современное положение Ленинградского куполовидного поднятия (КП) и северо-западное обрамление Ямала. Она проявляется в толщинах юрских и нижнемеловых отложений, вплоть до кровли пород аптского возраста. Причем депоцентр впадины смещается в северо-восточном направлении, охватывая о-в Белый.

Начиная с альба до кровли верхнего мела она перестала проявляться на картах толщин между ОГ М' – ОГ Г – ОГ С3. При этом начиная с альба образуется новый центр прогибания осадочного бассейна, связанный с Белоостровским мегапрогибом, а также погружением Северо-Карс-кого порога. Здесь, по данным бурения скв. 1 «Белоостровская», наблюдаются максимальные толщины надсеноманского комп-лекса пород в пределах южной части акватории Карского моря, составляющие более 1400 м.

В неотектонический период, с которым связан глобальный подъем территории Западно-Сибирской плиты, включая Ямал, произошла глобальная перестройка структурного плана. По картам батиметрии дна Карского моря область с наибольшими глубинами до 350–400 м расположена вблизи Новой Земли, о-ва Вайгач и п-ва Югорский, в пределах Новоземельской моноклинали. Недалеко от нее ранее, в пермо-триасовое время, существовала область межгорных впадин. Таким образом, здесь в новейший период наблюдается возрождение области прогибания бассейна осадконакопления после окончания галактического цикла, равного примерно 200 млн лет. В то же время области прогибания, связанные в геологическом прошлом с Пухучанской впадиной и Белоостровским мегапрогибом, где в настоящий период сущест-вуют небольшие глубины моря, как правило, не превышающие 150 м, претерпели существенное нивелирование.

Отмеченная миграция центров прогибания, с которыми связаны области с максимальными толщинами осадочных пород сейсмостратиграфических комплексов (ССК) мезозой-кайнозойского возраста в палеовпадинах и мегапрогибах, несомненно, сказывалась на положении и конфигурации в плане положительных структур первого (мегавалов) и второго (КП и валов) порядков. Так, расширение Пухучанской впадины в северном направлении в юрский период вовлекло в погружение Ленинградское КП, не затронув при этом Русановское КП, а также в целом Скуратовский мегавал. Миграция депоцентра прогибания впадины в верхней юре и нижнем мелу в направлении северо-западной оконечности Ямала привела к дисгармонии и несовпадению современных структурных планов верхнеюрского, неокомского, альб-аптского и сеноманского ССК Скуратовского мегавала [1]. Оно установлено по данным сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D и 3D.

Несовпадение структурных планов по ОГ Б, М, М' и Г в пределах мегавала можно проследить по расположению экстремальных точек, приуроченных к его шарниру и вершинам куполов. Так, по юрскому комплексу пород наиболее высокая часть мегавала приурочена к Северному куполу, по альб-аптскому комплексу пород она смещается в южном направлении – к Центральному куполу Скуратовского вала. Еще выше, в разрезе сеноманских и надсеноманских пород, появляются две равнозначные вершины, которые связаны с центральным (Скуратовским валом) и южным (Нярмейским поднятием) куполами Скуратовского мегавала. За счет этого несовпадения структурных планов локальных поднятий меняется направление оси шарнира складок локальных поднятий Скуратовского мегавала. По юре направление оси шарнира складок субмеридиональное, по нижнему и, особенно, верхнему мелу оно меняется на северо-восточное простирание, близкое к простиранию Северо-Ямальского мегавала на Ямале.

На протяжении мелового периода затухание процессов прогибания фундамента и скорости накопления платформенных отложений, а также последовавшая инверсия структурного плана в неотектонический период привели к современному строению как Пухучанской впадины, так и окружающих ее положительных структур первого и второго порядков. За счет инверсии в центральной части Пухучанской впадины образовалась Северо-Харасавэйская структура, расположенная вдоль цепочки структур Нурминского и Русановско-Ленинградского мегавалов, что позволяет объ-единить их в единую надпорядковую структуру северо-западного простирания «шовного» типа, в пределах которой наблюдается максимальная интенсивность блоковых дислокаций и напряженно-деформационного состоя-ния пород.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

С Русановской, Ленинградской, Харасавэйской и Бованенковской структурами связаны уникальные месторождения газоконденсата, в пределах которых установлены зоны развития аномально высоких пластовых давлений (АВПД). С Русановским, Ленинградским и Харасавэйским месторождениями связаны инверсионно-кольцевые структуры или аномально-кольцевые зоны (АКЗ) (рис. 2).

Скуратовский мегавал, испытав разворот структурного плана в верхнем мелу и кайнозое относительно более глубоко залегающих горизонтов нижнего мела и юры, не имеет единого древнего цоколя по фундаменту с Русановско-Ленинградским мегавалом. Поэтому варианты их объединения в единый Русановско-Скуратовский свод, по мнению авторов, не совсем правомочно [1]. На протяжении юрско-го и нижнемелового периодов между этими мегавалами сущест-вовал глубокий Чекинский прогиб, который испытал нивелирование в неотектонический период с образованием седловины, где сейчас выделяется Спортивное поднятие, осложняющее юго-западный склон Скуратовского мегавала.

На перспективы нефтегазоносности последнего оказывает влияние геодинамика областей погружения как в пределах Пухучанской впадины, так и Белоостровского мегапрогиба, особенно по сеноман-альб-аптским отложениям. Здесь возможно предположить выявление богатой зоны газонакопления, особенно по верхним этажам неф-тегазоносности. Возможность обнаружения скоплений газа в сеноманских и альбских отложениях подтверждается наличием сейсмических динамических анома-лий типа «яркое» и «плоское» пятно по данным сейсморазведки МОГТ 2D и 3D.

Следует обратить особое внимание на геодинамику развития Обручевского гемивала, примыкаю-щего своим северо-восточным бортом к Пухучанской впадине. Он осложнен тремя блоками, в пределах которых выделяются Обручевское, Амдерминское и Западно-Шараповское поднятия, имеющими кулисообразное сочленение в плане. Западно-Шараповское поднятие детально изучено сейсморазведочными работами МОГТ 2D при плотнос-ти профилей 1,93 пог. км/км2. Оно имеет наибольшие размеры (71 × 17 км) и амплитуду по сеноман-аптским отложениям (~200 м), является, по сути, валом и самым приподнятым относительно двух других поднятий, которые простираются в северо-западном направлении и погружаются по отложениям верхней юры в сторону Ноябрьского мегапрогиба. На начало туронской трансгрессии Западно-Шараповское поднятие располагалось выше уровня древнего моря, так как по сейсмическим данным в его сводовой части наблюдается сокращение толщин глин кузнецовской свиты со следами размыва и с элементами сбросов и проявления блоковой тектоники, что привело к обрушению пород надсеноманских отложений в образовавшиеся грабены небольшой амплитуды. В неоген-четвертичное время оно снова испытало интенсивный подъем относительно других поднятий, который обеспечил вывод его выше уровня моря и привел к размыву ранее накопившихся осадков палеогена и, возможно, неогена с последующим перекрытием их четвертичными отложениями большой толщины (рис. 3).

В тектоническом отношении Обручевский гемивал является новообразованной структурой первого порядка. По ОГ А, по данным МОГТ 2D, на его месте выделяется структурный «нос», в пределах которого происходит погружение кровли пород доюрского фундамента от 3–3,5 км в своде Западно-Шараповского до 4,8 км на северной оконечности Обручевского поднятия. Здесь отсутствуют отложения пермо-триаса, постепенно выклиниваются базальные горизонты нижней юры морского генезиса вверх по восстанию складчатого основания. Последние при этом отсутствуют в пределах Западно-Обручевской впадины, которая простирается вдоль его юго-западного склона. Это можно объяснить тем, что на момент их накопления впадина не существовала, располагаясь гипсометрически выше современной оси Обручевского гемивала.

На основе палеоструктурных исследований установлено, что формирование гемивала началось с сеноманского времени за счет подъема оси шарнира поднятий относительно борта Пухучанской мегавпадины. Основной их рост произошел в неотектонический период. Образование гемивала на заключительном этапе сопровождалось процессами формирования нового цент-ра прогибания бассейна осадконакопления, простирающегося вдоль восточного побережья Новой Земли и о-ва Вайгач, южная оконечность которого находится вблизи его юго-западного борта, где в настоящий период находится Западно-Обручевская впадина и зона повышенных глубин Карского моря.

В связи с очень поздним послепалеогеновым формированием локальных поднятий и гемивала в целом, а также асинхронности его образования с процессами нефтегазогенерации и латеральной миграции наиболее богатые в отношении газоносности комп-лексы на Ямале, связанные с сеноман-альб-аптскими отложениями, оцениваются здесь весьма скромным ресурсным потенциа-лом. К тому же эти комплексы образуют открытые системы, имеющие области разгрузки подземных вод вверх по восстанию структур в направлении Приново-земельской моноклинали и горных обрамлений о-ва Вайгач и Югорского п-ова.

В то же время юрские нефтегазоносные комплексы (НГК), судя по результатам поисково-оценочных работ на Университетской площади, выполненных ПАО «Роснефть» совместно с иностранными компаниями и открывших крупные по запасам нефти залежи в юре, в пределах Обручевского гемивала, особенно на Западно-Шараповском поднятии, могут обладать высоким нефтяным и газоконденсатным ресурсным потенциалом. Прогноз-ные залежи могут быть связаны с литолого-стратиграфическими ловушками нижне- и среднеюрс-ких отложений. При оценке нефтегазового потенциала юрского НГК Обручевского гемивала в качестве аналога можно взять суммарные запасы газоконденсата и нефти (около 0,5 млрд т условного топ-лива) юрских залежей Ярудейского гемивала, расположенного на южном побережье Обской губы. Оба гемивала имеют схожее геологическое строение и развивались по инверсионному сценарию в неотектонический период.

Южное обрамление Пухучанской впадины в советский период было слабо изучено сейсморазведочными работами МОГТ 2D, так как оно расположено в пределах мелководной зоны Байдарацкой губы. В XXI в. здесь по заказу ПАО «Газпром» были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ 3D в акваториальной части Харасавэйского вала. В полосе между южной частью Обручевского гемивала и о-вами Шараповы Кошки в 2014 г. выполнены сейсмо-разведочные работы МОГТ 2D, профили которых уплотняют сетку профилей сейсморазведки прош-лых лет. Они уточнили строение и перспективы нефтегазоноснос-ти Шараповского, Шкиперского и Крузенштерн-море поднятий.

При этом большая часть Байдарацкой губы слабо изучена с помощью сейсмической съемки МОГТ 2D. Ранее здесь выделялись западные фрагменты Поетаяхинского мегавала и Байдарацкого мегапрогиба, которые оконтурены в южной части Ямала. По современным данным сейсморазведки, эти фрагменты отделены от Пухучанской впадины седловиной субширотного прости-рания, с которой как раз и связаны Шараповское, Шкиперское и Крузенштерн-море поднятия. Нами предлагается назвать ее Центрально-Шараповской седловиной, расположенной между Шараповским (Крузенштернским) КП и Западно-Шараповским поднятием Обручевского гемивала.

Важно отметить, что локальные поднятия Центрально-Шарапов-ской седловины в акватории Карского моря в совокупности с поднятиями Центрально-Ямальского мегавала на Ямале образуют гряду субширотного простирания. Она имеет единый приподнятый древний цоколь-блок, включающий Бованенковское и Крузенштернское КП, сечет Нурминский мегавал под углом, близким к 120°. Таким образом, уникальные по запасам газа Бованенковское и Крузенштернское месторождения расположены на пересечении двух тектонических зон, одна из которых контролирует пояс неф-тегазоносности в эпицентре узла тектонической напряженности с высокой степенью дислокаций пород фундамента и низов осадочного чехла.

Перспективы нефтегазоноснос-ти геоблоков в северо-западной части Ямала и Приямальского шельфа, по мнению авторов, во многом обусловлены геодинамикой развития осадочных комплексов как в пределах мегавалов, расположенных на периферии Пухучанской впадины, так и в ней самой, а также в целом пары «мегавал – впадина» на протяжении мезозоя и кайнозоя. Их общая толщина в пределах мегавалов варьирует от 3 до 7 км, во впадине – достигает 12 км.

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ ПОСТРОЕНИЯ

Для проверки этой версии нами выполнены геодинамичес-кие построения (изопахический треугольник) и оценка градиентов скорости погружения Руса-новского – Ленинградского, Скуратовского, Северо-Ямальского, Среднеямальского (Тамбейская группа поднятий) и Обручевского мегавалов, Харасавэйского и Крузенштернского КП относительно депоцентра Пухучанской впадины.

Оценка градиентов скорости dk погружения (подъема) рассчитана по формуле:

dk = (∆Нkп – ∆Нkм)/∆tk,                 (1)

где ∆Нkп – толщина пород в Пухучанской впадине, м; ∆Нkм – толщина пород в сводовой части каждого из мегавалов (КП), м; ∆tk – геологическое время, млн лет.

Сначала определялась разность толщин пород между соответствующими опорными и целевыми сейсмическими горизонтами:

∆Нk = (Нi – Нj),                                (2)

где Нi – толщина опорного горизонта, м; Нj – толщина целевого сейсмического горизонта, м.

Затем определялось приращение (дефицит) толщин попарно путем их вычитания между определенными циклитами в Пухучанской впадине и каждого из мегавалов, которое делилось на геологическое время ∆tk, необходимое для накопления отложений между стратонами. При этом сделано допущение, что степень уплотнения накопившихся осадков при преобразовании их в породы для определенных циклитов близка по величине.

Оценки геологического времени наступления определенных событий, связанных с трансгрессия-ми и регрессиями моря, а также периодами существования континентальной обстановки осадконакопления, приняты согласно наиболее часто используемой геохронологической шкале, хотя оценки времени их наступления различаются у разных исследователей. Важно было установить тенденции изменения градиентов толщин литолого-стратиграфи-ческих комплексов и в первую очередь геодинамику пары «впадина – мегавал (КП)».

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

На основании графиков градиентов скорости осадконакопления (см. рис. 3) можно сделать следующие выводы. В Пухучанской впадине на протяжении юры и мела всегда накапливалось больше осадков (положительные градиенты скорости осадконакопления) относительно мегавалов, но их величины различаются во времени и, особенно, в пространстве. По форме они обладают синусоидальным, осциллирующим характером, что во многом предопре-делено сменой трансгрессий и регрессий моря в Карском море и отчасти на Ямале. Это приводило к формированию закрытых, полузакрытых и открытых геологических систем, гармоническому развитию (наличию емких горизонтов и пластов-коллекторов, перекрытых зональными и регио-нальными глинистыми покрышками с высокими экранирующими свойствами) геоблоков и бассейна осадконакопления в целом [2, 3].

Осциллирующий характер их геодинамики через механизм напряженно-деформационного состояния пород способствует накоплению колоссальной механической энергии в геологических системах закрытого и полузакрытого типа. Переход таких энергетически возбужденных систем в геологическом прошлом к квазиравновесному состоянию инициировал нефтегазогенерацию, эмиграцию и латеральную миграцию углеводородов (УВ) из блоков с повышенным энергетическим (барическим) потенциалом к блокам с пониженным потенциалом, как правило, из впадин – в мегавалы и прибортовые части бассейна [4].

Наличие уникальных по запасам газа месторождений [5], приуроченных к мегавалам (КП), расположенных вокруг Пухучанской впадины, можно трактовать как формирование их в пределах мегакольцевой надпорядковой геологической структуры (рис. 4). Причем структурные элементы второго и третьего порядков, осложняющие мегавалы и примыкающие к бортам впадины, развивались на неотектоническом этапе по инверсионному варианту.

Скорее всего, процессы нафтидогенеза в мегакольцевой структуре протекали по единому механизму, синергически согласованному во времени и пространстве. Они контролировались повышенным энергетическим потенциалом в геологических системах закрытого и полузакрытого типа как в прош-лом, так и отчасти в настоящем за счет тектонических движений, проходящих по импульсно-волновому механизму [4].

Геодинамика отдельных элементов мегакольцевой структуры, геоблоков, приподнятых относительно депоцентра Пухучанской впадины, имеет в первом приближении автоколебательный характер, который и отображен на графиках градиента изменения толщин осадочных образований попарно «впадина – мегавал». Существенное изменение величины и, прежде всего, смена знака градиентов происходит на рубеже глобальной перестройки бассейна седиментации. Это ведет к флуктуации термобарических условий в недрах, массопереносу вещества из осадочных образований, следы которых наблюдаются в настоящее время в виде АКЗ, блоковых дислокаций, зон сжатия и растяжения и т. п.

Наиболее вероятный путь перехода из одного состояния геологических систем в другое осуществлялся по катастрофическому сценарию, который способствует за короткий геологический период колоссальному массопереносу вещества в нефтегазоносных бассейнах. Следствием этих процессов могло стать формирование месторождений нефти и газа, в том числе крупных и уникальных по запасам УВ [4].

Последний из циклов тектонической перестройки на Ямале и в акватории Карского моря связан с неотектоническим подъемом территории, который во многом и предопределяет распределение залежей УВ в осадочном чехле в настоящий период.

Элементы блоковой тектоники в виде зон разломов, очагов напряжений с АКЗ на Русановском и Харасавэйском месторождениях, а также и других участках Карс-кого моря и Ямала, выявлены по сейсмическим данным [5]. Они свидетельствуют в пользу такого механизма. Так, на Русановском КП на временном разрезе (см. рис. 2) в районе скв. 2 можно выделить АКЗ столбообразной эллипсоидной формы, которая направлена вниз по разрезу с глубины 3000 м почти до фундамента. На Южно-Русановском поднятии, напротив, наблюдается «анти-АКЗ» – аномально разрушенная кольцевая зона, скорее всего, с обратной направленностью градиентов барических давлений по отношению к вышеупомянутой АКЗ. В пределах «анти-АКЗ» исчезают оси синфазности отражений, и внутри ее прослеживается разлом, проникающий до поверхности дна моря.

В советский период геологи считали его «палеовулканом», высота которого, по сейсмическим данным, оценивается около 3 км. Причем разлом является молодым, его заложение произошло в неотектонический период, так как он прослеживается по дну моря.

Вне зависимости от варианта формирования этого разлома можно говорить лишь о том, что в геологическом прошлом с ним была связана термобарическая энергетическая аномалия, при разрушении которой могло произойти выделение колоссальной энергии в окружающее пространство. По нашему мнению, энергетику этого процесса следует учитывать для объяснения условий формирования Русановского и Ленинградского месторождений, уникальных по запасам газа. Так, сводовая часть Южно-Русановского поднятия на современном этапе его развития по кровле верхнеюрских (ОГ Б), среднеюрс-ких (ОГ Т и Т2) и нижнеюрских (ОГ Т4) отложений занимает более приподнятое (на 100–200 м) положение относительно свода Ленинградского КП, а по нижнемеловым (ОГ М, М' и Г2) и, особенно, верхнемеловым отложениям (ОГ Г и С3) наблюдается обратная картина.

Новейшие тектонические движения могли приводить не только к формированию новых, но и к разрушению части сформированных ранее залежей УВ. На Нярмейском поднятии Скуратовского мегавала и Ленинградском КП в опоковидных глинах и опоках сенона, расположенных выше продуктивной толщи сеноманского НГК, по сейсмическим данным МОГТ 3D, выделяется аномалия типа «залежь» (АТЗ) - «яркое пятно» – новообразованная залежь газа. Сенонские залежи газа подобного типа установлены на Медвежьем и других месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа.

В качестве примера разрушения залежей УВ можно привести аварийные фонтаны газа с глубин до 200 м из отложений надсеноманского комплекса на Харасавэйском месторож-дении. В пределах Западно-Шараповского поднятия, по сейсмическим данным, на границе палеоген-неогеновых и четвертичных отложений выделяется динамическая аномалия – предположительно, газовая либо газогидратная залежь, приуроченная к зоне блоковых дислокаций. Ее можно рассматривать как возможный продукт процесса частичного разрушения прогнозной сеноманской залежи газа.

ВЫВОДЫ

Установлена миграция депоцентров осадконакопления по изменению толщин ССК и выявлена волновая цикличность геодинамики геоблоков по градиентам изменения их толщин в пределах северной оконечности Ямала и Приямальского шельфа Карского моря.

Выделена мегакольцевая структура, огромная по площади и объему осадконакопления в мезозое, в которой приподнятые геоблоки (мегавалы и КП) расположены вокруг Пухучанской впадины и соединены между собой седловинами. Геодинамические процессы в ней на мезо-кайнозойском этапе описываются градиентами скорости осадконакопления, которые имеют волновые характеристики в пределах геоблоков, связанные, скорее всего, с трансгрессиями и регрессиями моря, а также с фазами континентальных обстановок.

Выявлена волновая геодинамика геоблоков в мегакольцевой структуре, которая способствует гармонизации строения сейсмокомплексов мезозоя и формирует геологические системы закрытого, полузакрытого и открытого типов. Первые две из них способны накапливать огромный энергетический потенциал в ССК через механизм напряженно-деформационного состояния пород и органоминеральных комплексов.

Установлена синхронизация во времени волновых характеристик геодинамики геоблоков в мегакольцевой системе на рубежах смены тектонических режимов, которые в геологическом времени совпадают со сменой знака градиента изменения толщин в мегакольцевой структуре (пары «впадина – мегавал»). За счет синергии тектоно-седиментационных процессов через напряженно-деформационный механизм взаимодействия геоблоков в породах геологических систем закрытого типа, слагающих литолого-стратиграфические комплексы, происходит накопление внутренней энергии по экспоненциальной зависи-мости.

