Газовая промышленность № 02 2021

Цифровые постоянно действующие геолого-технологические модели месторождений углеводородного сырья широко используются при планировании промысловых работ. Все большую популярность приобретают так называемые композиционные модели [1–4]. С их помощью удается более точно воспроизводить фазовые переходы в природных системах углеводородов (УВ) по сравнению с менее продвинутыми моделями типа black oil. Точность описания таких процессов важна, например, при проектировании разработки месторождений с использованием газовых методов повышения углеводородоотдачи пластов.

В то же время композиционное моделирование требует бóльших технических ресурсов по сравнению с моделями типа black oil. При этом в случае, когда содержащаяся в пласте многокомпонентная смесь УВ находится в состоянии, близком к критическому, может происходить кратный рост вычислительных затрат [2]. Такой эффект дает, в частности, использование итерационных алгоритмов расчета параметров многокомпонентных смесей (flash calculations). Подробное описание этого метода содержится в литературе (см., например, [1–6]). Входными данными для него служат общий состав смеси, температура и давление, при которых она находится, а также параметры ее компонентов (критические температуры и давления, ацентрические факторы, коэффициенты бинарного взаимодействия компонентов и т. д.). Суть итерационного процесса состоит в уточнении констант фазового равновесия (K-values, далее – КФР). Критерием достижения термодинамического равновесия считается равенство летучестей компонентов в паровой и жидкой фазах. На выходе алгоритм позволяет получить значения КФР, которые с заданной точностью считаются относящимися к состоянию термодинамического равновесия, а также соответствующие доли фаз и их составы.

Если многокомпонентная смесь рассматривается в околокритической области, количество требуемых итераций значительно возрастает [2]. При композиционном моделировании обычно налагают ограничение на максимальное число вычислительных операций (так, в симуляторе Eclipse 300, разработанном компанией Schlumberger, это количество контролируется ключевым словом FCCRIT [3]). С одной стороны, подобный лимит необходим, чтобы проводить расчет одного варианта разработки месторождения (или его сектора) за приемлемое время. С другой стороны, при этом возникает риск получить оценки параметров флюидов, далекие от их реальных значений.

Во флагманском гидродинамическом симуляторе с опцией композиционного моделирования Intersect (разработчик – компания Schlumberger) для ускорения расчета параметров парожидкостного равновесия реализован алгоритм, использующий приведенные переменные, а также собственные значения и векторы матрицы, включающей коэффициенты бинарного взаимодействия компонентов [6-8]. Такой подход позволяет снизить требования к объему вычислительных ресурсов. Однако в случае, когда этот алгоритм не сходится, расчет сводится к использованию традиционного итерационного метода. Причем в качестве начального приближения для КФР рассматриваются корреляции Вильсона. Такая ситуация и соответствующий расчет названы в [6] ab initio flash. Применимость методов, использующих приведенные переменные для уменьшения вычислительных затрат, необходимых при определении параметров парожидкостного равновесия, активно обсуждается в литературе. В работе [9], в частности, на основе выполненных расчетов было показано, что подобные подходы целесообразны в случае большого (более 20) количества компонентов (в типичных композиционных гидродинамических расчетах их число обычно не превышает 10–12).

Также в последнее время увеличивается интерес к использованию усовершенствованных уравнений состояния для описания многокомпонентных углеводородных систем, в том числе растет популярность обобщенного уравнения состояния PC-SAFT. Например, в работе [10] проводится сравнение использования этого уравнения, обобщенных фундаментальных и кубических уравнений состояния (в обобщенной форме, разработанной А.И. Брусиловским [1]) для описания физических свойств более 70 углеводородных фракций. Авторами статьи показано, что применение PC-SAFT-уравнения и обобщенных фундаментальных дает практически сопоставимые по точности результаты. При этом кубические уравнения состояния характеризуются в разы бóльшими отклонениями расчетных и экспериментальных параметров веществ [10].

Таким образом, уравнение состояния PC-SAFT, по‑видимому, продолжит набирать популярность в отрасли. Заметим, что в настоящее время оно доступно для расчета параметров парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей в программном продукте PVTsim, разработанном компанией Calsep и предназначенном для создания и настройки моделей пластовых флюидов [11]. Однако отраслевые гидродинамические симуляторы с опцией композиционного моделирования пока опираются на использование различных вариантов кубических уравнений состояния [5, 6].

Подводя итог проведенного обзора, следует отметить, что все еще актуален поиск подходов, альтернативных «классическим» итерационным алгоритмам расчета параметров парожидкостного равновесия пластовых флюидов, которые, с одной стороны, демонстрировали бы приемлемую вычислительную эффективность, а с другой – были бы применимы со временем при переходе к использованию более продвинутых уравнений состояния. В настоящей статье рассмотрен новый алгоритм, подразумевающий прямую минимизацию энергии Гиббса многокомпонентной многофазной системы. При этом важная особенность рассмотренного подхода – переход от нелинейной задачи минимизации энергии системы к задаче линейного программирования.

МЕТОД ПРЯМОЙ МИНИМИЗАЦИИ ЭНЕРГИИ МНОГОФАЗНОЙ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ СИСТЕМЫ

Если многофазная система не мелкодисперсная и влиянием поверхностных эффектов можно пренебречь [12], то ее энергия Гиббса записывается в виде:

,           (1)

где G – удельная молярная энергия Гиббса фазы ; – количество молей фазы в смеси; Np – количество фаз. Энергия G = G(T,p,xi,) зависит от температуры T и давления p, а также от состава фазы xi,, где xi, – мольная доля i-го компонента в фазе .

Рассмотрим для определенности один моль смеси, т. е.

.           (2)

Пусть ее общий состав задан значениями zi – суммарными мольными долями компонентов (во всех фазах), i = 1, …, Nc, где Nc – количество компонентов в системе. Тогда мы можем записать соотношение, связывающее zi с мольными долями xi, этого компонента в фазах:

.           (3)

При заданных значениях T, p, zi в состоянии термодинамического равновесия энергия Гиббса системы (1) стремится к своему минимальному значению при всех возможных комбинациях фаз и их составов xi,. Такое требование можно записать следующим образом:

,           (4)

где минимизация ведется по переменным и  с учетом ограничений (2) и (3), – возможное значение мольной доли i-го компонента в фазе , 0 ≤ ≤ 1; – возможное значение мольной доли фазы в смеси, 0 ≤ ≤ 1; и xi, – равновесные доли и составы фаз соответственно, т. е. решение задачи минимизации (4) с учетом ограничений (2) и (3).

Заметим, что минимизируемое в (4) выражение для энергии Гиббса многофазной системы можно воспринимать как скалярное произведение вектора, включающего значения энергии Гиббса фаз, и вектора, определяющего их доли. Поэтому если провести дискретизацию множества возможных значений состава фазы 0 ≤ ≤ 1, то поиск минимума в (4) сведется к задаче линейного программирования с ограничениями (2) и (3). Ее решение даст такой вектор долей фаз 0 ≤ ≤ 1, который обеспечит минимум в (4). Подобный прием перехода от нелинейной задачи минимизации энергии системы к задаче линейного программирования за счет дискретизации множества возможных составов фаз хорошо известен в геохимии и петрологии [13-15]. Его использование позволяет строить фазовые диаграммы взаимного превращения минералов и расплавов. В рамках настоящей работы демонстрируется применимость этого же подхода для описания парожидкостного равновесия смесей УВ.

На рис. 1 показана принципиальная схема алгоритма, опирающегося на решение описанной выше задачи линейного программирования. Как видно из этого рисунка, предлагаемый метод позволяет рассчитывать параметры парожидкостного равновесия многокомпонентных систем для заданных термобарических условий и общего состава смеси, т. е. решает ту же задачу, что и «классические» итерационные алгоритмы.

В настоящее время задачи линейного программирования легко решаемы с использованием стандартных функций, представленных во многих современных языках программирования. Это делает показанный на рис. 1 способ вычисления таким же доступным для программной реализации, как и любой итерационный алгоритм, основанный на расчете летучестей компонентов [1–7].

Для верификации предложенного подхода было проведено сопоставление полученных с его помощью результатов с результатами работы стандартного итерационного алгоритма [1–4]. Для этого рассматривался набор многокомпонентных смесей с известными характеристиками.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Далее приведены примеры выполненных расчетов, а также общие выводы, которые можно сформулировать на основе всей совокупности вычислительных экспериментов.

На рис. 2а представлена диаграмма «давление – состав» для бинарной смеси метана и н-гептана, построенная с помощью стандартного итерационного алгоритма [1–4], а на рис. 2б – такая же диаграмма, рассчитанная с помощью предложенного выше подхода, подразумевающего прямую минимизацию энергии Гиббса системы. Темно-синим цветом показана жидкая фаза, темно-красным – газовая. Переход от первого ко второму отражает увеличение доли газовой фазы и соответствует двухфазной области парожидкостного равновесия бинарной системы. Белые окружности на диаграммах очерчивают экспериментальные данные [16], отражающие границу двухфазной области. Для вычисления летучестей в итерационном алгоритме, а также энергии Гиббса в предложенном выше подходе использовались выражения, соответствующие популярному уравнению состояния Пенга – Робинсона [17] (см. также Приложение). Композиционное моделирование на основе этого уравнения можно проводить во всех наиболее востребованных в настоящее время симуляторах [5, 6].

Анализируя рис. 2а, б, можно отметить, что диаграмма «давление – состав», построенная по данным двух различных методов вычисления, дает визуально идентичные результаты. Модуль разницы рассчитанных двумя способами долей газовой фазы показан на рис. 3. По нему также видно, что оба подхода дают близкие результаты, различающиеся не более чем в третьем знаке после запятой, при этом отклонение выше в околокритической области. Оно может быть обусловлено особенностями работы итерационного алгоритма, поскольку именно здесь у него имеются проблемы со сходимостью и требуются значительные вычислительные ресурсы из‑за роста количества итераций [2]. На рис. 4 для рассмотренной бинарной смеси при фиксированном составе (соответствует вертикальному сечению диаграмм на рис. 2) показано затраченное на расчеты время. Видно, что для итерационного алгоритма оно многократно возрастает в околокритической области. При этом для способа, подразумевающего прямую минимизацию энергии Гиббса, необходимое для проведения вычислений время практически не зависит от давления, что ожидаемо с учетом структуры применявшегося алгоритма (см. рис. 1).

Важно отметить, что предложенный алгоритм может быть реализован с использованием программно-аппаратной архитектуры параллельных вычислений CUDA (Compute Unified Device Architecture), разработанной компанией Nvidia. Представленные в настоящей статье результаты рассчитаны в свободной среде для математических вычислений GNU Octave без специального применения параллельных вычислений. Использование графических процессоров представляется перспективным, поскольку в настоящее время происходит их массовая интеграция в стандартные аппаратные решения. При этом на практике была доказана возможность более чем на порядок сократить время, требуемое для решения задач линейного программирования высоких размерностей, с использованием CUDA [18]. Поэтому переход на данную платформу может позволить дополнительно более чем на порядок сократить время расчетов по сравнению с результатом, показанным на рис. 4. Таким образом, следует ожидать, что соединение в рамках единого программного решения на CUDA алгоритма, представленного на рис. 1, с расчетом многокомпонентной многофазной фильтрации в пласте позволит создать новый композиционный симулятор, вычислительная эффективность которого для ряда задач может превосходить популярные на сегодняшний день отраслевые решения.

Наконец, анализируя рис. 2, заметим, что на соответствие расчетных и экспериментальных значений параметров многокомпонентной смеси заметно влияет выбор ее модели, зависящий, в свою очередь, от использовавшегося уравнения состояния и правил смешения [1–3, 10]. Например, применявшееся в настоящей работе уравнение состояния Пенга – Робинсона хорошо описывает поведение легких УВ. Для смесей, включающих УВ с числом атомов углерода выше десяти, можно ожидать некое отклонение параметров многокомпонентных систем, рассчитанных с использованием этого уравнения состояния, от значений, измеряемых экспериментально [1]. При этом также следует ожидать, что рассматриваемые в настоящей статье подходы к определению параметров парожидкостного равновесия дадут очень близкие результаты, за исключением, быть может, околокритической области. Действительно, оба алгоритма находят минимум одного и того же функционала энергии Гиббса системы, вид которого определяется уравнением состояния (см. также Приложение), только способ, представленный на рис. 1, ведет поиск минимума непосредственно, а в итерационном методе для этого используются согласованные с уравнением состояния выражения для летучестей всех компонентов смеси и условие равенства летучестей в различных фазах в состоянии термодинамического равновесия [1–3].

Для демонстрации справедливости приведенных рассуждений рассмотрим смесь н-пентадекана и диоксида углерода. На рис. 5 приведены построенные для нее диаграммы «давление – состав». Обозначения здесь аналогичны рис. 2, за исключением того, что экспериментальные данные [19] показаны как белыми, так и черными окружностями. Рисунки 5а, б получены с использованием уравнения состояния Пенга – Робинсона, а рис. 5в, г – Соаве – Редлиха – Квонга. Сопоставляя пары диаграмм – рис. 5а с рис. 5б и рис. 5в с рис. 5г, можно увидеть, что, действительно, два алгоритма расчета параметров парожидкостного равновесия дают практически совпадающие результаты, если применяется одно и то же уравнение состояния (как и в случае результатов для смеси метана и н-гептана на рис. 2). При этом для рассмотренной бинарной смеси отклонение расчетных значений от экспериментальных существенно при использовании уравнения состояния Пенга – Робинсона. Применение же уравнения состояния Соаве – Редлиха – Квонга позволяет добиться лучшего соответствия расчетных и экспериментальных границ двухфазной области для смеси н-пентадекана и диоксида углерода.

Заметим, что представленный на рис. 1 алгоритм может использоваться с любым уравнением состояния. В Приложении указано, при каком выборе параметров приведенные выражения соответствуют уравнению состояния Пенга – Робинсона, а в каком – Соаве – Редлиха – Квонга. Для использования прочих уравнений состояния необходимо модифицировать выражение для вычисления удельной молярной энергии Гиббса фазы. Таким образом, предложенный подход дает еще один независимый способ верификации вычисленных параметров парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей.

Кроме расчетов парожидкостного равновесия бинарных смесей была выполнена серия вычислений для тернарных, пятикомпонентных и 11‑компонентной смеси с известными из эксперимента параметрами. На рис. 6а, б показаны результаты для пятикомпонентных углеводородных смесей при различных давлениях. Заметим, что они не включали УВ с числом атомов углерода в молекуле более шести. Видно, что для этих систем оба способа расчета дают близкие результаты, хорошо соответствующие экспериментальным данным [20]. Стоит отметить, что в случае смесей с бóльшим количеством компонентов дискретизацию множества возможных значений состава фазы целесообразно проводить с учетом рекомендаций по последовательному измельчению расчетной сетки, сформулированных в работе [15].

На рис. 7 показан результат аналогичных расчетов для 11‑компонентной смеси, соответствующей примеру № 4 в [21]. Рисунок 7а демонстрирует состав жидкой фазы, рис. 7б – газовой. Оба рассматриваемых алгоритма дают результаты, в целом отражающие составы смесей, опубликованные в [21]. Заметим, что наибольшие отклонения наблюдаются для азота, что вполне объяснимо: составы фаз в [21] были оценены методом давления схождения, а применявшиеся в настоящей работе подходы опирались на уравнение состояния Пенга – Робинсона.

По итогам проведенных вычислительных экспериментов можно сделать следующие результаты и общие выводы:

– протестирована применимость предложенного алгоритма для расчета параметров многокомпонентных смесей;

– рассмотренный способ расчета, использующий прямую минимизацию энергии Гиббса, не уступает в точности стандартному итерационному алгоритму и может служить независимым способом верификации определения параметров парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей;

– вычислительная сложность предложенного алгоритма не увеличивается в околокритической области, что выгодно отличает его от стандартного итерационного метода;

– реализация представленного в статье подхода с использованием CUDA позволит дополнительно сократить время вычислений и создаст технологический задел для разработки нового композиционного симулятора, совместимого с доступными стандартными аппаратными решениями.

Таким образом, рассмотренный в статье алгоритм расчета параметров парожидкостного равновесия многокомпонентных смесей представляется перспективным для дальнейшего развития и интеграции в программные продукты, предназначенные для композиционного моделирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Композиционное моделирование предполагает расчет фазового состояния и параметров многокомпонентных смесей. Традиционные итерационные алгоритмы, используемые для такого расчета, обладают рядом недостатков, к которым в том числе относится плохая сходимость и рост необходимого количества итераций в околокритической области. В связи с этим актуален поиск альтернативных подходов. В статье доказывается возможность использования в качестве такой альтернативы алгоритма, опирающегося на метод прямой минимизации энергии Гиббса многофазной многокомпонентной системы. При этом нелинейная задача минимизации энергии Гиббса системы сведена к задаче линейного программирования, что делает данный способ простым для программной реализации. На примерах конкретных смесей (бинарных, пятикомпонентных и 11‑компонентной) с известными из лабораторного эксперимента характеристиками показано, что предложенный алгоритм не уступает в точности определения параметров фазового равновесия смесей стандартному итерационному. Установлено, что новый подход не увеличивает требуемых вычислительных ресурсов при переходе в околокритическую область, а это выгодно отличает его от итерационного. Таким образом, предложенный алгоритм представляет собой еще один независимый способ расчета параметров фазового равновесия многокомпонентных углеводородных смесей, а с учетом его возможной реализации с использованием программно-аппаратной архитектуры параллельных вычислений CUDA интеграция данного алгоритма с расчетом многокомпонентной многофазной фильтрации в пласте может стать основой создания нового композиционного симулятора, отличающегося высокой скоростью проведения расчетов и совместимостью с доступными аппаратными решениями.

Работа выполнена при поддержке гранта Министерства науки и высшего образования РФ № 075‑15‑2019‑1890.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Представленные в настоящей статье результаты расчетов выполнены для кубического уравнения состояния:

,           (5)

где p – давление; R – универсальная газовая постоянная; T – температура; V – мольный объем; ξ1 и ξ2 – численные параметры, смысл которых обсуждается ниже. Параметры AМ и BМ для смеси задаются выражениями:

AМ = xi xj Aij , Aij = (1 – δij)(Ai Aj)½, (6)

BМ = xi Bi ,     (7)

где xi и xj – мольные доли i-го и j-го компонентов в смеси соответственно; Nc – количество компонентов в смеси; δij – коэффициенты их бинарного взаимодействия. Параметры индивидуальных компонентов (чистых веществ) Ai, Aj и Bi определяются значениями их критических температур, давлений и ацентрических факторов.

В настоящей работе использованы параметры чистых веществ, а также величины их коэффициентов бинарного взаимодействия из таблиц, опубликованных в [2]. В (5) случай ξ1 = 1 и ξ2 = 0 соответствует уравнению состояния Соаве – Редлиха – Квонга, а случай ξ1 = (1 + ) и ξ2 = (1 – ) – уравнению состояния Пенга – Робинсона [1, 2, 17].

Выражение для энергии Гельмгольца, согласованное с уравнением состояния (5) и выражениями для вычисления параметров смеси (6) и (7), в изотермическом случае имеет вид:

.           (8)

Расчет энергии Гиббса проводился в соответствии со схемой, показанной на рис. 1: для заданной величины давления p по уравнению состояния (5) определялся соответствующий мольный объем V, затем по формуле (8) вычислялось значение энергии Гельмгольца F(T,V,xi ), а далее рассчитывалось значение энергии Гиббса как G(T,p,xi ) = F(T,V,xi ) + pV.

– Одно из основных направлений производственной деятельности ПАО «Газпром» – транспортировка и подземное хранение газа. Для решения этих задач построена и эксплуатируется обширная система газопроводов. Вячеслав Александрович, расскажите, пожалуйста, в данном контексте в чем заключается актуальность задачи управления автотранспортом?

– Без применения автотранспортной техники невозможно представить выполнение ремонтных и диагностических работ, доставку персонала до промышленных площадок, перемещение грузов и многих других операций и процессов. Автотранспортное хозяйство (АТХ) ПАО «Газпром» включает в себя 50 140 ед. техники. Поэтому, безусловно, оно является важным элементом обеспечения надежной, безопасной и эффективной деятельности Общества.

– Для чего нужно так много собственной техники? Не было бы более эффективным использовать сторонние организации для предоставления нужных услуг по запросу?

– Наличие собственных АТХ – это не наследие прошлого, а осознанный выбор. Значительное число активов ПАО «Газпром» находится в труднодоступных районах, где компания остается единственным контрагентом. На некоторые объекты крупную технику для проведения работ приходится доставлять вертолетом и по частям, а затем собирать непосредственно на площадке. Кроме того, существующий парк техники по большей части состоит из автомобилей специального назначения, которые имеют специфические функции и востребованы только ПАО «Газпром». В этой связи либо сервисная организация не сможет обеспечить требуемого уровня оснащенности, либо стоимость такого сервисного контракта будет несоизмеримо больше приобретения техники в собственность. А вот если говорить об обслуживании техники, то эта функция, безусловно, максимально переводится на внешний сервис. И здесь одной из приоритетных задач становится контроль качества выполняемых работ, т. к. это напрямую влияет на безопасность. Причем качество и эффективность обслуживания необходимо контролировать не только на локальном уровне, но и в масштабах всего ПАО «Газпром», например получая оптимальную стоимость услуг путем привлечения единого подрядчика сразу в несколько дочерних обществ, а также имея полную историю взаимодействия с сервисной организацией разных дочерних обществ.

– Когда говорят о безопасности применительно к автотранспорту, то в первую очередь подразумевают соблюдение правил дорожного движения (ПДД) и охрану труда. Это исчерпывающие направления?

– Безопасность – это комплексное понятие, на которое влияет большое количество факторов. И это не только соблюдение водителем ПДД, но и техническое состояние парка, состояние и сложность маршрута, знакомство водителя с этим маршрутом, время суток, сезон, опыт сотрудника и даже его психологическое состояние. Для учета всех этих факторов необходима тесная интеграция процессов АТХ с другими процессами ПАО «Газпром», такими как управление персоналом, картография, управление техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР).

Наличие интеграционных связей значительно расширяет число параметров, управляя которыми мы можем прямо или косвенно влиять на безопасность. Например, на территории нашей страны четыре климатических пояса, которые формируют 18 климатических областей. В этой связи такой параметр, как водительский стаж, после интеграции с системой управления персоналом приобретает совсем другую смысловую нагрузку, поскольку позволяет оценить и то, в каких условиях он был получен. Можем ли мы считать опытным водителя при назначении его на маршрут в Якутии зимой, если 25 лет водительского стажа были приобретены им в Астрахан-ской обл.? Таким образом, говоря о повышении безопасности, мы подразумеваем создание инструментов, позволяющих решать задачи назначения на работы в заданных условиях оптимального с точки зрения безопасности сочетания техники и персонала. Доказано, что более 80 % аварий и инцидентов с крупной автотранспортной и дорожно-строительной техникой связано с усталостью и снижением концентрации человека. Создаваемые инструменты должны, например, при назначении на сверхответственные работы учитывать время, прошедшее после последнего отпуска сотрудника.

– Понятие «эффективность» в первую очередь воспринимается в контексте экономической эффективности и сокращения затрат. Но построение еще одной системы управления само по себе требует вложений. Оправданны ли они?