Из-за неоднородности строе-ния геологических систем это ведет к формированию диссипативных структур как на макро-, так и на микроуровнях, неравновесных с окружающими систе-мами. Переход последних к квази-равновесным условиям в нед-рах осуществляется, скорее всего, по взрывному механизму, что может способствовать масштабной интенсификации процессов нефтегазогенерации, эмиграции и латеральной миграции УВ. На современном этапе развития региона следы реализации взрывных процессов отображаются в виде динамических аномалий (АТЗ, АВПД, аномально высоких поровых давлений, «ярких» и «плоских» пятен), разломной и блоковой тектоники, зон макро- и микротрещинова-тости и т. п.

На современном неотектоническом этапе развития региона реализация отмеченных энергетически неравновесных процессов в геологических системах геоблоков способствовала формированию крупных и уникальных месторождений газа и газоконденсата с концентрацией начальных суммарных ресурсов УВ в сеноман-альб-аптской час-ти разреза, которые выявлены в пределах мегавалов и КП на Приямальском шельфе и в северной части Ямала.

Динамическое забойное давление вычисляют на основе заданного дебита скважины. Первоначально методика вычисления забойных давлений в работающих вертикальных газовых скважинах была основана на применении известной формулы Веймаута [1] для горизонтальных газопроводов. Предполагалось, что потери на трение в горизонтальных и вертикальных трубах сопоста-вимы.

Формула Веймаута в системе СИ может быть записана следующим образом:

                          (1)

где p1, p2 – давление на входе и выходе газопровода соответственно, Па; – коэффициент гид-равлического сопротивления, безразмерная величина; L – длина трубы, м; M – массовый расход газа, кг/с; pср – среднее давление в газопроводе, Па; D – внутренний диаметр трубы, м; – площадь поперечного сечения трубы, м2; ср – плотность перекачиваемого газа для средних термобарических условий в газопроводе, кг/м3; zср – коэффициент сжимаемости для средних условий, безразмерная величина; Rг – удельная газовая постоянная, Дж/(кг.К); Tср – средняя температура в газопроводе, К; Qст – объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/с; ст – плотность перекачиваемого газа при стандартных условиях, кг/м3; pст – стандартное давление, Па; Tст – стандартная температура, К.

Если пренебречь разницей температур и коэффициентов сжимае-мости газа на входе и выходе, для газопровода распределение квад-рата давления будет линейным, а распределение абсолютного давления по длине имеет вид монотонной кривой с выпуклостью вверх от горизонтальной оси.

Среднее давление в горизонтальном газопроводе можно оценить на основе формулы (1) следующим образом:

(2)

Данное среднее давление установится в газопроводе через некоторое время после одновременного закрытия его входа и выхода. Это средневзвешенное по длине значение, которое всегда выше среднего арифметического концевых давлений.

Оценка среднего давления для вертикальных газовых скважин по формуле (2) для горизонтального газопровода, в частности, использована в книгах [2, 3] и в некоторых других источниках.

По другому раннему подходу при определении забойного давления в вертикальных скважинах перепад давления, приходящийся на потери на трение в идентичном, но горизонтальном газопроводе, складывали с давлением, создаваемым весом газа. Полученный результат принимался за забойное давление в скважине.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Общим уравнением для расчетов течения газа в вертикальном стволе скважины является уравнение сохранения энергии с учетом необратимых потерь энергии на трение. Данное уравнение показывает, что сумма измене-ний потенциальной энергии сжатия или расширения, потенциальной энергии положения, потенциальной энергии, потерянной из-за диссипации энергии за счет трения, кинетической энергии и работы, произведенной движущимся газом, равна нулю.

В стволе скважины газ при движении не совершает технической работы. В данном случае закон сохранения энергии без учета процессов теплообмена с окружающей средой может быть записан просто в виде уравнения Бернулли на элементарном вер-тикальном участке трубы, в котором потери на трение между молекулярными слоями выражаются уравнением Дарси – Вейсбаха. Изменение кинетической энергии потока при этом не учитывается, так как оно мало по сравнению с другими слагаемыми.

Тогда задача сводится к интегрированию обыкновенного дифференциального уравнения энергии для элемента dy установившегося вертикального изотермического восходящего газового потока в насосно-компрессорных трубах (НКТ) длиной L следующего вида:

,                         (3)

где y – вертикальная ось трубы, направленная от забоя вверх, м; p – абсолютное давление в потоке газа, Па; – плотность газа при рабочих условиях в трубе, кг/м3; g – ускорение свободного паде-ния, м/с2; v – скорость газа, м/с.

Интегрирование данного уравнения приводит к аналогу формулы Веймаута, но уже для вертикальной трубы. Адекватное решение уравнения (3) получил в 1950 г. Р.В. Смит [4], а затем в нашей стране в 1951 г. – Г.А. Адамов [5]. Оба ученых независимо пришли к одной и той же формуле.

Решение Р.В. Смита и Г.А. Адамова в системе СИ можно представить в следующем виде:

,                         (4)

где рз, ру – давление забойное и устьевое соответственно, Па; s = 0,0341889L/(zсрTср), где – относительная плотность газа по воздуху, безразмерная величина; Тср - средняя температура в стволе скважины, К; zср - коэффициент сжимаемости для средних термобарических условий в стволе скважины; Qст1 - дебит скважины, приведенный к стандартным условиям, м3/с.

Забойное давление рассчитывается по формуле (4) методом последовательных приближений.

В книге [6] использован соответствующий числовой коэффициент в формуле Смита, поскольку L измеряется в м, D – в см, p – в ат (1 ат 0,1 МПа), Qст – в м3/сут, Tср – в К. Переменной s там же обозначен удвоенный комплекс приведенных выше параметров.

В случае, если дебит газа измеряется не в м3/сут, а в тыс. м3/сут, формула Смита и Адамова может быть записана в часто употребляе-мом виде [7]:

          (5)

где рз1, ру1 – забойное и устьевое давление соответственно, ат; Qст2 – дебит скважины, приведенный к стандартным условиям, тыс. м3/сут; D1 - внутренний диаметр НКТ, см, в соответствии с источником [7].

ФОРМУЛЫ ДЛЯ ВЫЧИСЛЕНИЯ СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ

Рассмотрим формулы для определения среднего давления в стволе добывающей вертикальной газовой скважины в поле сил тяжести.

В работе [8] на основе формулы Смита и Адамова получена формула для определения среднего давления в стволе вертикальной добывающей скважины через величину устьевого давления pу в виде:

         (6)

где a1 = 0,0341889/(zсрTср), м-1; a2 = 8/(g2D5), Па2; a3 = + a2, Па2.

Расчеты среднего давления по формуле (6) следует проводить в системе СИ методом последо-вательных приближений, при этом на первой итерации pср принимается равным pу.

В статике при Qст = 0 коэффи-циент a2 принимает нулевое значение. Поскольку arctg() = /2, то формула (6) принимает следующий вид:

                          (7)

В настоящей работе отметим, что формула для pср через величину забойного давления pз может быть записана в виде:

        (8)

где a4 = + a2, Па2.

В статике при Qст = 0 из формулы (8) получим:

                          (9)

В современных нормативных документах принято при расчете забойного давления методом последовательных приближений на основе формулы Смита и Адамо-ва (4) на каждом приближении определять pср как среднее арифметическое значение между pу и pз с последующим вычислением коэффициента сжимаемости z.

В работе [8] на расчетном примере показано, что в НКТ малого диаметра при больших перепадах давления и расходах газа pср в НКТ может стать намного больше среднего арифметического pу и pз. Поэтому в случае больших расходов и, соответственно, перепадов давления в НКТ малого диа-метра предлагается определять pср совместно с соответствую-щим ему z методом последо-вательных приближений на основе использования формулы (6) для вертикальных труб. После этого с использованием найденного значения zср забойное давление определяется напрямую по формуле (4).

ЗАВИСИМОСТЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ОТ ДЕБИТА

Выполним анализ зависимости характера распределения давления в стволе вертикальной добывающей газовой скважины от дебита.

В работе [8] показано, что для вертикального газопровода в поле силы тяжести распределение давления может иметь различный вид. В статике это распределение будет близко к экспоненциальному, которое получается из формулы (4), если принять Qст = 0. Оно может иметь вид кривой с выпук-лостью, направленной в сторону оси y (pср в стволе при этом будет меньше среднего арифметического значения между pу и pз).

При больших расходах выпук-лость кривой распределения давления может стать обратной, направленной в сторону, противоположную оси y, а pср – больше среднего арифметического между pу и pз.

При определенном промежуточном значении Qст кривая распределения давления может иметь двоякую выпуклость с точкой перегиба, поскольку линейная скорость движения газа v в НКТ вверху выше, чем внизу.

Приведем расчетные кривые возможного распределения давления из работы [8]. Распределение давления по вертикали вычислено на основе формулы (4) при следующих параметрах: температура на устье 301 К (28 °С); температура на забое 346 К (73 °С); = 0,02; критическое давление газовой смеси 4,595 МПа, критическая температура 209 К, относительная плотность газа по воздуху 0,66. Глубина скважины 3000 м. Распределение темпе-ратуры в стволе принималось линейным. Расчеты проводились с учетом изменения коэффициента сжимаемости от давления и температуры по стволу [8].

На рис. 1–3 представлены расчетные графики распределения давления (сплошная линия) для НКТ с внутренним диаметром D = 62 мм при pу = 1 МПа в статике и при разных Qст (400 и 23 тыс. м3/сут), соответственно; сплошная линия соединяет значения pу и pз; пунктир обозначен для визуального контроля характера искривления зависимости.

Линия расчетного распределения давления и прямая линия на всем интервале глубин от 0 до 3000 м проходят очень близко друг к другу, практически сливаясь, в связи с чем графики на рис. 1 и 3 разбиты на верхнюю (а) и нижнюю (б) части.

На рис. 4–6 представлены аналогичные расчетные графики распределения давления для НКТ с внутренним диаметром D = 76 мм при pу = 5 МПа в статике и при разных Qст (500 и 215 тыс. м3/сут) соответственно.

Из приведенных графиков видно, что в статике кривые распределения давления имеют выпуклость в направлении оси y (см. рис. 1, 4). При больших расходах наблюдается обратная выпуклость (см. рис. 2, 5). При промежуточных расходах кривые распределения давления (см. рис. 3, 6) имеют точку перегиба: в верхней части их выпуклость направлена в сторону, противоположную оси y (поскольку вверху линейная скорость газа выше), а в нижней – к оси y (линейная скорость газа ниже).

Приведенные выше результаты аналитических расчетов характера распределения давления в стволе в целом соответствуют результатам, полученным с помощью динамического 3D-моделирования в гидродинамичес-ких симуляторах OLGA, PIPESIM, LedaFlow [9–11]. Расчеты потерь давления в вертикальных стволах добывающих газовых скважин как по формуле Смита и Адамова (4), так и в гидродинамических симуляторах при различных расходах и уровнях средних давлений совпадают.

Наличие кривой распределения давления в стволе с двоякой выпуклостью при наличии точки перегиба – очень тонкий и пока только расчетный эффект. Даже в статике характер поведения кривой распределения давле-ния в стволе неоднозначен и зависит от конкретных условий, состава газовой смеси, относительной плотности газа и характера изменения коэффициента сжимаемости в заданном интервале изменения давлений и температур. С одной стороны, увеличение давления с глубиной приводит к уменьшению расстояния между молекулами газа и повышению плотности, что ведет к появле-нию выпуклости кривой в сторону оси y. С другой стороны, увеличение температуры приводит к обратному эффекту, что подтверждается расчетами. В итоге распределение давления в статике часто может быть весьма близким к линейному.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложены формулы для оценки среднего давления в вертикальном стволе добывающих газовых скважин при больших расходах.

Показано, что график кривой распределения давления в стволе может изменять характер выпук-лости в зависимости от дебита газа, в частности иметь двоякую выпуклость с точкой перегиба.

Выбор концепции обустройства уникальных многопластовых газоконденсатных месторождений, расположенных в экстремальных климатических условиях Арктики при отсутствии развитой инфраструктуры, представляется актуальной задачей. В статье рассмотрен пример решения данной задачи в Группе компаний ПАО «НОВАТЭК», где подобные месторождения служат ресурсной базой для будущих проектов компании.

Поиск оптимального решения по обустройству таких месторождений требует использования комплексных подходов, которые учитывают взаимное влияние всех элементов системы «пласт – скважина – наземные системы сбора и подготовки углеводородов – газоперерабатывающий завод (ГПЗ)» и позволяют: минимизировать капитальные затраты на обустройство; снизить себестоимость добычи, подготовки и транспорта сырья до ГПЗ; обес-печить бесперебойную подачу сырья на ГПЗ; достичь запланированных показателей добычи (продолжительность периода постоянной добычи газа, коэффициенты извлечения углеводородов).

ПРЕДПОСЫЛКИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННОГО ПОДХОДА

Традиционный подход к проектированию разработки и обустройства предполагает сначала прогноз технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей и далее передачу результатов технологам и специалистам по обустройству для последующего проектирования оборудования наземной инфраструктуры (рис. 1а). У такого классического подхода имеется значительное количество недостатков, подробно рассмотренных в работах [1, 2].

Альтернативой традиционному выступает интегрированный подход к проектированию разработки и обустройства месторождения, предполагающий построение комплексной интегрированной модели и решение задачи поиска общего единого решения системы «пласт – скважина – система сбора и подготовки углеводородов». Интегрированная модель – это единая платформа, позволяющая выполнять подключение и осуществлять взаимодействие цифровых моделей скважин, моделей объектов систем сбора, подготовки и внешнего транспорта углеводородов, гидродинамических моделей пластов [1–3].

Реализация интегрированного подхода (рис. 2) предусматривает совместную работу и координацию специалистов различных направлений, таких как гидродинамическое моделирование, технология добычи, геология, разработка месторождений, экономика, в рамках мультидисцип-линарной группы с целью решения задач выбора оптимального заканчивания скважин, расчета оптимальных профилей добычи, оптимизации размещения кустовых площадок и объектов системы сбора и подготовки, расчета оптимальных длин и диамет-ров шлейфов с использованием средств интегрированного моделирования [4].

Построение интегрированной модели актива, проведение совместных расчетов вариантов разработки и обустройства и взаимодействие специалистов различных направлений друг с другом позволяют уже на самой ранней стадии проекта сформировать оптимальную концепцию разработки и обустройства с учетом всех имеющихся неопределенностей и подготовить проект обустройства, который предусмат-ривает реконструкцию промысла на поздней стадии реализации проекта (см. рис. 1б).

ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ

Рассмотрим пример применения интегрированного подхода к выбору концепции обустройства уникального многопластового месторождения Тюменской обл., содержащего 49 продуктивных пластов и более 130 газовых и газоконденсатных пластово-сводовых залежей (рис. 3). Запасы газа месторождения приурочены к трем локальным поднятиям, центральные части которых удалены друг от друга на расстояние 20–30 км. Месторождение отличается сложным геологическим строением.

Продуктивные пласты залегают на глубинах от 800 до 3000 м при начальном давлении от 8 до 30 МПа, при этом наблюдаются значительные отличия по величине пластовых и устьевых давлений скважин эксплуатационного фонда.

Значительная часть залежей – водоплавающие, средняя газонасыщенная толщина пластов составляет <6 м, что предполагает высокие риски осложнений в виде гидратообразования, обводнения продукции и самозадавливания скважин.

Сложные скважины с протяженными горизонтальными участками вскрывают продуктивные пласты с разными фильтрационно-емкостными свойствами (0,001–1,0 мкм2). Содержание конденсата по разрезу меняется от 0 до 150 г/м3.

Проектирование системы сбора скважинной продукции осложнено из-за географического расположения (район с неразвитой инфраструктурой и сложными арктическими условиями) и особенностей рельефа (непростые геокриологические условия, значительные перепады высот – до 50–60 м, развитая система мелких рек и озер). Система сбора продукции представлена коллекторно-лучевой схемой с протяженными участками шлейфов и значительными перепадами высот вдоль трасс трубопроводов, из-за чего высоки риски осложнений в виде образования гидратов и жидкостных пробок в наземных трубопроводах.

Для подготовки продукции в проекте учтены: наличие ГПЗ и необходимость подачи на завод сырья определенного компонентного состава с заданными ограничениями по возможности приема и хранения жидкой фазы; сложная логистика поставок продукции ГПЗ, высокие риски изменения графика поставок, в том числе связанные со сложной ледовой обстановкой.

Месторождение находится на стадии пробной эксплуатации и еще не введено в промышленную эксплуатацию. Разработку запасов газа месторождения планируется осуществлять на истощение. Одной из важнейших задач текущей стадии освоения месторождения выступают выбор концепции системы обустройства и решение классической задачи оптимизации: минимизация капитальных затрат на обустройство и снижение себестоимости добычи (подготовки) внутрипромыслового транспорта сырья до ГПЗ при условии обеспечения высокой надежности поставок сырья, эффективного извлечения углеводородов, наибольшей продолжительности периода постоянной добычи газа и рациональных коэффициентов извлечения.

Проектирование системы обустройства и, соответственно, выбор концептуального решения должны быть выполнены с учетом вышеописанных факторов, характеризующих сложность будущей производственной деятельности в целом.

В процессе реализации интегрированного подхода были построе-ны: гидродинамическая модель месторождения, включающая 49 пластов и более 130 залежей; цифровая гидравлическая модель сети сбора скважинной продукции (>200 км трубопроводов); цифровая модель длинных шлейфов для моделирования температурных режимов трубопроводов, процессов гидратообразования, образования жидкостных пробок; цифровая модель объектов подготовки для моделирования разных концепций подготовки для обеспечения необходимых требований к продукции, поставляемой на ГПЗ; комплексная интегрированная модель всей системы «пласт – скважина – наземные системы сбора и подготовки – ГПЗ».

В результате получено решение с проработкой всех составляющих промысла (рис. 4).

ВЫБОР КОНЦЕПЦИИ ОБУСТРОЙСТВА

В качестве различных сценариев объектов подготовки газа и конденсата на месторождении рассматривалось размещение установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и установок предварительной подготовки газа (УППГ).

Первоначальная, или базовая, концепция обустройства преду-сматривала: сбор и транспорт скважинной продукции цент-рального, южного и северного куполов на УППГ или УКПГ, расположенных на каждом куполе; применение газосборных шлейфов с теплоизоляцией и наземной прокладкой; транспорт продукции с УППГ или УКПГ по наземным или подземным трубопроводам на ГПЗ; применение дожимных компрессорных станций (ДКС) и насосных станций (НС) в составе УППГ или УКПГ для обеспечения требуемых давлений сырья на входе ГПЗ (рис. 5а).

Таким образом, сначала по результатам применения интег-рированного моделирования предстояло выбрать, что именно размещать на куполах для подготовки поставляемой на ГПЗ продукции: УКПГ (комплексная подготовка) или УППГ (предварительная подготовка)? У каждой рассмат-риваемой системы подготовки выявлены свои преимущества и недостатки (рис. 6).

Основные технологические процессы, протекающие на УКПГ и УППГ, следующие: разделение сырья на газовую и жидкую фазы в сепараторе; компримирование подготовленного газа на ДКС (Р = 7,3 МПа на входе в ГПЗ); подготовка нестабильного конден-сата (НК) до остаточного содержания водометанольного раствора (ВМР) 2 мас. %.

В случае применения УППГ планировалось транспортировать газ на ГПЗ по наземным трубопроводам, подавать НК и ВМР на НС с последующим транспортом на ГПЗ и установку регенерации метанола (УРМ).

В случае использования УKПГ основные технологические процессы следующие:

– низкотемпературная сепарация (НТС) с турбодетандерными агрегатами газа при Т = –10 ºС и Р > 4,2 МПа (определяется пропускной способностью газопровода);

– охлаждение газа на станции охлаждения газа до Т = –5 ºС с последующим транспортом на ГПЗ;

– подача НК и ВМР на НС, охлаждение до Т = –5 ºС с последующим транспортом на ГПЗ и УРМ.

На УКПГ применено следующее технологическое оборудование: пробкоуловитель; ДКС, необходимая для обеспечения требуемых параметров работы установки НТС (5 МПа, –10...–30 ºС в зависимости от набора оборудования); установка НТС на базе турбодетандерного агрегата; установка деэтанизации конденсата; компрессорная газов деэтанизации; НС деэтанизированного конденсата; ДКС для обеспечения транспорта сухого газа на ГПЗ.

Основное технологическое оборудование УППГ: пробко-уловитель; ДКС для обеспечения транспорта сырого газа на ГПЗ; НС НК и ВМР.

Вышеуказанные наборы оборудования смоделированы в специальном программном обеспечении для расчета состава газа на входе в ГПЗ во времени при различных режимах эксплуатации завода. С применением цифровой модели длинных шлейфов, позволяющей моделировать температурные режимы трубопроводов, процессы гидратообразования и образования жидкостных пробок, рассчитан сценарий остановки ГПЗ на 2 сут. По данному сценарию определено, что в случае применения УППГ остановка технологических линий завода ведет к быстрому выпадению жидкой фазы в трубопроводах и последующим жидкостным пробкам в местах понижения рельефа местности (рис. 7).

На рис. 8 представлена динамика охлаждения трубопроводов системы сбора на эстакаде при температуре окружающего воздуха –50 ºC и толщине пенополиуретановой изоляции 100 мм. В случае остановки завода на 2 сут наблюдается быстрое остывание трубопровода с +15…+25 до –20…–5 ºС (при этом НТС осуществляется при Т = –10 ºС).