– Опыт внедрения отдельных компонентов информационной системы управления АТХ в дочерних обществах уже показывает свою эффективность, позволяя достигнуть таких показателей, как снижение расхода горюче-смазочных материалов (ГСМ) на 10 %, затрат на ТОиР на 15 %, сокращение парка транспортных средств на 12 % и увеличение их коэффициента технического использования на 37 %. Но это лишь вершина айсберга. Задача повышения экономической эффективности заключается не просто в сокращении расходов, а в устранении самих причин неэффективного расходования средств за счет создания вертикально интегрированной информационной системы.

Так, ежегодно каждое из дочерних обществ ПАО «Газпром» приобретает до 60 ед. новой техники взамен морально устаревшей или выработавшей свой ресурс. При выборе производителя и модели техники необходимо учитывать полную стоимость последующего владения приобретаемым активом в реальных условиях. Подобная информация может быть получена только при создании единой информационной модели, собирающей сведения об истории эксплуатации аналогичных активов со всех дочерних обществ. Это позволит исключать из процесса закупки образцы техники, реальная эксплуатация которых показывает их нерациональность.

Еще одним направлением повышения эффективности служит возможность гибкого управления составом активов в масштабах всего ПАО «Газпром» в зависимости от потребности в технике, связанной с планами по обслуживанию и ремонту линейной части и компрессорных станций. Данный подход позволяет не приобретать, а перераспределять необходимые единицы техники между дочерними обществами в зависимости от возникающей потребности. Аналогичную задачу в 2014 г. решало АО «РЖДстрой» в рамках создания системы управления строительством и реконструкцией, что позволило на 30 % повысить коэффициент использования техники в рамках всей компании.

– Включает ли управление АТХ оснащение всего транспортного парка средствами телеметрии для сбора параметров, фиксирующих маршрут и манеру вождения?

– Необходимо отметить, что почти вся техника ПАО «Газпром» оснащена приборами, позволяющими собирать большое число параметров. Сейчас дочерние общества уже осуществляют проекты по реализации систем, использующих технологию ГЛОНАСС для сбора информации о маршрутах перемещения автотранспорта, его местонахождении, абсолютном и точном значении расхода ГСМ на маршруте. Здесь более важным становится то, как именно будут использоваться эти данные. Задача каким‑то образом наказать водителя, который слишком резко поворачивает или тормозит, –не приоритет. По сути, оснащенная средствами телеметрии техника является многофункциональным датчиком, перемещающимся в пространстве и во времени. Слишком низкая скорость в сочетании с большими вертикальными перегрузками, например, говорит о плохом состоянии дорожного покрытия, что, в свою очередь, влияет и на безопасность в целом и может привести к поломке техники (т. е. возникновению дополнительных затрат). Такая информация должна послужить сигналом диспетчеру либо о необходимости изменения маршрута, либо об инициации ремонтных работ на отдельном участке дороги.

В результате набор интегрированных систем, таких как геопозиционирование и телеметрия транспортных средств, носимые устройства водителя, геоинформационная система, управление ТОиР, управление персоналом, управление финансовыми процессами, должны образовать цифровую модель управления АТХ. Эта модель должна позволять решать задачи сценарного моделирования как на краткосрочном, так и на долгосрочном горизонте для выбора оптимальных решений с точки зрения их экономической эффективности при соблюдении заданного уровня надежности и безопасности.

Получение телеметрической информации от автомобилей в интеграции с данными от систем ТОиР и финансовых систем имеет особое значение для программы перевода транспортного парка на газомоторное топливо. Программа постепенного перехода собственного транспорта на данный вид топлива функционирует с 2014 г. Ежегодно увеличивается объем техники, использующей природный газ, на 15–20 %. В настоящее время осуществляется постепенный перевод на газомоторное топливо пассажирской, коммунальной и сельскохозяйственной техники в рамках федеральной программы. В этой связи получаемая информация о влиянии газомоторного топлива на эксплуатационные характеристики, на полную стоимость владения данными активами по‑настоящему бесценна как для производителей автотранспорта, так и для потенциальных владельцев.

– Существуют ли уже примеры решения аналогичных задач и какие инструменты для этого используются?

– Есть отрасли, где подобные задачи решаются давно и достаточно успешно, например гражданская авиация. Но этот опыт нельзя назвать подходящим для наземного транспорта. На рынке существует набор решений, позволяющих решить задачу в рамках отдельного дочернего общества. Но если говорить о комплексном решении для ПАО «Газпром», то такую систему потребуется разрабатывать практически с нуля. Она должна включать несколько уровней, значительно отличающихся по функционалу: систему уровня дочерних обществ, хранилище данных для сбора и хранения информации, получаемой от дочерних обществ, и корпоративную аналитическую систему для задач формирования комплексной отчетности и сценарного моделирования. Если говорить о платформе для такой системы, то в настоящее время рынок российского программного обеспечения предоставляет достаточно зрелые продукты для формирования всех уровней подобного решения. Для уровня дочерних обществ существуют решения, как успешно реализующие управление типовым процессом бюджетирования и сроками технического обслуживания, так и специфичные для автотранспортной техники, например процесса ведения путевых листов, учета шин, дорогостоящих комплектующих, аккумуляторных батарей. Эти решения могут быть успешно интегрированы с имеющимися на рынке российскими аналитическими системами, предоставляющими возможности в области анализа комплексных показателей надежности, эффективности и безопасности техники на уровне аппарата управления ПАО «Газпром».

Надежные данные о термодинамических свойствах (ТДС) многокомпонентных углеводородных систем, к которым относятся нефть, газовые конденсаты, их технологические фракции и товарные продукты, необходимы для решения ряда важных задач, связанных с добычей, хранением, транспортировкой и переработкой углеводородного сырья, совершением коммерческих операций, а в целом с эффективным и конкурентным развитием нефтегазового комплекса. Основным источником таких данных был и остается теплофизический эксперимент. К сожалению, ввиду своей затратности он не позволяет удовлетворять растущий спрос на информацию о ТДС не исследованных ранее углеводородных систем. Таким образом формируется потребность в развитии прогнозных способов определения ТДС, разрабатывающихся параллельно с экспериментальными исследованиями. В итоге к настоящему времени опубликовано достаточно большое количество различных методов расчета ТДС, многие из которых описаны в [1]. Не останавливаясь подробно на их анализе, следует отметить, что наилучшие результаты получены при описании ТДС жидкой фазы в рамках «одножидкостной» модели многокомпонентной смеси, т. е. когда свойства последней отождествляются со свойствами индивидуального вещества. Идентификация осуществляется по набору физико-химических свойств, определяемых стандартными лабораторными методами, – показатель преломления, относительная плотность, средняя молярная масса и средняя температура кипения. Однако «одножидкостная» модель не позволяет произвести расчет фазовых равновесий, а кроме того, она, к сожалению, неприменима для нестабильных углеводородных смесей, разделяющихся в стандартных условиях (при Т = 293,15 К (температура) и р = 0,101325 МПа (давление)) на две фазы – жидкую и газовую, а в некоторых случаях образующих и твердую. Именно к таким смесям, как правило, относятся пластовые флюиды, находящиеся в природных условиях в двух- или трехфазном, а иногда и в сверхкритическом состоянии. В данном случае расчет ТДС может быть выполнен только с использованием фундаментальных уравнений состояния (ФУС), позволяющих также охарактеризовать и фазовое поведение смеси. Лучше всего разработаны методы, основанные на кубических уравнениях состояния, неплохо описывающих фазовые равновесия, но, к сожалению, не обеспечивающих надежный прогнозный расчет различных ТДС в широком диапазоне параметров.

Решение данной задачи возможно на основе современных ФУС, методы разработки которых постоянно совершенствуются на протяжении последних 50 лет. На данный момент они уже позволяют получать довольно точные и широкодиапазонные уравнения на ограниченном экспериментальном материале, что подтверждается в том числе и результатами данного исследования. Вышесказанное послужило основанием для создания методики расчета ТДС многокомпонентных углеводородных смесей на основе авторских ФУС.

МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

Математическая модель пластовой углеводородной смеси представляет собой комбинацию компонентного и фракционного составов. Последний характеризует конденсатную при стандартных условиях часть пластовой смеси и моделируется подфракциями (псевдокомпонентами), ТДС которых рассчитываются по авторским обобщенным уравнениям состояния [2, 3]. Для описания ТДС компонентов, представляющих собой при стандартных условиях газы (He2, N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, n-C4, i-C4) [4], а также распределенных между жидкой и газовой фазами (С5, С6, С7), рекомендуется использовать индивидуальные ФУС, а для псевдокомпонентов и тяжелого остатка – обобщенные авторские ФУС, приведенные в работе [5]. Псевдокритические свойства и фактор ацентричности Питцера, необходимые для идентификации тяжелого остатка, определялись по формулам, предложенным М.Г. Кеслером (M.G. Kesler) и Б.И. Ли (B.I. Lee) [6].

Расчет ТДС и фазовых равновесий пластовой смеси рекомендуется производить на основе многоконстантного ФУС реальной системы, состоящей из множества компонентов. Это уравнение описывает безразмерную энергию Гельмгольца (,,x):

,           (1)

,           (2)

.           (3)

Избыточная функция определяется по формуле:

,           (4)

где (,,x) – свободная приведенная энергия Гельмгольца смеси; 0(,T,x) – идеальная часть энергии Гельмгольца смеси; r(,,x) – избыточная часть энергии Гельмгольца смеси; (,T) – идеальная часть энергии Гельмгольца i-го компонента смеси; (,) – избыточная часть энергии Гельмгольца i-го компонента смеси, определяемая по индивидуальному либо обобщенному ФУС; x – мольная доля компонента в смеси; N – число компонентов в смеси; – приведенная плотность; – приведенная температура; – плотность; Fij – эмпирический коэффициент, определяющий вклад избыточной функции в уравнение состояния; Kpol,ij – количество полиномиальных членов; Kexp,ij – количество экспоненциальных членов; k – индекс слагаемого в избыточной функции; nij,k – эмпирические коэффициенты при соответствующем слагаемом уравнения; dij,k, tij,k, ij,k, ij,k, ij,k, ij,k – показатели степени (подгоночные константы), определяемые по экспериментальным данным.

= / r(x),           (5)

= Tr(x) / T,       (6)

где r(x), Tr(x) – параметры приведения (псевдокритические свойства), определяемые по правилу комбинирования, предложенному О. Кунцем (O. Kunz) и В. Вагнером (W. Wagner) [4].

Правила комбинирования:

,           (7)

,           (8)

где Tc,i и c,i – критические свойства i-го компонента; xi – мольная доля i-го компонента в смеси; v, v, T, T – коэффициенты бинарного взаимодействия.

Значения коэффициентов nij избыточной функции и v, v, T, T бинарного взаимодействия заимствованы из работ О. Кунца и В. Вагнера [4].

В качестве альтернативы рассмотренной выше модели, основанной на эмпирических многоконстантных ФУС, предлагается применение теоретически обоснованного авторского обобщенного PC-SAFT-уравнения состояния [7] для моделирования ТДС природных углеводородных систем. Уравнения данного класса описывают модельную систему твердых сфер Леннарда-Джонса, коалесцирующих в цепь. В рассматриваемых математических выражениях избыточная часть свободной энергии, измеряющаяся в мольных единицах, представлена суммой двух вкладов:

ares = ahc + adisp.      (9)

Молекулярная модель, заложенная в (9), учитывает эффекты образования цепочек твердых сфер ahc и дисперсионное взаимодействие adisp, описываемое с помощью теории возмущений Баркера – Хендерсона. Структура вклада ahc в свободную энергию практически одинакова для всех версий SAFT-уравнений состояния. Основное отличие одной модификации от другой заключается в форме дисперсионной составляющей свободной энергии adisp, которая отвечает за взаимодействия, связанные с притяжением. В модели PC-SAFT вклад дисперсионных сил в свободную энергию имеет вид:

,           (10)

где I1, I2 – интегралы первого и второго порядка возмущений (см. ниже); – безразмерная плотность; m – число сегментов в молекуле i-го компонента (псевдокомпонента); – масштабный параметр сегмента молекулы i-го компонента, нм; – энергетический параметр сегмента молекулы i-го компонента, К.

Параметр C1 введен для обозначения сжимаемости:

,           (11)

где безразмерная плотность определяется как:

.           (12)

di – температурно-зависимый диаметр сегмента молекулы компонента i.

Комплексы и  рассчитываются следующим образом:

= ∑i ∑j xi xj mi mj ,      (13)

= ∑i ∑j xi xj mi mj .      (14)

Правила комбинирования применительно к смесям выражаются как:

,           (15)

,           (16)

где kij – коэффициент парного взаимодействия.

Аппроксимации интегралов первого и второго порядка возмущений, предложенные Дж. Гроссом (J. Gross) и Г. Садовски (G. Sadowski), имеют вид:

,           (17)

,           (18)

где =∑iximi.

Коэффициенты из (17) и (18) представлены в [7]. Для применения PC-SAFT-уравнения состояния к смесям неопределенного состава необходимы соотношения для расчета характеристических констант m, и  / kB псевдокомпонентов. В данном случае приняты эмпирические соотношения, представленные в [8]:

Y = n1.M + n2, (19)

где Y – соответствующая константа (m, или  / kB); n1, n2 – эмпирические коэффициенты; M – молярная масса фракции, г / моль. Числовые значения коэффициентов из формулы (19) для соответствующих гомологических рядов приведены в [8].

РЕЗУЛЬТАТЫ СРАВНЕНИЯ С ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫМИ ДАННЫМИ

Термодинамические свойства пластовых смесей изучены недостаточно. В литературе практически отсутствуют экспериментальные данные о ТДС в широком диапазоне параметров состояния. Некоторое исключение представляют собой работы [9, 10], где опубликованы результаты лабораторного определения коэффициента сжимаемости рекомбинированных пластовых смесей газовых конденсатов. Исследования выполнены в диапазоне температур 313–442 К при давлениях до 116 МПа. Общая погрешность отдельного измерения коэффициента сжимаемости, по оценке авторов эксперимента, не превышает ±0,35 %. Состав образцов представлен в табл. 1.

Расчет коэффициента сжимаемости рекомбинированной пластовой смеси произведен по уравнению (1) с избыточной функцией. При этом для неуглеводородных компонентов, а также для алканов до С4Н10 использовались индивидуальные ФУС, коэффициенты которых представлены в [4], а для более тяжелых углеводородов и остатка применялись индивидуальные и обобщенные ФУС, разработанные в [2, 3, 5]. Результаты сравнения рассчитанных данных с реально полученными [9, 10] представлены на рис. 1–3. На этих графиках видно, что экспериментальные значения коэффициента сжимаемости для смеси № 1 [9] занижены, а для остальных имеют разные знаки. То есть не приходится говорить о каких‑либо систематических расхождениях.

Чтобы оценить возможности PC-SAFT-уравнения, проводились также сравнительные расчеты для газоконденсатных смесей из работ [9, 10]. Отклонения, составляющие, как и в случае с многоконстантной моделью, 0,9–1,2 %, показаны на рис. 4–6.

Отсутствие надежных широкодиапазонных экспериментальных данных о ТДС пластовых флюидов – основной сдерживающий фактор в совершенствовании математических методов их определения. В связи с этим наиболее перспективны, по мнению авторов, теоретически обоснованные модели, обладающие лучшими прогнозными возможностями по сравнению с эмпирическими. Это повышает интерес к таким уравнениям состояния, как PC-SAFT. Для более объективной оценки его применимости были выполнены сравнительные расчеты плотности пластового флюида, исследованного в работе [11], состав которого приведен в табл. 2.

На рис. 7 показано сравнение рассчитанных значений плотности в однофазной области и экспериментальных данных, полученных на p-V-T-установке (120 точек) [11]. Первые оказались несколько завышены относительно эксперимента. При проведении расчета учитывались взаимодействия между компонентами газовой части, включающей сопутствующие (азот, водород, гелий, диоксид углерода) и углеводородные газы (от метана до н-пентана). Без учета взаимодействий средняя относительная погрешность расчета по всему массиву составила 4,29 %, а при учете – 2,75 %.

Анализ рис. 1–6 позволяет сделать вывод об идентичном характере отклонений экспериментальных значений от рассчитанных по двум независимым моделям. Аналогичная картина наблюдается и для данных из работы [11] (на рис. 7 приведены величины только для PC-SAFT-уравнения). В этом случае можно предположить, что основная причина отклонений состоит прежде всего в неопределенности полученных в эксперименте значений и связана с проблемами идентификации конденсатной части флюида, которые здесь подробно не рассматривались. Также необходимо отметить, что исследования рекомбинированных смесей производятся, как правило, на типовых p-V-T-установках с воздушным термостатированием пьезометра. При таком способе анализа очень сложно исключить градиенты температуры. В то время, когда проводится эксперимент, как правило, в области ретроградных явлений вблизи критической точки даже небольшие градиенты температуры и давления могут существенно искажать результаты. Поэтому для разработки надежных прогнозных методов расчета весьма важным остается проведение прецизионных комплексных экспериментальных исследований ТДС пластовых флюидов различными методами.

ВЫВОДЫ

На единой термодинамической основе реализован комплексный подход к математическому моделированию ТДС сложных углеводородных смесей природного происхождения. Предложены соответствующие модели, базирующиеся на авторских уравнениях состояния и позволяющие производить прогнозный расчет всех ТДС. В качестве исходной информации выступили компонентно-фракционный состав пластового флюида и физико-химические свойства тяжелого остатка. Диапазон применимости расчетных способов определения ТДС соответствует таковому для обобщенных уравнений состояния. Указанные методики могут использоваться для прогнозных количественных оценок термических и калорических свойств как углеводородов нефти, так и природных многокомпонентных углеводородных смесей в широком диапазоне изменения термобарических условий, что особенно важно при проектировании разработки месторождений и совершенствовании процессов повышения нефте- и конденсатоотдачи.

Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 19‑08‑00135‑а.

Литература

1.         Григорьев Б.А., Богатов Г.Ф., Герасимов А.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов и их фракций. М.: Издательство МЭИ, 1999.

2.         Grigor'ev B., Alexandrov I., Gerasimov A. Generalized equation of state for the cyclic hydrocarbons over a temperature range from the triple point to 700 K with pressures up to 100 MPa // Fluid Phase Equilib. 2016. Vol. 418. P. 15–36.

3.         Alexandrov I., Gerasimov A., Grigor'ev B. Generalized fundamental equation of state for the normal alkanes (C5 – C50) // Int. J. Thermophys. 2013. Vol. 34. P. 1865–1905.

4.         Kunz O., Klimeck R., Wagner W., Jaeschke M. The GERG-2004 wide-range equation of state for natural gases and other mixtures. Dusseldorf: VDI Verlag GmbH, 2007.

5.         Александров И.С. Моделирование термодинамических свойств и фазовых равновесий углеводородов и многокомпонентных углеводородных смесей на основе фундаментальных уравнений состояния: автореф. дис. … д.т.н. 01.04.14. Казань: КНИТУ–КАИ, 2020.

6.         Kesler M.G., Lee B.I. Improve prediction of enthalpy of functions // Hydrocarbon Process. 1976. Vol. 55. No. 3. P. 153–158.

7.         Григорьев Б.А., Александров И.С., Герасимов А.А. Моделирование термодинамических свойств и фазовых равновесий нефтяных и газоконденсатных систем на основе уравнения состояния PC-SAFT // Газовая промышленность. 2018. № 6 (769). С. 52–57.

8.         Liang X., Yan W., Thomsen K., Kontogeorgis G. On petroleum fluid characterization with PC-SAFT equation of state // Fluid Phase Equilib. 2014. Vol. 375. P. 25–268.

9.         Yan K.L., Liu H., Sun C.Y., et. al. Measurement and calculation of gas compressibility factor for condensate gas and natural gas under pressure up to 116 MPa // J. Chem. Thermodyn. 2013. Vol. 63. P. 38–43.

10.       Liu H., Sun C.Y., Yan K.L., et. al. Phase behavior and compressibility factor of two China gas condensate samples at pressures up to 95 MPa // Fluid Phase Equilib. 2013. Vol. 337. P. 363–369.

11.       Математическое моделирование фазового поведения пластовых углеводородных смесей в критической области. Определение плотностей сосуществующих фаз. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2018.

References

(1)       Grigoriev BA, Bogatov GF, Gerasimov AA. Thermal Properties of Oil, Oil Products, Gas Condensates, and Their Fractions. Moscow: MEI; 1999. (In Russian)

(2)       Grigor'ev B, Alexandrov I, Gerasimov A. Generalized equation of state for the cyclic hydrocarbons over a temperature range from the triple point to 700 K with pressures up to 100 MPa. Fluid Phase Equilib. 2016; 418: 15–36.

(3)       Alexandrov I, Gerasimov A, Grigor'ev B. Generalized fundamental equation of state for the normal alkanes (C5 – C50). Int. J. Thermophys. 2013; 34: 1865–1905.

(4)       Kunz O, Klimeck R, Wagner W, Jaeschke M. The GERG-2004 Wide-Range Equation of State for Natural Gases and Other Mixtures. Dusseldorf: Publishing House of the Association of German Engineers [VDI Verlag]; 2007.

(5)       Alexandrov IS. Modeling thermodynamic properties and phase equilibria of hydrocarbons and multicomponent hydrocarbon mixtures based on fundamental equations of state. PhD thesis. Kazan National Research Technical University named after A.N. Tupolev; 2020. (In Russian)

(6)       Kesler MG, Lee BI. Improve prediction of enthalpy of functions. Hydrocarbon Process. 1976; 55(3): 153–158.

(7)       Grigoriev BA, Alexandrov IS, Gerasimov AA. Simulation of thermodynamic properties and phase equilibria of the oil and gas condensate systems based on PC-SAFT equation of state. Gas Industry [Gazovaya promyshlennost']. 2018; 769(6): 52–57. (In Russian)

(8)       Liang X, Yan W, Thomsen K, Kontogeorgis G. On petroleum fluid characterization with PC-SAFT equation of state. Fluid Phase Equilib. 2014; 375: 25–268.

(9)       Yan KL, Liu H, Sun CY, et al. Measurement and calculation of gas compressibility factor for condensate gas and natural gas under pressure up to 116 MPa. J. Chem. Thermodyn. 2013; 63: 38–43.

(10)     Liu H, Sun CY, Yan KL, et al. Phase behavior and compressibility factor of two China gas condensate samples at pressures up to 95 MPa. Fluid Phase Equilib. 2013; 337: 363–369.

(11)     Mathematical modeling of the phase behavior of reservoir hydrocarbon mixtures in the critical area. Determining the densities of coexisting phases. National University of Oil and Gas "Gubkin University". Report number: n/a, 2018. (In Russian)

Таблица 1. Состав рекомбинированных смесей газовых конденсатов, мольн. %Table 1. Composition of recombined gas condensate mixtures, mol. %

Таблица 2. Состав пластового флюида [10]Table 2. Formation fluid composition [10]

Примечание. Tb – температура нормальной точки кипения; nD20 – показатель преломления при 20 ºC, Tc – критическая температура кипения, c – критическая плотностьNote. Tb – normal boiling point; nD20 – refractive index at 20 ºC, Tc – critical boiling point, c – critical density

Машины – это технические приспособления, которые выполняют механические движения, преобразуя тем самым энергию, материалы и информацию. В свою очередь, надежность и долговечность работы самих машин и составляющих их механизмов во многом зависят от качества смазочных материалов. Требования к последним постоянно растут в связи с повышением быстроходности и уровня нагруженности машин [1].