Таким образом, при размещении трубопроводов на эстакадах необходима комплексная подготовка газа с НТС, так как при длине транспортного трубопровода до завода 30 км в условиях сложного рельефа жидкостные пробки будут осложнять эксплуа-тацию промысла и увеличивать потери давления в трубе, снижая длительность периода постоянной добычи газа. Для предотвращения гидратообразования при снижении скорости потока либо остановке в газопровод с сырым газом необходимо подавать метанол. Согласно проведенным расчетам, объем подаваемого ВМР 95 % может достигать 180 м3/сут, а также до 220 м3/сут ВМР необходимо подавать в конденсатопровод с НК при его остановке на 2 сут. В случае применения УППГ при переходе газотранспортной системы в нормальный режим работы будут необходимы пробко-уловители значительной мощности на входе в завод.

ОПТИМИЗАЦИЯ КОНЦЕПТУАЛЬНОЙ СХЕМЫ ОБУСТРОЙСТВА

Следующим этапом работы стала оптимизация концептуальной схемы обустройства.

С применением интегрированной модели сделаны расчеты с различным числом объектов подготовки и оборудования на них, в результате сформирован оптимизированный вариант обустройства с размещением одной УКПГ на центральном и южном куполах месторождения и строительством входных сооружений (ВС) перед ГПЗ, на которые будет напрямую подаваться продукция скважин с северного купола и продукция скважин с УКПГ, которые по оснащенному оборудованию близки к УППГ (см. рис. 5б).

Отличие от первоначального варианта, или результат оптимизации, состоит в снижении: числа УКПГ с 3 до 1; затрат на строительство УКПГ (стоимость УКПГ достигает нескольких десятков млрд руб.); мощностей ДКС; длины промысловых трубопроводов от УКПГ до ГПЗ с 67,2 до 26,6 км.

Несмотря на перечисленные преимущества, у оптимизированного варианта выявлены и недостатки, к которым относятся необходимость строительства ВС перед входом в завод, а также увеличение длины трубопроводов от кустов скважин до УКПГ.

По результатам оценки технико-экономических параметров наиболее привлекательным выглядит оптимизированный вариант обустройства (рис. 9). Его реализация, с одной стороны, приводит к увеличению капитальных затрат на строительство ВС перед входом в ГПЗ (+100 %) и более протяженных трубопроводов и метанолопроводов от кустов до УКПГ (+75 %). Но, с другой стороны, ожидается сокращение общих капитальных затрат на обустройство на 8,2 % за счет снижения: капитальных затрат на строительство объектов подготовки продукции (сокращение числа УКПГ с 3 до 1); мощностей ДКС на 17 %; длины промысловых трубопроводов (на 60 %) и производительности УРМ (на 6 %).

ВЫВОДЫ

Для уникального много-пластового газоконденсатного месторождения, залегающего на значительных глубинах в труднодоступных районах с экстремальными климатическими условиями, задача выбора оптимальной концепции обустройства решена путем применения интегрированного подхода.

Концептуальное проектирование с использованием интегрированного подхода позволило выбрать оптимальный с точки зрения технологии вариант обустройства, который позволит не только осуществлять бесперебойную загрузку ГПЗ в штатном режиме, но и соответствует экономическим параметрам проекта.

Применение интегрированного подхода, в основе которого лежит комплексная интегрированная модель, предоставило возможность предусмотреть инфраструктурные решения, в полной мере соответствующие задачам сбора и подготовки добываемой продукции, при проектировании технологически сложного и дорогостоящего проекта.

29 января в Дуйсбурге (Германия) состоялось очередное, восьмое заседание рабочего комитета Международного делового конгресса «Современные технологии и перспективные проекты нефтегазового комплекса» под руководством заместителя Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелова. В рамках заседания рассматривались современные тенденции в области крупнотоннажного производства сжиженного природного газа. 

Открывая заседание рабочего комитета Международного делового конгресса (МДК), его председатель В.А. Маркелов отметил динамичное развитие рынка сжиженного природного газа (СПГ) и подчеркнул вклад в это направление ПАО «Газпром». Компания последовательно развивает ряд СПГ-проектов, в число которых входит первый в России завод по сжижению природного газа на о-ве Сахалин. Сегодня завод работает с перевыполнением проектной мощности, которая составляет 9,6 млн т/год, строительство третьей технологической линии увеличит производительность предприятия, повысив значимость проекта для стран Юго-Восточной Азии.

В 2019 г. ПАО «Газпром» планирует ввести в эксплуатацию завод по производству, хранению и отгрузке СПГ в районе компрессор-ной станции (КС) «Портовая», ориентированный на поставки сжиженного газа терминалам восточной части Балтийского моря. Один из таких терминалов с регазификационным судном «Маршал Василевский» в январе начал работу в Калининград-ской обл. Также на Балтике в стадию pre-FEED вступили проектные работы по строительству завода «Балтийский СПГ», который станет крупнейшим в регионе. Еще один крупнотоннажный завод СПГ «Газпром» планирует построить на Дальнем Востоке.

Производство в России сжиженного газа также важно для реализации государственной программы развития рынка газомоторного транспорта. Как ее участник «Газпром» предполагает осуществить строительство малотоннажных производственных площадок СПГ на всей территории страны для снабжения сжиженным газом дальнемагистрального автотранспорта наряду с созданием сети заправочных комп-лексов вдоль ключевых автомобильных дорог. Строительство первой подобной криогенной автозаправочной станции началось осенью 2018 г. на трассе М-11 «Москва – Санкт-Петербург». Одновременно с этим ведется работа по созданию железнодорожных локомотивов, использующих СПГ в качестве топлива, и заправочной инфраструктуры для них.

В своем приветствии В.А. Маркелов отметил важность обмена опытом в области технологических решений по созданию заводов, терминалов и систем хранения СПГ. Одним из ключевых направлений исследований в этой области в последние годы стало моделирование «цифровых двойников» этих производственных объектов в целях оптимизации капитально-эксплуатационных затрат. Кроме того, это служит за-дачам минимизации воздействия заводов и терминалов СПГ на окружающую природу.

С приветственным обращением к участникам заседания также обратился представитель приглашающей стороны, исполнительный директор департамента «Производство энергии и газ» компании Siemens AG Виллибальд Майкснер. Глава подразделения Siemens Dresser-Rand в Европе, России и Африке, вице-президент компании Роб Барнс ознакомил аудиторию с производственным потенциалом Siemens в нефтегазовой отрасли. Руководитель отдела проектов СПГ Siemens Italy Джузеппе Сакеро рассказал о технологиях компании для крупнотоннажного производства сжиженного газа. В докладах представителей Siemens были рассмотрены технологии создания «цифровых двойников» на всей цепочке производства СПГ и его поставки потребителям на базе программного обеспечения COMOS, модульные решения для заводов крупно- и среднетоннажного производства, опыт компании в поставках оборудования для завода «Ямал СПГ».

В дальнейшем первая часть заседания была посвящена реализации СПГ-проектов на территории России. Вице-президент по проекту «Балтийский СПГ» компании Shell Сандер Стегенга поделился с участниками заседания информацией о ходе работ по созданию крупнотоннажно завода в Усть-Луге, «определяющего будущее российской индустрии СПГ». Он, в частности, отметил, что в настоящее время в России, входящей в пятерку ведущих поставщиков сжиженного газа в мире, формируются три основных цент-ра производства СПГ: на востоке, западе и в Арктике. Согласно экспертным оценкам, к 2030 г. объем производства сжиженного газа в России увеличится в четыре раза и составит 14 % глобального рынка. Основным производственным комплексом на западе России станет «Балтийский СПГ» – первый крупнотоннажный завод СПГ, который будет получать сырье из Единой системы газоснабжения. Мощность каждой технологичес-кой линии завода составит от 6,5 млн т/год, будет использована российская технология сжижения газа и достигнут максимально высокий уровень локализации производства.

В докладе председателя Комитета исполнительных директоров, главного исполнительного директора компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» Р.Ю. Дашкова рассматривалась интегрированная программа управления производственной эффективностью, основанная на японской модели кайдзен, а также синергический эффект управления отдельными бизнес-процессами в единой системе. Содоклад заместителя начальника Депар-тамента по строительству третьей технологической линии завода СПГ на Сахалине М.Г. Смолина был посвящен актуальным вопросам проектирования и государственных экспертиз комплексов по производству сжиженного газа в РФ: от технического задания до получения разрешения на строи-тельство. Проект повышения производительности сахалинского завода СПГ, помимо строительст-ва третьей технологической линии, потребовал реконструкции газотранспортной системы и строительства нового, второго причала. В настоящий момент проект на стадии FEED направлен на экспертизу, ожидается получение разрешений на строительство.

В своем выступлении начальник управления перспективных технологий Департамента СПГ ПАО «НОВАТЭК» С.В. Руденко рассказал о крупнотоннажном заводе «Ямал СПГ», начавшем работу в декабре 2017 г. Благодаря концепции модульного строительства на заводе сегодня действуют три технологические линии общей проектной производительностью 16,5 млн т/год. Четвертая очередь завода будет использовать в производстве СПГ новую технологию отечественной разработки «Арктический каскад» с применением турбодетандерных установок. Проект завода «Арктик СПГ 2» миновал стадию FEED и вышел на рабочий этап, подписан EPC-контракт на строительство гравитационного основания, началась закупка ключевого оборудования. Запуск первой технологической линии завода планируется осуществить в 2022 г.

Расположение мощностей производства СПГ в Китае на 2017 г. (по данным Zhuo Chuang Information)

МОЩНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА СПГ В ОСНОВНОМ РАСПОЛОЖЕНЫ В СЕВЕРО-ЗАПАДНОМ И СЕВЕРНОМ РЕГИОНАХ КИТАЯ, ВКЛЮЧАЯ ВНУТРЕННЮЮ МОНГОЛИЮ – 20 % И ПРОВИНЦИЮ ШЭНЬСИ – 17 %. ЕЩЕ 17 % – ДРУГИЕ ПРОВИНЦИИ СТРАНЫ.

ЭКСПЛУАТАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ: ОПЫТ ЗАРУБЕЖНЫХ ПАРТНЕРОВ

Во второй части заседания опытом реализации комплексных СПГ-проектов и отдельных их составляющих поделились представители ведущих мировых нефтегазовых и нефтегазосервисных компаний. Генеральный директор департамента развития бизнеса и продаж подразделения технологических установок японской корпорации IHI Такаси Фукуи рассказал о создании крупнотоннажных резервуаров для хранения СПГ. Системы хранения, произведенные IHI Corporation на заводах в Айти и Иокогаме, можно увидеть практически на всех морских терминалах мира.

Планы развития промышленного производства СПГ на заводах в Китае озвучил заместитель генерального директора компании PetroChina Natural Gas Marketing Company Ли Вэй. Первый завод СПГ в Китае, Zhongyuan Green Energy мощностью 38 тыс. т/год, начал свою работу в 2001 г. В настоящее время на территории КНР действует 190 заводов по сжижению природного газа совокупной производительностью около 28 млн т/год. Преимущественно эти заводы расположены на севере и северо-западе страны (см. рис.). Актуальными тенденциями в области производства СПГ в Китае сегодня считаются локализация технологий и оборудования, а также концепция блочно-модульного исполнения.

В своем выступлении директор компании Boskalis Offshore Energy Ханс Дитерен рассказал об инновационных решениях в сфере проектирования и строительства морских терминалов СПГ. Основанная в Нидерландах компания осуществляет полный цикл работ по созданию морских терминалов, включая намыв грунта, углубление фарватера, транспортировку модульного оборудования, буксировку танкеров, загрузку башенного типа и другое. В настоящее время компанией построено и обслуживается пять морских терминалов СПГ на западном побережье Африки, на северо-западе Австралии и в Персидском заливе.

Опытом MAN Energy Solutions в реализации СПГ-проектов поделился управляющий директор компании Энрико Энгхардт. Как ведущий производитель судовых двигателей MAN разработал и успешно реализовал ряд решений по созданию газотопливных танкеров и установок для их бункеровки. Компания также принимает участие в проектах создания крупнотоннажных регазификационных терминалов и газовых электростанций.

Президент компании Schneider Electric по России и СНГ Йохан Вандерплаетсе посвятил свой доклад обеспечению цифровой трансформации СПГ-активов на протяжении их жизненного цикла. Одно из подобных решений компании на базе технологий AVEVA было успешно реализовано при строительстве завода «Ямал СПГ» и позволило сэкономить шесть месяцев на подготовительных работах.

В обзоре мировых тенденций в области крупнотоннажного производства СПГ, сделанном исполнительным вице-президентом по направлению переработки и сжижения природного газа компании Linde AG Маркусом Лангом, говорилось о наблюдающемся дефиците производственных мощнос-тей. Так, при общемировом росте спроса на СПГ для его удовлетворения к 2035 г. необходимо построить 50 новых технологических линий мощностью по 6 млн т/год каждая. Российские СПГ-проекты считаются в компании Linde приоритетными. Помимо проектов «Сахалин-2», «Арктик СПГ 2», «Балтийский СПГ», СПГ-комплекса в районе КС «Портовая», компания участвует в строительстве Амурского газоперерабатывающего завода, в структуре которого также будет организовано технологически необходимое «внутреннее» производство СПГ.

Участники встречи в Дуйсбурге также смогли ознакомиться с работой расположенного здесь испытательного полигона турбо-агрегатов компании Siemens (Mega Test Center). Тема следую-щего, девятого заседания рабочего комитета МДК – «Природный газ как газомоторное топливо будущего: тенденции и перспективы», оно состоится 4 апреля 2019 г. в России в г. Набережные Челны. 22-е Общее собра­ние МДК состоится 30–31 мая 2019 г. в г. Бонне (Германия).

Успешная реализация проектов разработки и выпуска сложных изделий наукоемкой продукции лежит в основе процесса коммерциализации общества и базируется на соблюдении таких условий, как конечные сроки выполнения, прогнозируемое возвращение затраченных средств, минимальные риски, получение прибыли. Инженерам-проектировщикам приходится выстраивать работу в ускоренном темпе, несмотря на давно сложившийся порядок разработки и выпуска продукции.

Современные компьютерные технологии позволяют значительно сократить время разработки изделия, но в ряде случаев вполне реальные к осуществлению проекты по изготовлению сложных изделий могут быть ошибочно признаны невыполнимыми еще на первичной стадии. В связи с чем необходимо подчеркнуть важность экспериментальных методов, поскольку опыт служит как для первичного изучения явления, так и для создания адекватных расчетных схем [1].

Публикация посвящена вопросам разработки аппаратов воздушного охлаждения масла (АВОМ), которые на протяжении длительного периода эксплуатации зарекомендовали себя в качестве надежных маслоохладителей, обеспечивающих работу нагнетателей природного газа и газотурбинных приводов, входящих в состав установок газопромышленного комплекса РФ.

В настоящей статье обсуждаются результаты первого этапа разработки АВОМ с параметрами, схожими с компрессорной установкой, описанной в работе [2], с охлаждающими секциями оригинальной запатентованной конструкции. В ходе первого этапа были применены современные методы разработки и проектирования (Computational Fluid Dynamics и систем автоматизированного проектирования) совместно с натурным экспериментом. Представлены результаты численного эксперимента, прогнозирующего поведение всего изделия в целом, проведенного на основании экспериментальных данных, полученных на стенде при исследовании охлаждающей секции АВОМ.

Следующим этапом стали доводочные испытания полноразмерного АВОМ на стенде-имитаторе при одновременном численном моделировании с целью валидации разработанной на первом этапе математической модели. Получение адекватной модели в перспективе позволит упростить дальнейшую выработку технических решений для АВОМ большей либо меньшей производительности и сократить затраты на их дальнейшую разработку и производство.

Завершающим этапом разработки выступили подконтрольные испытания аппарата в составе компрессорной установки.

Представленный для численного моделирования аппарат изготовлен в соответствии с ключевыми направлениями современных тенденций, таких как применение в составе алюминиевых секций и направляющих потока, системы рециркуляционного режима и системы регулирования. Так, АВОМ состоит из блок-контейнера, в котором установлен маслоохладитель, выполненный из отдельных охлаждающих секций, которые охлаждаются вентиляторами. Численное моделирова-ние процессов теплообмена в АВОМ проводилось согласно алгоритму, представленному на рис. 1.

НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Первый этап представлен натурными испытаниями единичной охлаждающей секции (рис. 2) с целью определения ее тепло-гидравлических характеристик.

Охлаждающая секция выполнена в виде плоской трубы с продольными внутренними каналами прямоугольного сечения, в которых расположены продольные выступы, интенсифицирующие тепломассообмен со стороны вязкости среды. На внешней поверхности трубы выполнены внешние поперечные лепестковые ребра.

Экспериментальный стенд для получения теплогидравлических характеристик охлаждающей секции представлен на рис. 3а, принципиальная схема экспериментального стенда – на рис. 3б.

Стенд представляет собой металлический короб, состоящий из двух участков, на котором закреплены охлаждающая секция (см. рис. 2) и оборудование для измерения температуры масла и воздуха на входе и выходе охлаждающей секции, расхода масла и воздуха, потерь давления мас-ла и воздуха на охлаждающей секции (см. рис. 3а).

Первый измерительный учас-ток (см. рис. 3а, нижняя часть) представляет собой теплоизолированную щель, в которую устанавливается охлаждающая секция, которая своей геометрией обеспечивает равномерный подвод охлаждающего воздуха по длине охлаждающей секции. Геометрия второго участка (см. рис. 3а) способствует равномерному течению воздуха по длине охлаждающей секции. Для обеспечения равных расходов масла по внутренним каналам охлаждающей секции были разработаны и изготовлены методом 3D-печати патрубки из термо-устойчивого пластика.

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Тестовое численное моделирование газодинамических и тепловых процессов в охлаждающей секции проводилось в программном комплексе ANSYS Fluent [3], требуемая сходимость достигнута на 160-й итерации. В результате решения системы уравнений газодинамики и теплообмена для данной расчетной модели получены подробные поля давлений, скоростей и температур по всей области решения. Полное давление отличается от экспериментального на 4 % со стороны воздуха охлаждающей секции и на 2 % – со стороны масла. Тепловой анализ проводился с использованием модели двойной ячейки (dual cell heat exchanger model), которая позволяет моделировать передачу тепла из одного контура теплоносителя в другой. В результате тестового расчета значение теп-ловой мощности отличается от экспериментального на 0,5 %.

По результатам тестового расчета сходимость результатов численного моделирования имитационной модели охлаждающей секции с экспериментальными данными составляет не менее 90 %.

Для разработки расчетной модели АВОМ и моделирования процессов гидродинамики и аэродинамики в среде ANSYS Fluent принято допущение, что в охлаждающих секциях пластинчато-ребристого типа для исключения необходимости описания расчетной сеткой мелких пластин и ребер для данного типа задач используется модель пористого тела, имитирующая падение давления при прохождении масла и воздуха через охлаждаю-щие секции маслоохладителя. При этом используется следующее уравнение [4]:

,                         (1)

где p – давление, Па; x – координата длины, мм; D, C – коэффициенты проницаемости, безразмерные величины; μ – коэффициент динамической вязкости теплоносителя, Н.с/м2; w – локальная скорость теплоносителя, м/с; – плотность теплоносителя, кг/м3.

Интегрируя уравнение (1) по направлению потока, получаем:

∆p = ∆xDμw + 0,5∆xCw2.                 (2)

Результаты интерполяции зависимостей потерь давления от скорости потоков теплоносителей представлены на рис. 4.

Для создания конечно-объемной модели расчетной сетки АВОМ использовался сеточный генератор ANSYS Meshing [5]. Конечно-объемная сетка представлена гибридной сеткой из ~20 000 000 элементов. Максимальный размер ячейки составил 10 мм, минимальный – 1 мм. Для корректного описания всех особеннос-тей геометрии элементов АВОМ применялась опция локального сгущения. В целях описания пограничного слоя потока воздуха пристеночные области расчетной сетки АВОМ описывались призматическими элементами из пяти слоев с коэффициентом роста 1,2. Для описания поверхностей корпуса АВОМ использовалась расчетная сетка с максимальным размером элементов 10 мм. Поверхности, оказывающие принципиальное влияние на процессы теплообмена, например вентиляторы, описывались элементами с максимальным размером 5 мм (рис. 5).

Расчетная модель АВОМ, разработанная в программном комп-лексе ANSYS Fluent [3], включает в себя, помимо расчетной сетки, граничные условия, модели турбулентности, настройки решателя.

Граничные условия на входе и выходе расчетной области контуров внешнего воздуха и масла следующие: изменение скорости и давления; температура и расход; коэффициенты проницае-мости; коэффициенты пористости; модель двойной ячейки для моделирования процесса теплопередачи между контурами внешнего воздуха и масла; частота оборотов вентилятора. Эффективность маслоохладителя задавалась зависимостью от расходов воздуха и масла согласно данным натурных испытаний. Оценка корректности полученных значений тепловой мощности в зависимости от расходов теплоносителей проводилась путем перерасчета значений тепловой мощности в значе-ния коэффициента тепловой мощности (его предельное значение не должно превышать 1), результаты представлены на рис. 6.

Тепловая мощность определялась по формуле [1]:

Q = Gcp.∆Tmax,                               (3)

где Q – тепловая мощность в ядре аппарата, Дж; G – массовый расход теплоносителя, кг/с; cp – удельная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг.°С); ∆Tmax – максимальная разница температур теплоносителя на входе и на выходе секции, °С.

Коэффициент эффективности тепловой мощности, безразмерная величина, вычислен из выражения [1]:

.                                        (4)

Для проведения численного исследования процессов аэродинамики и гидравлики АВОМ использовалась SST-модель турбулентности (c Standart Scalable-пристеночной функцией). Требуемая сходимость и установление постоянных значений основных параметров достигнута на 3000-й итерации.