Существуют различные виды смазочных материалов. Пластичные смазки занимают промежуточное положение между жидкими (например, различные смазочные масла) и твердыми (например, графит, дисульфид молибдена) смазочными материалами, обладая достоинствами обеих групп, но при этом существенно отличаясь от них по своей природе и реологическим характеристикам.

Среди основных преимуществ пластичных смазок перед смазочными маслами следует отметить [2]:

– способность удерживаться на наклонных и вертикальных поверхностях, не вытекать из узлов трения и не выдавливаться из них под действием значительных нагрузок;

– более высокие трибологические характеристики за счет лучшего смазочного действия;

– более надежную защиту металлических поверхностей от коррозии;

– лучшую герметизирующую способность узлов трения;

– более широкий диапазон рабочих температур;

– более высокую надежность и эффективность работы при эксплуатации в жестких условиях;

– более продолжительный срок работы и меньший расход, что повышает экономичность их применения.

В качестве главных недостатков пластичных смазок необходимо назвать:

– отсутствие отвода тепла от смазываемых деталей, а продуктов износа и коррозии – из зоны трения;

– сложность применения при централизованной системе подачи к узлам трения;

– низкую окислительную стабильность (для мыльных смазок).

Функции, которые выполняют пластичные смазки [3]:

– уменьшение коэффициента трения и снижение износа механизмов, что приводит к продлению работоспособности последних;

– предотвращение задира, заедания и заклинивания сопряженных поверхностей трения;

– защита узла трения от коррозии и действия агрессивных сред, предохранение от попадания абразивов.

Перспективными компонентами пластичных смазок могут стать загустители на основе полимочевины. Эти высокомолекулярные соединения, содержащие в своей структуре уретановые группы, отличаются высокой химической и термической устойчивостью, механической стабильностью и хорошей загущающей способностью по отношению к другим дисперсионным средам [4]. Немаловажное свойство полимочевинных смазок – их экологичность.

В настоящее время актуальна задача поиска закономерностей изменения тех или иных свойств полимочевинных пластичных смазок в зависимости от изменения состава их дисперсионной среды. Решение данной проблемы будет способствовать более точному подбору рецептур и технологий производства смазок с оптимальными свойствами под конкретные узлы трения.

Основные физико-химические и эксплуатационные характеристики пластичных смазок обусловливаются природой загустителя, но, несмотря на это, нельзя сказать, что природа масляной основы оказывает незначительное влияние на свойства готового продукта. Напротив, характеристики смазки могут варьироваться в необходимых пределах путем подбора дисперсионной среды.

Благодаря высокому индексу вязкости и широкому диапазону температур применения нефтяные масла рекомендуется использовать для высокоскоростных блоков. Однако, чтобы приготовить смазку на такой дисперсионной среде, требуется большее количество загустителя, чем на низкоиндексных аналогах [5].

У синтетических масел много преимуществ по сравнению с нефтяными: они способны обеспечивать высокую антиокислительную стабильность, а также хорошие показатели низкотемпературных свойств. Смазки, приготовленные на основе синтетических масел, устойчивы к агрессивным средам, таким как органические растворители, водяной пар и др. Однако у синтетических дисперсионных сред есть и существенный недостаток – их высокая стоимость из‑за небольших объемов производства. Поэтому используются они в основном при приготовлении смазок специального назначения для обеспечения оптимальных условий эксплуатации. Кроме того, с ужесточением экологических требований к смазочным материалам и топливам перспективным направлением представляется использование сложных эфиров, т. к. они биологически разлагаемы. В сочетании с полимочевинными загустителями можно получить один из самых экологически безопасных смазочных материалов.

Таким образом, целью представленной работы стало изучение влияния сложных эфиров различного строения на эксплуатационные свойства полимочевинных пластичных смазок.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Для приготовления пластичных смазок в качестве базовой основы использовались сложные эфиры: дибутилсебацинат (ДБС), стеарат полиэтиленгликоля (стеарат ПЭГ-400), диоктиладипинат (ДОА), диоктилсебацинат (ДОС), олеат полиэтиленгликоля (олеат ПЭГ-400), пентол, дибутилфталат (ДБФ), диоктилтерефталат (ДОТФ), сорбитанолеат-Н.

Загустителем в изготовленных и исследуемых образцах стала димочевина, которую получали взаимодействием полиизоцианата, рофамина-Т (октадециламина) и анилина при нормальных условиях (см. рис.).

Пластичные смазки готовили при атмосферном давлении, нагревая до температуры 100–110 ºС и непрерывно перемешивая компоненты.

Полученные смазки исследовались с использованием стандартных методов: температуру каплепадения определяли по ГОСТ 32394–2013 [6], пенетрацию – по ГОСТ 32331–2013 [7], коллоидную стабильность – по ГОСТ 7142–74 [8] и трибологические характеристики – по ГОСТ 9490–75 [9].

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

По изложенной выше методике синтеза было изготовлено девять образцов полимочевинной смазки с содержанием загустителя 20 масс. %. Данные образцы сварены на стандартной лабораторной установке, которая состоит из электрического нагревателя, фарфорового стакана, перемешивающего устройства и термометра. Термомеханическое диспергирование дисперсной фазы в дисперсионную среду осуществлялось при непрерывном нагревании и механическом перемешивании в условиях атмосферного давления. Для каждого образца определялись температура каплепадения [6], показатель пенетрации [7] и коллоидная стабильность [8]. Все эти параметры приведены в табл. 1.

По результатам испытаний два образца оказались непригодными для дальнейшего применения в качестве товарной пластичной смазки.

Первый образец – смазка на стеарате ПЭГ-400. Из-за того, что сам стеарат в нормальных условиях представляет собой твердую массу, смазка на нем тоже оказалась слишком твердой, показатель пенетрации в ней был почти в 10 раз меньше, чем в остальных образцах.

Второй образец – смазка на ДБФ. После гомогенизации и помещения в стеклянную тару данная смазка довольно быстро расслоилась. Этим объясняются ее высокие показатели коллоидной стабильности и пенетрации (табл. 1). Возможно, размягчение произошло потому, что в сравнении со всеми остальными эфирами ДБФ имеет самый маленький размер молекулы и для его загущения необходимо повысить содержание загустителя.

Таким образом, для дальнейшего сравнительного анализа были выбраны только семь из девяти образцов (табл. 1).

При анализе значений пенетрации для смазок на различных эфирах (расположены в табл. 1 в порядке возрастания длины молекулы дисперсионной среды) отмечается тенденция к увеличению этого показателя с ростом линейного размера. Можно сказать, что загущающая способность димочевины снижается при повышении длины молекулы дисперсионной среды. Из табл. 1 видно, что чем длиннее молекула сложного эфира, тем мягче пластичная смазка, приготовленная на его основе.

Анализ показателя коллоидной стабильности не выявил четкой зависимости от линейного размера сложного эфира. В свою очередь, необходимо отметить тенденцию к снижению температуры каплепадения смазок с увеличением длины молекулы.

По результатам проведенных испытаний выбран один образец смазки с оптимальными показателями качества по всем трем исследованиям. Им стала полимочевинная смазка на пентоле. Для нее проводилось испытание на четырехшариковой машине трения (ЧШМ) в целях измерения диаметра пятна износа (см. табл. 2).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе настоящей работы было изготовлено девять образцов пластичных смазок на полимочевинных загустителях. Проведен комплекс испытаний для каждого полученного образца, по результатам которых две пластичные смазки (на ДБФ и стеарате ПЭГ-400) отмечены как непригодные для исследований. Первая плохо удерживала масляную основу в своем составе и оказалась слишком мягкой по консистенции. Вторая, наоборот, – слишком твердой. Графики зависимости показателя пенетрации и температуры каплепадения от дипольного момента по форме представляют отражение друг друга по горизонтальной оси. Таким образом, можно сказать, что температура каплепадения и загущающая способность димочевины взаимосвязаны. Диаметр пятна износа лучшего образца (пластичная смазка на пентоле) был равен 0,8 мм, что близко к значениям смазок, предлагаемых на рынке. По температуре каплепадения (157 ºС) образец уступает производимым в настоящее время аналогам, однако при варьировании количества загустителя можно добиться лучших показателей.

Таблица 1. Показатели качества смазок на различных дисперсионных средах в соответствии с линейными размерами молекул дисперсионной средыTable 1. Quality attributes of lubricating greases in different continuous phases according to linear sizes of continuous phase molecules

Примечание. Голубым фоном выделены семь образцов, для которых проводился сравнительный анализNote. Seven samples subject to comparative analysis are in blue

Таблица 2. Результаты испытания лучшего образца на ЧШМTable 2. Four-ball machine test results for the best sample

* Примечание. NLGI – Национальный институт пластичных смазок (США)* Note. NLGI – National Lubricating Grease Institute (USA)

Газовые гидраты представляют собой особую форму существования природного газа и являются потенциальным и стратегически важным сырьем. Постоянный интерес российских и зарубежных ученых к изучению газогидратов связан с необходимостью решения таких проблем, как поиск природных газогидратных залежей, их всестороннее исследование и уточнение уровня запасов, создание новых экономически выгодных методов добычи газогидратного метана, разработка эффективных ингибиторов и промоторов гидратообразования. Кроме того, пристальное внимание к данным исследованиям обусловлено возможностью расширения сферы практического применения свойств газогидратов на смежные отрасли промышленности.

Так, за 2015–2020 гг. в России защищено не менее 23 научных диссертаций по темам, связанным с газогидратами (рис. 1а). За тот же период времени было подано более 50 заявок на получение патентов РФ (рис. 1б).

Исследования по газовым гидратам в России проводятся в существенно меньших масштабах по сравнению с США, Японией, Китаем, Канадой и странами ЕС [1]. Тем не менее их изучение в нашей стране не потеряло своей актуальности. В настоящее время исследования осуществляются в хорошо оснащенных профильных лабораториях академических институтов и вузов, а также в ряде отраслевых институтов и в Инновационном центре «Сколково».

ОБЗОР ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОГИДРАТОВ

Изучение ингибиторов гидратообразования

В работах [2–4], проведенных в Казанском (Приволжском) федеральном университете, рассмотрен перспективный класс кинетических ингибиторов двойного назначения, содержащих присадки на основе водорастворимых полиуретанов, касторового масла и природных полимеров и предназначенных для одновременного подавления процессов гидратообразования и коррозии. Другие экспериментальные и теоретические исследования этих же авторов касаются нового типа комплексных ингибиторов, который благодаря тому, что синтезирован на основе природного полисахарида хитозана, отличается малой токсичностью и быстро разлагается под действием факторов окружающей среды [5, 6].

Сравнительное исследование эффективности ингибирования нуклеации гидратов метана и метан-пропановой смеси промышленно выпускаемыми винилкапролактамными ингибиторами (Luvicap 55W и Luvicap EG) в зависимости от давления и состава газа-гидратообразователя представлено в [7]. В совместных работах московских и новосибирских ученых [8–12] исследуется эффективность смесей термодинамического и кинетического ингибиторов. В частности, показано наличие синергетического эффекта при использовании смеси из термодинамического ингибитора – моноэтиленгликоля – и полимерного кинетического ингибитора (ПКИ); подтверждена возможность использования этих смесей при отрицательных температурах и / или высоких степенях переохлаждения; изучена антигидратная активность смеси метанола и ПКИ, а также метанола и хлорида магния при постоянной концентрации последнего (5 % мас.) [8–10]. В статьях [11, 12] представлен пример оптимального подбора дозировки термодинамического и кинетического ингибиторов, позволившего сохранить высокую эффективность состава при уменьшении расхода реагентов.

Ученые из Губкинского университета вместе с коллегами из Новосибирска получили новые экспериментальные данные относительно условий трехфазного равновесия газ–жидкость–газовый гидрат в тройных системах «метан + вода + этиленкарбонат» [13]. Они установили, что равновесная линия смещается в область более высоких давлений и низких температур относительно случая двойной системы «метан + вода». Кроме этого, по данным рентгеновской дифрактометрии в тройных системах было обнаружено предпочтительное образование гидрата метана кубической структуры КС-I за счет препятствия полярных молекул этиленкарбоната образованию гидрата структуры КС-II. На основании выполненных исследований авторами разработаны новые кинетические ингибиторы гидратообразования, в том числе состав для ингибирования образования гидратов в углеводородсодержащем сырье [14–16].

Изучение промоторов гидратообразования

Интенсификация процесса образования газовых гидратов и промотирование их роста связаны с разработкой новых технологий улавливания попутного нефтя-ного газа, секвестирования углекислого газа и разделения разнообразных газовых смесей.

В работах [17–19] для получения синтетических газогидратов при более низком давлении и высокой температуре исследовано введение активных центров нуклеации газогидратов в присутствии поверхностно-активных веществ (ПАВ) и веществ, увеличивающих площадь поверхности контакта фаз газ–жидкость (газ–твердое вещество), а именно водных микрокапельных систем, стабилизированных гидрофобизированным наноразмерным кремнеземом («сухая вода»), и гелеобразователей (поливинилового спирта, геллановой камеди и полисахаридов). Это позволило достичь высокой скорости роста газового гидрата [20].

Авторы [21] рассмотрели новый класс промоторов гидратообразования на основе этилендиаминтетраацетамида и показали, что по сравнению с дистиллированной водой 1 % водный раствор этого вещества повышает температуру образования гидрата метана с –14 до –3,2 °С, в 4 раза уменьшает время индукции и увеличивает скорость всего процесса. Большое значение для промышленного применения имеет тот факт, что данный промотор не вызывает пенообразования как при формировании, так и при диссоциации газогидрата, в отличие от промоторов на основе ПАВ. Он синтезируется без выделения промежуточных веществ методами классического органического синтеза с использованием коммерчески доступных, относительно дешевых реагентов, что позволяет успешно масштабировать метод его получения.

Методы получения газовых гидратов

Актуальными являются разработки, представленные в [22–24], где изучается формирование газовых гидратов углеводородов алканового ряда в водно-газовых слоях при сильном отклонении от равновесных условий. В этих работах, в частности, показано, что для осаждения аморфных конденсатов водно-этановой смеси требуется понижение температуры подложки до ~70 K. Другая методика получения газогидратов с высоким газосодержанием из природного газа и льда и технологическая схема установки для получения газогидратов в соответствии с концепцией снижения энергозатрат путем использования естественного холода описаны в [25, 26]. В Сибирском отделении Института криосферы Земли РАН разработан новый водополимерный материал – порошковый криогель поливинилового спирта, стабилизированный гидрофобными наночастицами диоксида кремния [27]. Он отличается высокой устойчивостью к циклам замораживание / оттаивание, что позволяет многократно использовать его для получения газовых гидратов при сохранении высокой скорости гидратообразования и степени перехода воды в гидрат.

В работе [28] исследованы особенности образования пленок гидрата метана на границе «метан – 2 % раствор малоновой кислоты» и экспериментально показано, что наличие малоновой кислоты в растворе изменяет морфологию пленки, позволяя ей самопроизвольно разрастаться в виде направленных в объем водной фазы и заполненных газом «пузырей». Эти результаты в дальнейшем могут быть использованы для создания новых способов быстрой наработки гидрата и контролирования гидратообразования.

Изучение особенностей самоконсервации газогидратов

Исследования тюменских ученых тесно связаны с изучением физико-химических основ управления процессами образования гидратов углекислого газа в статических условиях [29, 30]. Например, в [29] впервые было получено экспериментальное доказательство возможности капиллярного роста гидратов СО2, ранее известное только для углеводородных и некоторых других слаборастворимых в воде газов. В другой работе этой научной группы показано, что возможно увеличение эффективности конвертации СО2 в гидратную форму при использовании смешанной промотирующей среды, состоящей из термодинамического промотора в виде хладагента R134a (тетрафторэтана) и кинетического – в виде раствора ПАВ [30]. Кроме того, впервые экспериментально доказаны принципиальные различия в механизмах устойчивости газогидратов, обусловленных эффектом самоконсервации и существованием их метастабильной формы [31].

Недавно новосибирскими учеными было экспериментально установлено, что кинетика разрушения гидрата метана при внешнем давлении 1 атм зависит от интенсивности теплообмена, а механизм разрушения газогидрата определяется величиной плотности теплового потока, то есть может протекать тремя способами: без самоконсервации, с частичной самоконсервацией с одним или двумя минимумами скорости диссоциации [32]. Вместе с тем для газогидратов различных структур метана (гидрат КС-I) и аргона (гидрат КС-II) в работе [33] было показано, что их диссоциация протекает в условиях, приближенных к равновесным при скоростях нагрева до 0,5 К / ч, а для гидрата аргона полученные новые экспериментальные данные в диапазоне давлений от 9,5 до 18,5 МПа позволили уточнить положение равновесной кривой.

Изучение гидратообразования в нефтяных системах

В целях предотвращения образования газовых гидратов при добыче природного газа и нефти в северных и арктических регионах России и при разработке технологий их совместной транспортировки и хранения исследуются особенности нуклеации, роста, морфологии и разложения газогидратов, а также методы их самоконсервации в нефтяных дисперсных системах в широком интервале термобарических условий. В [34] проанализирована температурная зависимость скорости нуклеации гидрата метана в эмульсиях воды в нефти и предложен новый подход, позволяющий определять количество и относительную активность центров нуклеации в сложных системах. Показано, что температурная зависимость скоростей нуклеации в нефтяных дисперсных системах и, вероятно, механизм нуклеации не соответствуют предсказаниям классической теории.

Группа новосибирских ученых, изучая самоконсервацию дисперсий гидрата метана в двух типах сырой нефти, показала, что самоконсервация возникает при любом способе приготовления дисперсии – как при получении гидрата из эмульсии, так и при смешивании нефти и гидрата [35, 36]. Кроме гидрата метана самоконсервация имеет место и для гидратов этана, пропана и углекислого газа, но возникает только для дисперсий в нефти, а, например, в декане самоконсервации нет. Известно, что скорость разложения газогидрата при температуре –5 °С выше в 3 раза, чем при –20 °С, а самоконсервация позволяет газогидрату существовать в виде дисперсии до 1–2 суток, тогда как без самоконсервации разложение порошка с таким же размером частиц происходит за 10–20 мин.

В других работах этой научной группы определены нормальная и тангенциальная скорости роста газогидрата на границах воды с газом и нефтью [37, 38]. Также отмечен рост газогидрата от границы раздела как в газовую / жидкую (нефтяную) фазу, так и в объем водной фазы с образованием необычных морфологических структур типа «пузырей» и «змей» за счет формирования дефектов и / или пор в пленке гидрата [28, 39].

Научной группой Института проблем нефти и газа Сибирского отделения РАН исследовалась возможность применения методов дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК) для изучения комплекса физико-химических характеристик процесса образования газогидратов в нефти [40]. Так, для водонефтяных эмульсий с содержанием воды 20–80 мас.% были установлены преобладающие механизмы, кинетические параметры гидратообразования, степень превращения воды в гидрат, а также предположительная геометрия растущих газогидратных кристаллов. В [41] изучены процессы образования и разложения вторичных гидратов природного газа в эмульсиях нефти обратного типа. Показано, что в процессе многократного гидратообразования в этой среде происходит разрушение эмульсии и коалесценция части водных капель, поэтому эффективность разделения эмульсий с содержанием водной фазы менее 40 мас.% методом гидратообразования выше, чем в процессе вымораживания.

Изучение особенностей физико-химических свойств и поведения газогидратов в пористых средах в лабораторных и природных условиях

Помимо изучения газовых гидратов в природных месторождениях, большое значение для эффективного хранения и транспортировки газа имеет применение природных и искусственных пористых систем.

В статье [42] показано, что в состав природных образцов придонных газовых гидратов оз. Байкал, добытых в ходе экспедиций 2005–2018 гг., входят преимущественно метан и этан. При этом в состав более 85 % образцов входит гидрат КС-I с содержанием этана до 4,2 мол.%, а в образцах гидратов КС-II концентрация этана составляет 12–14 мол.%. Кроме того, рассмотрена вероятность наличия рассеянных газовых гидратов в придонных слоях байкальских осадков и возможность небольших вариаций в составе гидратного газа в различных фрагментах гидратов, отобранных из одного и того же слоя.

Образование и разложение гидрата метана, полученного из воды, адсорбированной в порах природной глины (галлуазита), исследованы в [43]. Показано, во‑первых, что количество гидрата увеличивается с ростом степени термодинамического пересыщения системы; во‑вторых, что существует целый спектр энергетических состояний воды в образце из‑за ее взаимодействия со стенками пор и нахождения в порах разного размера, и, наконец, что чем более прочно связана поровая вода, тем большее термодинамическое пересыщение требуется для образования из нее гидрата. Все эти факты следует учитывать при анализе процесса гидратообразования в пористых породах.

Поведение метастабильных гидратов метана в глинистых отложениях, отобранных из Ямальского кратера, исследуется в работе [44]. Группа исследователей из Московского государственного университета и центра «Сколково» с помощью специально разработанной установки изучила влияние степени перехода поровой влаги в гидрат на показатели газопроницаемости в различных песчаных образцах, а также процессы образования гидрата метана в поровом пространстве при постоянных отрицательных температурах и в условиях их оттаивания [45, 46]. Было показано, что газопроницаемость песчано-супесчаных пород при заданном влагосодержании (14–18 %) снижается на один-два порядка при переходе 70–80 % поровой влаги в гидрат, а в мерзлых газонасыщенных породах активные процессы гидратообразования могут происходить при отрицательных температурах до –8 °С, при этом после затухания процесса образования гидратов возможна значительная активизация процессов их накопления при оттаивании остаточного порового льда, не перешедшего в гидрат.

Кроме того, в двух серьезных научных обзорах российских авторов проводится анализ большого объема данных по кинетике образования и разложения гидратов [47] и по способам моделирования гидратообразования в осадках водоемов в лабораторных условиях [48]. Необходимо отметить, что это одни из немногих панорамных обзоров по данной тематике, вышедших за последние 20 лет на русском языке.

В перспективе российские газодобывающие компании смогут разрабатывать неглубокие залежи месторождений Западной Сибири и в Норильском промышленном районе, которые, подобно Мессояхскому месторождению на п-ове Таймыр, по термодинамическим условиям находятся в гидратном или близком к нему термобарическом режиме. К теме разработки газогидратных месторождений относится содержание патента [49]. В нем предложен способ добычи природного газа из газогидратной залежи, заключающийся в том, что в призабойную зону скважины, сооруженную на вскрытом газопроницаемом газогидратном пласте, периодически закачивается первичный агент, способный разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта. После чего туда же вводится вторичный газообразный агент, содержащий диоксид углерода, и далее проводится отбор добываемого газа. Весь процесс в совокупности позволяет повысить отбор газа, поскольку в данном случае снижения проницаемости призабойной зоны пласта водой не происходит и коэффициент извлечения метансодержащего газа из пласта остается высоким.

Оригинальное запатентованное решение, представленное в [50], отличается от предыдущего варианта дополнительной закачкой в скважину вторичного агента, способного образовывать гидрат углекислого газа в термобарических условиях пласта, что приводит к увеличению скорости выделения метана из гидратов и повышению степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

ОБЗОР РАБОТ ПО ИЗУЧЕНИЮ ГАЗОГИДРАТОВ МЕТОДАМИ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Натурных наблюдений в экспедициях по различным причинам становится все меньше, поэтому в последнее время для описания процессов формирования газогидратов в различных условиях и средах и создания технологий на основе явления гидратообразования широко применяются методы математического моделирования.

Так, монография [51] посвящена теоретическому изучению гидратных процессов, разработке физико-математического аппарата и методов расчета прямых и обратных задач для моделирования процессов образования и диссоциации газогидратов. В книге описана кинетика гидратообразования в процессах, происходящих при добыче углеводородного сырья, создана модель адсорбционно-подобного процесса образования и разработан критериальный подход определения эффективности антигидратных реагентов, а также оптимизирован расчет констант Ленгмюра.

Оценка запасов природных газогидратов

Поскольку газовые гидраты рассматриваются как альтернатива традиционным энергоносителям и, по последним оценкам, потенциальные запасы газа в газогидратах во всем мире значительно превышают запасы традиционного газа, необходимо проводить комплексный анализ потенциальных ресурсов таких месторождений. Например, в [52] определены границы зон стабильности гидратов метана и диоксида углерода в 46 пунктах Вилюйской синеклизы по геотермическим данным и фазовым диаграммам для систем CH4 – H2O и CO2 – H2O и показано, что в осадочном чехле данной синеклизы присутствуют благоприятные факторы для формирования гидратов, а именно наличие песчаного разреза, повышенное содержание растворенного метана в подземной воде по всему разрезу, а также значительные мощности криолитозоны, способствующие образованию зон стабильности гидратов. Московские ученые представили оценку запасов природного газа в гидратном состоянии Мессояхского месторождения и предложили для применения ряд экологичных технологий добычи газа из гидратов в районах распространения многолетнемерзлых пород [53].

Расчеты объемов потенциальных ресурсов метана в аквальных залежах на дне Северного Ледовитого океана, а также методы их освоения на основе современных достижений нанотехнологий представлены в [54]. Другие исследования показали, что потоки метана и газогидраты Охотского моря образуются в зонах разломов, по которым метан мигрирует из нефтегазосодержащих пород к поверхности [55].

Пути миграции газовых потоков в Мировом океане, сопровождаемые образованием и разложением газовых гидратов, также изучаются в [56], где рассмотрена модель всплытия одиночного метанового пузырька в открытой воде и выявлено, что при термобарических условиях стабильности гидратов этот процесс будет сопровождаться образованием гидратной оболочки на его поверхности.

В работе [57] проанализирован случай реализации полной газоотдачи газогидратных пластов только за счет тепловых резервов самих гидратных пластов, а также окружающих пласт горных массивов и установлено, что для пластов толщиной несколько десятков метров наиболее полный отбор газа, включая долю, входящую в состав гидрата, без подвода внешних энергетических источников можно осуществить за период порядка пятидесяти лет.

Гидратообразование при эксплуатации газопроводов

Важной проблемой в изучении гидратообразования является его влияние на работу газопроводов при транспортировке и хранении газа. В статьях [58, 59] приведена расчетная оценка влияния динамики гидратообразования на технологические параметры газопроводов в арктических регионах России. Показано, что модель, в которой коэффициент гидравлического сопротивления считается постоянным, приводит к существенному занижению допустимого времени работы газопровода, поэтому в расчетах необходимо учитывать наличие взаимосвязи процессов теплообмена и гидродинамического взаимодействия природного газа со стенками трубопровода.

С целью выявления возможных областей гидратообразования в работе [60] на примере магистрального газопровода «Сила Сибири» и на основе теории Ван-дер-Ваальса – Платтеу обсуждается разработка нового метода расчета и его реализация в среде MATLAB.

В [61] рассмотрена модель процесса низкотемпературной сепарации тяжелых углеводородов с целью подавления гидратообразования в промышленной установке и обеспечения безопасной работы. Представлено сравнение результатов расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования в перерабатываемом газе, проведенного с использованием различных термодинамических пакетов и уравнений состояния, рекомендуемых математическим симулятором химико-технологических процессов Aspen HYSYS. Для проведения расчетов использовались уравнения Пенга – Робинсона, Соаве – Редлиха – Квонга и CPA (Cubic Plus Association). Особое внимание было уделено определению уноса метанола с газовой, углеводородной и водной фазами.

Моделирование гидратообразования в пористых средах

Большой вклад в моделирование гидратообразования внесла группа профессора А.Д. Дучкова из Новосибирска. В [62, 63] представлено специальное оборудование и установка для формирования образцов пород, содержащих гидраты метана, а также для моделирования и изучения акустических свойств гидратсодержащих образцов в лабораторных условиях. В лаборатории естественных геофизических полей ИНГГ СО РАН проведено более 100 успешных экспериментов, в том числе на песчаных образцах, содержащих в порах воду / лед, гидраты метана или тетрагидрофурана в различных количествах [64–66]. В сотрудничестве с коллегами из других институтов Новосибирска методом ЯМР-релаксометрии были определены этапы диссоциации модельных синтетических гидратов в кварцевых гранулах, глинистом песчанике с использованием раствора тетрагидрофурана, а также подтверждена предложенная ранее модель гидратообразования в природном угле, включающая стадии замещения части сорбированной воды из угольных пор газом и образования микроскопических фрагментов воды в более крупных угольных порах и гидрата из этой воды [67].

В работах уфимских ученых рассматривается задача о нагнетании холодного гидратообразующего газа в снежный массив, насыщенный тем же газом. С помощью численного моделирования построены автомодельные решения, описывающие процесс образования газогидрата в массиве конечной длины, и показана возможность образования трех характерных зон в области фильтрации: ближней, насыщенной газом и гидратом, промежуточной, в которой газ, снег и гидрат находятся в состоянии фазового равновесия, и дальней, заполненной газом и снегом [68, 69].

В теоретических исследованиях [70–72] внимание уделено особенностям процесса образования газогидрата при инжекции газа в пористую среду, насыщенную газом и льдом, и процессу разложения газогидратов при отборе газа из нее. Также рассматривается вопрос разложения газогидрата метана при инжекции теплого СО2 в пористую среду, насыщенную метаном и его газогидратом. Разработана математическая модель тепломассопереноса в пористой среде, сопровождающегося замещением метана углекислым газом в исходном газогидрате и образованием гидрата СО2 при его инжекции в истощенное месторождение природного газа, содержащее метан и воду в свободном состоянии [73, 74]. В работе [75] предложена модель процесса разложения гидрата в пласте на газ и лед с учетом неизотермического фильтрационного течения газа, эффекта адиабатического охлаждения, эффекта Джоуля – Томсона и реальных свойств газа. Проведен анализ влияния забойного давления, проницаемости и гидратонасыщенности пористой среды на скорость отбора газа из пласта, насыщенного в исходном состоянии метаном и его гидратом.

Для создания технологии искусственного получения различных газогидратов с дальнейшей их консервацией прежде всего нужна теоретическая проработка проблемных вопросов и детальное изучение особенностей исследуемых процессов. Например, в [76–78] рассматриваются следующие модели роста и диссоциации гидратов: диффузионная модель роста гидрата изо льда; модель диссоциации гидрата на лед и газ с эффектом самоконсервации; диффузионно-кинетическая модель роста пленки гидрата на поверхности вода–газ. Получено хорошее совпадение результатов расчетов с известными экспериментальными данными.

Для описания полей концентрации диффундирующего газа и динамики роста гидратного слоя в [79] использованы кинетические соотношения на основе квазистационарного решения уравнения диффузии. Получены аналитические выражения для интенсивности образования гидрата в снегосодержащих (или водосодержащих) пластах при фильтрации гидратообразующих газов и показано, что в достаточно широких пределах растворимости газа в составе гидрата, которая, в свою очередь, зависит от давления, приближенное квазистационарное решение уравнения диффузии хорошо согласуется с его численным решением.

Экономические характеристики гидратной транспортировки природного газа

Сравнительные экономические характеристики применения газовых гидратов при транспортировке природного газа показали, что такой вид транспортировки характеризуется высокими значениями удельных капитальных (CAPEX) и операционных (OPEX) затрат, что снижает их конкурентоспособность по сравнению с технологиями транспортировки сжиженного и компримированного природного газа. Таким образом, транспортировка газогидратов является эффективной только в локальных автономных проектах газификации мелких и средних потребителей природного газа, в тех случаях, когда создание магистральных и сетевых трубопроводов нецелесообразно или нерентабельно [80].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный обзор показывает, что фундаментальный и прикладной вклад российских ученых в исследования газовых гидратов все еще весьма заметен. Тем не менее очевидно, что масштабность и разноплановость задач, стоящих перед исследователями, требуют комплексного подхода к их решению, основанному на взаимовыгодном сотрудничестве и высокой степени координации усилий различных групп ученых с нефтегазовыми компаниям в областях исследований и инноваций, планирования и организации совместных экспериментальных работ. Необходимо привлечение инжиниринговых центров в тех направлениях, где уже имеются собственные технологические заделы и базовые научные разработки, в которых Россия еще может удерживать лидерские позиции, в тех, которые являются уникальными для данной области науки и техники.

Кроме того, требуется максимально широко использовать инструмент патентного поиска и аналитики для создания так называемого патентного ландшафта – аналитики в режиме реального времени – в целях своевременного выявления мировых трендов и технологий, а также свободных ниш в области исследований газогидратов, в которые можно легко войти и сохранить в них лидерские позиции. И наконец, следует активизировать подготовку специалистов-газогидратчиков в вузах страны.

Авторы выражают искреннюю благодарность коллегам за предоставленные материалы. Обзор подготовлен при содействии Межотраслевого экспертно-аналитического центра при Союзе нефтегазопромышленников России.

ООО «Газпром ПХГ» – единственное в России предприятие, специализирующееся на подземном хранении природного газа. Использование подземных хранилищ позволяет снижать пиковые нагрузки в Единой системе газоснабжения, гарантируя гибкость и надежность поставок газа потребителям. В период повышенного спроса, который приходится на некоторые осенне-зимние сезоны, российские хранилища обеспечивают более 40 % суточного потребления газа в зоне Единой системы газоснабжения.

Эффективную и безопасную работу подземных хранилищ газа на территории 19 регионов Российской Федерации гарантируют 25 филиалов ООО «Газпром ПХГ», размещенных в основных районах потребления газа. География деятельности компании – от Калининградской обл. до Ханты-Мансийского автономного округа и от Ленинградской обл. до Ставропольского края. Конечно, такие расстояния предполагают наличие хорошо отлаженного механизма, позволяющего на практике связать воедино все структурные подразделения крупной организации, и большую роль в этом играет автотранспорт.

ОТЛАЖЕННЫЙ МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ

Транспортная служба связывает между собой все структурные подразделения «Газпром ПХГ». Например, расстояние между Ленинградским управлением подземного хранения газа (УПХГ) и Ставропольским управлением аварийно-восстановительных работ и капитального ремонта скважин (УАВР и КРС) – 2114 км, между Калининградским УПХГ и Совхозным УПХГ – 2826 км. Если закольцевать между собой все филиалы, необходимо будет проехать около 10 000 км, что равняется протяженности России с запада на восток. Именно поэтому постоянство и качество оказываемых транспортных услуг определяют стабильность и эффективность функционирования Общества в целом.

Уже почти 15 лет с момента образования компании транспортная служба «Газпром ПХГ» успешно выполняет свою главную задачу: осуществлять перевозки грузов и пассажиров, выполнять работы подъемно-транспортной и специальной техникой, обеспечивать структурные подразделения квалифицированным персоналом, готовым к реагированию в течение одного часа. Кроме того, для нужд филиалов служба организует оказание услуг наземным, водным и воздушным транспортом сторонних компаний. Для достижения поставленных задач проводится планово-предупредительная работа, обучение и повышение квалификации персонала, занятого управлением и обслуживанием техники, при этом основная роль в организации процесса отведена профилактике недопущения дорожно-транспортных происшествий (ДТП).

В состав транспортного парка «Газпром ПХГ» входит 1707 ед. техники, укомплектованной исходя из стоящих перед компанией задач. Наибольший объем составляет специальная техника, предназначенная для ремонта и обслуживания объектов подземного хранения газа. Для обеспечения производственной деятельности и обслуживания скважин и устьевого оборудования используется специальный транспорт, наибольшее количество единиц – от 153 до 238 – находится на балансе УАВР и КРС – Ставропольского, Московского, Саратовского и Башкирского. Немалую долю в парке занимают также грузовой транспорт, легковые автомобили и автобусы, дорожно-строительная техника.

Процесс организации перевозок грузов и пассажиров, использования специальной и дорожно-строительной техники – это сложный комплекс технических и финансовых операций, который выполняется многочисленными структурами в филиалах, образующих единый центр управления транспортными услугами.

ТРАНСПОРТ ДОЛЖЕН РАБОТАТЬ

Для того чтобы механизм обеспечения потребностей филиалов «Газпром ПХГ» транспортом функционировал четко и без сбоев, необходимо грамотное и своевременное планирование. На основе производственных задач автотранспортными цехами разрабатываются планы, которые включают расчет количества транспорта, механизмов, персонала, в том числе обслуживающего технику, и другие данные, необходимые для обеспечения выполнения работ всех структурных подразделений Общества. Сбор и консолидация информации от филиалов осуществляется транспортной службой администрации.

Сформированный годовой план позволяет выстраивать работу наиболее рационально и эффективно – транспорт не должен простаивать, он должен работать.

ЗАДАЧА НОМЕР ОДИН

Грамотное планирование и четкий контроль за работой транспорта в XXI в. сложно представить без автоматизации бизнес-процессов. На данном этапе управление автотранспортным хозяйством в Обществе происходит локально по каждому направлению деятельности, с частичной автоматизацией, связанной с формированием заявок на оплату выполненных работ. В компании успешно реализован бизнес-процесс «Ведение путевых листов» на базе «1С:Предприятие», который позволяет формировать сводную информацию о техническом состоянии транспортных средств, расходе топлива, пробеге и других важных показателях.

ООО «Газпром ПХГ» добилось достойных результатов по внедрению корпоративной программы оснащения транспортных средств системой ГЛОНАСС / GPS. Данная си-стема позволяет формировать оперативные отчеты о местонахождении автотранспортного средства, маршруте движения, остановках, соблюдении скоростного режима, расходе топлива. Отчеты формируются как в ежедневном, за смену работы, так и в аналитическом режиме.

В компании считают целесообразным автоматизировать процессы планирования и отчетности по каждому направлению деятельности, начиная от онлайн-базы находящегося на балансе транспорта и заканчивая всесторонним контролем качества услуг, предоставляемых подрядчиками. Для структуры, которая аккумулирует разноплановую информацию от десятков автотранспортных подразделений на местах, это особенно актуально. Введение подсистемы управления автотранспортным хозяйством и интеграция ее с существующими подпрограммами в информационно-управляющей системе предприятия, такими как «Управление диагностическими обследованиями, техническим обслуживанием и ремонтами», «Управление материально-техническим обеспечением», «Управление человеческими ресурсами», «Бухгалтерский и налоговый учет», позволит вывести управление транспортными потоками на новый уровень.

ДАВИ НА ГАЗ!

Для минимизации рисков в транспортном обеспечении производственных процессов необходимо постоянно держать в фокусе вопрос своевременного обновления парка. Ежегодно «Газпром ПХГ» приобретает порядка 50 ед. транспорта взамен морально устаревших и отработавших нормативный срок транспортных средств. Одно из важных направлений в этой области – Программа по расширению использования природного газа в качестве моторного топлива на собственном транспорте организаций Группы «Газпром», которую «Газпром ПХГ» реализует с 2014 г. За этот период приобретено более 300 ед. транспортных средств, использующих в качестве топлива компримированный и сжиженный природный газ, в том числе спецтехника.

Задачи программы носят как экологический, так и экономический характер. В частности, в автотранспортной службе «Газпром ПХГ» ежегодно на 15 % увеличивается потребление природного газа по отношению к жидкому моторному топливу. Наибольшее количество транспортных средств, имеющих газобаллонное оборудование, эксплуатируется Касимовским, Ставропольским УПХГ, а также Ставропольским УАВР и КРС. В Калининградском УПХГ проводится опытно-промышленная эксплуатация передвижной мастерской – грузопассажирского автомобиля с крано-манипуляторной установкой на базе автомобиля «Урал», отличительной особенностью которой стало использование в качестве моторного топлива сжиженного и компримированного природного газа. Сейчас 37 % парка ООО «Газпром ПХГ» составляет транспорт на газомоторном топливе, в перспективе этот показатель должен вырасти до 50 %.

Конечно, обязательным условием для реализации этих планов является развитие необходимой газозаправочной инфраструктуры, в том числе в масштабах страны.

НОЛЬ ДТП КАК ОРИЕНТИР

По усредненной статистике, на дорогах России ежегодно происходит около 168 тыс. аварий. Совершенствуя свою деятельность по предупреждению ДТП, транспортная служба «Газпром ПХГ» делает все от нее зависящее для улучшения ситуации. Для организации основная цель – это снижение количества ДТП до нуля.

Огромную роль в сохранении жизни и здоровья работников компании играет приобретение и эксплуатация транспортных средств с необходимым уровнем безопасности. Ежегодно в программу замены автотранспорта включаются новые безопасные и надежные модели техники российского производства. На маршруты выходит широкая линейка современных автомобилей семейств ГАЗ, УАЗ, КамАЗ, «Урал». Предприятие вносит свой вклад в усовершенствование российских моделей, взаимодействуя с заводами-изготовителями по улучшению транспортных средств.

Много усилий направляется также на поддержание технически исправного состояния транспорта, медицинское обеспечение (предрейсовые, послерейсовые, межсменные и периодические медосмотры), уделяется должное внимание контролю за состоянием дорожного полотна эксплуатируемых филиалами Общества автомобильных дорог.

Но, пожалуй, главенствующую роль в обеспечении высокого уровня безопасности дорожного движения играет профилактическая работа с водительским составом. При рассмотрении кандидатов на вакантные должности водителей обязательно учитываются стаж работы, имеющиеся категории, информация об отсутствии нарушений правил дорожного движения и случаев лишения водительского удостоверения. На 2021 г. запланирована организация курсов по безопасному вождению: на них водители на практике учатся предугадывать и избегать ситуаций, которые могут привести к ДТП. По итогам обучения на каждого водителя, машиниста выдается характеристика, оценивающая его профессиональные навыки, манеру вождения, потенциальную способность избегать опасных ситуаций на дороге. Это будет особенно полезно при выборе персонала на самые ответственные работы, связанные с перевозкой пассажиров, крупногабаритных, тяжеловесных и опасных грузов.

Поскольку в компании существует немало специализированного, а также сезонного транспорта, большинство водителей «Газпром ПХГ» – универсалы: могут негабаритный и тяжеловесный груз закрепить и надежно доставить из пункта А в пункт В, а могут и на цементировочном агрегате произвести цементаж скважины или закачать техническую жидкость в эксплуатационную скважину, находящуюся под давлением более 10 МПа. При этом в первом случае в обязательном порядке необходимо соблюдать жесткие требования в области перевозок грузов, во втором – правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

В компании планомерно повышается производительность труда персонала за счет отлаженной системы обучения. Сотрудник, занятый управлением транспорта, прежде чем получить допуск к самостоятельной работе, должен пройти стажировку: ознакомиться с маршрутами и объектами, а затем под руководством опытного наставника отработать не менее 20 смен. Каждый работник транспортной службы осознает огромную личную ответственность за выполнение возложенной на него задачи. Без транспорта не только «Газпром ПХГ», но и вся отрасль не сможет нормально функционировать. В среднем в год транспортом организации доставляется по назначению 183 тыс. т грузов, ежесуточно перевозится более 7 тыс. пассажиров. В любое время, 24 часа в сутки, сотрудники должны быть готовы выйти на линию – и это вклад компании в обеспечение бесперебойного газоснабжения потребителей в России.

Одним из факторов, обеспечивающих надежность функционирования газотранспортной системы ПАО «Газпром», является техническая готовность транспортных средств дочерних обществ к выполнению производственных задач. О своем опыте в области повышения эффективности использования транспортного парка рассказывают специалисты ООО «Газпром трансгаз Уфа».

ОСНОВНЫЕ ШАГИ

Новая концепция в управлении автотранспортным хозяйством (АТХ) ООО «Газпром трансгаз Уфа» принята в 2011 г. ввиду назревшей необходимости изменения существующей организации производства, а также применения современных технических средств контроля и слежения за транспортными средствами (ТС) и оптимизации затрат на эксплуатацию техники.

Точкой отсчета стал переход Общества на интегрированную информационно-управляющую систему (ИУС), обеспечивающую автоматизированное управление всеми производственными ресурсами предприятия. В локальном программном комплексе был внедрен специализированный для АТХ модуль, обеспечивший системность и прозрачность подхода к управлению транспортом, централизации функций и интеграцию с другими модулями единой системы.

Наряду с этим в ООО «Газпром трансгаз Уфа» проводилась масштабная работа по пересмотру и снижению действующих норм расхода топлива на автотракторную технику и подготовке регламентирующих документов. Единая база хранения и обработки данных системы предоставила широкие возможности для анализа вносимой информации. Необходимо отметить, что применение форм отчетности в модуле уже на первых этапах внедрения системы позволило напрямую связать основные показатели эффективности использования транспорта с результатами деятельности руководителей подразделений, эксплуатирующих его, что стало мощным стимулом к повышению производственных показателей.

Логическим продолжением аналитической работы, проводимой в области развития транспортного хозяйства, стала передача дополнительных функций специализированному филиалу – Управлению технологического транспорта и специальной техники, что позволило централизовать эксплуатационные процессы по таким важнейшим направлениям, как техническое обслуживание и ремонт (ТОиР), перевозка горюче-смазочных материалов (ГСМ) и материально-технических ресурсов (МТР), обеспечить единую стратегию и политику в эксплуатации техники, в том числе унифицировать типы и марки приобретаемых ТС, оборудования и МТР к ним, а также определить технические центры ответственности за основное и вспомогательное оборудование.

Наряду с программным модулем в период с 2011 по 2014 г. осуществлено внедрение автоматизированной системы спутникового контроля и мониторинга ГЛОНАСС / GPS. Транспортные средства предприятия были укомплектованы датчиками контроля топлива. Комплексный подход к решению задач устойчивого снижения потребления топлива доказал свою экономическую эффективность. Система остается мощным инструментом контроля автотракторной техники, усиления ответственности и дисциплинированности водительского состава и, как следствие, повышения безопасности дорожного движения.

В ООО «Газпром трансгаз Уфа» проводится активная планомерная работа по оптимизации состава технологического транспорта и выводу из эксплуатации невостребованных и устаревших ТС. Приобретаемая современная высокопроизводительная техника, навесное и прицепное оборудование позволяют повысить эффективность использования имеющегося автотракторного парка, полностью удовлетворяя потребности предприятия. Одновременно проводится реализация и списание выведенных из эксплуатации ТС. Востребованные ремонтопригодные узлы и агрегаты со списанных ТС восстанавливаются и находят применение в составе используемой автотракторной техники. Действующее в ООО «Газпром трансгаз Уфа» положение о ТОиР подвижного состава автомобильного транспорта, строительно-дорожных и специальных машин позволяет регламентировать единую техническую политику в области применения прогрессивных форм организации и управления процессами обслуживания и ремонта ТС в условиях ограниченного финансирования.

Ключевыми остаются вопросы сохранения жизни и здоровья персонала предприятия, участвующего в транспортных процессах при выполнении производственных задач. В 2013 г. в ООО «Газпром трансгаз Уфа» разработана и внедрена система управления и обеспечения безопасности дорожного движения, устанавливающая требования к деятельности при перевозке пассажиров и грузов, а также к обязанностям и ответственности работников.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Налицо позитивные результаты многолетней работы по совершенствованию эксплуатации техники в ООО «Газпром трансгаз Уфа» (рис. 1). Численность технологического транспорта снизилась на 181 ед. (15,3 %) от первоначального парка, при этом коэффициент использования увеличился на 37,7 %. С 2011 по 2014 г. (до начала Программы по расширению использования природного газа в ПАО «Газпром») сокращение применения бензина в объемных выражениях составило около 30 %, а дизельного топлива – 44,8 %. Зафиксировано снижение затрат на ТОиР техники на 15,2 %. Количество дорожно-транспортных происшествий (ДТП) с участием ТС предприятия сократилось с 22 случаев до 2, а по вине водителей филиалов – с 8 случаев до нуля.