Некоторые результаты численного моделирования процессов, протекающих в АВОМ, представлены на рис. 7, в частности линии тока внешнего воздуха в АВОМ, проходящие через маслоохладитель (см. рис. 7а). По характеру линий тока видно, что часть потока воздуха равномерно проходит через маслоохладитель, далее направляется в зону вентиляторов, образуя застойные зоны в нижней и верхней задней частях АВОМ (выделены черным овалом на рис. 7а). Данные застойные зоны вызывают несущественные аэродинамические потери, поскольку значения скорости потока воздуха в них не превышают 5 м/с.

Распределение скорости по высоте маслоохладителя имеет однородный характер, кроме участка, расположенного в нижней части маслоохладителя (см. рис. 7б). Наличие участка со значениями скорости ниже среднего определяется влиянием формы и расположения нижнего коллектора. Из рис. 7в следует, что неравномерное распределение температур внешнего воздуха по высоте маслоохладителя привело к неравномерности распределения температуры в АВОМ.

В ходе проведения численного расчета выяснено, что в целях экономии времени и ресурсов существует возможность вносить в математическую модель процесса аэродинамическую характеристику осевого вентилятора, а не моделировать его геометрию. Последнее позволяет значительно экономить время и ресурсы, затрачиваемые на вычислительный процесс. В ходе следующего этапа исследований полноразмерного аппарата и валидации математической модели выявленная особенность будет дополнительно протестирована. Геометрия осевого вентилятора и графики зависимостей потерь давления от расхода внешнего воздуха в ядре теплообменного аппарата и статического давления от расхода внешнего воздуха в вентиляторах продемонстрированы на рис. 8.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В ходе обработки результатов аэродинамического, гидравлического и теплового численного расчета были получены значения основных параметров, произведена предварительная оценка заявленных характеристик АВОМ. При этом выявлено: тепловая мощность на 19 % меньше значения, затребованного техническим заданием; температура масла на выходе из маслоохладителя – на 5 % выше затребованного значения; потери давления – на 52 % ниже значения, заявленного в техническом задании.

Исходя из полученных результатов численного исследования, определен ряд рекомендаций к проектированию АВОМ и дальнейшему численному исследованию на этапе валидации математичес-кой модели. В частности, необходимо:

– установить маслоохладитель с большей площадью теплообмена, для чего добавить в его состав требуемое количество плоско-оребренных охлаждающих секций;

– рассмотреть возможность установки рабочих колес вентиляторов с иной характеристикой, обеспечивающей большую производительность;

– в соответствии с двумя вышеуказанными пунктами следует численно определить рабочую точку оптимальной работы вентиляторов с сопротивлением вновь полученного маслоохладителя;

– пересмотреть конструкцию выходного воздушного клапана (жалюзи), исключив перегородку, частично затеняющую проходное сечение нижнего вентилятора;

– изменить геометрию нижнего коллектора маслоохладителя с целью обеспечения равномерного профиля скорости на входе в охлаждающие секции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Несмотря на все возрастающую роль численных методов в решении технических задач по разработке теплообменного оборудования, сочетающих в себе аспекты теплотехники и гидромеханики, при первичном изучении явления невозможно обойтись без натурного эксперимента, в ходе которого формируются начальные и граничные условия, адекватно конкретизирующие постановку задачи.

В статье рассмотрено численное моделирование АВОМ, основанное на использовании экспериментальных данных, полученных для характерного элемента маслоохладителя – охлаждающей секции.

Предложен метод сокращения времени численного эксперимента за счет замены внесения в математическую модель аэродинамической характеристики вентилятора вместо его пространственной геометрии.

В результате численного моделирования получены рекомендации по улучшению теплогидравлических характеристик маслоохладителя и аппарата воздушного охлаждения в целом.

В настоящее время в ПАО «Газпром» и его дочерних обществах (ДО) и организациях происходит существенное развитие системы управления рис-ками (СУР). За период с 2015 по 2018 г. в ПАО «Газпром» были разработаны и введены следующие нормативно-методические документы в данной области: Политика управления рисками ПАО «Газпром»; Положение о системе управления рисками Группы «Газпром»; рекомендации по разработке регламента взаимодействия участников СУР в ДО и организациях ПАО «Газпром»; Временный классификатор рисков ПАО «Газпром», его ДО и организаций; перечень владельцев (совладельцев) рисков по основным группам рисков корпоративной СУР; методические рекомендации по управлению рисками с использованием качественных оценок; формы и порядок заполнения периодической и годовой отчетности по рискам ДО и организаций ПАО «Газпром» и др.

В ДО и организациях ПАО «Газпром» также разрабатываются и вводятся нормативно-методические документы в области управления рисками. В качестве примера будет рассмот-рена планомерная работа по развитию СУР в одном из дочерних научных обществ (далее – Общество) ПАО «Газпром», начатая в 2015 г. На сегодняшний день в Обществе разработаны и введены следую-щие документы: Политика по управлению рисками Общества; Положение о СУР Общества; Регламент взаимодействия участников СУР Общества; Положение о Комиссии по рискам (КР) Общества; План внедрения и развития СУР Общества; Методика идентификации и качественной оценки основных рисков Общества.

В Обществе также создана необходимая инфраструктура управления рисками: определен состав КР, назначен риск-координатор, проведено закрепление методического обеспечения процесса подготовки отчетности по рискам за Методическим цент-ром ответственности в области анализа рисков (МЦ), определены владельцы и (или) совладельцы основных рисков, организован мониторинг СУР.

До 2015 г. в Обществе работа по управлению рисками велась децентрализовано. Например, службы, отвечающие за корпоративную безопасность, информационное и программное обеспечение, были также ответственными за управление рисками противоправных действий и информационной безопасности; руководители производственных (научных) подразделений отвечали за управление рисками выполнения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) и т. д. При этом не проводилась интеграция рисков, их ранжирование, не составлялся единый реестр и матрица рисков.

За период 2016–2018 гг. проведена планомерная работа по развитию СУР в соответствии с требованиями и рекомендациями ПАО «Газпром». Сегодня рис-ки регулярно идентифицируются, оцениваются с учетом их взаимо-связи. Разрабатывается и реали-зуется план управления всеми основными рисками, проводится их мониторинг, а также оценивается эффективность управления рисками.

Одной из центральных задач, которая была успешно решена в процессе развития СУР в Обществе, стала задача идентификации основных рисков. Данная задача решалась на основе разработанных нормативно-методических документов в полном объеме после создания инфраструктуры управления рисками в Обществе и постановки целей управления ими.

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ

К основным принципам по-строения системы идентификации рисков в ДО предприятия газовой отрасли относятся: принцип приоритетности; принцип ключевых ролей; принцип построения цепочек «факторы – события – последствия».

Принцип приоритетности предполагает установление в процессе управления рисками ДО приоритета рисков невыполнения его обязательств перед другими рис-ками. В соответствии с данным принципом необходимо предусмотреть в ходе идентификации рисков построение классификатора обязательств ДО и возможных последствий их неисполнения вследствие реализации рисков.

Следование данному принципу позволит, прежде всего, направить ограниченные ресурсы ДО на управление рисками, приводящими к невыполнению взятых им обязательств (перед материнской компанией, государственными органами, подрядчиками, кредиторами, персоналом и др.). Это будет способствовать достижению стратегических целей материнской компании. Например, выполняя НИОКР и оказывая услуги для ПАО «Газпром» и его ДО и организаций в разработке научно-технической продукции, Общество тем самым осуществляет научное обеспечение достижения ПАО «Газпром» стратегических целей. Иные риски, в частности связанные со снижением стоимости активов ДО, должны также идентифицироваться, но иметь относительно меньший приоритет перед рисками неисполнения обязательств.

Принцип ключевых ролей предполагает закрепление основных ролей в процессе решения задач идентификации рисков за КР, МЦ, владельцами (совладельцами) рис-ков. Владельцем риска выступает должностное лицо ДО, в зоне ответственности которого находятся меры по предотвращению причин возникновения внешнего или внутреннего риска и (или) меры по снижению вероятности реализации риска или степени воздействия последствий риска.

К функциям КР относятся решение стратегических вопросов, например соответствие разрабатываемой СУР целям и задачам ДО, оценка эффективности построения такой системы, что способствует формированию профессионального суждения относительно значимости рисков, достаточности мероприятий по их снижению и др. Также функции КР включают решение задач координации взаимодействия по рискам как внутри компании, так и вне ее (с материнской компанией и иными ДО). При этом целесообразно, если КР возглавит риск-координатор, а в ее состав войдут представители высшего руководства (заместители генерального директора) или руководители структурных подразделений ДО в связи со стратегическим и координационным характером решаемых в процессе идентификации рисков задач.

К функциям МЦ относится в основном методическое обеспечение процесса идентификации рисков в соответствии с нормативно-методическими документами материнской компании и ДО, включая подготовку проектов отчетных и иных документов, составление планов развития СУР и др. Для решения специфических профессиональных вопросов в состав МЦ могут входить специа-листы со знанием международных и российских стандартов в области управления рисками, нормативно-методических документов по рискам материнской компании.

Владельцы (совладельцы) рис-ков должны быть определены в процессе идентификации рис-ков. Поскольку функции управления рисками после проведения идентификации могут оказаться дополнительными для ряда потенциальных владельцев (совладельцев) рисков и не быть заранее в полном объеме прописаны в их должностных инструкциях, целесообразно максимально привлекать последних к проведению идентификации рисков.

Принцип построения цепочек «факторы – события – последствия» заключается в целесо-образности определения в процессе идентификации рисков, логически и хронологически связанных с рисками событий, их негативных последствий для ДО, перечня причин и факторов рисков.

Выявление причин и факторов рисков, их связи с последствиями реализации рисков необходимо для решения следующих основных задач управления рисками: определение владельцев (совладельцев) рисков; определение уровня управляемости рисков и заполнение матрицы «значимость – управляемость» рисков; оценка эффективности мероприятий по управлению рисками; кодирование рисков в целях последующей их автоматизированной обработки в процессе риск-анализа; определение последствий реализации рисков, вызванных теми или иными причинами и факторами, что облегчает проведение процедуры оценки рисков.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ

В ходе идентификации рисков ДО решаются следующие основные задачи:

1) построение классификатора обязательств ДО и возможных последствий их неисполнения вследствие реализации рисков (Классификатор);

2) определение перечня потенциальных событий, которые могут привести к неисполнению обязательств или ухудшению финансово-экономического положения ДО (Перечень);

3) описание основных потенциальных цепочек «факторы – события – последствия» (Цепочки);

4) разработка анкет для идентификации основных рисков ДО (Анкеты);

5) проведение анкетирования и анализ полученных результатов в целях идентификации основных рисков ДО;

6) построение матрицы закреп-ления ответственности за риски ДО (Матрица);

7) разработка реестра основных рисков (Реестр), который, как и другие разрабатываемые до-кументы отчетности по рискам ДО, должен быть актуализирован по результатам мониторинга рисков.

В Обществе вышеперечисленные задачи № 1–3 решались последовательно специалистами МЦ методом «мозгового штурма» [1]. Первоначально составлен перечень из 25 потенциальных событий. Полученные результаты решения задач № 1–3 рассмотрены КР, в результате чего из перечня удалены некоторые события ввиду их несущественного влияния на цели и задачи Общества. Разработанные специалистами МЦ анкеты (задача № 4) разосланы всем руководителям структурных подразделений. В ходе анкетирования определены владельцы (совладельцы) рисков, уточнены формулировки наименований некоторых рисков, а также определены возможности управления рисками. Основные результаты решения задач № 4–7 (реестр, матрица) согласованы КР.

Продолжительность выполнения процесса идентификации рисков составила около семи недель. При этом были задействованы: два специалиста МЦ (~25 % рабочего времени затрачено на проведение идентификации рис-ков, получение фактических данных выполнения процесса идентификации основных рисков Общества, относящихся к периоду идентификации рисков Общества); руководители структурных подразделений (~2 %); шесть членов КР (~3 % рабочего времени). В хо-де последующего мониторинга рисков актуализация полученных ранее результатов идентификации рисков заняла существенно меньше времени (около 1 нед).

Разработка процедуры идентификации рисков ДО выступает частью процесса управления рис-ками. Так, согласно Положению о системе управления рисками Группы «Газпром» вышеупомянутая процедура в ДО должна быть разработана на этапе формирования внутренней среды. Процесс идентификации основных рисков дочернего предприятия целесо-образно выстроить в соответствии с требованиями нормативно-методических документов материнской компании и вышеперечисленными принципами. Вариант построения такого процесса представлен в табл. 1.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ РИСКОВ

Структура Общества состоит из следующих основных блоков: производственный блок (поскольку основная производственная деятельность ДО заключается в проведении научно-исследовательских работ и оказании услуг, к данному блоку относятся научные подразделения, занимающиеся проведением НИОКР и оказанием услуг для ПАО «Газпром», его ДО и организаций, а также сторонних компаний); финансовый блок (подразделения, выполняющие планово-финансовые и бухгалтерские функции, а также функции конкурентных закупок); административно-управленчес-кий блок (подразделения, выполняющие функции управления персоналом, хозяйственные функции, а также подразделения, отвечающие за информационное и программное обеспечение); блок дирекции (генеральный директор и его заместители).

Идентификация рисков в Обществе полномасштабно была проведена в 2016–2017 гг. в соответствии с вышеизложенными принципами и процессом, представленным в табл. 1. Обучение специалистов процессам риск-менеджмента не потребовалось. К моменту начала идентификации в Обществе существовало структурное подразделение (МЦ), специалисты которого имели определенный опыт анализа рисков предприятий.

Классификация обязательств Общества. По признаку «Контр-агенты» обязательства Общества могут быть перед государст-венными органами (налоговые органы, пожарная и трудовая инспекции), учредителя-ми (ПАО «Газпром»), заказчиками (ПАО «Газпром», ДО ПАО «Газпром», прочие заказчики, не входящие в Группу «Газпром»), персоналом, прочими контрагентами (подрядные организации по договорам, поставщики продукции (услуг), кредиторы, иные контрагенты).

По функциональному признаку обязательства Общества разделяются следующим образом: уплата налогов и сборов, соблюдение налогового законодательства РФ; соблюдение законодательных требований в области охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности РФ; соблюдение трудового законодательства РФ; своевременное и качественное проведение НИОКР; исполнение утвержденного бюджета; качественное и своевременное выполнение договорных обязательств, включая соблюдение режима «Коммерческая тайна», перед ПАО «Газпром», его ДО и организациями, прочими заказчиками, поставщиками, подрядными организациями, кредиторами и иными контрагентами; исполнение коллективного договора перед персоналом, обязательств в отношении оплаты и безопаснос-ти труда, социальных гарантий.

Классификация основных последствий невыполнения обязательств Общества. Вследствие реализации ряда причин и факторов обязательства Общества могут оказаться не выполненными в установленные сроки или в полном объеме. Невыполнение обязательств может привести к негативным финансово-экономическим последствиям для Общества, представленным в табл. 2.

Пример идентификации факторов риска. Одним из выявленных в ходе идентификации существенных рисков Общества считается риск задержки выполнения работ (оказания услуг). Используя опыт риск-анализа, анализируя отчеты о производственно-хозяйственной деятельности Общества за последние три года, ряд нормативно-методических документов, специалисты МЦ выявили 14 основных факторов данного риска, в частности: длительный период заключения договоров без изменения сроков в календарном плане работ; сложности в получении исполнителем предусмотренных техническим заданием исходных данных, необходимых для выполнения работ; неоднозначность трактовки положений технического задания заказчиками и исполнителями работ; заключение одновременно нескольких крупных договоров, выполняемых одними и теми же исполнителями работ. Также выявлены: переход части ключевых сотрудников (исполнителей договоров) в другие организации; привлечение сотрудников (исполнителей договоров) к другим приоритетным работам; недостаточная квалификация исполнителей работ; задержки предоставления результатов работ соисполнителями; изменение требований заказчиков к результатам работ, в том числе в связи с увольнением или переходом в другие подразделения основных представителей функционального заказчика. Отмечены: недостаточное, с точки зрения заказчиков, качество выполненных Обществом работ; появление на этапе сдачи результатов работ дополнительных согласований с заинтересованными структурными подразделениями ПАО «Газпром»; длительные перио-ды рассмотрения и согласования результатов работ по причине высокой загрузки представителей заказчиков и большого количест-ва согласующих лиц; изменение форм, состава и порядка представления договорной и отчетной документации; изменения в федеральном законодательстве или в нормативных актах, влияющие на содержание и объем выполняемых работ.

Аналогичная работа была проведена по выявлению факторов других основных рисков.

Пример описания основных цепочек «факторы – события – последствия» и матрицы закреп-ления ответственности за риски. В результате идентификации основных рисков построено более 60 потенциально возможных цепочек. Указанные цепочки строились на основе бизнес-процессов по видам деятельности Общества.

В качестве примера рассмот-рим идентификацию основных рисков для бизнес-процесса «Выполнение НИОКР Обществом». Данный бизнес-процесс состоит из следующих подпроцессов: заключение Обществом (исполнителем) договора на НИОКР с заказчиком ПАО «Газпром»; уточнение исполнителем положений технического задания с функцио-нальным заказчиком; заключение исполнителем договоров с субподрядчиками (соисполнителями); сбор исполнителем исходных данных, в том числе данных, предоставляемых функциональным заказчиком; подготовка исполнителем первой редакции отчетных материалов на основе фактически собранных исходных данных; передача исполнителем первой редакции отчетных материалов функциональному заказ-чику; сбор исполнителем за-мечаний от функционального заказчика, заинтересованных подразделений администрации ПАО «Газпром» и ДО; подготовка исполнителем окончательной редакции отчетных материалов и сводки замечаний; передача исполнителем окончательной редакции отчетных материалов функциональному заказчику; согласование исполнителем окончательной редакции отчетных материалов с функциональным заказчиком и заинтересованными подразделениями администрации ПАО «Газпром»; подготовка актов и другой документации для сдачи НИОКР; согласование актов и другой документации для сдачи НИОКР с функциональным заказчиком и заказчиком ПАО «Газпром»; оплата работ исполнителя заказчиком ПАО «Газпром»; оплата работ субподрядчиков исполнителем.

Таким образом, для одного бизнес-процесса «Выполнение НИОКР Обществом» выявлено 14 подпроцессов, на каждом из которых возможны риски задержек сроков или других осложнений.

Пример одной из таких цепочек для риска «Задержка выполнения работ (оказания услуг), выполняемых Обществом», вызванного неоднозначностью трактовки положений технического задания на выполнение НИОКР, сложностями в получении исходных данных, изменениями требований заказчика к результатам работ, представлен на рисунке.

На основе разработанных цепочек построены анкеты для руководителей структурных подразделений Общества.

Достаточно сложной задачей, потребовавшей большого числа согласований, стала разработка матрицы. Вышеуказанные цепочки, построенные и согласованные с КР и руководителями структурных подразделений, существенно помогли решить данную задачу. В итоге процесс установления владельцев (совладельцев) рис-ков занял примерно три недели.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассмотренные в статье подходы к построению системы идентификации рисков предприятия успешно применены на практике в одном из ДО ПАО «Газпром» на протяжении 2015–2018 гг. В ходе проведения идентификации рис-ков Общества разработаны соответствующие классификаторы, перечень событийных цепочек, реестр рисков, матрица закрепления ответственности за риски. По результатам идентификации рис-ков выполнено кодирование основных рисков и заполнены определенные разделы отчетности по рискам для ПАО «Газпром» (разделы, связанные с результатами идентификации рисков). Выполненные работы по идентификации рисков способствовали тому, что в ходе управления рисками Общества с использованием предложенной системы идентификации рисков своевременно выявлены все существенные риски, разработан и реализован план управления ими. Это позволило Обществу в непростых экономических условиях выполнить все имеющиеся обязательства, в том числе перед ПАО «Газпром», заложить фундамент устойчивого развития на последующие годы.

К достоинствам предложенных подходов к построению системы идентификации рисков можно отнести: полное представление об основных рисках, их факторах и последствиях у руководства компании в каждый момент времени, что способствует эффективному планированию и расходованию ограниченных ресурсов на управление рисками; соответствие предлагаемой системы идентификации рисков целям и задачам ДО и материнской компании.

Внедрение системы идентификации основных рисков в ДО может сопровождаться определенными издержками: на отвлечение части сотрудников ДО от основной работы на некоторое вполне определенное время или привлечение к рассматриваемой деятельности новых сотрудников (специализированной организации); на обучение ряда руководителей и назначенных сотрудников структурных подразделений (блоков) основам риск-менеджмента.

Рассмотренные подходы к построению системы идентификации рисков ДО приводят к выявлению всех существенных и критических для предприятия рисков, установлению владельцев основных рисков, что позволяет впоследствии разработать и своевременно реализовать план мероприятий по управлению рис-ками, выполнить обязательства и существенно снизить непредвиденные потери.

Вышеуказанные подходы могут быть успешно адаптированы к другим ДО ПАО «Газпром» и использованы в иных нефтегазовых компаниях. Для адаптации потребуется провести анализ текущего состояния управления рисками в ДО, а также при необходимости актуализировать принципы и отдельные решения рассмотренных выше семи задач идентификации рисков.

Таблица 1. Процесс идентификации основных рисков дочернего предприятияTable 1. Identification process of the main risks of the subsidiary

Таблица 2. Финансово-экономические последствия для Общества в случае невыполнения обязательствTable 2. Financial and economic implications for the Company in the case of default on obligations

ОПЫТ РАБОТ ПО БУРЕНИЮ НА ШЕЛЬФЕ РФ

Особенность континентального шельфа России состоит в том, что 75 акваторий расположено в северных и арктических райо-нах, покрытых льдами, что создает дополнительные трудности для промышленного освоения месторождений углеводородов. Сложные гидрометеорологичес-кие условия создают значительные трудности для проведения работ в море по строительству и эксплуатации нефтегазопромысловых объектов. Основными из этих факторов выступают низкие температуры, ветер, волнение, течения, ледовый покров и др. При этом ледовая обстановка может непрерывно меняться, и ее трудно прогнозировать.