Понимая перспективную необходимость интеграции с системами управления ПАО «Газпром» и дочерних обществ, в 2019 г. ООО «Газпром трансгаз Уфа» в рамках внедрения шаблона ИУС одним из первых в составе Группы «Газпром» внедрило подсистему «Управление автотранспортным хозяйством» (рис. 2), а также обеспечило 100%-ное исполнение инвестиционной программы по комплексному мониторингу параметров движения ТС в дочерних обществах с применением навигационного оборудования ГЛОНАСС / GPS.

Имея большой опыт работы в аналогичных локальных системах, башкирское газотранспортное общество совместно с Управлением (А.В. Щендригин) Департамента ПАО «Газпром» (В.А. Михаленко) активно участвует в совершенствовании вышеуказанных программных продуктов и разработке новых решений в рамках дальнейших задач по цифровизации транспортных процессов.

В настоящий момент инструменты автоматизации управления автотранспортным обеспечением ООО «Газпром добыча Астрахань» представляют набор синхронизированных систем, контуры которых располагаются в различных бизнес-процессах предприятия (бюджетирование, бухгалтерский и управленческий учет, материально-техническое обеспечение, диспетчерское управление и проч.).Внедрение и интеграция информационных систем в компании происходит с использованием нетиповых технических и управленческих решений, которые подробно освещены в данной статье. Они подходят для внедрения не только в дочерних обществах Группы «Газпром» (решение масштабировано на два дочерних общества), но и в других компаниях, использующих собственный технологический транспорт в производственных процессах, в том числе связанных с эксплуатацией опасных производственных объектов.

ИНТЕГРАЦИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ АВТОТРАНСПОРТНЫМИ ПОТОКАМИ В ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПРОЦЕССЫ

Применение современных инструментов контроля требует от сотрудников не только дополнительного обучения работе с новейшим программным обеспечением (ПО), но и постоянного совершенствования навыков по его использованию.

По итогам внедрения программного комплекса «1С:Управление автотранспортом» руководство ООО «Газпром добыча Астрахань» в целях исключения рисков снижения уровня пользования современным ПО приняло решение запретить регистрировать любые типы первичных документов (путевые и ремонтные листы, заявки на отпуск материалов), минуя контур информационных потоков программного комплекса вне зависимости от возможных обстоятельств производственного процесса. Подобный шаг привел к ускорению адаптации к работе с новым программным комплексом, повышению интереса пользователей (линейного производственного персонала) к системе и, как следствие, к дальнейшей ее доработке (за время применения комплекса зарегистрировано свыше 30 рационализаторских предложений, оформлено два патента).

Другое управленческое решение, связанное с контролем работоспособности систем учета местоположения и параметров движения транспортного средства (ТС) (ГЛОНАСС), – это вовлечение водительского состава в процедуру контроля. Все путевые листы дополнены полями с подписью водителей о том, что при выходе на линию и уходе с линии каждый из них обеспечил визуальную проверку работоспособности системы ГЛОНАСС. Данное решение исключило случаи выхода из строя бортовых блоков системы по причине механического воздействия (обрыв контактов, нарушение изоляции и проч.).

БЕЗОПАСНОСТЬ ДОРОЖНОГО ДВИЖЕНИЯ

Безопасность дорожного движения – самый главный критерий оценки эффективности автотранспортного обеспечения. ООО «Газпром добыча Астрахань» одним из первых в Группе «Газпром» приступило к внедрению комплексного решения по управлению автотранспортными потоками с использованием системы ГЛОНАСС. С помощью нее на постоянной основе проводится оценка наличия фактов превышения скорости движения всех ТС автопарка организации. Статистика показателей превышения скоростного режима служит основанием для проведения профилактических мероприятий с водительским составом. В результате проводимой в Обществе работы аварийность на транспорте за последние 10 лет снизилась более чем в восемь раз (рис. 1, 2).

ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ

Диспетчеры эксплуатационных служб (рис. 3) обеспечивают непрерывный контроль местоположения, движения технологического транспорта и спецтехники (рис. 4) в течение рабочей смены с одновременным обеспечением своевременной выдачи и обработки (таксировки) первичной путевой документации.

Наиболее эффективный первичный инструмент контроля за треком автомобиля – использование бортовых блоков системы ГЛОНАСС с соответствующим дополнительным ПО.

Специалистами Общества реализована интеграция программных комплексов диспетчеризации и бюджетирования с системой ГЛОНАСС в несколько этапов.

Настройка выгрузки сведений об итогах движения транспорта по данным путевого листа в момент проверки (таксировки) путевой документации в режиме одного окна. Таким образом, диспетчер по каждому факту хозяйственной деятельности (путевой работы) проводит последовательность операций:

– выполняет при таксировке путевой документации SQL-запрос о фактических показателях эксплуатации ТС с системы ГЛОНАСС. Запрос формируется автоматически по временным интервалам путевого листа и инвентарному номеру ТС;

– проводит сличение сведений из системы ГЛОНАСС с показателями пробега, оформленными заказчиком, времени работы автомобиля на линии, наработки мото-часов навесного оборудования, отапливания салона;

– оценивает автоматически посчитанное отклонение показателей ГЛОНАСС от показателей, указанных заказчиком и службами технического контроля;

– оценивает наработку до предстоящего техобслуживания, наличие открытых ремонтных листов;

– принимает решение о корректности заполненных в путевом листе сведений (рис. 5) либо о корректировке (уточнении) значений работы автомобиля на линии.

Это позволяет, помимо ускорения выполнения процедур сверки, сохранить итоги показателей эксплуатации транспорта по каждому путевому листу и при необходимости выполнить последующую сверку решений, принимаемых первичным (линейным) звеном диспетчеризации.

Кроме указанного эффекта, ежедневный контроль потребления моторного топлива позволяет обеспечить сокращение совокупного расхода топлива в объеме 5 % ввиду оптимизации маршрутов движения парка. При этом фактические показатели системы ГЛОНАСС, подтвержденные реальными условиями эксплуатации автопарка, служат основой для уточнения нормативов расхода моторного топлива, в том числе на работу навесного или специального оборудования, которым оснащено ТС.

Настройка автоматических алгоритмов блокирования выписки путевой документации (рис. 6). В целях исключения случаев эксплуатации автотранспорта с неактивной (не подающей сигналы в центр обработки данных) системой ГЛОНАСС в информационную систему (ИС) при обработке диспетчером путевой документации проводится сопоставление показателей эксплуатации, принимаемых к учету, с показателями системы ГЛОНАСС. В случае отклонения показателей свыше допустимого процента погрешности (например, вследствие пропадания сигнала) выписка последующего путевого листа блокируется системой автоматически до момента отключения блокировки руководителем диспетчерской службы.

Указанные механизмы позволяют значительно снизить долю времени эксплуатации парка с неработоспособной системой ГЛОНАСС, повысить точность учета и, как следствие, эффективность выполняемых автопарком задач.

Загрузка карты Астраханского газоконденсатного месторождения в ИС учета показателей работы автотранспорта с последующей интеграцией механизма построения маршрута движения по данным путевого листа в момент его таксировки. Такое решение позволяет диспетчеру, не отвлекая внимания от контроля показателей эксплуатации транспорта, проводить (по запросу) контроль движения по маршруту и сопоставлять его отклонения от маршрутной карты. Дополнительным преимуществом решения стала возможность предоставления пользователям в режиме одного окна сведений о треке передвижения транспорта без необходимости приобретения дополнительных лицензий на базовый программный продукт системы ГЛОНАСС.

ПЛАНИРОВАНИЕ И УЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Планирование потребности в автотранспорте формируется посредством использования интеграционных механизмов ИС «Бюджетирование» (локальная разработка Общества) и ИС «Управление автотранспортом» (система планирования и учета транспортных потоков).

Функциональный модуль ИС «Бюджетирование» является инструментом взаимодействия служб среднего звена контроля (транспортный отдел, экономические службы).

Первичная потребность в транспортном обеспечении формируется специалистами цехов, ответственных за него, согласно условиям (перечень доступного транспорта, режимы работы и др.) исполнителя – Управления технологического транспорта и спецтехники.

Согласованная диспетчерскими службами потребность используется в качестве исходных данных:

– для определения бюджетных показателей, показателей производственной программы и планов-графиков работ с применением технологического транспорта и спецтехники. Итоги производственной программы интегрируются в ИС «Бюджетирование» с последующим использованием при построении бюджета;

– для подготовки ежесменной пакетной печати путевых листов, упрощающей оформление выпуска парка на линию.

Результаты обработки путевой документации также претерпели значительные изменения. Каждый путевой лист, таксированный диспетчером, служит основой:

– для оформления счета на оказанные услуги (собственным подразделениям Общества);

– исходных данных для сверки с табелем водителя (таким образом исключено привлечение водительского состава вне согласованного графика работ и документов: приказа об отпуске, листа нетрудоспособности, предоставляющего выходной день за сдачу крови, и проч.);

– исходных данных для учета списания моторного топлива, сверки со сведениями поставщиков по поставке (заправке) топлива.

Одновременная зависимость диспетчера (учет показателей работы парка, выполнение которых является основным критерием материального стимулирования); водителя (только таксированный путевой лист будет служить основой для начисления заработной платы); специалиста материально-технического обеспечения и материально-ответственного лица (учет расхода моторного топлива и спецжидкостей); бухгалтера (начисление заработной платы, учет списания горюче-смазочных материалов и спецжидкостей, актирование и передача отрывных талонов всех путевых листов заказчикам в информационно-управляющую систему) формирует требования к непрерывному использованию системы в производственной деятельности в информационном контуре Общества.

ОРГАНИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА АВТОПАРКА

Планирование технического обслуживания и ремонта автопарка осуществляется посредством формирования соответствующего графика на основании сведений о текущем и прогнозном пробеге ТС в течение года. Плановые показатели ремонта в соответствии с номенклатурой справочников информационно-управляющей системы позволяют автоматически производить вычисление потребности в материалах для периодического обслуживания парка.

Учет выполняемых операций осуществляется посредством автоматизации процесса постановки на ремонт и его производства.

Механик автоколонны либо отдела технического контроля по итогам оценки технического состояния принимает решение о направлении ТС на ремонт. Заявки оформляются в ИС сразу по выявлении соответствующей потребности. Это позволяет повысить эффективность взаимодействия между линейным звеном диспетчеризации и ремонтными службами, в частности:

– обеспечить точность учета времени и даты поломки ТС, что влияет на показатели технической готовности парка (служит главным показателем материального стимулирования служб ремонта);

– сократить время на первичную (предварительную) диагностику состояния ТС в ремонтно-механической мастерской;

– зафиксировать основную причину обращения, что позволяет избежать нареканий в вопросе качества произведенного ремонта и повысить внимательность механиков при подаче заявки.

Оформление ремонтного листа (рис. 7) в ИС производится с указанием даты и времени начала и окончания производства работ, сотрудников, участвующих в данном процессе. Интеграция в систему учета ремонтов показателей фактического местонахождения ТС на момент постановки и выхода с ремонта (с системы ГЛОНАСС) позволила исключить риск некорректного оформления документации и повысить качество взаимодействия с подрядчиками в вопросе организации данного процесса.

Любое движение материальных потоков при обслуживании и ремонте ТС оформляется через ИС «Управление автотранспортом» с последующей выгрузкой заявки на отпуск материала в информационно-управляющую систему.

Таким образом, в каждой накладной на отпуск материала для ремонта автотранспорта в системе бухгалтерского учета присутствует уникальный номер потребности, что позволяет сопоставить ее с ремонтным листом и ТС.

Реализовав указанный функционал, Общество с 2014 г. смогло накопить статистику отказов парка и провести комплексный анализ, который дал возможность выявить основные причины выхода ТС из строя и сформировать базу обменного фонда узлов и агрегатов, позволившую увеличить коэффициент технической готовности парка более чем на пять процентных пунктов.

ЗНАЧЕНИЕ ЛОКАЛЬНОГО ВНЕДРЕНИЯ В МАСШТАБАХ ПАО «ГАЗПРОМ»

Подводя итоги, хотелось бы отметить, что реализованный в ООО «Газпром добыча Астрахань» программно-аппаратный комплекс по управлению автотранспортным обеспечением, накопленный опыт эксплуатации, постоянное развитие и адаптация к изменениям законодательства РФ в сфере транспорта послужили примером удачного стартапа и отличным подспорьем для создания единого в рамках компаний Группы «Газпром» вертикально интегрированного решения.

Технические решения, внедренные ООО «Газпром добыча Астрахань», нашли свое отражение при разработке Программы оснащения транспортных средств дочерних обществ ПАО «Газпром» системой ГЛОНАСС / GPS, утвержденной 18.09.2016 заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркеловым.

Автотранспортное хозяйство ПАО «Газпром» – важный элемент обеспечения надежной и безопасной деятельности Общества. Без применения автотранспортной техники невозможно представить выполнение ремонтных и диагностических работ, доставку персонала до промышленных площадок, перемещение грузов и многие другие операции и процессы. В связи с этим совершенствование системы управления автотранспортным хозяйством представляет собой ключевую задачу, для решения которой была разработана и предложена концептуальная модель.

Автотранспортное хозяйство (АТХ) ПАО «Газпром» включает 50 140 ед. техники, ежегодные операционные затраты на содержание которой составляют более 70 млрд руб. Масштаб АТХ компании и значительное число разнообразных задач, стоящих перед ним, требуют постоянного совершенствования процессов менеджмента.

Система управления АТХ ПАО «Газпром» состоит из трех уровней:

– профильное структурное подразделение Администрации ПАО «Газпром» – Департамент ПАО «Газпром» (В.А. Михаленко),

– дочернее общество ПАО «Газпром»,

– актив (автотранспортное средство).

Совершенствование системы управления АТХ ПАО «Газпром» в целом требует изменения процессов менеджмента на каждом из обозначенных уровней, а также обеспечения их эффективного взаимодействия со смежными процессами Общества.

КЛЮЧЕВЫЕ ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ АТХ

Состав ключевых задач, которые решаются благодаря системе управления АТХ, характеризует уровень ее зрелости. Реализация таких мероприятий, как методическое и нормативное обеспечение, планирование деятельности, поддержка качества производственных работ, – необходимое условие функционирования АТХ, но на определенном этапе развития этого недостаточно для улучшения показателей деятельности рассматриваемого комплекса.

Следующим шагом в совершенствовании системы управления АТХ должно стать выполнение задач:

– по оценке эффективности деятельности и активов;

– прогнозированию.

Разработка качественной системы для решения первой из указанных выше задач позволит контролировать эффективность как непосредственно активов АТХ, так и подразделений, участвующих в управлении ими. Регулярное проведение такого анализа дает возможность выявлять негативное воздействие различных факторов на всю систему управления АТХ, затем разрабатывать план по совершенствованию последней и, наконец, контролировать его реализацию.

Прогнозирование представляет собой комплексную задачу, решение которой требует наличия наиболее развитой системы управления как самим АТХ, так и механизмами его взаимодействия с процессами менеджмента в других подразделениях Общества. Само по себе АТХ ПАО «Газпром» не является центром прибыли и не может самостоятельно обеспечивать рост производственных показателей, но при этом способно существенно влиять на результативность выполнения смежных процессов. Наличие механизма анализа изменений основных индикаторов деятельности компании позволяет прогнозировать необходимые усовершенствования в АТХ, способные обеспечить в будущем максимально эффективное выполнение производственных задач ПАО «Газпром».

При обосновании состава автопарка, количества требующейся техники, запасных частей и горюче-смазочных материалов (ГСМ) или иных услуг следует учитывать взаимосвязь с производственными задачами дочерних обществ. Механизм прогнозирования не может существовать только внутри системы управления АТХ, а должен быть связан с процессами всех дочерних обществ, влияющими на общие перспективы развития предприятия.

Необходимо, чтобы система управления АТХ, как и любая другая, предусматривала в качестве своей цели рост эффективности в решении производственных задач. Среди последних нужно отметить выполнение нормативов расхода ГСМ, обеспечение безаварийной работы, оптимизацию затрат на техническое обслуживание и ремонт. Эти задачи, по сути, представляют собой текущие функциональные обязанности, которые в конечном итоге должны выполняться. Требуется, чтобы цели, способные существенно изменить результативность деятельности АТХ, были, с одной стороны, достижимыми, с другой – амбициозными, но не повторяли действующих положений и порядков.

КОНЦЕПТУАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ АТХ

Модель системы управления АТХ способна качественно решать поставленные задачи и самосовершенствоваться с помощью постоянной оценки производительности своей деятельности.

Разработанная концептуальная модель (рис. 1) объединяет все уровни управления в ПАО «Газпром» и регулирует взаимодействие со смежными процессами. Ее основные направления – надежность, безопасность, оснащенность и экономика. В ней также определяются ответственные структурные подразделения и формализуются механизмы координации их деятельности.

Функциональная взаимосвязь определяется по модели процессов, к которым относятся приобретение, эксплуатация, техническое обслуживание (ТО), ремонт и утилизация.

Финансирование АТХ для приобретения новой техники осуществляется из средств инвестиционной программы ПАО «Газпром», а для сопровождения уже имеющейся – из бюджета.

Надежность

В целом под надежностью понимается свойство системы выполнять заданные функции при соблюдении установленных значений производственных показателей и реализации необходимых обеспечивающих процессов (ремонт, диагностика).

Следует отметить, что эффективное управление данным свойством возможно только при использовании его математической модели (рис. 2).

На рис. 2 линия АВСD отражает функцию Q = f(T), где точка А – это число отказов в начале эксплуатации нового транспортного средства (ТС), т. е. то количество, которое обусловлено использованием еще старого, не списанного с баланса актива. Отрезок АВ соответствует периоду Т1 списания старого и ввода в эксплуатацию нового ТС. Этот интервал времени характеризуется уменьшением количества отказов с величины, равной Q1, до Q3. По мере использования нового ТС за период Т2 происходит постепенное увеличение его физического износа и соответственно рост числа отказов до величины Q2.

Угол наклона отрезка ВС к оси абсцисс (обозначен буквой ) обусловлен интенсивностью эксплуатации ТС и качеством его обслуживания. Чем интенсивнее используется ТС и чем ниже качество его обслуживания, тем этот угол больше, что соответствует возрастанию количества отказов по причине технической неисправности.

Увеличение степени физического износа за период Т3 приводит к резкому росту числа отказов до величины Q1. Воздействие внешней среды усиливает негативное влияние на техническое состояние ТС по мере его физического износа.

Таким образом, описанная математическая модель надежности позволяет и для АТХ в целом, и для каждого актива в отдельности прогнозировать время безотказной работы и анализировать вероятность отказа при износе. Данный подход используется как для обоснования экономической целесообразности замены ТС новым, так и для оценки возможности выполнения текущих и перспективных производственных задач.

Безопасность

Задача обеспечения безопасности – одна из приоритетных в ПАО «Газпром», и комплекс АТХ не исключение. Оценка этого свойства складывается из анализа технического состояния автотранспортной техники и факторов риска при ее эксплуатации. Последние можно разделить на две группы: внутренние и внешние. К внешним факторам относятся погодные условия, время года, состояние дорог и др.; к внутренним – нарушение правил дорожного движения, усталость водителя и состояние его здоровья.

Оснащенность

При оценке степени оснащенности дочерних обществ автотранспортом следует учитывать взаимосвязь стоящих перед ними производственных задач (объем перевозки грузов и капитального ремонта линейной части, количество перевозимых людей и др.) с количественным и качественным составом автопарка. Из-за длительности процедур закупки новой техники приоритетным направлением становится создание инструмента для прогнозирования необходимости изменения состава единиц, входящих в АТХ, с учетом перспективных производственных задач дочерних обществ ПАО «Газпром».

Экономика

Данное направление не столько отвечает за формирование затрат на сопровождение АТХ, сколько позволяет получать оценку экономической эффективности реализуемых мероприятий.

Например, при традиционном анализе результативности деятельности ведется учет удельного расхода ГСМ по видам техники, который далее сравнивается с принятыми нормами, и затем готовятся предложения по недопущению перерасхода или по его снижению. Другой подход – это поиск решений, позволяющих снизить стоимость перевозки. К ним можно отнести внедрение систем мониторинга на базе ГЛОНАСС, использование аутсорсинга, применение систем управления логистикой, своевременное и обоснованное замещение устаревшей техники новой. Каждое из решений представляет собой проект, анализ целесообразности которого проводится путем оценки комплексного экономического эффекта от его реализации для деятельности всего предприятия в целом, а не по изменению отдельных показателей.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ АТХ

Часто данная процедура подразумевает определение набора показателей, которые рассчитываются на основе ретроспективных данных и далее сравниваются со значениями за прошлые периоды, что в конечном итоге позволяет сделать вывод о результативности деятельности. В предлагаемой же системе управления АТХ оценка эффективности должна решать задачи выявления направлений, требующих совершенствования; обоснования необходимости принятия решений; анализа реализуемых проектов по изменению системы управления АТХ.

Для АТХ описываемую процедуру следует осуществлять с помощью комплексной системы тесно взаимосвязанных и целеориентированных показателей. При этом необходимо разделение на показатели, непосредственно участвующие в принятии решений и индикативные – те, которые позволяют более подробно характеризовать результаты деятельности и могут служить источниками информации для раскрытия причин отклонений и негативных тенденций. Важно отметить, что при анализе оценивается как выполнение плановых или нормативных значений, так и динамика их изменения.

Создание системы оценки эффективности АТХ – необходимый шаг, который позволит оценивать вклад отдельных мероприятий в процесс совершенствования всего описываемого комплекса в целом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Автотранспортное хозяйство ПАО «Газпром» – это важный и значимый элемент производственной деятельности компании. От уровня его организации зависит выполнение основных задач Общества. Система управления АТХ, как и любая другая, должна соответствовать актуальным подходам в управлении. С учетом значительного масштаба АТХ следует ожидать, что положительные результаты его качественного развития смогут существенно улучшить показатели деятельности Общества в целом.

Необходимо, чтобы совершенствование системы управления АТХ велось комплексно, начиная от постановки целей и выбора механизмов их реализации с последующей формализацией процессов управления и системы оценки эффективности и завершая внедрением соответствующих информационных решений.

Современные плавучие технологические платформы (ПТП) для добычи углеводородов обеспечивают выполнение разнообразных задач, направленных на освоение морских нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе, в том числе в условиях Арктики. Одной из возможных классификаций ПТП является разделение по выполняемым функциям [1, 2]:

– Floating Production Unit (FPU) – добыча, переработка добытой продукции и последующая отгрузка по трубопроводу на берег или в плавучее нефтехранилище;

– Floating Storage and Offloading Unit (FSO) – плавучее нефтехранилище;

– Floating Production Storage and Offloading Unit (FPSO) – объединение FPU и FSO. На подобных плавучих платформах имеется оборудование для сбора, подготовки, хранения и отгрузки на танкер;

– Floating Production Drilling Storage and Offloading Unit (FPDSO) – платформа FPSO с буровым оборудованием для бурения эксплуатационных скважин;

– Floating Liquefied Natural Gas Unit (FLNG) – плавучий завод по сжижению природного газа с последующим его хранением и отгрузкой;

– Floating Storage and Regasi-fication Unit (FSRU) – плавучая регазификационная установка;

– Dimethyl-ether Floating Production Storage and Offloading Unit (DME FPSO) – плавучий завод по переработке газа.

Плавучие технологические платформы для добычи углеводородов, которых в мире на данный момент насчитывается более 400 ед. [2], могут отличаться и по архитектурно-конструктивному типу: с традиционной судовой формой (FPSO), полупогружные установки, платформы на натяжных связях (TLP), платформы с цилиндрической формой корпуса значительной осадки (SPAR) и малой осадки (BUOY). Наличие такого разнообразия объясняется различными природно-климатическими условиями, геолого-технологическими параметрами разрабатываемых месторождений, глубиной воды, удаленностью от берега и т. д. [3].

В целом ПТП достаточно удобны для разработки морских месторождений, а начиная с глубин более 500 м, практически незаменимы и характеризуются рядом полезных свойств:

– пригодны для разработки удаленных от берега нефтегазовых месторождений;

– подходят для многоразового использования, что позволяет перемещать и эксплуатировать их при последовательной разработке нескольких мелких и средних месторождений;

– хорошо стыкуются с другими платформами (как плавучими, так и стационарными) и подводным оборудованием, что позволяет выстраивать эффективную комбинированную схему обустройства.

Безусловно, ПТП судового типа продолжают преобладать над другими конструктивными решениями, что обусловлено рядом причин. Например, они могут быть переоборудованы из танкеров, вышедших из эксплуатации (около 70 % всех FPSO); привычны для проектировщиков, так как обеспечивают возможность унификации размещаемого оборудования и создания модульных блоков, дающих большую гибкость в применении платформ (установка / замена технологических блоков); имеют большие водоизмещение и площадь палубы для размещения оборудования и хранения нефти; обладают неплохими ходовыми характеристиками, что позволяет им в случае необходимости перемещаться на другое месторождение.

Тем не менее в арктических условиях, характеризующихся определенной ледовой нагрузкой, в ряде случаев более предпочтительно применение ПТП типа BUOY, которые на данный момент не особо распространены, хотя их конструкция имеет ряд явных преимуществ перед другими типами [1, 4, 5]. А именно:

– независимость от направления внешнего воздействия;

– отсутствие турельного механизма, который может составлять до 30 % от капитальных расходов (CAPEX) на сооружение платформы;

– сравнительно низкие показатели качки, дающие возможность устанавливать сухую фонтанную арматуру и продолжать добычу при более суровых внешних воздействиях, чем могут выдерживать обычные FPSO;

– более простое возведение за счет внутренней симметрии, которая также обеспечивает и более легкий доступ ко всем танкам хранения, уменьшая таким образом число труб, кабелей и внутренних коммуникаций;

– массогабаритные характеристики, позволяющие осуществлять строительство практически на любой верфи.

АНАЛИЗ ТРЕБОВАНИЙ К КОНСТРУКЦИЯМ

В настоящее время практическую реализацию получили плавучие платформы компании Sevan Marine. Опорный блок Sevan Stabilized Platform (SSP) условно делится на три секции: нижнюю секцию с уменьшающимся кверху диаметром, среднюю секцию постоянного диаметра и верхнюю секцию с увеличивающимся кверху диаметром. При этом конструкция имеет ряд существенных технологических особенностей [4]. В частности, двухслойный корпус SSP играет важную конструктивную роль, обеспечивая горизонтальную жесткость за счет модулей в сочетании с центральным силовым стержнем, c которым они соединены вертикальными балками и горизонтальными жесткими поперечинами. Переборки резервуаров в такой конструкции в большей степени выполняют функцию армирования танков хранения, при этом каждые два танка делятся общей перегородкой. Это является одним из достоинств симметричной конструкции, которое заключается в снижении количества стали с одновременным увеличением устойчивости корпуса всей платформы. Дополнительная горизонтальная и вертикальная жесткость корпуса, обеспечиваемая за счет двойного дна и верхней палубы, работающих как радиальные перекладины, также приводит к уменьшению массы стали и строительных затрат. Кроме того, круглая форма снижает провисание и коробление металла за счет меньших изгибающих моментов, действующих на корпус. Не стоит забывать еще об одной важной особенности, которой стремятся добиться проектировщики ПТП. Наличие симметрии в SSP способствует блочной модульности, как видно из рис. 1. Весь корпус ПТП сделан всего из восьми разных типов строительных модулей: верхнего строения, трех секций корпуса (верхней, средней и нижней), периферийной и центральной шахт, балластных танков и танков хранения нефти. Другим преимуществом симметрии является трафаретный дизайн, включающий всего три размера и три различных толщины стальных листов, что дополнительно повышает модульность и простоту конструкции. Это не идет ни в какое сравнение с классическими FPSO, где обычно необходимо около 400 различных размеров стальных пластин разной толщины [6, 7].

SSP-300 имеет диаметр 63 м, высоту 30 м и максимальную осадку 20 м. Она позволяет хранить до 300 000 баррелей нефти. Первой действующей платформой такого типа стала FPSO Piranema Spirit, работающая на шельфе Бразилии с 2007 г. на глубине более 1000 м. В целом флот данных ПТП постепенно растет, расширяет географию и уже насчитывает восемь FPSO и четыре буровые установки [8].

Еще одной платформой аналогичной конструкции (рассчитанной на разведочное бурение) является платформа Kulluk (рис. 2), которая на данный момент уже выведена из эксплуатации [9]. Она представляет собой арктическую платформу второго поколения, позволяющую увеличить буровой сезон на несколько недель, поскольку рассчитана на толщину льда до 0,76 м. Основной особенностью данной платформы является двойной корпус опорного блока в виде конуса, сужающегося книзу, что позволяет снижать внешнюю нагрузку на корпус и не позволяет ледовым образованиям проникать под платформу. Опорный блок имеет 24 отсека, образующих 24 грани конуса.

Примером интересной концепции может служить полупогружная буровая платформа JBF Arctic компании Huisman [10–12], хотя на данный момент нет опыта ее промышленной эксплуатации. Опорный блок платформы (рис. 3) состоит из кольцеобразного понтона 1 диаметром 116 м, на котором закреплено восемь наклонных стабилизационных колонн 2 с решетками между ними, препятствующими прониканию в пространство между колоннами крупных кусков разрушаемого льда. На колоннах располагается верхнее основание 3 с блоком верхних строений и сдвоенной буровой вышкой 4, обеспечивающей ускорение процесса бурения. При этом цилиндрическая поверхность имеет определенные углы наклона, способствующие изменению типа нагрузки, при которой происходит разрушение льда (платформа рассчитана на воздействие ледовых полей толщиной до 3 м). Особенностью данной конструкции, отличающей ее, например, от конструкции опорного блока платформы Kulluk, являются более высокие ходовые характеристики в открытой воде [13]. Платформа позволяет обеспечивать хорошие параметры остойчивости благодаря двум типам осадки: низкой осадке для эксплуатации в ледовых условиях и высокой осадке для эксплуатации в условиях морских волн. Основная идея состоит в том, чтобы обеспечивать наименьшую контактную поверхность верхней части опорного блока для минимизации воздействия ледовых нагрузок [7, 14].

Помимо зарубежных аналогов существуют и российские концепции дизайна ПТП. В частности, специалистами ФГУП «Крыловский государственный научный центр» был разработан концептуальный проект ледостойкой плавучей платформы типа BUOY (рис. 4) [5]. Она представляет собой корпус цилиндрическо-конической формы с танками для хранения нефти, балластными цистернами, устройствами для закрепления якорных линий, райзеров, шлангокабелей и пр. В районе ватерлинии платформа имеет коническую часть с двойным сломом, который способствует тому, что разрушение льда в основном происходит при контакте с поверхностью буя, вследствие ломки при изгибе ледяного покрова вниз. Снижение угловой качки обеспечивается за счет демпфирующего эффекта, возникающего при входе палубы конической части в воду. Балластная секция, расположенная в нижней части платформы и имеющая больший диаметр по отношению к остальной цилиндрической части корпуса, также обеспечивает снижение качки, прежде всего вертикальной [15].

Следует особо отметить, что, помимо общих конструктивных решений, для любой из рассмотренных платформ должна быть детально проработана как система мониторинга пожарной безопасности [16], так и система комплексной безопасности [17], а эффективность управления объектом должна быть оценена еще на этапе проектирования, например с помощью методики [18].

Все рассмотренные конструкции достаточно детально проработаны, а некоторые уже зарекомендовали себя при эксплуатации, однако в ряде случаев остается открытым вопрос оптимальности углов наклона граней опорного блока, которые целесообразно проверять проведением натурных испытаний в ледовом бассейне.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ КОНСТРУКЦИИ ПЛАВУЧЕГО БЛОКА С УЧЕТОМ АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ

Предлагается рассмотреть ПТП типа BUOY (рис. 5), которая содержит нижнюю усеченную коническую часть 1 и верхнюю усеченную коническую часть 2, вершины которых направлены соответственно вверх и вниз. Часть 2 контактирует с ледовым полем при эксплуатации в ледовых условиях, а часть 1 служит для отвода ледовых обломков от платформы. Между ними располагается цилиндрическая часть 3, представляющая собой комбинацию двух восходящих конусов 4 и одного нисходящего конуса 5, примыкающих соответственно к нижней и верхней усеченным коническим частям. Цилиндрическая часть 3 предназначена для изменения направления движения ледовых обломков. Платформа является плавучей и имеет симметричный герметичный корпус 6. В корпусе предусмотрены балластные емкости 7, расположенные радиально на его дне и в боковой части и разделенные на секции. Секции связаны с системой циркуляции балластной жидкости. Внутренняя часть корпуса имеет отсеки 8 для размещения грузов, технологических жидкостей и оборудования. В центральной части корпуса основания расположена буровая шахта 9. Для удержания платформы на точке могут применяться различные варианты исполнения якорной системы и подруливающих устройств для снижения нагрузки на якорные линии.

Рассматриваемая платформа имеет три типа осадки в зависимости от условий функционирования (рис. 6): I – транспортировочная, II – эксплуатационная в условиях открытой воды, III – эксплуатационная в ледовых условиях. При транспортировке ватерлиния находится между нижней усеченной конической частью 1 и двумя восходящими конусами 4. Минимальный уровень осадки позволяет преодолевать неглубокие проливы на пути платформы из порта на точку бурения либо при передислокации из одной точки бурения в другую. При установке платформы на точке бурения возможна ее эксплуатация как в условиях открытой воды, так и в условиях замерзающих морей. В первом случае ватерлиния проходит между двумя восходящими конусами 4 и одним нисходящим конусом 5, то есть в месте, имеющем минимальную площадь поперечного сечения корпуса. Однако наибольший интерес представляет эксплуатация платформы в условиях замерзающих морей.

Стационарные платформы способны выдержать ледовые нагрузки на порядок выше, чем плавучие, благодаря жесткой фиксации на морском дне, в то время как для плавучих сооружений применяются различные варианты исполнения якорной системы и подруливающих устройств для снижения нагрузки на якорные линии, несущая способность которых меньше, чем стационарное закрепление. В этом случае ватерлиния проходит по уровню верхней конической части 2, корпуса 6 (см. рис. 6, линия III).

В процессе взаимодействия ледового поля с наклонной поверхностью конусной формы (рис. 7) происходит разрушение льда под действием изгибных напряжений, которые значительно меньше, чем напряжения сжатия, имеющие место при взаимодействии с вертикальными сооружениями. При этом угол наклона конуса верхней конической части 2 (рис. 5) относительно горизонта выбирается в диапазоне 50–60º для обеспечения минимальной действующей глобальной ледовой нагрузки. Следует отметить, что данные значения выбраны исходя из опыта проектирования платформы «Приразломная» [19] и требуют дальнейшего уточнения путем проведения натурных испытаний. Благодаря тому, что верхняя коническая часть 2 имеет вершину, направленную вниз, накопления обломков льда на поверхности корпуса 6 плавучей платформы не происходит. Далее сломанный лед движется к цилиндрической части 3, где происходит плавное изменение направления движения ледяных обломков благодаря наличию двух восходящих конусов 4 и одного нисходящего конуса 5. В случае применения обычной цилиндрической поверхности на платформу будут действовать значительные сдвигающие нагрузки ото льда. Угол наклона к горизонту нисходящего конуса 5 и прилегающего к нему одного из восходящих конусов 4 цилиндрической части 3 выбирается исходя из соотношения = + 20º, а угол второго из восходящих конусов 4, примыкающего к нижней усеченной конической части 1, равен углу , чтобы обеспечить как можно более плавное изменение направления движения ледовых обломков. После прохождения цилиндрической части 3 ледовые обломки оказываются на нижней усеченной конической части 1 с углом наклона = – 30º, где лед отводится в противоположную от платформы сторону. Значения углов выбраны согласно общим принципам геометрии и механики и требуют дальнейшего уточнения путем проведения натурных испытаний.

Балластные емкости 7, связанные с системой циркуляции, дают возможность менять положение ватерлинии. Они расположены на дне корпуса 6 и в его боковой части и разделены на секции, образуя двойную стенку по всему периметру платформы, что предотвращает утечки технологических жидкостей или повреждение оборудования и грузов в отсеках 8 в случае нарушения целостности корпуса платформы 6. Заполнение балластной жидкостью происходит снизу вверх, что позволяет максимально сместить центр тяжести платформы вниз, тем самым повышая ее остойчивость.

ВЫВОДЫ

Таким образом, благодаря снижению действующих нагрузок ПТП типа BUOY позволяют проводить разработку морских нефтегазовых месторождений не только в традиционных условиях открытой воды, но и в зоне льдов замерзающих морей. Это расширяет область применения плавучих платформ в сложных ледовых условиях арктического шельфа.

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ЗВУКОИЗОЛИРУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ НА ОТКРЫТЫХ УЧАСТКАХ ТРУБОПРОВОДОВ

Транспортировка природного газа осуществляется по магистральному газопроводу (МГ), а основным элементом газотранспортной системы являются компрессорные станции (КС). Технология компримирования природного газа на КС требует обязательного наличия технологической обвязки нагнетателей, которая представляет собой открытые участки газопроводов, оснащенные запорной и регулирующей арматурой. Известно, что основным источником шума технологической обвязки становятся нагнетатели природного газа. Уровни и спектральный состав шума технологической обвязки нагнетателей зависят от типа нагнетателя, количества одновременно работающих нагнетателей, режима их работы, параметров транспортируемого природного газа и других факторов, подробно рассмотренных ранее в технической литературе [1]. В результате обширных исследований шумовых полей специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» установлено, что для всех КС с приводом от газоперекачивающего агрегата (ГПА) любого существующего типа технологическая обвязка нагнетателей оказывается одним из трех основных источников внешнего шума [1]. Уровень шума вблизи открытых участков трубопроводов достигает 90–100 дБА и выше, а на территории КС – 85–87 дБА. В результате на КС создаются неблагоприятные условия труда и возникает шумовая нагрузка на окружающую территорию.

Многочисленные исследования и специальная оценка условий труда показывают, что работа значительной доли сотрудников ПАО «Газпром» сопровождается вредным шумовым фоном. Таким образом, разработка мероприятий по снижению уровня шума является актуальной задачей, поскольку интенсивный шум обусловливает возникновение и развитие заболеваний органов слуха, центральной нервной, сердечно-сосудистой и пищеварительной систем организма человека.

МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ШУМА ОТКРЫТЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ И ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С НИМ

Для выявления механизма генерации и распространения шума технологическими обвязками нагнетателей следует рассмотреть результаты измерений спектров шума трубопроводов на расстоянии 1 м от поверхности земли и 1 м от поверхности трубопровода через каждый 1 м вдоль потока газа [1]. В результате оказывается, что шум, излучаемый открытыми участками трубопроводов, в основном обусловлен распространяющимся по потоку и проникающим через стенки трубопровода шумом работающих нагнетателей, а также энергией структурного звука и вибрации корпуса нагнетателя, которая распространяется по поверхности трубопровода. Кроме того, шум формируется вследствие турбулентных пульсаций потока газа внутри трубопровода, срыва вихрей пограничного слоя газа на внутренних стенках трубопровода, срыва вихрей и образования вихревых зон на участках поворотов трубопроводов, срыва вихрей и возникновения возмущений в местах установки регулирующей и запорной арматуры. Вторичное образование шума происходит также при взаимодействии неоднородного потока газа от препятствия, расположенного перед запорной арматурой, с обтекаемыми элементами запорной арматуры ниже по потоку. При этом образуются срывы дополнительных вихрей. Каждая пара сорвавшихся вихрей генерирует излучение звука с частотой, соответствующей частоте срыва пары вихрей. При высокоскоростном потоке газа становится значимым еще один механизм возбуждения трубопровода – пульсация давления в турбулентном пограничном слое на внутренней поверхности трубопровода.

Сумма и весовая доля каждого из элементарных источников шума, составляющих общее звуковое поле трубопровода, зависит от указанных ранее факторов.

Несмотря на актуальность проблемы снижения шума технологической обвязки, до настоящего времени подробного изучения механизма генерации и распространения шума технологической обвязки нагнетателей не проводилось. Однако имеющиеся результаты многочисленных натурных измерений на действующих технологических обвязках нагнетателей указывают на то, что внешнее излучение шума трубопроводами состоит из шумового поля трубопроводов и узлов регулирования расхода газа, установленных на этих трубопроводах [1]. Данный факт был использован при разработке мероприятий по снижению шума, представленных в статье.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ИНТЕНСИВНОСТИ ИЗЛУЧЕНИЯ ШУМА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОБВЯЗКОЙ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

Различные мероприятия по снижению шума ГПА регулярно исследовались и систематизировались практически с самого начала эксплуатации оборудования данного типа [1]. Наиболее эффективные из них обобщены и представлены на рис. 1.

Наименьших финансовых затрат требуют организационные мероприятия по снижению шума. Маршрут обхода ГПА машинистом перестраивается таким образом, чтобы время воздействия шума при обходе было минимальным. Следует избегать нахождения персонала в зонах с высоким уровнем шума, переходы от точек обслуживания должны проходить через зоны с низким уровнем шума. При этом маршрут обхода получается длиннее, но пролегает по сравнительно тихим участкам, поэтому эквивалентный уровень звука, воздействующий на машиниста, получается на 3–4 дБА меньше. Еще больше снизить эквивалентный уровень звука можно, применяя выгородку точек с максимальным уровнем шума акустическим экраном.

Дополнительное снижение негативного влияния шума может быть достигнуто применением средств индивидуальной защиты (СИЗ). При уровне шума в зоне обслуживания 85–95 дБА рекомендуется применение антифонов, а при незначительном его превышении достаточно использование менее эффективных, но более дешевых и удобных берушей.

Снизить интенсивность шума технологических обвязок в источнике возникновения и на путях его распространения при всех описанных выше механизмах его генерации может внедрение следующих мероприятий:

– применение нагнетателей с низким уровнем звуковой мощности;

– снижение интенсивности вторичного образования шума внутри трубопроводов;

– снижение интенсивности шума на путях его распространения по трубопроводу.

Создание малошумного нагнетателя теоретически возможно, а основные пути его разработки рассмотрены в технической литературе [1]. При проектировании малошумных нагнетателей рекомендуется для изготовления корпуса применять специальные материалы с высоким декрементом затухания. Для снижения интенсивности структурного звука следует уменьшать скорость вращения ротора, а для повышения расхода и напора газа применять специальное профилирование лопаток и проточной части [1]. Между нагнетателем и трубопроводом необходимо предусматривать специальные вставки для предотвращения прохождения структурного звука. В ближайшее время появление малошумных нагнетателей маловероятно, поскольку стоимость изготовления и эксплуатации таких агрегатов уменьшает их конкурентоспособность.

Снижение вторичного образования шума может быть достигнуто путем применения специальной конструкции технологической обвязки. Данная задача с большой долей вероятности будет решена в ближайшее время, после проведения исследований на специальном стенде, который предполагается построить в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Недостатками такого мероприятия являются увеличение габаритов и металлоемкости обвязки, а также ухудшение ее эксплуатационных характеристик.

Таким образом, единственное целесообразное мероприятие, которое может быть реализовано при современном состоянии развития технологии, – это снижение шума на путях его распространения.

Энергетический метод оценки уровня шума в крупногабаритных воздушных каналах впервые предложен В.П. Гусевым [2, 3], а приближенная формула для проведения расчетов шумовых полей в зоне эксплуатации технологической обвязки получена сотрудниками ООО «Газпром ВНИИГАЗ»:

∆Lp = ∆Lpкан + 10lg(S/Sкан) +

+ Zкан - 10 lg(1 + 10–0,1∆L) +

+ 3 - ∆Lп,         (1)

где ∆Lpкан – суммарное снижение уровня звуковой мощности по пути распространения звука между источником шума и рассматриваемым участком трубопровода, дБ (определяется на основании экспериментальных данных); S – площадь наружной поверхности трубопровода, через которую шум проникает в помещение или в окружающую среду, м2; Sкан – площадь поперечного сечения канала, м2; Zкан – звукоизолирующая способность стенок канала; ∆Lп – поправка, учитывающая влияние характеристики звукового поля в канале (наличие косых волн, отражений и др.).

Из приведенной формулы следует, что снижение уровня звуковой мощности по пути распространения шума обусловлено следующими факторами:

– перераспределением звуковой мощности пропорционально площади сечения трубопровода (наблюдается, например, при разветвлении сети трубопровода);

– отражением звука от фасонных элементов трубопроводов (колен, тройников, решеток и др.);

– поглощением звуковой энергии в результате вязкого трения вблизи внутренних стенок трубопроводов или в результате установки внутри трубопровода специального глушителя шума;

– звукоизоляцией стенок трубопроводов.

Приведенная выше формула может быть уточнена после проведения дополнительных исследований на стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Однако анализ даже этой приближенной формулы дает возможность предложить определенные мероприятия по снижению интенсивности шума, излучаемого технологической обвязкой, такие как установка глушителей шума внутри потока газа в трубопроводе и повышение изоляции стенок трубопроводов. Следует отметить, что для снижения общей интенсивности шума кроме звукоизоляции стенок трубопроводов необходимо усилить и звукоизоляцию узлов запорной арматуры.

Установка глушителей в потоке воздуха в виде цилиндрических поверхностей, поглощающих звук, применялась в Советском Союзе начиная с 30‑х гг. ХХ в. Основные теоретические исследования и практические рекомендации были разработаны Е.Я. Юдиным [4]. Предложенные им конструкции характеризуются высокой интенсивностью, но не обладают достаточной надежностью. В скоростном и турбулентном потоке газа в трубопроводах технологической обвязки глушители абсорбционного типа за короткий промежуток времени потеряют звукопоглощающий материал и станут бесполезны. Вследствие этого единственным возможным средством борьбы с шумом технологических обвязок нагнетателей становится применение конструкций, снижающих интенсивность шума на путях его распространения.

Известно два типа конструкций для изоляции шума открытых участков трубопроводов: звукопоглощающие покрытия и звукоизолирующие кожухи. За счет применения материалов с высоким декрементом затухания звукопоглощающие покрытия снижают интенсивность структурного звука и при этом за счет увеличения массы трубопровода повышают его звукоизоляцию. Недостатком таких покрытий является невозможность их демонтажа и проведения обслуживания технологической обвязки нагнетателей.