Для более полного охвата значительных площадей нефтегазоносности при разработке месторождений широко применяется строительство скважин с большим отходом от вертикали. Главное преимущество использования таких скважин при разработке месторождений заключается в том, что это наиболее экономически эффективное, экологичное решение, позволяющее обеспечить охват залежи и отбор углеводородов.

Разработка новых морских мес-торождений является более капиталоемкой, чем наземных (на глубине 30 м стоимость разработки примерно в 3 раза выше, чем на суше, а на глубине 300 м – в 8–10 раз), в связи с чем актуально снижение капитальных затрат за счет применения новых технологий бурения.

В настоящий момент применение новых технологий ограничивается техническими возможностями существующего флота буровых установок. В России имеется всего несколько морских буровых установок, технические характеристики которых позволяют бурить скважины глубиной свыше 6 тыс. м.

Считается, что более доступные ресурсы газа и нефти континентального шельфа России сосредоточены на шельфах западно-арк-тических морей: Баренцева, Печорского и Карского (рис. 1). В настоящее время здесь открыто девять крупных и уникальных по запасам месторождений газа (Штокмановское, Русановское, Ленинградское, Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Ледовое, Лудловское, акваториальные части Харасавэйского и Крузенштерновского месторождений), а также четыре мес-торождения нефти (Приразломное, Медынское-море, Долгинское, Варандей-море).

Из числа перспективных объектов прогнозируется открытие еще не менее 28 крупных и уникальных месторождений углеводородов. С учетом этого до 2030 г. основные объемы поисково-разведочных работ ПАО «Газпром» планирует сосредоточить именно на шельфе арк-тических морей.

При освоении Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря ПАО «Газпром нефть» предусматривает ввод в эксплуа-тацию 32 скважин.

Месторождение Приразломное пока является единственным введенным в эксплуатацию на российском Арктическом шельфе. Извлекаемые запасы нефти оцениваются более чем в 70 млн т, а поставка нефти на мировой рынок начата в апреле 2014 г.

Дочерняя компания ПАО «Газпром нефть» – ООО «Газпромнефть-Сахалин» осуществила при помощи самоподъемной буровой установки GSP Saturn бурение разведочных скважин на Долгинском нефтяном месторождении в Печорском море. По данным ПАО «Газпром нефть», извлекаемые запасы месторождения оцениваются более чем в 200 млн т.

Одним из первоочередных объектов интереса ПАО «Газпром» на шельфе является группа месторождений южной части Карского моря, Обской и Тазовской губ (рис. 2). Первым к освоению предполагается месторождение Каменномысское-море, ввод которого в эксплуатацию намечен на 2025 г. с использованием стационарной ледостойкой платформы, а в дальнейшем будут установлены еще три ледостойких блок-кондуктора.

После освоения месторождения Каменномысское-море (рис. 3) планируется освоение запасов Северо-Каменномысского месторождения, затем Обского и Семаковского. Таким образом, согласно существующим планам ПАО «Газпром» на этих участках понадобится не менее пяти комплектов бурового оборудования класса 8 в соответствии с ГОСТ 16293–89 [1] (глубина бурения до 6500 м с учетом отхода от вертикали).

В настоящее время ПАО «НК «Роснефть» пока бурит скважины совместно с иностранными партнерами. Летом 2016 г. были пробурены две разведочные скважины на участках Лисянский и Магадан-1 в Охотском море с помощью полупогружной буровой установки (ППБУ) Nanhai-9, законтрактованной у китайской компании China Oilfield Services. По результатам бурения нефти обнаружено не было. Бурение в Карском море на структуре Университетская-1 отложено на неопределенный срок, поскольку партнер ПАО «НК «Роснефть» по бурению – Exxon Mobil не может участвовать в проекте из-за санкций.

В июне 2016 г. на месторож-дении имени В. Филановского в Каспийском море компания ПАО «ЛУКОЙЛ» начала бурение первой эксплуатационной скважины. За последние 25 лет это месторождение является крупнейшим из открытых на российском шельфе. Первая пробуренная поисковая скважина дала приток нефти дебитом более 800 т/сут. Извлекае-мые запасы нефти оцениваются в 128 млн т, а природного и попутного газа – более 41 млрд м3.

Кроме месторождения имени В. Филановского ПАО «ЛУКОЙЛ» ведет добычу также на нефтегазоконденсатном месторождении имени Ю. Корчагина и планирует в ближайшее время начать освое-ние месторождения Ракушечное в северной части Каспийского моря. В 2014 г. ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» в результате бурения с принадлежащей ООО «Газпром флот» самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) «Арктическая» открыло четыре новых месторождения на шельфе Балтийского моря, запасы которых оцениваются в 28,2 млн т нефти. В 2016–2017 гг. компания провела бурение поисково-оценочных скважин еще на четырех перспективных структурах с прог-нозными ресурсами 32,3 млн т. ПАО «ЛУКОЙЛ» планирует начать освоение открытых месторождений и пробурить 47 скважин.

ПЛАНЫ РАЗВИТИЯ РАБОТ НА ШЕЛЬФЕ РФ И ИМЕЮЩИЙСЯ ПАРК ПБУ

В выступлении заместителя Министра энергетики РФ на конференции «Арктика-2016» в феврале 2016 г. было сказано о достижении к 2035 г. уровня добычи нефти в Арктике 31–35 млн т, а в це-лом на шельфе – 50 млн т/год. На шельфе должно добываться не менее 10 % всего газа в стране (общая добыча газа в стране составит 821–885 млрд м3).

В Арктических морях – Баренцевом, Печорском и Карском (включая заливы и губы) – открыто 25 месторождений нефти и газа, самые значительные из них, имею-щие промышленное значение, представлены в табл. 1.

Буровое оборудование, устанавливаемое на стационарных платформах, с которых будет вес-тись бурение эксплуатационных скважин, должно соответствовать характеристикам конкретной залежи. Технические параметры бурового оборудования должны обеспечивать бурение наклонных и горизонтально-разветвленных скважин с большим отходом от вертикали. Поэтому, учитывая наличие в конструкции скважин горизонтальных участков большой длины с отходом от вертикали до 3500 м, для стационарных ледостойких сооружений месторождений Каменномысское-море и Северо-Каменномысское нужны буровые установки, относящиеся по своим техническим параметрам к 8-му классу по ГОСТ 16293–89 [1] (табл. 2), с обес-печением надежной работы оборудования в жестких условиях Крайнего Севера. С учетом ведущихся работ по проектированию обустройства месторождений в Обской губе необходимость создания этого типа буровых установок актуальна уже в настоящее время.

Для освоения месторождений Арктического шельфа, глубина залегания которых находится в пределах от 400 до 7000 м, а отход от вертикали при бурении скважин может составить до 6300 м, обоз-начается реальная перспектива разработки плавучих полупогружных и самоподъемных платформ с размещением на них буровых установок 9-го класса с условной глубиной бурения до 8000 м.

Программами развития морс-кой добычи углеводородов на шельфе Российской Федерации были определены ориентировочные потребности в морских нефтегазовых сооружениях до 2030 г., а именно следующие объекты: ледостойкие стационарные платформы (ЛСП) – 11 шт., ППБУ – 1 шт., СПБУ – 7 шт., мобильные ледостойкие буровые установки – 2 шт., буровые суда – 1 шт.

Очевидно, что успешная деятельность по всем этим взаимо-зависимым и взаимодополняю-щим направлениям возможна только в рамках Государственной программы, выполнение которой должно находиться под контролем Правительства РФ. Одним из практических результатов реализации программных мероприятий должно стать создание новых образцов техники и технологий для обеспечения разведки и эксплуа-тации месторождений Арктичес-кого шельфа, учитывающих его уникальные природно-климатические особенности.

Сейчас компании РФ имеют в наличии для работы на шельфе 24 платформы, оснащенных буровыми станками: 10 гравитационных, совмещающих бурение и добычу, и 14 плавучих буровых платформ различных типов, предназначенных для строительства и заканчивания скважин.

Из 14 плавучих буровых платформ пять (2 СПБУ, 2 ППБУ, 1 погружная платформа) принадлежат ООО «Газпром флот», дочерней структуре ПАО «Газпром», еще две буровые установки (СПБУ и буровое судно) находятся в собственности у АО «Арктикморнефтегазразведка», дочерней компании АО «Зарубежнефть». Три СПБУ есть у ООО «Буровая компания «Евразия» на Каспийском море и четыре СПБУ – у ГУП РК «Черномор-нефтегаз» на Черном море.

Что касается стационарных добычных платформ с буровыми станками, то они расположены в следующих районах:

– платформы «Моликпак», «Пильтун-Астохская-Б» и «Лунская-А» (Сахалин-2, ПАО «Газпром», оператор Sakhalin Energy);

– платформы «Беркут» и «Орлан» (Сахалин-1, ПАО «НК «Роснефть»);

– нефтедобывающая платформа «Приразломная» в Печорском море (ООО «Газпром нефть шельф»);

– платформа D-6 на Кравцовском месторождении Балтийского моря (ПАО «ЛУКОЙЛ»);

– три ЛСП на месторождениях имени Ю. Корчагина и имени В. Филановского в Каспийском море (ПАО «ЛУКОЙЛ»).

Большинство имеющихся у российских компаний морских платформ и плавучих буровых установок либо закуплено за рубежом, либо построено с большим участием зарубежных компаний.

Учитывая, что от принятия решения об освоении месторождения в Арктике до начала промышленной добычи на нем может пройти 7–10 лет и более, необходима опережающая разработка экономически оправданных технологий и образцов новой техники, способных обеспечить безопасную и эффективную добычу нефти и газа.

ВОПРОСЫ КОМПЛЕКТАЦИИ ШЕЛЬФОВЫХ УСТАНОВОК БУРОВЫМИ КОМПЛЕКСАМИ

Наряду с такими характе-ристиками, как высокая производительность и надежность, при обустройстве морских месторождений на первый план выходят требования по снижению массогабаритных парамет-ров оборудования, его блочно-модульному исполнению, приспособленности к работе при низких температурах и морским условиям. В связи с тем, что реально планируется к строительству в ближайшие годы не более 5–6 морских буровых установок всех типов, производство буровых комплексов для них на этом этапе будет мелкосерийным.

При определении перспективного параметрического ряда основного бурового оборудования учитываются технические параметры оборудования, установленного на объектах, построенных в России в период с 2005 по 2015 г. (табл. 3). Как видно из табл. 3, все российские буровые платформы, построенные в последнее время, укомплектованы зарубежным буровым оборудованием.

Буровым оборудованием, произведенным на предприятиях СССР, были укомплектованы плавучие буровые установки и стационарные платформы, построенные на отечественных заводах в 1970–1980-х гг. Всего в то время было разработано и изготовлено 38 комплектов бурового оборудования для оснащения всех основных типов морских буровых установок (в основном для разведки прибрежных месторождений). Для комплектации СПБУ было выпущено 12 комплектов оборудования, 7 комплектов бурового оборудования для оснащения полупогружных буровых платформ, для стационарных буровых платформ было изготовлено 18 комплектов оборудования. Наиболее сложным образцом отечественной морской техники того времени стал комплект оборудования для бурового судна «Газпром-1», постройка которого завершилась только к 1998 г.

В начале 1990-х гг. производство отечественных морских буровых комплексов практически остановилось. Все потребности в буровом оборудовании для морс-ких платформ удовлетворялись за счет импорта. Многим отечест-венным предприятиям, производящим буровое оборудование, пришлось бороться за выживание в условиях отсутствия средств на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы и технологическое развитие.

По данным Минэнерго, на импортное оборудование сегодня приходится 60 % и более рынка нефтегазового и нефтедобывающего оборудования (рис. 4).

По плану, разработанному в Минэнерго, к 2020 г. Россия должна снизить долю импорта оборудования в нефтегазовом комплексе как минимум с 60 до 43 %. Поэтому в решении вопросов создания современного бурового оборудования для морских буровых установок необходимо опираться на производственные возможности отечественных производителей, которые ранее имели опыт в создании нескольких модификаций оборудования для использования на морских платформах.

Сегодня ООО «Уралмаш НГО Холдинг» является, по существу, единственным крупным предприятием, которое заявляет, что его буровое оборудование может быть использовано при определенных доработках на морских платформах.

В последнее время ООО «Уралмаш НГО Холдинг» и другие производители ведут работы по созданию отечественных систем верхнего привода (СВП) грузоподъемностью 160–400 т. Начато промышленное производство электрических верхних приводов СВП 320 ЭЧР грузоподъемностью 320 т.

В ПАО «Ижнефтемаш» ведутся работы по выпуску отечественного ключа-робота, способного заменить импортируемые аналоги. Ряд отечественных пред-приятий занимается производством и поставкой буровых установок для наземных месторождений: ООО «Уралмаш НГО Холдинг», ООО «Бентек», ПАО «Буланашский машиностроительный завод».

Единственным способом, позволяющим избежать пессимистичес-кого сценария развития событий в российской нефтегазовой отрасли, является всемерное ускорение разработок новой оффшорной техники, оборудования и материа-лов в сочетании с немедленным их внедрением в серийное производство. Эти меры должны быть дополнены скорейшим выходом ведущих российских производителей этого оборудования на рынок морских проектов.

По результатам изучения возможностей потенциальных российских производителей оборудования, предназначенного для морского бурения, в том числе электроприводного, можно сделать вывод о том, что в настоящее время наибольший положительный опыт имеет ООО «Уралмаш НГО Xолдинг», работающее сов-местно с ООО «Электротехническая промышленная компания». «Уралмаш НГО Холдинг» в 2012 г. изготовил береговую буровую установку «Арктика» с грузоподъемностью на крюке 400 т с частотно-регулируемым приводом. В составе этой установки частично использованы элементы зарубежного производства.

Остальные компании, производящие отдельные виды бурового оборудования, на базе имеющегося опыта по производству оборудования для наземных буровых установок могут освоить производство подобного оборудования и для морских буровых установок. При этом должна быть рассмотрена необходимость модернизации имеющегося производственного оборудования в целях обеспечения выпуска механизмов и комп-лектующих изделий с требующимися характеристиками.

В настоящее время в рамках научно-исследовательской работы проведена подготовка программы создания отечественного оборудования для комплектации буровых комплексов морских платформ. Разработаны технические требования на создание оборудования для буровых комплексов, которые должны будут работать на морских буровых установках.

Заложенные в технические требования характеристики бурового оборудования соответствуют мировым тенденциям развития этого класса техники и учитывают основные требования российских потребителей. Их выполнение должно обеспечить высокий технический уровень и конкурентоспособность по сравнению с оборудованием иностранного производства. Совместно с потенциальными производителями бурового оборудования в России проработаны мероприятия, осуществление которых необходимо для организации производства с учетом обеспечения высокого качества производимого оборудования и достижения ценовых показателей, не превышающих соответствующего ценового диа-пазона иностранных аналогов.

При разработке программы состав подлежащего освоению бурового оборудования определялся, исходя из необходимости создания завершенного комп-лекта основного бурового оборудования с системами электроснабжения и управления, который обеспечивал бы возможность эффективного функционирования бурового комплекса в условиях автономного размещения на морс-кой буровой платформе.

В связи с актуальностью освоения ряда месторождений Арктичес-кого шельфа Российской Федерации, в частности месторождений Обской губы и Приямальского шельфа, представляется целесообразным глубоко проработать проблемы, связанные с созданием бурового оборудования класса 8 (нагрузка на крюке 400–450 т). При этом нужно обеспечить возможность его максимальной межпроектной унификации с намечаемым к разработке на следующем этапе комплектом бурового оборудования класса 9 для СПБУ и ППБУ.

Постоянный рост требований к повышению производительности буровых установок определяет необходимость их оснащения индивидуальными регулируемыми электроприводами основных исполнительных механизмов. В последнее время ведущими электротехническими компаниями освоена серийная комплектная поставка электрооборудования для буровых установок на переменном токе с частотно-регулируемыми электроприводами и асинхронными короткозамкнутыми приводными электродвигателями. В настоящее время отмечается тенденция применения в буровых установках электроприводов напряжением 690 В переменного тока.

ВЫВОДЫ

Таким образом, можно сделать принципиальный вывод о том, что решение стратегической задачи по созданию комплекта отечественного морского бурового оборудования на базе имеющегося опыта и технологических возможностей отечественных производителей выполнимо, но требует комплексного подхода. В рамках разработки упомянутой выше программы создания отечественного оборудования для комплектования буровых комплексов морских буровых установок намечены возможные сроки создания оборудования и определен перечень необходимых технологических усовершенствований производства с оценкой их стоимости. При этом в первую очередь необходимо рассмотреть вопросы разработки и освоения производства буровых комплексов для морских платформ, работы по созданию которых уже начаты или реально планируются в ближайшие годы.

Для того чтобы нужные комплекты бурового оборудования были созданы в срок, необходимо своевременно развернуть фронт опытно-конструкторских работ по всем основным элементам буровых комплексов, что потребует как мобилизации собственных средств разработчиков и изготовителей оборудования, так и целенаправленных внешних инвестиций со стороны потенциальных потребителей и государственного бюджета.

Таблица 1. Месторождения западной части Арктического шельфа РФTable 1. Fields of the western part of the Arctic shelf of the Russian Federation

Таблица 2. Стандартный параметрический ряд буровых установок по ГОСТ 16293-89 [1]Table 2. Standard parametric series of drilling rigs according to the State Standard GOST 16293–89 [1]

Таблица 3. Основные характеристики бурового оборудования и изготовителиTable 3. Main characteristics of drilling equipment and manufacturers

Примечание. 1 – NOV, США; 2 – Indrill Int., США; 3 – Drillmec, Италия; 4 – Aker, Норвегия.Note. 1 – NOV, USA; 2 – Indrill Int., USA; 3 – Drillmec, Italy; 4 – Aker, Norway.

В основу оценки экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) положены изменяющиеся процессы производственно-хозяйственной деятельности в виде реальных денежных потоков (ДП), которые обычно представляются суммой трех потоков: инвестиционного, операционного, финансового. Назначение и распределение денежных потоков при эксплуатации ПХГ проводится по различным направлениям.

Инвестиционный ДП возникает в процессе производственной деятельности, если необходимо приобретение основных средств, бурение дополнительных скважин и др. В этом случае разрабатывается инвестиционный проект или несколько проектов дальнейшего развития.

При распределении средств в ПАО «Газпром» для принятия решения о финансировании инвестиционных проектов одним из критериев выступает внутренняя норма рентабельности, или внутренняя норма доходности (ВНД). Этот показатель дает возможность сравнить прибыльность проекта создания и эксплуатации ПХГ с альтернативной стоимостью капитальных вложений, принятой в отрасли.

Для расчетов показателя ВНД принимаются требования по доходности инвестиций, когда значение данного показателя соответствует или превышает 12 % [1, 2]. В проектах с более низкой ВНД по сравнению с установленным уровнем решение о финансировании принимается, исходя из технологической необходимости (например, обеспечение надежности газоснабжения и безопасности эксплуатации объекта) [3].

Операционный ДП представляет текущие затраты, изменение которых связано с производственной деятельностью (хранение, закачка и отбор газа) Общества, осуществляющего эксплуатацию ПХГ (ООО «Газпром ПХГ»). Структура операционных ДП практически стандартна для всех ПХГ. Вместе с тем величина значений при распределении затрат не постоянна.

Распределение затрат на эксплуатацию ПХГ нацелено на определение экономически обос-нованной величины затрат, необходимых ООО «Газпром ПХГ» и его филиалам (региональным управлениям подземного хранения газа) в текущем периоде для оказания услуг по хранению газа [4–6]. Изменения операционных затрат в первую очередь зависят от технологических показателей, роста цен и тарифов на отдельные виды материалов и энергии, налоговых и других отчислений.

Финансовый ДП – это банковские операции (кредиты, отчисления в различные бюджетные организации, арендные отношения, выплата амортизации), распределение прибыли, выплата дивидендов и др. Финансовая деятельность отдельного филиала зависит от места подключения к газотранспортной системе, структуры управления.

Суммарное положительное сальдо трех ДП отражает успешное развитие предприятия, а отрицательное сальдо – риск потери прибыли (убытки) и возможную ликвидацию. Отрицательные результаты (отрицательное сальдо) по действующим ПХГ связаны в основном со следующими факторами: заниженные тарифные ставки или их отсутствие; завышенные текущие издержки; изменение режимов закачки и отбора газа (отклонение от проектных показателей); изменения погодных условий; невозможность учас-тия в коммерческой деятельнос-ти; инфляционные процессы.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПХГ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Современные динамические природно-климатические и геоэкономические (внешние) условия функционирования объектов ПХГ диктуют необходимость преду-сматривать в проектных технологических документах особый подход при прогнозировании эксплуатации газовой залежи в форс-мажорных обстоятельствах. При этом, как следствие, в последнее время наблюдается некоторый диссонанс между функциональным (проектным) назначением некоторых ПХГ и фактическими условиями работы Единой системы газоснабжения, т. е. закачка и отбор газа могут проводиться вне зависимости от времени года или вообще не проводиться по климатическим или технико-экономическим причинам. Тогда доходная часть, рассчитанная по действующим тарифным ставкам, не всегда обеспечивает годовые издержки по эксплуатации ПХГ, хотя должна выражаться экономией эксплуатационных затрат как в период отбора газа, так и в период его закачки. Доход от оказания услуг по хранению газа в ПХГ может рассчитываться во времени поэтапно в зависимос-ти от текущих затрат и внесения коррективов в тарифные ставки в течение года. Тарифные ставки должны дифференцироваться в зависимости от региона расположения и равноценных условий получения прибыли, соизмеримой по активной емкости и суточной производительности, чего достичь в последние годы не удается [6, 7].

На действующем объекте ПХГ возможно внедрение мероприя-тий и решений, направленных на повышение надежности и без-опасности при эксплуатации. Перечень этих мероприятий обширен и включает различные виды капитальных ремонтов, исследований, обработок растворами, ликвидацию перетоков, устранение дефектов в скважинах, ликвидацию скважин и др. Данные мероприятия, как показывает практика, не предполагают какие-то значительные приросты мощностных показателей (активного объема газа и потенциальной суточной производительности). Но для осуществления этих мероприятий и решений потребуются дополнительные капитальные вложения или дополнительные эксплуатационные затраты.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПХГ

В качестве подтверждения вышеизложенных тезисов рассмотрим результаты анализа текущего состояния расходной и доходной частей движения ДП в процессе эксплуатации ПХГ в период 2011–2015 гг.

На рис. 1 приведена динамика изменения удельных доходов и расходов на услуги хранения газа в ПХГ. Превышение доходной удельной составляющей к удельным расходам составляет 3–6 %. При этом положительная тенденция, т. е. превышение доходов над расходами, отмечалась лишь в пяти управлениях подземного хранения газа (Кущевское, Совхозное, Северо-Ставропольское, Касимовское, Пунгинское). Соотношение превышения доходной части над расходами по этим ПХГ составляет от 10 до 54 %. На остальных объектах за анализируемый период расходы превышали доходы (величина прибыли отрицательная). Особенно большие превышения расходов над доходами отмечаются по объектам ПХГ, относящимся к категории локальных, поскольку у них активная емкость и суточная производительность сравнительно ниже названных ПХГ.

Действующая двухставочная тарифная система не обеспечивает условия «недискриминации» таких ПХГ по сравнению с объектами, обладающими большими мощностными резервами по активной емкости газа и суточной производительности. Расчеты по действующим тарифным ставкам носят условный характер, так как учет выручки (дохода) в разрезе ПХГ не ведется, а распределение доходной части зависит от фактических объемов хранения, закачки и отборов газа.

Отсюда можно полагать, что проведение мероприятий по повышению эффективности эксплуатации ПХГ на локальных объектах заведомо становится невыгодным, поскольку показатели доходности по таким объектам принимают отрицательное значение.

МОДЕЛИРОВАНИЕ СЦЕНАРИЕВ РАЗВИТИЯ ПХГ

Представляется актуальным рассмотреть расчеты различных вариантов развития на примере Аманакского ПХГ (Самарская обл.).

Среди ПХГ Российской Федерации Аманакское ПХГ принадлежит к локальным хранилищам и эксплуатируется более 50 лет. Проектный активный объем газа данного ПХГ составляет 55 млн м3, суточная производительность – 0,37 млн м3/сут.

За период эксплуатации проводились мероприятия для поддержания надежности и безопаснос-ти Аманакского ПХГ. В настоящее время возникла объективная необходимость принять обоснованное решение о дальнейшей эксплуатации, реконструкции или ликвидации этого объекта. Ранее были разработаны несколько проектов по дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ. Практически были рассмотрены и предложены к реализации варианты эксплуатации Аманакского ПХГ в комплексе с другими ПХГ, входящими в Похвистневское УПХГ, филиал ООО «Газпром ПХГ», и ликвидация объекта. Вышеупомянутые проекты по реконструкции Аманакского ПХГ не были реализованы, поскольку возникли проблемы, связанные с геологическими и технологичес-кими особенностями.

В основе предложений по дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ использованы данные прошлых проектов и разработаны новые скорректированные варианты, из которых можно выделить три сценария дальнейшей экс-плуатации этого объекта:

– сценарий 1 – эксплуатация Аманакского ПХГ в существующем режиме с частичной реконструкцией и выходом на активный объем газа 55 млн м3;

– сценарий 2 – эксплуатация Аманакского ПХГ в режиме с полной реконструкцией и расширением ПХГ на активный объем газа 81 млн м3;

– сценарий 3 – ликвидация объекта.

Хранение и последующая реализация активного газа проектируется в соответствии со сценарным режимом эксплуатации ПХГ. Режим эксплуатации ПХГ по сценарию 1 включает работу в существующем режиме и параллельно разработку ряда проектов по реконструкции, бурению, а также инвестиционный проект и его осуществление.

По сценарию 2 период выхода на проектные показатели возможен после положительных результатов геологоразведочных работ (ГРР) и принятия решения о дальнейшей эксплуатации объекта. Хранилище практически эксплуатируется только в режиме хранения газа (12 лет). Закачка и отбор не производятся в период исследовательских работ по доразведке структуры. После уточнения геологического строе-ния, получения положительных результатов ГРР предполагается разработка соответствующих проектов дальнейшего развития ПХГ.

Сценарий 3 включает проектные разработки по ликвидации объекта, разгрузку горизонтов с использованием эжектора, ликвидацию скважин и объектов обустройства, наблюдение за ликвидацией.

Режим эксплуатации ПХГ по каждому сценарию направлен в первую очередь на повышение надежной и безопасной работы объекта (включая период ликвидации). Оценка экономической эффективности и выбор наиболее оптимального варианта в соответствии с действующими методами оценки определяют уровень этих мероприятий в денежном выражении.

Для внедрения мероприятий по повышению надежной и безопасной работы объекта или его ликвидации потребуются дополнительные эксплуатационные расходы, включающие проведение капитальных ремонтов, переобвязку скважин, ликвидацию межколонного давления, проведение геофизических исследований, ликвидацию устаревших для эксплуатации скважин, а также обслуживание вновь пробуренных скважин и др.

Эти затраты могут возникать по необходимости раз в 5–10 лет или ежегодно и привести к рос-ту себестоимости хранения газа в периоды проведения этих работ. Дополнительные годовые затраты по рассматриваемым сценариям оцениваются: 43,84 млн руб. – по сценарию 1; 138,4 млн руб. – по сценарию 2; 89,3 млн руб. – по сценарию 3.

Графики прогнозных годовых расходов по сравниваемым сценариям за расчетный период 25 лет представлены на рис. 2.

Для реализации проектов дальнейшей эксплуатации и возможной ликвидации Аманакского ПХГ потребуются капитальные вложения.

В сценарии 1 предусмотрены капитальные вложения в бурение скважин, частичную реконструкцию объектов обустройства (сборный пункт), установку эжектирования. По сценарию 2 в капитальные вложения включены затраты на проведение работ по уточнению геологического строения, бурение скважин (эксплуатационных и вспомогательных), реконструкция объектов обустройства, стоимость дополнительной закачки буферного объема газа (88 млн м3).

Суммарные капитальные вложения по сценариям 1 и 2 (дальнейшая эксплуатация) оцениваются в 278 млн и 968,4 млн руб. соответственно. По сценарию с ликвидацией объекта в капитальные затраты включена стоимость эжекторной установки для осуществления разгрузки горизонтов и дополнительного отбора газа, а также единовременные затраты на демонтаж объектов обустройства ПХГ и газопроводов, рекультивацию земель после демонтажа. Суммарные капитальные вложения в ликвидацию объекта могут составить 31,3 млн руб.

ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Экономическая эффективность по рассматриваемым сценариям основывается на анализе движения денежной наличности за заданный расчетный период с применением дисконтирования (чистый дисконтированный доход (ЧДД)) и без (чистый доход (ЧД)). Результат ЧД определяется по следующему выражению:

(Дt - Эt - Нt - Иt + Аt) = N,        (1)

где Дt – доход от реализации услуг по хранению, закачке и отбору газа на ПХГ, руб.; Эt – годовые эксплуатационные расходы, руб.; Нt – налоги, руб.; Иt – капитальные вложения, руб.; Аt – амортизация, руб.; Т – расчетный период, лет; t – шаг периода, год; N – ЧД, руб.

Для вычисления дохода (выручки) от реализации услуг по хранению, закачке и отбору газа по сценариям дальнейшей эксплуатации использованы тарифы на услуги по хранению газа в ПХГ за 2016 г. [6].

Вычисление доходной части согласно утвержденным внутренним расчетным тарифам проводится по следующей формуле:

[12(Va.Tx) + Sз.о.(Vз + Vо)] = Дt,    (2)

где Va – активный объем газа ПХГ по обустройству, тыс. м3; Tx – ставка за хранение газа, руб/тыс. м3 в мес; Vз – фактический объем закачки газа, тыс. м3; Vо – фактичес-кий объем отбора газа, тыс. м3; Sз.о – ставка за закачку (отбор) газа, руб/тыс. м3 в мес.

Для сценария с ликвидацией ПХГ доходная часть слагается из стоимости реализации газа, отбираемого в результате разгрузки пласта (суммарный объем отбора газа – 40 млн м3), и продажи демонтированных основных средств и оборудования, оцененных в 3,8 млн руб. (металлолом).

Результаты оценки экономичес-кой эффективности приведены на рис. 3. По всем сценариям получены отрицательные значения нарастающего ЧД за расчетный период при использовании существующих тарифных ставок.

Для обоснования выбора оптимальности варианта предлагается рассчитывать удельный ЧД Nу на хранение 1000 м3 суммарного резервного активного объема газа в ПХГ за расчетный период.

Формула для вычисления Nу следующая:

N/Va = Nу.                                        (3)

Аналогичным образом можно вычислить удельные затраты на эксплуатацию ПХГ Эу за расчетный период по следующей формуле:

= Эу,                                 (4)

где Эt – годовые эксплуатационные расходы, руб.

Показатель удельных затрат за расчетный период также позволяет определить для сравниваемых сценарных вариантов минимальный уровень затрат, что влияет на принятие обоснованных решений при отрицательном сальдо ДП.

В таблице представлены показатели сравнительной экономической эффективности эксплуатации Аманакского ПХГ (расчетный период – 15 лет). Суммарный активный объем (хранение) газа по сценарию 3 составит 155 млн м3, а возможная реализация отобранного газа за период ликвидации только 40 млн м3. Удельный ЧД на прирост суммарного хранимого активного объема газа может составить –3347,0 руб/тыс. м3. Тогда как по сценариям 1 и 2 величина удельного ЧД за тот же расчетный период оценивается в –1324,6 и –3200,0 руб/тыс. м3 соответственно. Кроме того, удельные годовые затраты на проведение ликвидации за тот же период (сценарий 3), оцененные в 4773,0 руб/тыс. м3, в 1,5–2 раза превышают аналогичные показатели по сценариям 1 и 2 (1958,5 и 2742,8 руб/тыс. м3 соответственно). Таким образом, по результатам оценки расчетной эффективности наименее капиталоемкий и реализуемый в более короткие сроки сценарий 3 с наименьшим отрицательным ЧДД (–305,9 млн руб.) не является наиболее оптимальным. Кроме того, могут возрасти затраты на проведение наблюдений за объектом после ликвидации из-за невозможности полной разгрузки горизонтов от газа.

Для осуществления дальнейшей эксплуатации необходимо проведение доразведки структуры. Проведение ГРР возможно за 2 года. В сценарии 1 эти меро-приятия проводятся параллельно с эксплуатацией объекта в обычном режиме, что значительно снижает затраты и уменьшает период выхода ПХГ на активный объем газа – 55 млн м3. В сценарии 2 в период проведения исследований и ГРР закачка и отбор газа не проводятся, активный объем газа законсервирован. Эксплуатация Аманакского ПХГ в обычном режиме в сценарии 2 возобновляется после проведения ГРР и получения положительных результатов, а также после разработки проектов проведения реконструкции с расширением активной емкости до 81 млн м3 и закачкой дополнительного буферного объема газа.

Из сравнительной оценки эффективности возможных сценариев дальнейшей эксплуатации Аманакского ПХГ следует, что развитие ПХГ по сценарию 1 более выгодно по сравнению со сценарием 2.

ВЫВОДЫ

Впервые предложен расчет удельного показателя – удельного ЧД за расчетный период для проведения сравнительных оценок выбора оптимального варианта эксплуатации ПХГ.

Реализация проекта по сценарию 3 (ликвидация), несмотря на минимальное отрицательное значение ЧД, не является оптимальным решением, так как расчетный удельный ЧД более чем в два раза ниже результатов сценариев с дальнейшей эксплуатацией.

Сценарий 1 (частичная реконструкция) как наименее рисковый по финансовым потерям может быть рекомендован для разработки проекта дальнейшей эксплуатации ПХГ после проведения исследований по уточнению геологического строения. В то же время следует учитывать, что частичная реконструкция и использование старого фонда скважин в дальнейшем могут привести к увеличению случаев проведения капитальных ремонтов, росту эксплуатационных расходов и возможным аварийным ситуациям.

Сценарий 2 – наиболее надежный и безопасный для эксплуатации (практически обновленный объект), но сравнительно дорогой – следует рассматривать на более отдаленную перспективу с получением положительных показателей экономической эффективности.

Показатели сравнительной экономической эффективности эксплуатации Аманакского ПХГ (расчетный период – 15 лет)Indicators of comparative economic efficiency of operation of the Amanakskoe underground gas storage (estimated period – 15 years)

Производство сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительной станции (ГРС) предполагает, что газ сжижается за счет использования в детандере перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводом [1–3]. При этом практически отсутствуют затраты энергии на сжижение газа (рис. 1).

Недостаток данной технологии состоит в низком коэффициенте сжижения, который обычно равен 0,12–0,18, т. е. для сжижения 1 т природного газа через установку надо пропустить 8–6 т/ч (11–8 тыс. м3/ч). Эта технология может быть реализована на ГРС при достаточно больших расходах газа. При этом, поскольку в летний период сокращается потребление газа, расход газа через ГРС может снижаться в несколько раз.

Сезонные изменения расхода газа через ГРС представлены на рис. 2. У 65 % ГРС расход в летний период составляет <10 % от расхода в зимний период, у 20 % ГРС отношение минимального расхода к максимальному значению <30 %. Таким образом, потенциальная возможность производства СПГ по наиболее эффективной технологии резко сокращается.

Одна из задач малотоннажного производства СПГ состоит в обес-печении постоянной произво-дительности установки сжижения газа на ГРС в условиях сезонного изменения расхода. В качестве возможного решения по стабилизации производительности СПГ выступает поддержание постоянного расхода и давления газа на входе в установку с помощью компрессоров [4] (рис. 3).

Для привода компрессора может использоваться энергия расширения детандера, а если этой энергии не хватает, то необходимо подводить энергию извне. Энергозатраты на сжатие газа относительно велики, и применение этой схемы целесообразно, если компрессор работает несколько месяцев в году. Вместе с тем высокая стоимость дополнительного оборудования (компрессор, привод, газоэлектрогенератор) при его низкой загрузке ограничивает возможности применения данной схемы.

Другой путь поддержания пос-тоянной производительности установки – сжижение газа за счет постоянного подвода энергии извне с возможностью дополнительного использования энергии расширения газа на ГРС.

ОТКРЫТЫЙ ДРОССЕЛЬНЫЙ ЦИКЛ

Самым простым решением представляется использование открытого дроссельного цикла высокого давления [5] (рис. 4).

Газ из магистрального газопровода осушается и очищается, а затем сжимается в компрессоре от давления в магистральном газопроводе (3–5 МПа) до 15 МПа, охлаждается холодильной машиной до –40 °С. После охлаждения обратным потоком газ дрос-селируется до давления распределительного газопровода.

Коэффициент сжижения в цикле равен 0,3–0,5, а энергозатраты – около 0,4 кВт.ч/кг. Это простой и надежный цикл с низкими капитальными затратами и удовлетворительной эффективностью.

К недостаткам цикла следует отнести: необходимость использования компрессоров на давление 15 МПа с относительно большой производительностью для сжатия газа; превышение расхода газа на установку в 2,5 раза к номинальной производительности. Таким образом, эта технология может быть использована в установках небольшой производительнос-ти (до 3 т/ч) и с минимальным летним расходом газа через ГРС >12 тыс. м3/ч.

ПОЛУОТКРЫТЫЕ ЦИКЛЫ

Для стабилизации производительности СПГ на ГРС наиболее перспективным является использование полуоткрытых циклов с внутренним и внешним охлаждением.

На рис. 5 представлен полуоткрытый цикл с внешним газовым азотным охлаждением и предварительным охлаждением прямого потока пропаном.

Газ из магистрального газопровода поступает в контур природного газа, последовательно охлаждается в теплообменниках и дросселируется в сборник-сепаратор. Пары СПГ из сборника-сепаратора возвращаются обратным потоком в распределительный газопровод. Для регулировки величины коэффициента ожижения размещен циркуляционный компрессор, в котором можно частично или полностью дожимать неожиженный обратный поток газа, возвращая газ в цикл, путем смешения его после дожатия с поступающим потоком газа. Это позволяет увеличивать коэффициент сжижения пропорционально увеличению производительности циркуляционного компрессора.

Такой технический прием поз-воляет сократить отбор газа из магистрального газопровода и избежать снижения производительности установки в целом (или снижения ее коэффициента использования), связанного с возможным снижением газопотреб-ления в сети низкого давления.

В приведенной схеме в качестве предварительного охлаждения используется пропановая холодильная машина. Для окончательного охлаждения газа применяется внешний азотный газовый цикл с детандером.

На рис. 6 приведены показатели удельных энергозатрат для цикла с внешним азотным охлаждением. Эффективность цикла составляет 0,2–0,3 кВт.ч/кг при коэффициенте сжижения 20–40 % (расход газа через установку в 2,5–5 раз превышает номинальную производительность) и 0,45–0,50 кВт.ч/кг при коэффициенте сжижения 100 % (расход газа через установку равен номинальной производительности) при давлении газа в магистральном газопроводе 3,0–4,5 МПа.

При размещении установки на ГРС высокая эффективность цикла частичного сжижения природного газа с низкоэффективным внешним газовым азотным циклом по сравнению с современными высокопроизводительными циклами полного сжижения (см. табл.) объясняется [6]: повышенным давлением СПГ, производимого на ГРС (0,5–0,8 МПа); увеличенным расходом газа и повышенным сум-марным дроссель-эффектом при расширении газа, наблюдающимися при частичном сжижении газа через установку.

В данной схеме азотный цикл может работать при постоянных параметрах, а регулирование коэффициента сжижения и энергозатрат осуществляется за счет из-менения величины отбора газа из магистрального газопровода. Чем больше отбирается газа из газопровода, тем ниже значение коэффициента сжижения и меньше затраты энергии на сжижение.

Существует ряд возможных путей по совершенствованию подобного полуоткрытого цикла, в частности можно применять предварительное охлаждение прямого потока смешенным холодильным агентом (СХА), что позволит снизить необратимость в области с наибольшей разницей температур между потоками. Применение СХА позволит сократить удельные энергозатраты цикла еще на 20–30 %.

КАСКАДНЫЕ ЦИКЛЫ

Достаточно эффективным представляется использование для производства СПГ на ГРС каскадных циклов, например двухкаскадного [7] (рис. 7).

Особенность данной схемы заключается в том, что конденсация газа производится при давлении 3–4 МПа на уровне температур около 170 К. Затем жидкость дросселируется до давления 0,5 МПа, при этом образуется около 40 % пара, который направляется обратным потоком в предварительный теплообменник, где охлаждает прямой поток, и возвращается в распределительный газопровод.

Конденсация природного газа осуществляется за счет кипения этилена, который предварительно сжижается в пропановой холодильной машине, а затем дросселируется в конденсатор-испаритель. Пары этилена также направляются обратным потоком как в предварительный теплообменник природного газа, так и в предварительный теплообменник этилена, и возвращаются на всас этиленового компрессора.

По сравнению с традиционной каскадной схемой сжижения газа здесь отсутствует метановая ступень охлаждения и предварительное охлаждение газа осуществляется парами СПГ и этилена. Удельные энергетичес-кие затраты при коэффициенте сжижения 0,6 составят около 0,25 КВт.ч/кг. Если на ГРС имеется избыточное количество газа, то через установку можно пропускать большее количество газа, при этом, с одной стороны, за счет дроссель-эффекта потока природного газа увеличивается холодопроизводительность цикла, а с другой, уменьшается коэффициент сжижения.

Чем ниже температура кипения хладагента внешнего контура охлаждения, тем более высокое значение максимального коэффициента сжижения может быть достигнуто. Максимальному коэффициенту сжижения будут соответствовать максимальные удельные энергозатраты в каскадной установке.

На рис. 8 представлены расчетные значения удельных энергозатрат на сжижение СПГ с использованием двухкаскадных циклов. Во всех рассмотренных вариантах давление распределительной сети и СПГ принято равным 0,5 МПа. Видно, что каскадные установки позволяют сжижать природный газ с давлением от 3,0 до 4,5 МПа с коэффициентом сжижения от 0,1 до 0,6, что в несколько раз выше, чем в существующих аналогах установок частичного сжижения на ГРС. При этом величина удельных энергозатрат составляет 0,10–0,25 кВт.ч/кг СПГ, что соответствует показателям наиболее энергоэффективных циклов полного сжижения с внешним охлаждением.

ВЫВОДЫ

В условиях колебания расхода газа в магистральной трубе на ГРС технологическая схема, обладающая минимальными энергетическими затратами на производство СПГ (цикл среднего давления с использованием детандера), или сильно ограничена по своей максимальной производительности, или должна быть отключена в период сильного снижения расхода и давления на ГРС.

Эффективным способом повышения и стабилизации производительности установок частичного сжижения на ГРС в условиях сезонного изменения расхода газа выступает применение цик-лов частичного сжижения. В работе показаны варианты циклов частичного сжижения и их основные параметры.

Наиболее эффективным циклом частичного сжижения природного газа с докритическим давлением на ГРС является каскадный цикл.

Сравнение основных показателей установок полного сжижения, реализующих различные технологии внешнего охлажденияComparison of the main indicators of complete liquefaction plants implementing different external cooling technologies

В соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и мет-рологии от 27.10.2016 № 1634 «Об утверждении Программы национальной стандартизации на 2017 год» [1] в настоящее время осуществляется актуализация межгосударственного стандарта ГОСТ 8.324–2002 «ГСИ. Счетчики газа. Методика поверки» [2]. В рамках актуализации стандарта авторами разработан ряд существенных изменений и дополнений, направленных на решение проблем, возникающих у собственников квартир и частных домовладений при проведении обязательной периодической поверки бытовых счетчиков газа.

Владельцы счетчиков по дейст-вующему законодательству РФ несут полную ответственность за работоспособность и правильность работы счетчика, включая затраты на его содержание и поверку. При наступлении срока очередной поверки владелец счетчика должен следовать определенному регламенту, который предусматривает обращение в обслуживающую газовую службу с просьбой демонтажа прибора учета, транспортировку демонтированного счетчика для поверки в аккредитованную организацию, ожидание окончания поверки (обычно несколько дней), обратную транспортировку счетчика и следующее обращение в газовую службу для его установки и опломбирования. В итоге сумма финансовых затрат на поверку счетчика может быть соизмерима с ценой нового прибора учета.

РЕГЛАМЕНТ ПОВЕРКИ

В соответствии с Федеральным законом № 102 «Об обеспечении единства измерений» [3] и Приказом Минпромторга № 1815 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» [4] поверка средств измерений (СИ) осуществляется по методике поверки, установленной при проведении испытаний СИ в целях утверждения типа и указанной в описании типа СИ.

В настоящее время подавляю-щее большинство бытовых счетчиков газа поверяется по индивидуальным методикам поверки или по ГОСТ 8.324–2002 [2], согласно которым предусматривается поверка счетчика газа на поверочных установках после его демонтажа с газопровода с использованием воздуха в качестве поверочной среды.

В ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» были разработаны методики поверки бытовых счетчиков газа без снятия с газопровода, изложенные в рекомендациях МИ 2944–2005 [5] и МИ 3400–2013 [6], но данные документы так и не были заявлены производителями в качестве методик поверки. Несмотря на это некоторые аккредитованные организации предлагают населению и проводят поверку бытовых счетчиков газа без их демонтажа путем подсоединения поверочной установки к газопроводу между поверяемым прибором и действую-щим газовым оборудованием, что является нарушением Федерального закона № 102 [3] в связи с несоответствием применяемой процедуры поверки установленным методикам, указанным в описаниях типов СИ.

ОСОБЕННОСТИ НОВОЙ РЕДАКЦИИ ГОСТ 8.324

В целях упрощения процесса организации поверки бытовых счетчиков газа для их владельцев в новой редакции ГОСТ 8.324 будет также установлена методика поверки бытовых счетчиков газа на месте эксплуатации с использованием в качестве поверочной среды природного газа, включаю-щая несколько этапов.

Перед проведением поверки на месте эксплуатации поверочную установку (эталон) выдерживают в помещении не менее 2 ч с целью приведения температуры эталона к условиям поверки. В течение этого времени отсоединяют счетчик от линии газоснабжения, предварительно перекрыв подвод газа, и проводят испытание счетчика на герметичность, являю-щуюся важным критерием его безопасной эксплуатации.

В ГОСТ 8.324–2002 [2] одним из условий предоставления счетчика на поверку является на-личие протокола испытаний на герметичность, но при этом не приведена процедура проверки, отсутствуют требования к испытательному оборудованию и не определено, кем она может быть выполнена, что вызывает вопросы у владельцев счетчиков и организаций, проводящих поверку. В актуализированном ГОСТ 8.324 будут исключены требования к наличию такого протокола испытаний и регламентирована процедура проверки герметичности счетчика на стадии подготовки к поверке.

При проведении поверки необходимо учитывать различия температуры и давления измеряемой среды в счетчике и эталоне. Если в лабораторных условиях температура измеряемой среды (воздуха) в счетчике и эталоне практически не изменяется, то при поверке счетчика на месте эксплуатации на природном газе разница температур может оказаться значительной.

Изменение температуры наря-ду с изменением давления по длине газопровода приводит к изменению плотности и, соответственно, объема поверочной среды. Например, неучет разности температуры в счетчике и эталоне в 1 ºС и перепада давления между счетчиком и эталоном в 300 Па (равного предельно допус-каемому перепаду давления на счетчике по ГОСТ Р 8.915–2016 [7]) вызывает дополнительную относительную погрешность метода поверки: ±0,35 и ±0,3 % соответст-венно. Это приводит к необъективным результатам поверки, при которых исправный счетчик газа может быть признан неисправным.

В связи с этим при осуществлении поверки на месте эксплуатации необходимо контролировать температуру и давление газа не только на входе в поверочную установку, но и на входе в поверяемый счетчик. Вследствие чего счетчик должен быть подсое-динен к линии газоснабжения через переходник со штуцерами для подключения средств измерений температуры и давления на входе в счетчик, как показано на рисунке.

Для контроля перепада давления на счетчике на выходе из него должен быть также установлен переходник со штуцером отбора давления. Далее подключают эталон к линии газоснабжения между счетчиком и газоиспользующим оборудованием, проверяют герметичность соединений в соответствии с эксплуатационной документацией на эталон и проводят поверку.

Допускается не измерять температуру газа на входе в поверяе-мый счетчик, если для соединения счетчика с эталоном используется теплоизолированная подводка (шланг) длиной не более 1,5 м и на расстоянии 1 м отсутствуют источники тепла и холода. При поверке счетчиков с температурной коррекцией измеренного объема температуру газа на входе в счетчик не измеряют, а эталон настраивают на режим измерений объема, приведенного к температуре 20 °С.

Дополнительно в новую редакцию ГОСТ 8.324 вводится ранее нерегламентированная проверка работоспособности счетчиков газа при воздействии на них магнитным полем (исключая типы счетчиков, для которых изготовителем в эксплуатационной документации установлено влияние магнитного поля на метрологические и технические характеристики счетчика). Данное нововведение направлено на выявление счетчиков газа, в конструкцию которых были внесены изменения с целью искажения показаний посредством воздействия магнитом на работу механизма счетчика. Такие счетчики газа в ходе эксплуатации также могут представлять опасность жизни и здоровью их владельцев.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В актуализированном ГОСТ 8.324 приведены необходимые требования к проведению поверки счетчиков газа. Отдельные положения и разделы стандарта рекомендовано использовать при разработке индивидуальных методик поверки для конкретных типов счетчиков газа.

Актуализированный ГОСТ 8.324 может быть применен для поверки счетчиков газа, в описании типа которых в качестве документа на методику поверки будут указаны актуализированный стандарт или его разделы.

Наиболее важными элементами проточной части центробежного компрессора (ЦБК) являются элементы, участвующие в процессе сжатия и перемещения газа: всасывающая камера, рабочие колеса, диффузоры, обратный направляющий аппарат (ОНА) и выходная камера. Именно от их со-вершенства и взаимной согласованной работы при различных режимах работы в области устойчивого диапазона характеристик зависит эффективность всей проточной части ЦБК.

Накопленный опыт исследований отдельно взятых элементов проточной части ЦБК позволяет создать математическую модель только для определенного числа аэродинамических схем. Поиск новой усовершенствованной модели до последнего времени опирался на отработанные, экспериментально полученные результаты прототипа или модельной ступени, которые специально изготавливались для модельного стенда.

В 1950-х гг. в отечественном центробежном компрессоростроении развивались три основные школы: Невский машино-строительный завод имени В.И. Ленина (НЗЛ); Ленинградский политехнический институт имени М.И. Калинина [1]; Казанский завод компрессорного машиностроения [2]. На НЗЛ под руководством В.Ф. Риса были созданы мощные исследовательские стенды по отработке в основном одно-двухступенчатых проточных частей ЦБК, которые затем переносились с помощью методов подобия [3] на натурные проточные части ЦБК. Главной целью этих исследованиий стало получение основных зависимостей коэффициента теоретической работы u2 или коэффициента напора Т от коэффициента расхода r2, а также зависимости политропного коэффициента полезного действия (КПД) от коэффициента расхода r2. Предложенный В.Ф. Рисом метод достаточно прост, надежен и имеет ряд преимуществ при проектировании проточных частей, при условии хорошо отработанных проточных частей ЦБК или модельных ступеней. На НЗЛ создавалось огромное количество модельных стендов на разные параметры и для компрессоров различного назначения.

Методы проектирования ЦБК вышеназванных школ компрессоростроения полагаются на экспериментальные данные, полученные при исследованиях натурных компрессоров и моделей, поэтому достоверность и надежность их не вызывают сомнения.

В настоящее время ввиду увеличения прямых затрат на изготовление модельных ступеней резко сократились экспериментальные исследования, направленные на отработку новой аэро-динамической схемы с более эффективной проточной частью ЦБК. Основные затраты касаются статорных элементов модельных ступеней, особенно корпусных, полученных литейным способом. Они имеют наибольшие массогабаритные характеристики, а срок их изготовления может составлять до одного года.

Современный подход проектирования проточных частей ЦБК включает обязательное моделирование и анализ существующих вариантов моделей турбулентности с возможностью применения сеточной модели с более мелкой сеткой и шагом итерации. Качественная картина течения трехмерных потоков внутри каналов, а также обтекания лопаточной решетки позволяет сделать выбор приемлемых вариантов расчета и на этой основе определить тип аэродинамической схемы (перечень основных безразмерных характеристик).

На основе безразмерных характеристик можно получить ряд гео-метрически подобных проточных частей, например, изготовленные воздушные компрессоры производства НЗЛ: К250-61-1, К350-61-1, К500-61-1, К1500-61-1 [4, 5]. Все они имеют геометрически подобные проточные части с масштабным коэффициентом i. Например, для К500-61-1 на К1500-61-1 i = 1,6667. Практически все спроектированные и изготовленные проточные части ЦБК на НЗЛ были классифицированы и разбиты на аэродинамические схемы [6], позволяющие в настоящее время быстро и надежно получать любые варианты ЦБК. Этот метод очень удобен, когда запускается серийная или мелкосерийная продукция, либо когда нет необходимости повышать эффективность проточной части, ее надежность и технологичность. Недостатки этого метода очевидны в тех случаях, когда необходимо повысить эффективность проточной части ЦБК и перейти на новый уровень технологии изготовления элементов проточной части, например рабочих колес, выполненных цельно-фрезерованным способом и т. п. [7]. Устранить недостатки можно методом моделирования, используя экспериментальный опыт изготовленных модельных ступеней, либо предлагаемым современным методом численного моделирования статорных элементов проточной части ЦБК.

Повышение эффективности всей проточной части ЦБК возможно за счет усовершенствования отдельных статорных элементов, таких как всасывающая камера, диффузоры, ОНА и выходная камера. Анализ исследований статорных элементов проточной части позволил создать базу данных коэффициентов потерь и их зависимости от геометрических и газодинамических параметров ЦБК. Коэффициенты потерь могут быть определены двумя способами: эмпирическим, базирующимся на экспериментальных данных, и численным, с помощью современных программ расчета трехмерных вязких течений газа [8].

Численное моделирование трехмерных течений вязких газов в статорных элементах проточной части ЦБК представляет собой актуальную задачу, решение которой позволяет уменьшить экспериментальные и доводочные работы, а также сократить сроки проектирования и затраты.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ВСАСЫВАЮЩЕЙ КАМЕРЫ

Эффективность проточной час-ти может быть изменена в зави-симости от формы всасывающей камеры. Зависимость коэффи-циента потерь н–0 от коэффициента расхода 0 меняется в пределах от 0,1 до 0,4. Чем более плавно организован вход потока на рабочее колесо, тем меньшие потери наблюдаются во всасывающей камере, а следовательно, можно получить более высокий КПД всей проточной части ЦБК. Например, для одноступенчатой проточной части политропный КПД определяется следующим выражением:

                          (1)

где п – политропный КПД проточной части, %; т, п – коэффициенты потерь на дисковое трение и протечки соответственно; н–0 – коэффициент потерь всасывающей камеры; 0, r2 – коэффициенты расхода рабочего колеса (РК); 2 – коэффициент внутреннего напора; 0–2, 2–4, 4–к – коэффициенты потерь в сечениях по проточной части компрессора; 1 – среднее значение относительной скорос-ти потока газа на входе в РК; кд – коэффициент диффузорности; u2 – коэффициент теоретического напора РК. Все входящие в формулу величины безразмерные.

Исходя из формулы (1), второй член правой части ζн-0 /(22) выражает характеристику всасываю-щей камеры. Чем выше коэффициенты потерь н–0 и расхода 0, тем ниже политропный КПД. Следует отметить, что чем выше 0, что наблюдается обычно у большерасходных и большенапорных рабочих колес с углами выхода лопаток 2л > 45°, тем сильнее влияние всасывающей камеры на коэффициент потерь н–0.

Для проверки и подтверждения полученных ранее экспериментальных данных по всасывающим камерам [9], а также выявления возможных «отрывных» зон было проведено численное моделирование.

Объектами исследования стали модели всасывающей камеры компрессора К 4250-41-1 без разделительного ребра и с разделительными ребрами. Для построения модели были выполнены необходимые расчеты, создана расчетная сетка, заданы граничные и начальные условия и др., на основе чего получен результат численного моделирования. На рис. 1 представлены расчеты скоростей во всасывающих камерах. Анализ показал, что структура потока во всасывающей камере в зависимости от количества ребер заметно меняется. Наиболее оптимальное течение с наименьшими потерями наблюдается во всасывающей камере с несколькими разделительными ребрами. Отсутствие отрывных зон и вторичного течения, в отличие от двух предыдущих вариантов всасывающих камер, позволяет сделать выбор в ее пользу. Величина потерь у камеры 3 почти вдвое меньше, чем у остальных камер, поэтому она принята для проектирования проточной части компрессора К 4250-41-1.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДРУГИХ СТАТОРНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

Диффозур. Следующим статорным (неподвижным) элементом является диффузор. Экспериментальные работы, проводившиеся в трех вышеупомянутых организациях, позволили достичь успехов в создании проточных частей ЦБК с безлопаточными и лопаточными диффузорами. Эта обширная тема требует отдельного исследования и не рассмотрена в данной статье.

Поворотное колено и ОНА. Для направления и передачи потока из диффузора одной ступени в колесо другой служат поворотное колено (ПК) и ОНА. Для совершенствования ПК и ОНА выбрана модель диафрагмы воздушного компрессора К5500-41-1М производства НЗЛ. Были построены твердотельная и сеточная модели в программном продукте ANSYS CFX [10] и заданы граничные и начальные условия, получены результаты численного моделирования течения вязкого газа при различных режимах работы ЦБК. На рис. 2 представлены поля скоростей потока газа при обтекании оптимизированного профиля лопатки ОНА на оптимальном режиме работы ЦБК. В результате профилирования лопаток ОНА уда-лось уменьшить потери на удар во входной кромке, достичь практически безотрывного течения и уменьшить коэффициенты потерь. Из анализа зависимостей относительных коэффициентов потерь 4–6 от коэффициента расхода видно, что после профилирования лопаток ОНА потери уменьшились (рис. 3).

Выходная камера. Рассмотрены варианты выходных камер производства НЗЛ. Модели выходных устройств отличаются между собой геометрией меридионального профиля, числом лопаток диффузора и шириной диффузора. Первыми двумя вариантами моделей стали трапециевидные улитки первой секции компрессора К5500-41-1М, незначительно «насаженные» на лопаточный диффузор. Первый вариант выполнен в литом исполнении улитки с плавными обводами в меридиональном сечении, второй – в сварном исполнении с прямоугольным меридиональным сечением.

Вторые два варианта моделей представлены трапециевидными улитками второй секции компрессора К5500-41-1М, незначительно «насаженными» на лопаточный диффузор и свернутыми набок. При этом один вариант выполнен в литом исполнении улитки с плавными обводами в меридиональном сечении, другой – в сварном исполнении с прямоугольным сечением.

Результаты численного моделирования (рис. 4) показали, что переход от литого варианта улиток к сварному практически не повлиял на эффективность всей проточной части. Распределение скоростей и, следовательно, потерь в улитке изменилось незначительно. Таким образом, переход с литой конструкции компрессора К5500-41-1 на сварную К5500-41-1М был оправдан и технологически упрощен в связи с отсутствием возможности отливать корпуса больших размеров в мелкосерийном и единичном производстве.

Для нагнетателей природного газа, эксплуатирующихся на магистральных газопроводах, повышение эффективности проточной части представляется актуальной задачей. В продолжение работы по совершенствованию выходных устройств ЦБК было смоделировано несколько типов выходных камер для ЦБК 400-21-1С. Проведено исследование на «сеточную независи-мость» – сравнивались результаты для расчетных сеток с разным количеством элементов. Исследовано влияние модели турбулентности на результат расчета – сравнивались модели турбулентности k-e, k-w, RNG k-e. По результатам численного моделирования были изготовлены оптимальные формы спиральной и сборной камер для ЦБК 400-21-1С магистрального газопровода «Бованенково – Ухта».

Натурные испытания ЦБК 400-21-1С на стенде АО «РЭПХ» показали более высокую эффективность проточной части ЦБК со спиральной камерой по сравнению со сборной камерой. Повышение политропного КПД всей проточной части составило в среднем 2–3 % на оптимальном режиме работы (рис. 5). Принято решение изготавливать ЦБК типа 400-21-1С со спиральными камерами. На рис. 6 представлены зависимости коэффициентов потерь от коэффициентов расхода для спиральной камеры ЦБК 400-21-1С, полученные при численном моделировании.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненное численное моделирование статорных элементов проточной части ЦБК позволило сократить затраты на изготовление опытных моделей, а затем на их продувку. Все оптимизированные статорные элементы изготовлены, установлены в проточную часть ЦБК и испытаны на предприятии, а также на месте эксплуатации.

Подтверждена эффективность метода численного моделирования при проектировании статорных элементов ЦБК.

Системы трубопроводного транспорта применяют в различных отраслях производства при доставке потребителям газа, нефти и продуктов их переработки. Такие системы представляют собой сложные инженерно-технические объекты, состоящие из большого числа структурных элементов и способные функционировать в различных технологических режимах. Сетевая структура трубопроводных систем определяет характер взаимодействия отдельных элементов и возможность воспроизведения функционального эффекта [1–4].

Трубопроводная сеть во многих случаях бывает структурно избыточной, что позволяет оперативно перенаправлять транспортные потоки при переходе в неработоспособное состояние отдельных элементов системы в процессе эксплуатации. Причины наблюдае-мых отказов могут быть связаны с внутренними процессами в системе или с внешними факторами при возникновении ситуаций, не предусмотренных условиями номинальной эксплуатации [5–8].

Переход в неработоспособное состояние отдельного узла транспортной системы означает невозможность прохождения через него транспортных потоков. Такое событие называется блокировкой узла и может рассматриваться как результат одновременного перехода в неработоспособное состоя-ние всех сходящихся в этот узел трубопроводов. Если в условиях аварийной ситуации последовательная блокировка узлов происходит в случайном порядке, то подобный сценарий развития событий называется прогрессирую-щей блокировкой. Повреждение сетевой структуры по механизму прогрессирующей блокировки узлов приводит к отключению от источника сначала некоторых, а затем и всех потребителей целевого продукта.

Повысить стойкость трубопроводных систем к развитию процес-са прогрессирующей блокировки можно путем защиты некоторой части транспортных узлов. В дальнейшем под защитой узла понимается некоторый комплекс организационно-технических мероприятий, обеспечивающий предотвращение перехода в неработоспособное состояние всех сходящихся в него трубопроводов при развитии аварии. Наличие защищенных узлов повышает стойкость системы к развитию прогрессирующих повреждений. Но такого рода мероприятия затратны, а их использование требует предварительной оценки стоимости и ожидаемой эффективности [9].

Способность системы с защищенными транспортными узлами противостоять развитию прогрессирующей блокировки оценивается при помощи показателя стойкости 0 ≤ FY ≤ 1, представляю-щего среднюю долю повреждае-мых узлов, блокировка которых в случайном порядке приводит к разрыву связей с источником всех отключаемых потребителей целевого продукта. Величина FY устанавливается с использованием метода имитационного компьютерного моделирования [10]. Чем ближе значение показателя стойкости к 1, тем большей стойкостью к повреждениям характеризуется анализируемая сетевая структура.

Защита транспортных узлов может быть реализована в соответствии с различными схемами. Принятие решения по конкретному варианту защиты связано с необходимостью оценки эффективности и учета существующих ресурсных возможностей.

Целью настоящей работы выступают характеристика и сравнительный анализ возможностей различных стратегий защиты транспортных узлов, а также определение областей их рацио-нального применения с учетом ожидаемой эффективности и ресурсных ограничений.

Используемые далее изображения структурных элементов трубопроводной системы показаны на рис. 1. Представленная структурная схема содержит: узел – источник целевого продукта А, узлы-потребители B, C, D, E, а также два распределительных узла. При этом из шести линейных элементов два защищены. Потребитель E из-за наличия защищенного транспортного пути не может быть отключен от источника А. Все остальные потребители целевого продукта определяются как отключаемые. Кроме того, в системе имеется пять повреждае-мых узлов, блокировка которых оказывается возможной (потребители B, C, D, а также два распределительных узла).

В дальнейшем под стратегией защиты сетевой структуры понимается общая целевая установка, принимаемая на этапе проектирования и направленная на достижение стойкости трубопроводной системы к развитию аварий-ной ситуации по механизму прогрессирующей блокировки узлов с учетом существующих ресурсных ограничений.

ЗАЩИТА ОТДЕЛЬНЫХ ТОЧЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

Стратегия, основанная на защите отдельных точечных элементов трубопроводной системы, применима в тех случаях, когда существуют количественные ограничения на защиту точечных элементов сетевой структуры. Если имеющиеся ограничения позволяют защитить лишь небольшое число наиболее важных узлов, то при реализации данной стратегии следует придерживаться следующих рекомендаций:

– наиболее предпочтительным становится вариант защиты потребителей, расположенных на минимальном удалении от источника продукта;

– если существует возможность защиты источника целевого продукта, то ее также следует использовать в рамках реализации данной стратегии;

– при подготовке и реализации защитных мероприятий особое внимание следует уделять приоритетной защите узлов – потребителей целевого продукта.

Под удаленностью защищаемого узла от источника понимается минимальное количество смещений, которые необходимо совершить по имеющейся сети, чтобы перейти от анализируемого узла к источнику целевого продукта.

Пример структурной схемы трубопроводной системы с защитой отдельных точечных элементов в соответствии с рассматриваемой стратегией показан на рис. 2.

Видно, что в системе из четырех потребителей защищены только узлы В и С, расположенные на минимальном удалении от источника продукта А. Если же существует возможность защиты еще одного узла, то это можно сделать, защитив потребителя целевого продукта E.

Таким образом, практическое использование данной стратегии следует рекомендовать в тех случаях, когда реализация защитных мероприятий в системе осложнена из-за действующих ресурсных ограничений.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЦЕНТРАЛЬНОГО КЛАСТЕРА

Стратегия защиты сетевой структуры системы, выполненной таким образом, что близлежащие защищенные линейные элементы оказываются взаимосвязанными, приводит к формированию защитного кластера [11, 12]. Кластер, в состав которого входит источник продукта, называется центральным, в противном случае – периферийным. В составе системы может быть только один цент-ральный кластер. При этом пе-риферийных кластеров, в том числе содержащих потребителей продукта, может быть несколько.

Если в составе трубопроводной системы имеются потребители, отключение которых от источника целевого продукта не допускается, то предотвратить развитие такого рода событий можно, включив этих потребителей в состав центрального кластера. Структурная схема трубопроводной системы с защитным центральным кластером K0, в состав которого включены потребители целево-го продукта В и С, представлена на рис. 3. Потребители соединяются с источником защищенными транспортными путями, работоспособное состояние которых не зависит от развития процесса прогрессирующей блокировки.

Таким образом, обеспечение гарантированной связи потребителей из состава центрального кластера с источником продукта выступает его важнейшей особенностью. В то же время образование центрального кластера связано с защитой некоторого множества точечных элементов, что требует соответствующего ресурсного обеспечения. Рекомендовать к использованию данную стратегию можно в том случае, когда в систе-ме присутствуют потребители, отключение которых от источника продукта при развитии аварии не допускается и при этом имеется необходимый потенциал для образования защитного кластера.

ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРИФЕРИЙНОГО КЛАСТЕРА

Если использование центрального кластера для защиты системы невозможно или нецелесооб-разно, повысить ее стойкость к развитию процесса прогрессирую-щей блокировки можно при помощи периферийных кластеров.

Для достижения наибольшей эффективности защиты с использованием периферийного кластера нужно придерживаться следующих рекомендаций:

– в состав защитного кластера необходимо включать, прежде всего, наименее удаленные от источника потребители целевого продукта;

– если существует возможность, то в состав периферийного клас-тера следует включить всех потребителей продукта;

– повысить защитные свойства кластера с потребителями целевого продукта можно и путем включения в его состав распределительных узлов, расположенных между кластером и источником продукта.

На рис. 4 показана структурная схема трубопроводной системы с периферийным кластером K1, в составе которого находятся все потребители целевого продукта. Такая структурная особенность защитного кластера приводит к тому, что при развитии процесса прогрессирующей блокировки все потребители В–Е отключаются от источника целевого продукта совместно.

Отметим, что для защиты трубопроводной системы возможно использование нескольких периферийных кластеров, содержащих разное количество потребителей продукта. Выбор конкретного варианта защиты системы в этом случае следует осуществлять на основе сравнительной оценки их эффективности.

Таким образом, использование данной защитной стратегии можно рекомендовать в тех случаях, когда из-за действующих ограничений защитить систему с использованием центрального кластера невозможно.

КОМБИНИРОВАННАЯ ЗАЩИТА

Стратегия комбинированной защиты точечных элементов системы представляет комбинацию рассмотренных ранее стратегий при защите сетевого объекта. Пример трубопроводной системы с защищенным узлом-потребителем С представлен на рис. 5. Кроме того, система защищена и при помощи кластеров K0 и K1.

В данном случае все отмеченные ранее преимущества и недостатки отдельных стратегий защиты остаются справедливыми и применимы в отношении отдельных частей трубопроводной транспортной системы.

Таким образом, применение стратегии комбинированной защиты оправданно и рекомендуется в тех случаях, когда к отдельным частям транспортной системы предъявляются разные требования или действует совокупность различных проектных ограничений.

ЗАЩИТА В СЕЙСМИЧЕСКИ АКТИВНОЙ ЗОНЕ

Рассмотрим особенности формирования фрагмента защитного кластера газотранспортной системы, функционирующей в сейсмически активной зоне, на примере отдельного фрагмента газотранспортной системы. Фрагмент находится в техническом коридоре и характеризуется наличием ряда перемычек. Здесь под техничес-ким коридором понимаются два магистральных трубопровода, обеспечивающих транспорт газа в одном направлении и расположенных параллельно вдоль одной трассы. Перемычки, соединяющие между собой указанные газопроводы, предназначены для обеспечения внутрисистемных перетоков и используются в том числе при выполнении ремонтных работ.

Сейсмические воздействия вызывают в газотранспортной систе-ме ряд негативных эффектов, из которых наиболее опасны:

– скачкообразный рост нормальных и касательных напряжений в поверхностных слоях трубопроводов, а также вблизи концентраторов напряжений;

– образование и распространение ударных волн в системе сообщающихся трубопроводов, находящихся под избыточным внутренним давлением;

– возникновение резонансных состояний на отдельных участках сети, способных привести к быстрому повреждению трубопроводов и их переходу в неработоспособное состояние;

– повреждение опорных частей или разрушение жестких фундаментов, не обладающих достаточной сейсмостойкостью.

В этих условиях развитие аварийной ситуации по механизму прогрессирующей блокировки узлов отличается рядом особенностей. Возникновение первого шокового воздействия приводит к повреждению, прежде всего, точечных структурных элементов, расположенных на жестких фундаментных опорах. При этом невозможно указать, какое количество транспортных узлов и трубопроводов перейдет в неработоспособное состояние в результате первого шокового воздействия. Последующие афтершоки, которые обычно повторяются в течение нескольких суток или даже недель, также представляют потенциальную опасность и могут стать причиной дальнейшего развития процесса прогрессирующей блокировки.

Рассмотрим стратегию защиты такой системы, связанную с формированием периферийного кластера в техническом коридоре. Воспользуемся для этого расчетной схемой, показанной на рис. 6.

При возникновении сейсмичес-кого шока снизить уровень действующих нагрузок и защитить узлы A–D возможно с использованием системы компенсационных сильфонов. Кроме того, перечисленные узлы должны обладать также и способностью свободного смещения в продольном и поперечном направлении при возникновении сейсмической нагрузки. Пример конструктивного оформления такого проектного решения показан на рис. 7.

Наличие в составе упругой опоры подвижных элементов позволяет не только снизить уровень действующей вибрационной нагрузки, но и способствует быстрому затуханию вынужденных колебаний в системе. При этом в состав формируемого клас-тера должны быть включены и защищенные трубопроводы. Принятый вариант защиты должен обеспечивать сохранение работоспособного состояния трубопроводов при развитии аварийной ситуации. Для решения этой задачи рекомендуется не устанавливать их на жесткие опоры, а использовать один из вариантов упругого подвешивания [13].

Таким образом, задача формирования защитного кластера для рассматриваемого фрагмента газотранспортной системы связана с необходимостью использования:

– системы упругого подвешивания трубопроводов вместо монтажа на жестких опорах;

– системы компенсационных сильфонов, обеспечивающих возможность взаимного смещения трубопроводов при наличии вибрационных нагрузок;

– подвижных опорных частей в местах присоединения технологических перемычек.

ВЫВОДЫ

Защита транспортных узлов приводит к повышению стойко-сти трубопроводных систем к развитию аварийных ситуаций по механизму прогрессирующей блокировки. При этом различные стратегии защиты имеют свои преимущества, недостатки и характеризуются разным уровнем эффективности.

Защиту отдельных узлов системы следует использовать в тех случаях, когда возможная реали-зация защитных мероприятий затруднена по причине ограничения наличных ресурсов. В случаях, когда в системе имеются потребители, отключение которых от источника продукта не допус-кается, рекомендуется защита системы при помощи центрального кластера. В свою очередь, защита с использованием периферийных кластеров служит эффективным инструментом повышения стойкости системы к развитию прогрессирующей блокировки узлов. При этом включение в состав защитных кластеров большого числа точечных элементов требует соответствующего обоснования и ресурсного обеспечения.

Стратегия комбинированной защиты применима в тех случаях, когда к отдельным фрагментам сетевой структуры предъявляются различные требования в отношении обеспечения стойкос-ти к развитию прогрессирующих повреждений.

Более 70 % российской нефти добывается на территории Западной Сибири в труднодоступной местности. Для оценки воздейст-вия расположенных там объектов нефтедобывающего комплекса на природную среду наиболее перс-пективно использование космических снимков поверхности Земли как основного источника информации при решении экологических проблем.

Важнейшей проблемой неф-тегазодобывающих регионов признано нерациональное использование (сжигание) попутного нефтяного газа (ПНГ) на месторождениях [1–2]. Повышение уровня рационального использования ПНГ возможно за счет формирования условий для принятия и поддержки инвестиционных проектов создания производственных мощностей для переработки, хранения и транспортировки ПНГ.

Решение данной проблемы на текущий момент ограничивается такими факторами, как непрозрачность (закрытость) данных, уровень оснащенности факельных установок средствами измерения, отсутствие необходимой инфраструктуры для достижения показателя сжигания не более 5 %, в основном на мелких и удаленных месторождениях, а также на месторождениях в новых регио-нах добычи нефти, в частности в Арктической зоне и Восточной Сибири.

Согласно данным [3–4], в России за последнее десятилетие наблюдается рост объемов добычи нефти (в 2017 г. добыто около 549 млн т). Объем извлекаемого ПНГ вырос на 10,8 млрд м3 за период с 2014 г. (72,5 млрд м3) по 2016 г. (83,3 млрд м3), при этом рост объемов добычи ПНГ продолжается в настоящее время. Объем нерационально использованного на факелах ПНГ в 2016 г. увеличился на 15 % по сравнению с 2015 г. и составил 12,4 млрд м3 [3–4].

Анализ собранной открытой информации показал наличие расхождений в данных об объ-емах добытого и сожженного ПНГ. Закрытость подробных отчетных данных и расхождения в открытых данных говорят о необходимости разработки инструмента для возможности дистанционной оценки объемов сжигаемого ПНГ. В связи с этим представляют значительный интерес мониторинг количества факельных установок, их мощность и определение зон термического воздействия на лесорастительный покров нефтедобывающих территорий. Особенно это актуально для Западной Сибири как основного региона добычи нефти в РФ.

ПРОБЛЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ

Для снижения загрязнения атмосферного воздуха Правительст-вом РФ принято Постановление от 8 ноября 2012 г. № 1148 [5], согласно которому нефтедобывающие компании обязаны платить штрафы за сверхнормативное сжигание ПНГ. На текущий момент большинство крупных нефтегазовых предприятий увеличили долю переработки ПНГ.

На рис. 1 показано, что уровень рационального использования ПНГ постепенно растет: с 75 % в 2011 г. до 88 % в 2016 г. [6]. Вместе с тем по данным дистанционного исследования Земли из космоса установлено [3–7], что начиная с 2014 г. отмечен внушительный рост объема сжигания ПНГ (рис. 2). Выявленное расхождение в изменении объемов утилизации и сжигания ПНГ ставит под вопрос достоверность и надежность отчетных данных.

На данный момент в России наибольшее распространение получили те направления использования ПНГ, которые представлены на рис. 3.

С 2014 г. и по настоящее время введен и действует экологический рейтинг [6–9], разработанный Всемирным фондом дикой природы (WWF) совместно с крупными российскими нефтегазодобывающими компаниями. Согласно данному рейтингу уровень негативного воздействия этих компаний на экологию приравнивается к степени наносимого ущерба природной среде (воздух, водные ресурсы, земля). Перечень критериев для оценки негативного воздействия на состояние окружающей среды, а также данные рейтинга российских нефтегазовых компаний за 2014–2017 гг. и их анализ подробно описаны в работе [10].

Полезное использование ПНГ включает три направления: газонефтехимическое, энергетичес-кое, геологическое. Ценность ПНГ в качестве сырья определяется в первую очередь его компонентным составом [10]. Установлено, что за последнее время отмечается рост газового фактора на нефтяных месторождениях России: в среднем на 9 %, в Западной Сибири – на 11,2 %.

Как известно, сжигание газа на факелах влечет за собой последствия экологического и социально-экономического характера. В атмосферу попадают значительные объемы экологически опасных продуктов сжигания, оказывающих вредное воздействие на лесорастительный покров неф-тедобывающих территорий [1], и углекислого газа, усиливающего парниковый эффект.

ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДУЕМОЙ ТЕРРИТОРИИ

В настоящей работе объектами исследования стали территории 12 нефтегазоносных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) и Томской обл. (рис. 4). Средняя заболоченность исследуемой территории составляет около 50 % [11]. Освоение природных богатств этой территории в условиях значительной заболоченности весьма затруднительно. Например, согласно данным [12], лесные земли и болота Томской обл. составляют 68 %, что характеризует территорию области как труднодоступную, со слабой заселенностью и неразвитой инфраструктурой.

Согласно данным за 2016 г. [12], добыча природного и попутного газа в ХМАО составила 35,5 млрд м3, в том числе объем добычи ПНГ – 34,4 млрд м3. Объем использования ПНГ составил 32,8 млрд м3, что на 3,1 % больше, чем в 2015 г. Повышен уровень рационального использования ПНГ – до 95,5 % (выше на 1,5 % по сравнению с 2015 г.).

В Томской обл. утилизация ПНГ существенно ниже, что вызывает высокие риски для окружающей среды области [12]. Так, в 2015 г. на месторождениях Томской обл. уровень рационального использования ПНГ в среднем составил около 85 %.

Всего за этот период было добыто 3,6 млрд м3 ПНГ, при этом объем использованного ПНГ составил 3,0 млрд м3. В 2016 г., по предварительным данным, этот уровень снизился до 79 %. Общая динамика использования ПНГ начиная с 2010 по 2016 г. представлена в табл. 1.

Проблема сбора и учета данных о сжигании ПНГ, их достоверности и определения числа факельных установок весьма актуальна. Авторами разработаны методичес-кие вопросы детектирования факельных установок, определения реального количества действую-щих источников сжигания ПНГ, их мощности и вычисления площади зон теплового воздействия в радиусе действия факельной установки по космическим снимкам Landsat 5 и 8 среднего разрешения.

В связи с перечисленными особенностями исследуемой территории для получения оперативной оценки состояния растительного покрова нефтегазоносных территорий недостаточно применения только наземных данных о состоянии окружающей среды. Существующие сегодня различные методики, обеспечивающие мониторинг экологического состояния нефтегазоносных территорий, различаются физическими принципами действия и чувствительностью. Наиболее эффективны по охва-ту территории, регулярности и оперативности мониторинга состояния окружающей среды методики, основанные на применении данных дистанционного зондирования Земли.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Дистанционное определение числа действующих факельных установок на нефтедобывающей территории основано на предварительной обработке космичес-ких снимков, выявлении термических точек и идентификации факельных установок.

В результате выполнения перечисленных процедур по космическим снимкам среднего разрешения Landsat были идентифицированы 14 факельных установок на 12 месторождениях Томской обл. (рис. 5). Установлено, что на некоторых месторождениях факелы функционируют с переменными режимом и мощностью. Изменения температурного режима и площадей теплового загрязнения в радиусе действия факельных установок с помощью космических снимков 2009, 2016 и 2017 гг. рассмотрены на примере Лугинецкого месторождения.

На Лугинецком месторождении по состоянию на 28.02.2009 г. обнаружена одна термоточка (см. рис. 5а) – действующая факельная установка, для которой определены границы термического воздействия по разнице температур фоновой территории и зоны повышенной температуры радиусом 300 м. Площадь зоны теплового воздействия составила 0,16 км2 (красные оттенки на рис. 5а). По данным термоканала, температура зоны изменяется от 14 °С (на окраинах) до 59 °С (в центре), что превышает фоновое значение температуры этой территории (–17 °С) в 2–4 раза.

На космическом снимке 2016 г. наблюдается две термоточки (см. рис. 5б), факел 1 отсутствует, но идентифицированы факелы 2 и 3. Суммарная площадь термического загрязнения составила всего 0,02 км2, что соответствует уменьшению площади теплового загрязнения в 8 раз по сравнению с 2009 г.

В 2017 г. обнаружено три термо-точки (см. рис. 5в), суммарная площадь теплового загрязнения равна 0,15 км2, что сопоставимо с данными снимка 2009 г. Температуры в термоточках 1, 2 и 3 равны 14, 7 и 57 °С соответственно, что превышает фоновую мартовскую температуру (+2 °С).

В табл. 2 перечислены исследуемые месторождения Томской обл., указаны вычисленная площадь зоны теплового воздействия в радиусе действия факельных установок за зимний период 2017 г. (февраль, март), запасы нефти, объемы нефтедобычи и количество газа в нефти для каждого объекта. Месторождения упорядочены по убыванию объемов добычи нефти: от Крапивинского до Западно-Катыльгинского.

Крапивинское входит в категорию крупных месторождений (запасы нефти 30–300 млн т), к которой также относятся Первомайское и Лугинецкое месторождения. К средним месторождениям по запасам нефти (10–30 млн т) принадлежат Оленье, Столбовое и Катыльгинское. Остальные месторождения характеризуются как мелкие (запасы нефти 1–10 млн т). Данные по добыче и запасам нефти были собраны из различных информационных источников и базы данных Института химии нефти СО РАН [14]. Установлено, что между значениями нефтедобычи и запасами рассматриваемых месторождений сущест-вует высокая корреляционная связь (коэффициент корреляции равен 0,9).

Наибольшие площади теплового воздействия вычислены по данным космического снимка за март 2017 г. в границах Лугинецкого (0,15 км2), Герасимовского (0,06), Катыльгинского (0,05), Первомайского (0,05) и Крапивинского (0,04 км2) месторождений (табл. 2). Установлено, что наибольшее (в 3 раза) увеличение площади зон по сравнению с данными за февраль 2017 г. зафиксировано для Лугинецкого и Катыльгинского месторождений, а также для Первомайского мес-торождения (в 2,5 раза). На Ломовом месторождении площадь воздействия не изменилась, а на Оленьем и Столбовом – сократилась более чем в 2 раза.

Корреляционный анализ данных показал, что между значениями площади зон воздействия и наличием газа в нефти наблюдается корреляция. Значение коэффициента корреляции равно 0,5, что указывает на существующую взаимосвязь между этими параметрами: чем больше газа содержится в нефти, тем больше площадь теплового воздействия.

На рис. 6 представлены графики изменения площади зон теплового воздействия на территории месторождений в зависимости от объема добычи нефти в феврале и марте 2017 г. Прослеживается тенденция изменения площадей зон теплового воздействия в зависимости от уровня добычи и общих запасов месторождений, особенно четкая для данных за март: чем выше добыча на месторождении, тем больше площади воздействия.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложена методика оценки количества и местоположения факельных установок с использованием спутниковых изображений среднего разрешения Landsat, проведено детектирование факельных установок сжигания ПНГ на месторождениях Западной Сибири (ХМАО и Томская обл.). С 2016 г. установлены сокращение количества высокотемпературных участков (действующих факельных установок) на исследуемых месторождениях, уменьшение площади негативного воздействия и мощности горения факелов.

В то же время на изученной территории Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения увеличивается число высокотемпературных участков. Так, в 2009 г. выявлен один, в 2016 г. – два, а в 2017 г. – три высокотемпературных участка.

Применение спутниковых данных и ГИС-технологий позволяет выявлять местоположения факельных установок и определять их число, что существенно помогает в свое-временной оценке экологической ситуации и принятии решений по устранению и профилактике загрязнения окружающей среды.

Работа выполнена при поддержке Проекта НИР V.46.1.2. «Диагностика состояния и восстановление природных экосис-тем на объектах нефтегазового комплекса Западной Сибири и прилегающих территориях» № ГР AAAA-A17-117030310200-4.

Таблица 1. Уровень рационального использования ПНГ в Томской обл.Table 1. Level of rational use of the associated petroleum gas in the Tomsk region

Таблица 2. Данные о добыче, запасах нефти и площадях теплового воздействия на месторождениях Томской обл.Table 2. Data on production, oil reserves and areas of thermal impact in the fields of the Tomsk region