С другой стороны, звукоизолирующие кожухи имеют достаточно высокую эффективность, которую ограничивают только необходимость предотвращения передачи звукового излучения через акустические мостики в местах крепления кожуха к трубопроводу и обязательное размещение звукопоглощающего материала между кожухом и трубопроводом. В противном случае накопленная между трубопроводом и кожухом звуковая энергия будет излучаться наружу. Кроме того, эффективность кожуха значительно повышается при нанесении на его наружную поверхность материала с высоким декрементом затухания. Эффективность кожуха зависит от правильности акустического расчета его конструкции. Результат будет значительным только при оптимальном сочетании параметров его элементов. Бесспорным достоинством кожухов является возможность их неоднократного монтажа и демонтажа в связи с эксплуатационными нуждами, а существенным недостатком – трудоемкость монтажа, усложненная необходимостью тщательной сборки с заделкой мест крепления всех элементов. Теоретические основы расчета кожухов для защиты от шума открытых участков трубопроводов представлены в технической литературе [1]. Однако на КС акустические кожухи не нашли широкого применения.

Звукопоглощающие покрытия из трех слоев мастики № 579 и трех слоев мешковины внедрялись на всех газопроводах в 1960–1970 гг. Натурные сравнительные измерения на изолированных и неизолированных трубопроводах, выполненные по шкале «А» шумомера на действующих КС на расстоянии 1 м от поверхности трубопровода, позволили установить эффект снижения шума на 7–10 дБА. Измерения проводились на нагнетателях одного типа, однако обеспечить идентичный режим работы нагнетателей при измерениях не представлялось возможным.

После нескольких лет эксплуатации звукопоглощающие покрытия разрушались, а их эффективность снижалась практически до нуля. Кроме того, под слоем покрытия возникала коррозия, которая могла привести к возникновению свищей и стать основной причиной аварии.

В связи с ужесточением требований санитарных норм по допустимому уровню шума с 90 до 80 дБА возникла необходимость создания новых, более эффективных и долговечных конструкций акустических покрытий. Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была разработана конструкция из трех слоев антикоррозионной противошумной мастики (АПМ), рекомендованной Научно-исследовательским институтом железнодорожного транспорта (АО «ВНИИЖТ») для защиты от коррозии днищ вагонов, и трех слоев стеклоткани. Снаружи конструкция покрывалась слоем дюралюминия толщиной 1 мм, который крепился саморезами [1]. Результаты натурных измерений шума на действующих технологических обвязках показали снижение шума до 12–15 дБА, что для выполнения требований санитарных норм при работе в зоне технологических обвязок нагнетателей в течение двух часов рабочей смены (например, при расчистке снега зимой или ремонтных работах летом) было недостаточным. Вследствие неполного устранения воздействия фактора шума на здоровье работников возникала необходимость дополнительных финансовых затрат на компенсации персоналу за вредные условия труда, что в совокупности с затратами на внедрение самого мероприятия сделало его экономически нецелесообразным. Кроме того, под звукоизолирующим слоем возникала коррозия, а нанесение специального антикоррозионного слоя под поверхность мастики АПМ приводило к повышению трудоемкости и себестоимости всего мероприятия.

Одновременно с рекомендациями по применению акустических покрытий на основе мастики АПМ для проектирования новых КС ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были предложены конструкции на основе минераловатных плит толщиной 100 мм, покрываемых листами дюралюминия [1]. Опыт эксплуатации подобных защитных мер показал, что результирующая эффективность данного мероприятия в значительной степени зависела от качества монтажа и не превышала 10–15 дБА. Покрытие оказалось недолговечным: листы минеральной ваты крошились и неравномерно распределялись по поверхности трубы, вследствие чего вся конструкция провисала.

В начале 2000‑х гг. на одной площадке потребовалось разместить несколько КС. В результате суперпозиции звуковых полей от каждого источника шума шумовая нагрузка на окружающую среду значительно возросла. По заданию проектных организаций специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была разработана звукоизолирующая конструкция на основе пеностекла типа Foamglas. Она характеризовалась эффективностью 10–15 дБА, но изначально имела серьезные недостатки. Поскольку пеностекло имеет низкий декремент затухания и не может подавлять структурный звук, то при возникновении дефекта конструкции звукоизоляция материала резко падала. Кроме того, хрупкость материала и возможность его растрескивания при неравномерном нагреве и охлаждении в совокупности со сложностью проведения ремонтных работ из‑за хрупкости затрудняли его применение. Производитель пеностекла рекомендовал применять его только для теплоизоляции трубопроводов, а не для улучшения звукоизолирующих характеристик. Тем не менее эта конструкция была рекомендована для применения стандартом СТО Газпром 2–2.1–264–2008 [5].

В это же время ряд компаний организовали производство на территории России звукоизолирующих материалов с высоким декрементом затухания на основе эластомеров. Испытания различных модификаций защиты от шума открытых трубопроводов на основе этих материалов проводились на стенде Научно-исследовательского института строительной физики Российской академии архитектуры и строительных наук (НИИСФ РААСН). В результате удалось разработать серию конструкций для различных требований звукоизоляции и повысить их огнестойкость. Последние типы конструкции были испытаны на огнестойкость на стенде ФГБУ «Всероссийский ордена «Знак Почета» научно-исследовательский институт противопожарной обороны МЧС России». Полученные результаты испытаний делают возможным ее применение на КС.

СРАВНИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ЗВУКОИЗОЛИРУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ

Все описанные выше конструкции испытывались на аэроакустическом стенде в НИИСФ РААСН, который позволяет создавать звуковое поле в трубе, помещенной в реверберационную камеру. Интенсивность звукового поля внутри трубы при всех испытаниях сохраняется одинаковой. Уровни звукового давления измеряются в стандартных точках камеры при установленной на трубе звукоизолирую-щей конструкции и демонтированной конструкции. По разности измеренных уровней шума определяется эффективность установленной звукоизолирующей конструкции. Поскольку все испытания проводились по единой методике и в одинаковых условиях, полученные сравнительные результаты можно считать достоверными.

На рис. 2 представлены результаты испытаний перспективных звукоизолирующих конструкций на основе пеностекла, эластомерных материалов и волокнистых матов.

В результате испытаний было показано следующее.

1. Конструкция из пеностекла толщиной 50 мм, усиленная волокнистым материалом толщиной 80 мм, антивибрационным слоем, повышающим ее долговечность, оцинкованным стальным листом, улучшающим звукоизоляцию и защищающим хрупкую конструкцию от внешнего воздействия, обеспечивает снижение шума в наиболее востребованном диапазоне частот на участках открытых трубопроводов КС всего на 13–17 дБА. Такая конструкция оказалась надежной и долговечной, но слишком трудоемкой при монтаже. При этом требования санитарных норм выполняются не полностью.

2. Конструкция на основе базальтовых волокнистых матов без металлического покрытия имеет практически такую же эффективность, 5–15 дБА (по данным стендовых испытаний НИИСФ РААСН) и менее трудоемка. А такая же конструкция с металлическим покрытием обеспечивает снижение шума почти на 10–15 дБА (по данным натурных измерений ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

3. Еще более эффективной и менее трудоемкой является конструкция на основе каучука толщиной 50 мм и рулонного защитного материала IN CLAD, обеспечивающая снижение шума на 10–25 дБА.

4. Значительно эффективнее предыдущих является конструкция, состоящая из шести чередующихся слоев эластомерных материалов с разной плотностью, общей толщиной 124 мм, и рулонного защитного материала IN CLAD. Она обеспечивает снижение шума на 25–45 дБА.

Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы о преимуществах использования многослойных конструкций на основе эластомеров. Они обладают хорошей звукоизоляцией, высокой стабильностью свойств, технологичностью нанесения и простотой монтажа. Кроме того, такие конструкции предусматривают специальную защиту труб от коррозии. Единственный их недостаток – это не самая высокая группа горючести Г1, хотя материалы этой группы также являются трудносгораемыми и сами не поддерживают горения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ КОНСТРУКЦИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специалисты АО «Газпром оргэнергогаз» в ходе выполнения технологических обследований КС оценили эффективность и долговечность звукоизолирующих конструкций на открытых участках трубопроводов [6]. Экспертиза состояния трубопроводов проводилась после нескольких лет эксплуатации звукоизолирующих конструкций. Обследование большого количества технологических обвязок нагнетателей cо звукоизолирующими покрытиями различного типа показало, что их эффективность недостаточна для защиты персонала от шума и не превышает 15 дБА. Даже конструкции из пеностекла (FOAMGLAS) не обеспечивают необходимый уровень звукоизоляции и характеризуются недостаточной надежностью. На рис. 3 показан дефект конструкции после первого года эксплуатации.

На иллюстрации виден разрыв изоляции шириной 4–5 мм, что снижает эффективность конструкции до 10–15 дБА и не обеспечивает выполнение требований санитарных норм по шуму.

Результаты натурных измерений эффективности снижения уровня шума звукоизолирующими конструкциями трубопроводов различного типа, приведенных в работе [6], достаточно точно соответствуют данным, полученным ООО «Газпром ВНИИГАЗ», и не противоречат теоретическим выводам авторов данной статьи и результатам стендовых испытаний.

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЗАЩИТЕ ОТ ШУМА ОТКРЫТЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ

В настоящий момент на КС «Сергиевская» реализована новая схема звукозащитных мероприятий, которая помимо звукоизолирующей конструкции на трубопроводы включает и акустические чехлы на узлах регулирования. Схема конструкции представлена на рис. 4.

На подготовленную поверхность трубы монтируется слой К-FLEX Energo толщиной 25 мм. Этот материал имеет закрытые поры и представляет собой звукоизолирующий слой, который обладает высоким декрементом затухания и поглощает структурный звук. Поверхности материала предварительно обезжириваются очистителем K-FLEX и склеиваются клеем K-FLEX 414. Три слоя K-FONIK OPEN CELL 240 толщиной по 25 мм наносятся последовательно через слои трудносгораемой резины K-FONIK GK толщиной 2 мм (класс огнестойкости Г-1). K-FONIK OPEN CELL 240 – это материал с открытыми порами для поглощения звуковой энергии за счет колебания воздуха в порах. При его монтаже используется клей K-FLEX К-414, не разбавленный очистителем, а склеиваемые поверхности предварительно обезжириваются. Стыки материала FONIK GK 4 монтируются внахлест 40 мм с использованием клея K-FLEX К-414, не разбавленного очистителем. Покрытие IN CLAD наносится после других покрытий и несет защитные функции. Герметичность последнего слоя обеспечивается герметиком K-FLEX Mastik. При монтаже каждого слоя важно выполнять изоляцию тотально, не допуская возникновения акустических мостиков, т. к. это может понизить эффективность конструкции.

Впервые на КС «Сергиевская» для снижения шума запорной арматуры на узлы регулирования были установлены чехлы. На рис. 5 виден наружный изолирующий слой материала чехла, под которым обязательно должен быть слой звукопоглощающего материала толщиной не менее 100 мм для поглощения звуковой энергии. Чехол легко монтируется и демонтируется при проведении технологических работ на обвязке нагнетателей.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СНИЖЕНИЯ ШУМА

Эффективность мероприятия, внедренного на КЦ-2 «Сергиевская» линейно-производственного управления магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Самара», определялась специализированной лабораторией этой компании. Измерения уровней звука по шкале «А» шумомера проводились интегрирующим шумомером Larson Davis 824A с действующим свидетельством о государственной поверке в соответствии с требованиями отраслевых нормативных документов и с применением калибратора и ветрозащитной насадки. Точки измерения располагались на высоте 1 м от поверхности земли и на расстоянии 1 м от поверхности трубопроводов. Конструкция технологических обвязок двух одновременно работающих нагнетателей идентична, что позволило симметрично расположить точки измерения. Оцениваемая эффективность подавления шума для трубопроводов с чехлами оказалась несколько заниженной из‑за наличия помех от звукового поля обвязки без акустических чехлов.

Результаты проведенных измерений позволили сделать следующие выводы:

– впервые было достигнуто выполнение санитарных норм по шу-му – 80 дБА, несмотря на наличие помех от шума трубопровода без акустических чехлов;

– установка акустических чехлов позволила дополнительно снизить шум технологической обвязки на 5–12 дБ;

– с учетом времени пребывания в течение 1 ч в зоне технологической обвязки нагнетателей эквивалентный уровень звука составил менее 75 дБА экв., что обеспечивает выполнение требований санитарных норм с учетом поправки на тональность спектра шума (5 дБА).

ВЫВОДЫ

1. На основании уточненной теории генерации и распространения шума открытых участков трубопроводов разработаны требования к звукоизолирующим конструкциям и материалам.

2. Анализ внедренных ранее звукоизолирующих конструкций на действующих КС позволил учесть опыт эксплуатации средств защиты от шума трубопроводов при разработке новой, более долговечной конструкции, предохраняющей трубопровод от коррозии.

3. Сравнительные испытания на стенде позволили оптимизировать эффективность звукоизоляции.

4. Впервые внедрен комплекс мероприятий по защите персонала от шума открытых участков трубопроводов, позволяющий обеспечить выполнение требований санитарных норм.

5. На основании описанной в статье методики возможно создание новых типов конструкций с необходимым эффектом снижения шума.

В декабре 2020 г. ООО «Газпром трансгаз Чайковский» прошло сертификационный аудит системы менеджмента качества в Системе добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ на соответствие требованиям СТО Газпром 9001–2018, а также ГОСТ Р ИСО 9001–2015. Аудит проводил уполномоченный в системе ИНТЕРГАЗСЕРТ орган по сертификации систем менеджмента ООО «РОСТЕХСЕРТ».

Заместитель руководителя ООО «РОСТЕХСЕРТ» Олег Владимирович Бебиков вручает сертификат главному инженеру, первому заместителю генерального директора ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Анатолию Владимировичу Мостовому  

Орган по сертификации интегрированных систем менеджмента ООО «РОСТЕХСЕРТ» (ОС ИСМ ООО «РОСТЕХСЕРТ») – один из ведущих российских органов по сертификации, официальный представитель международного органа по сертификации Quality Austria (члена IQNet) в России.

Система добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ создана в 2016 г. для проведения работ по подтверждению соответствия в форме добровольной сертификации продукции, процессов проектирования, производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, транспортирования, реализации и утилизации данной продукции, работ, систем менеджмента. С каждым годом наблюдается рост доверия к системе как со стороны заявителей на сертификацию, так и со стороны потребителей сертифицированной продукции в лице компаний Группы «Газпром».

Основные цели добровольной сертификации в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ:

– удостоверение соответствия объектов сертификации техническим регламентам, документам по стандартизации, условиям договоров;

– подтверждение функциональных показателей, а также показателей качества продукции, представленных заявителем на сертификацию;

– содействие приобретателям, в том числе потребителям, в компетентном выборе продукции, работ (услуг);

– повышение конкурентоспособности продукции, работ (услуг) на российском и международном рынке;

– создание условий для обеспечения свободного перемещения товаров по территории Российской Федерации, а также для осуществления международного экономического, научно-технического сотрудничества и международной торговли;

– стимулирование технического, экономического прогресса;

– защита потребителей от недобросовестности изготовителя (продавца, исполнителя, подрядчика).

В ходе сертификации ООО «Газпром трансгаз Чайковский» аудиторской группой органа по сертификации ООО «РОСТЕХСЕРТ» отмечены следующие сильные стороны развития системы менеджмента качества Общества:

– лидерство и компетентность высшего руководства и руководителей всех уровней;

– ориентация на потребителя;

– компетентность работников организации;

– стратегическое, долгосрочное планирование деятельности организации;

– использование информационных технологий для сбора и анализа данных;

– командный подход, открытость, желание персонала развиваться и повышать уровень компетентности.

По результатам аудита Обществу вручены: российский сертификат соответствия требованиям ГОСТ Р ИСО 9001–2015 органа по сертификации ООО «РОСТЕХСЕРТ», аккредитованного в национальной системе аккредитации Федеральной службой по аккредитации; сертификат соответствия системы менеджмента качества требованиям СТО Газпром 9001–2018 в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ применительно к деятельности по транспортировке газа по магистральным газопроводам в границах зоны обслуживания ООО «Газпром трансгаз Чайковский», определенной ПАО «Газпром».

Морские газопроводы функционируют в условиях значительного внешнего гидростатического и большого внутреннего давления газа, засоленности воды и наличия в ней сероводорода, что обусловливает высокие требования к трубам, сварным соединениям и защитным покрытиям. Исследуемые инженерные сооружения должны обладать достаточной устойчивостью к смятию на больших глубинах, а также иметь более высокую эксплуатационную надежность в связи со сложностями выполнения ремонтных работ и особенностями морской среды, для которой характерны подводные течения, штормы, сейсмичность и т. п. [1, 2]. Возможные неблагоприятные события и отказы, наблюдающиеся при эксплуатации морских трубопроводов, приведены в табл. 1, где представлена их примерная классификация.

Как видно из табл. 1, существует три основные причины отказов и повреждений, связанные с высоким уровнем деформаций в металле: локальные и протяженные разрушения отдельных участков, а также нарушение герметичности. В этой ситуации большое значение имеет качество труб, к которым предъявляются повышенные требования в отношении овализации и прямолинейности [3]. Ниже рассмотрим задачу обоснования выбора типа и материалов труб на примере первого отечественного морского проекта «Голубой поток».

ОПЫТ ИССЛЕДОВАНИЙ ТРУБ ДЛЯ УСЛОВИЙ ЧЕРНОГО МОРЯ

При проектировании морских газопроводов средних диаметров (420–820 мм) обсуждается возможность применения электросварных и бесшовных труб. Одно из основных требований к ним – обеспечить минимальные допуски по геометрическим параметрам, чтобы предотвратить смятие при строительстве и эксплуатации. В табл. 2 приводятся некоторые характеристики указанных типов труб. Анализируя эти данные, можно увидеть, что бесшовные имеют значительный разброс по толщине (до 12,5 %), наружному диаметру (около 5 мм) и длине (до 1,0 %), в то время как для сварных аналогичные показатели в несколько раз ниже.

Такая разнотолщинность и овализация сечения бесшовных труб оказывают влияние на напряженное состояние газопровода при воздействии наружного и внутреннего давлений, а также вследствие его изгиба. На рис. 1 представлены результаты анализа напряжений для двух случаев нагружения исследуемого инженерного сооружения.

На рис. 1а дана схема воздействия давлений на стенку с постоянной толщиной (сварная труба), а на рис. 1б – с переменными толщиной и овализацией (бесшовная труба). Расчеты показывают [3], что появление дополнительного изгибающего момента, вызванного разнотолщинностью и овализацией, приводит к увеличению напряжений на 10–15 %. Во втором случае рассмотрены изгибы трубопровода при его укладке на дно (рис. 1в) и провисающего на дне трубопровода (свободный пролет) (рис. 1г). Видно, что для сечения с постоянной толщиной и моментом сопротивления W1 напряжения изгиба будут меньше (рис. 1в) по сравнению с разнотолщинной стенкой (рис. 1г) примерно на 15 %. Кроме того, производительность при изготовлении бесшовных труб значительно ниже, чем при выпуске электросварных, и процент отбраковки первых высок. В результате для морских газопроводов средних диаметров используется электросварной тип. Например, для «Голубого потока» применялись такие трубы из стали марки Х65 диаметром 610 мм с толщиной стенки 31,8 мм.

На момент проектирования указанного газопровода отсутствовал опыт производства труб для сложных условий Черного моря, поэтому была разработана программа комплексных исследований, включающая стандартные механические и химические заводские испытания образцов, специальные тесты на смятие и изгиб трубных секций и натурные эксперименты с трубными элементами на различных по глубине участках акватории. Предусматривалось решение следующих задач (рис. 2):

– уточнение спецификаций на трубы и требований к ним;

– обеспечение необходимой толщины стенки с минимальными отклонениями от заданной величины;

– проверка модели продольного изгиба;

– анализ влияния формовки трубы (метод UOE) на прочность;

– оценка влияния продольного изгиба и локального смятия на заводские и монтажные сварные соединения;

– изучение влияния термического старения на параметры труб;

– испытание на устойчивость утолщенных вставок к лавинному смятию.

В связи со спецификой оборудования (наличие специальной камеры для проведения испытаний на смятие, обеспечивающей давление около 60 МПа, и агрегата для имитации спуска трубопровода с судна) к работам помимо ПАО «Газпром» и института «Снампрожетти» (Италия) была привлечена компания C-FER Technologies (Канада). На рис. 2 показана общая схема проводившихся исследований. Необходимо пояснить, что три трубы длинами около 9 м испытывались на продольный изгиб, три восьмиметровые – на поперечный и еще восемь длиной по 8 м – на локальное смятие. Кроме того, особое внимание уделялось испытаниям на продольный изгиб участка трубопровода протяженностью около 30 м, отражающим процесс его укладки с судна (рис. 3).

На трубопроводе с определенным шагом устанавливались датчики для измерения деформаций при различных нагрузках. Анализ поведения изгибающего момента проводился для восьми труб. Результаты представлены на рис. 3. Видно, что после достижения величины деформации около 0,4 % изгибающий момент приближается к предельным значениям. При этом в требованиях к трубам указана верхняя допустимая граница – 0,2 %. Как следует из рис. 3, значение изгибающего момента при опускании с судна находится в зоне, далекой от предельных величин.

Кроме того, были выполнены испытания на локальное смятие. Они проводились в камере, которая позволяет обеспечить внешнее давление на трубу до 60 МПа. На рис. 4 показаны результаты этих исследований для трех труб при значениях данного параметра в пределах 35,0–37,2 МПа. Поскольку максимальное внешнее давление на трубопровод в Черном море составляет 21,5 МПа, то коэффициент запаса по смятию равен примерно 1,7, что обеспечивает устойчивость исследуемого инженерного сооружения.

Влияние термообработки на прочностные свойства металла труб и сварных соединений определялось в рамках проведения испытаний на термическое старение, которое, как показали результаты исследований, оказывает минимальное воздействие.

КОРРОЗИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Для обеспечения надежной эксплуатации глубоководных газопроводов в условиях химически агрессивной морской среды и высоких давлений требуется проведение исследований материала труб, защитных покрытий и системы протекторной защиты на коррозионную стойкость. В зависимости от глубин развитие коррозии имеет различный характер. Схема проявления этого процесса для газопровода, проложенного по дну Черного моря, показана на рис. 5.

В верхних слоях коррозионные процессы протекают с участием кислорода, а в анаэробной зоне – под воздействием сероводорода, углекислого газа и аммиака. Наибольшую опасность представляет именно эта толща, поскольку содержащийся здесь сероводород при длительном контакте морской воды с металлом может вызвать водородное охрупчивание стали. В литературе [2, 3] даны рекомендации по оценке коррозионной устойчивости материалов труб в случае их применения в морских газопроводах, основные из которых приведены в табл. 3.

Исходя из значений скоростей коррозии, указанных в табл. 3, при производстве труб формируют требования к химическому составу материалов, использующихся для их изготовления, и уровню их прочности.

К защитным покрытиям предъявляются аналогичные требования, в перечень которых входят показатели прочности, адгезии, переходного электросопротивления, водопоглощения и т. п., при расчетном сроке службы не менее 40 лет. Дополнительно для борьбы с коррозией морских трубопроводов применяют систему протекторной защиты, предотвращающей опасность развития этого процесса на участках деградации изоляционного покрытия [2].

НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Особая роль в исследованиях отводилась натурным испытаниям элементов труб в условиях Черного моря. С этой целью на различных по глубине участках трассы было размещено четыре комплекта образцов из стали марки Х70: пять из них – для испытаний на общую коррозию, пять (размерами 75 × 35 × 3 мм) – на четырехточечный изгиб и восемь (размерами 75 × 10 × 3 мм) – на коррозионное растрескивание под напряжением. Также тестировались трубы с покрытием из полипропилена и без него. Их устанавливали на специальных погружных стендах и выдерживали в течение длительного времени (экземпляры без покрытия – около 10 мес., с покрытием – 3 мес.). Описание состояния образцов после испытаний приведено в табл. 4 и 5, где показаны результаты качественной оценки их внешнего вида (для погруженных на глубины 50 и 2140 м), а также расчетные значения скорости коррозии. Разрушения образцов и образования на их поверхности трещин не наблюдалось.

Комплексный анализ результатов испытаний труб из стали марки Х70 показал, что необходимо внести коррективы в выбор материала, а именно применить сталь марки Х65, обладающую схожими свойствами, но имеющую отдельные преимущества, в т. ч. большую пластичность, коррозионную устойчивость и технологичность в условиях монтажа на судне.

Особое внимание уделено испытаниям протекторной защиты. В целях принятия решений по выбору сплава для нее и определения ее параметров проведены лабораторные и натурные исследования. При организации последних в Черном море использовались протекторные сплавы на основе алюминия и цинка. Образцы из них в количестве 16 ед. размещались в морской воде и донных отложениях, в т. ч. и на максимальной глубине 2140 м. Результаты испытаний показали, что скорость растворения протекторов находится в прямой зависимости от глубины погружения. При этом разрушение алюминиевых протекторов происходило в виде питтинговой коррозии со скоростью 0,5–5,0 мм / год, а цинковые растворились незначительно и имели лишь шероховатую поверхность. На образцах, погруженных на малую глубину, было обнаружено обрастание.

В итоге по результатам испытаний удалось разработать проектные решения по применению цинковых протекторов браслетного типа с неравномерной их расстановкой вдоль газопровода [3].

Подводя итоги изучения свойств материалов для морских газопроводов, следует отметить, что сложность их строительства и дальнейшей эксплуатации в агрессивной среде обусловила необходимость проведения описанных в статье лабораторных и натурных испытаний. Они позволили российским производителям получить опыт изготовления труб, которые затем были применены в проекте «Турецкий поток» [4]. Кроме того, на основе исследований механических свойств труб стало возможным проведение вероятностного анализа надежности и оценки риска их применения в соответствии с рекомендациями [5].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В данной статье в продолжение тематики работы [1] представлены результаты исследований, позволяющих научно обосновать выбор материалов труб и защитных покрытий для проектов строительства морских газопро-водов.

2. Дан сравнительный анализ применения электросварных и бесшовных изделий, приведены результаты специальных испытаний на смятие и изгиб, которые показали возможность использования электросварных труб большой толщины для морских газопроводов.

3. Рассмотрены задачи оценки коррозионной стойкости труб и защитных покрытий в условиях морской воды и высоких давлений и представлены результаты их натурных испытаний в условиях Черного моря.

4. Итоговые данные комплексных исследований материалов труб и конструкций были использованы при реализации проектов газопроводов в Черном море и послужили основой для создания качественной научной базы для будущих работ.

Таблица 1. Классификация событий и отказов, наблюдающихся при эксплуатации морских трубопроводовTable 1. Classification of events and failures occurring during the offshore pipelines' operation

Примечание. П – повреждение; О – отказ; КРО – критический отказNote. D – damage; F – failure; CF – critical failure

Таблица 2. Параметры сварных и бесшовных трубTable 2. Parameters of welded and seamless pipes

Примечание: УЗК – ультразвуковой контроль, МПД – магнитопорошковая дефектоскопия, з + о – закалка и отпуск, D – диаметрNote: UST – ultrasonic testing; MPI – magnetic particle inspection, D – diameter

Таблица 3. Коррозионная устойчивость различных материалов в морской водеTable 3. The corrosion resistance of different materials in seawater

Примечание. Н/Л – низколегированные, КРН – коррозионное растрескивание под напряжениемNote. SCC – stress corrosion cracking

Таблица 4. Качественная оценка внешнего вида образцов труб, для которых проводились испытания в условиях Черного моряTable 4. Qualitative assessment of appearances of specimens under examination in the Black Sea

Таблица 5. Результаты испытаний на общую коррозиюTable 5. Results of general corrosion examination

* Примечание. Указано время экспозиции образцов в Черном море* Note. Indicates the time of exposure in the Black Sea** Примечание. Образцы для испытаний на изгиб взвешивались** Note. Bending test specimens were weighted

Уважаемый Петр Михайлович!

От имени ООО «Институт прикладных исследований газовой промышленности» и от себя лично рад поздравить Вас и весь коллектив возглавляемого Вами предприятия с юбилейной датой – 55‑летием со дня образования ООО «Газпром трансгаз Югорск»!

Благодаря высокому мастерству и преданности профессии тысяч людей ООО «Газпром трансгаз Югорск» многие годы обеспечивает поставку газа потребителям России, стран ближнего и дальнего зарубежья.

Самые теплые слова признательности и уважения по праву заслуживают ветераны предприятия – легендарные первопроходцы, которые создавали производственную инфраструктуру, запускали передовые технологии, формировали традиции сплоченности, ответственности и силы духа.

Безусловно, и ООО «ИПИГАЗ» кропотливым трудом высококвалифицированных и опытных специалистов вносит свою частицу в надежную работу газотранспортной системы.

Примите искренние слова поздравления с юбилейной датой! Желаю всем крепкого здоровья, личных успехов в жизни, производственных побед и достижения поставленных целей. Уверен, что усердный труд, помноженный на профессионализм кадров, постоянный поиск новых экономических, управленческих, технических решений останутся залогом надежной работы и устойчивого развития вашей компании в будущем.

Е.Ф. Басалай, генеральный директор ООО «ИПИГАЗ»

ИНСТИТУТ «ИПИГАЗ»: ПРОЕКТИРОВАНИЕ БЕЗ ГРАНИЦ

ООО «Институт прикладных исследований газовой промышленности» и ООО «Газпром трансгаз Югорск» много лет успешно сотрудничают в сфере проектно-изыскательских работ. Учитывая зону ответственности крупнейшего газотранспортного предприятия ПАО «Газпром», включающую поставку газа с месторождений севера Западной Сибири (Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др.) потребителям европейской части России и зарубежья, партнерство по многим параметрам можно назвать стратегическим.

Дело в том, что на эксплуатируемых компанией «Газпром трансгаз Югорск» объектах, ожидающих капитального ремонта или реконструкции, проектный институт работает по принципу замкнутого цикла, то есть весь объем задач выполняется исключительно собственными силами, без привлечения сторонних организаций.

При этом неважно, идет речь о магистральных газопроводах, газопроводах-отводах, газораспределительных, компрессорных станциях (КС), объектах газоснабжения предприятий и населенных пунктов или же о комплексном обустройстве нефтегазоконденсатных месторождений, – коллектив «ИПИГАЗ» готов реализовать самый сложный из возможных проектов.

Так, в рамках сотрудничества с компанией «Газпром трансгаз Югорск» и ее филиалами – линейными производственными управлениями магистральных газопроводов – проектно-изыскательские работы ведутся в регионах с экстремальными климатическими условиями и нередко на удаленных от цивилизации территориях.

Для выполнения всех поставленных заказчиком задач в распоряжении проектного института «ИПИГАЗ» имеются новейшее оборудование, современная спецтехника, а также инновационные программные продукты. В частности, 3D-съемка местности выполняется при помощи беспилотников с лазерными сканерами, а преодолевать болота, сугробы и многотысячные расстояния вне зависимости от времени года и местонахождения объекта позволяет большой автопарк, в том числе вездеходной и мототехники.

Для проведения исследований свойств и состава грунтов и грунтовых вод на производственных базах компании организованы испытательные лаборатории, оснащенные современным оборудованием и необходимым программным обеспечением.

Кроме того, возможность круглогодичной работы, будь то мягкие и рыхлые грунты в летний период или ледовый покров рек в тяжелых условиях Крайнего Севера, обеспечивает хорошо оснащенная база бурового оборудования.

Сегодня «ИПИГАЗ» представлен в 13 городах страны (Москва, Тюмень, Санкт-Петербург, Орел, Уфа, Петрозаводск, Хабаровск, Саратов, Южно-Сахалинск, Самара, Иркутск, Краснодар, Махачкала) и занимает лидирующие позиции в своем сегменте.

Реализовывать проекты по всей стране, от Ленинградской обл. до Приморского края, институту «ИПИГАЗ» позволяет широкий набор компетенций специалистов и их уникальный опыт проектирования сложных объектов нефтегазовой инфраструктуры. Кадровая политика ориентирована на постоянное совершенствование профессионального опыта персонала. Отметим, что штат компании постоянно расширяется и сегодня составляет 1300 человек.

Основанный в 2008 г., институт «ИПИГАЗ» реализовал тысячи комплексных проектов. Только за последние годы компания была определена генеральным проектировщиком более чем по 300 объектам добычи газа, газотранспортных и газораспределительных систем, переработки углеводородов, производства, хранения и регазификации сжиженного природного газа (СПГ) – автомобильным газонаполнительным компрессорным станциям.

Анализ портфеля заказов «ИПИГАЗ» позволяет сделать вывод, что специалисты проектного института принимают участие во многих стратегических для российской нефтегазовой отрасли проектах. Среди самых масштабных можно выделить: газопроводы по программе газификации регионов Российской Федерации; расширение единой системы газоснабжения для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток»; комплекс по производству, хранению и отгрузке СПГ в районе КС «Портовая»; реконструкцию и техническое перевооружение объектов добычи нефти Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения; магистральный газопровод Якутия – Хабаровск – Владивосток – «Сила Сибири»; СПГ-завод в районе г. Владивостока; обустройство Чаяндинского и Ковыктинского месторождений; объекты переработки – Астраханское газоконденсатное месторождение, газохимический комплекс в районе Усть-Луги.

Партнерами «ИПИГАЗ» выступают крупнейшие предприятия нефтегазового комплекса, строительные компании и проектные институты, среди которых: ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Норникель», ПАО «ВНИПИгаздобыча», ПАО «Транснефть», ООО «Иркут-ская нефтяная компания», ОАО «Салаватнефтемаш», АО «АРКТИКГАЗ» и многие другие. Флагманы отрасли много лет доверяют институту комплексные инженерные изыскания, проектирование, авторский и проектный надзор, лабораторные исследования, 3D-моделирование и негосударственную экспертизу. Компания специализируется на комплексной работе, но оказывает и отдельные из перечисленных услуг. ООО «ИПИГАЗ» всегда открыто для сотрудничества и заинтересовано в новых контактах.

При реализации Концепции энергосбережения ПАО «Газпром» (Концепция) [1] целевые показатели энергетической эффективности производственно-технологических процессов на период 2011–2020 гг. демонстрируют снижение удельных расходов природного газа на собственные технологические нужды (СТН) и потери в основных видах деятельности Общества не менее 11,4 %. На магистральный транспорт газа приходится основная часть затрат топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) – 83 % [1]. Доля энергии, потребляемой газотранспортными (ГТ) дочерними обществами (ДО) на компримирование и охлаждение газа без учета стравливания при ремонте линейных участков, составляет не менее 97 % от всего объема потребления ТЭР на транспорт газа. При этом отчетные данные по ГТ ДО за период 2015–2018 гг. выявляют рост объема транспорта газа и одновременное увеличение удельных расходов природного газа и электроэнергии на компримирование в газоперекачивающих агрегатах (ГПА) и охлаждение в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) (табл. 1).

ПРИЧИНЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ЗАТРАТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА КОМПРИМИРОВАНИЕ ГАЗА И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ

Объем затрат ТЭР при транспортировке газа по магистральному газопроводу (МГ) описывается физическими законами. На компрессорной станции (КС) воспроизводится энергия потока, которая расходуется в процессе транспортировки газа по линейному участку МГ. На отрезке ∆L удельный расход топливного газа (ТГ) qТГ или электроэнергии WЭГПА, затрачиваемые на воспроизводство энергии газового потока в ГПА, приведены к товаротранспортной работе (ТТР). Зависимость выражается формулой:

, (1)

где qТГ – расход ТГ, WЭГПА – расход электроэнергии, qКЦ – объем транспорта газа, λ – коэффициент сопротивления, DМГ – диаметр газопровода, Z – коэффициент сжимаемости газа, T – температура газа, P – давление газа, ηГПА – КПД ГПА.

Таким образом, удельный расход ТЭР существенно зависит от объема транспорта газа.

Из приведенной зависимости следует:

1. При наиболее характерной средней загрузке газотранспортной системы (ГТС) в 70–80 % и увеличении объема транспорта газа на 1 % потребление ТЭР вырастает на 3 %, а удельное потребление, соответственно, на 2 %.

Результаты статистической обработки эмпирических данных подтверждают зависимость расхода ТЭР на компримирование и охлаждение газа от объема транспорта газа. На рис. 1, 2 представлены такие зависимости для ООО «Газпром трансгаз Югорск» и ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород». Эти ДО имеют достаточно однородную структуру ГТС – преимущественно магистральный газопровод на 7,5 МПа.

2. Снижение проходного сечения линейных участков, и в частности отключение ремонтных участков, приводит к росту потребления ТЭР, так как локально возрастает объем транспорта газа по соседним ниткам газопровода. Очевидно, что чем меньше ниток, тем существеннее влияние отключенных участков. Например, отключение одного 30‑километрового участка по‑разному влияет на расход ТГ на последующей КС при различном количестве ниток МГ, а именно расход ТГ увеличивается:

– на 8 % при 10‑ниточном МГ;

– на 15 % при 6‑ниточном МГ;

– на 42 % при 3‑ниточном МГ [3].

Данная зависимость заставляет газотранспортные организации (ГТО) концентрировать усилия на ремонте газопровода в коридоре в первую очередь с малым числом ниток.

3. При снижении давления и увеличении температуры транспортируемого газа затраты ТЭР возрастают. Для их снижения на выходе КС необходимо поддерживать максимально возможное давление газа, а температуру – минимально возможной.

Расчеты показали, что в среднем для МГ с давлением 7,5 МПа повышение давления газа на выходе КС на 0,1 МПа позволяет сэкономить 4 % ТГ, снижение температуры на 5 °С также дает возможность сэкономить 4 % топливного газа [2].

4. Снижение шероховатости магистральных труб приводит к уменьшению перепада давления транспортируемого газа между КС и, соответственно, к снижению затрат ТЭР. Так, изменение шероховатости гладкостных труб МГ с 0,03 до 0,01 мкм дает экономию 20 % объема ТГ [2].

5. При одном и том же среднегодовом объеме транспорта газа увеличение колебаний объема транспорта «зима – лето» приводит к увеличению потребления ТЭР (рис. 3).

6. Повышение КПД ГПА является хоть и значительным, но лишь одним из факторов уменьшения потребления ТЭР на транспорт газа. КПД ГПА складывается из КПД газотурбинной установки (ГТУ), падающего при снижении нагрузки, и КПД центробежного нагнетателя (ЦБН), изменяющегося в зависимости от объема прокачки газа через ГПА и степени его сжатия (рис. 4).

Таким образом, КПД ГПА зависит от режима транспорта газа и конфигурации ГТС. Оптимальный выбор режимов и конфигурации ГТС позволяет повысить КПД ГПА и тем самым снизить затраты ТЭР. Может показаться, что создание дополнительного гидравлического сопротивления позволяет вывести ГПА в более эффективный режим и в конечном счете привести к экономии ТЭР. Такой метод можно применять при снижении объема прокачки газа как вынужденную меру. За исключением редчайших случаев это глубокое заблуждение, так как ЦБН не может менять характеристики по принципу «зима – лето». Одним из видов создания дополнительного гидравлического сопротивления является включение цехов на транзитный проход газа по МГ, минуя КС. Техническое переоснащение ГПА, в том числе замена нагнетателя, позволяет согласовать режим работы ГПА с режимами работы ГТС, что также приводит к снижению расходов ТЭР. Однако это относится к затратным мероприятиям, потому в каждом случае предполагаемого переоснащения ГПА необходим детальный расчет затрат и ожидаемого эффекта от экономии ТЭР.

7. Для поддержания оптимальной температуры рекомендуется включать все АВО газа (при условии поддержания температуры выше 0 °С вдоль всего МГ), но на малое энергопотребление – 10–20 % от номинальной мощности электропривода (дальнейшее увеличение нецелесообразно, так как охлаждение газа в АВО существенно нелинейно). Это достигается регулировкой вентиляторов. При невозможности настройки на малое энергопотребление необходима модернизация АВО. В настоящее время целесообразна также замена штатных металлических рабочих колес композитными с оптимальной аэродинамической формой, установка коллекторов плавного входа воздуха или установка композитных диффузоров с оптимальной обтекаемой аэродинамической формой вместо штатных коротких металлических с острым краем, на котором происходит срыв воздушного потока.

ПЕРЕСМОТР ПОДХОДА К ПЛАНИРОВАНИЮ ЗАТРАТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ

Из вышесказанного следует, что на количество суточного потребления ТЭР влияет большое число факторов, что вызывает разброс значений вокруг среднестатистической величины потребления ТЭР (рис. 5). Разброс значений при месячном и тем более квартальном потреблении ТЭР сужается (рис. 6, 7). Еще меньшим он становится для среднегодовой зависимости (рис. 1, 2). Это означает, что слишком детальное заблаговременное посуточное планирование ТЭР технически недостижимо, а следовательно, и нецелесообразно. На рис. 5–7 среднеквадратичные отклонения обозначены тонкими линиями. Отклонение от строгой кубической зависимости обусловлено необходимостью постановки некоторых цехов на транзитный проход газа, т. е. их полного исключения из работы ГТС.

Отметим, что при планировании потребления ТЭР к учету влияния приведенных выше физических особенностей процесса транспорта газа можно подойти двояко: либо каждый раз путем сложного вычисления учитывать влияние всех факторов, либо ввести доверительный интервал, в рамках которого потребление ТЭР на транспорт газа в целом за период считается приемлемым (рис. 5–7). Расчет всех параметров возможен только постфактум, следовательно, планирование, основанное на этих факторах, невозможно.

Принимая во внимание полученные результаты, можно сделать вывод, что методика расчета будущих затрат ТЭР на транспорт газа с целью повышения точности прогнозов требует пересмотра, при котором в основу расчетов будет положена кубическая зависимость с доверительным интервалом. Значения коэффициента кубической зависимости позволяют объективно оценивать эффективность использования ТЭР. Из табл. 2 следует, что за последние четыре года реальная эффективность использования ТЭР, приведенная к постоянному объему транспорта газа, возросла на 14 %.

Основные причины снижения потребления ТЭР на компримирование:

– увеличение давления и снижение температуры транспортируемого газа в целом;

– использование гладкостных труб на новых МГ;

– повышение КПД новых ГПА.

Учитывая многолетнюю сложившуюся практику использования для расчета удельных коэффициентов потребления ТЭР, приведенных к ТТР, возможно скорректировать технологию расчета, умножая уже существующий коэффициент потребления ТЭР, приведенный к ТТР, на коэффициент загрузки газотранспортной системы, пропорциональный квадрату объема транспорта газа, приведенного к базовому значению.

ПЛАНИРОВАНИЕ ЗАТРАТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Решение основной задачи ПАО «Газпром», как и всех коммерческих организаций, – обеспечение прибыли – подразумевает оценивание мероприятий по снижению ТЭР в первую очередь с позиции экономического эффекта.

Согласно Федеральному закону № 261 – ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ» энергетическая эффективность – это характеристика, отражающая отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к производимым для его достижения затратам энергоресурсов [4]. Данное определение обосновывает необходимость применения такого подхода к оценке затрат ТЭР, рациональное управление которыми обеспечивает преобладание выгод при транспортировке газа по МГ над издержками. В связи с этим мероприятия по снижению ТЭР на компримирование газа в условиях увеличения объемов транспортировки необходимо оценивать с позиций комплексного экономического эффекта.

В рамках реализации Концепции энергобережения ДО ПАО «Газпром» ежегодно представляют программы и отчеты, включающие перечень мероприятий, внедрение которых сопровождается расчетным обоснованием энергосберегающего эффекта в физических величинах и в стоимостном выражении. Обобщение результатов, обозначенных в отчетах ДО, приводит к выводу о суммарной экономии ПАО «Газпром» ТЭР за период 2011–2018 гг. в размере 64,5 млрд руб.

В соответствии с действующей практикой в основе расчета ДО ПАО «Газпром» стоимости ТЭР, сэкономленных в отчетном периоде в результате энергосберегающих мероприятий, лежит цена на газ на СТН (внутренний тариф), устанавливаемая исходя из Методики расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам (Методика) [5].

Согласно Методике тарифы на транспортировку газа варьируются в зависимости от категории потребителей [5]. Система цен на газ предусматривает пять видов расценок, устанавливаемых для разных стадий реализации и групп потребителей: цены предприятий, оптовые цены промышленности, оптовые цены конечного потребителя, розничные цены, экспортные цены (договорные, зависят от цен на конкурирующие энергоносители) [5].

Методикой регламентированы расходы, связанные с транспортировкой газа и учтенные в тарифах. Так, стоимость газа на СТН рассчитывается исходя из утвержденных нормативов использования природного газа на собственные технологические нужды и цены его приобретения на входе в магистральные газопроводы субъекта регулирования.

В случае использования на собственные нужды «газа собственной добычи (добычи аффилированных лиц) его стоимость определяется на основании расходов субъекта регулирования на добычу газа и его подготовку к транспорту» [5].

Определение указанных расходов осуществляется на основании проектируемого размера необходимой выручки субъекта регулирования. Такая выручка рассчитывается по формуле, из которой следует, что стоимость сэкономленного газа на СТН базируется на себестоимости его добычи и / или транспортировки, а также включает в себя долю прибыли, необходимую для частичного покрытия инвестиций и обеспечения выплаты дохода акционерам.

На наш взгляд, эффективность работы по совершенствованию энергосберегающих мероприятий может и должна быть оценена не только с точки зрения экономии ресурсов, рассчитанной по внутренним тарифам, но и исходя из стоимостного выражения экономии затрат на текущий и капитальный ремонт оборудования, выгоды от возможной продажи сэкономленного газа различным категориям потребителей, сэкономленной платы за выбросы вредных веществ.

Отчетные данные ПАО «Газпром» говорят о том, что благодаря реализованным энергосберегающим мероприятиям в целом в год экономия ТЭР по отношению к их потреблению в 2018 г. составила 5,5 %, из них природного газа 5,92 % (табл. 3).

Стоит отметить, что бóльшую часть от всего объема потребления ТЭР ГТ ДО составляют затраты на компримирование и охлаждение газа.

Проанализированные в отчетах данные подтверждают, что экономия ТГ относительно его потребления при транспортировке в среднем составляет не менее 6 % (табл. 4).

Таким образом, расчет комплексного экономического эффекта от энергосберегающих мероприятий, реализованных ПАО «Газпром» в части экономии затрат ТЭР на транспортировку газа, на наш взгляд, должен основываться на следующих факторах.

1. Как показывает детальный анализ фактических режимов транспорта газа, снижение потребления ТГ достигается в основном за счет отключения ГПА. Как следствие, при оптимальном режиме транспорта газа может уменьшаться количество ремонтов. Экономию от реализованных энергосберегающих мероприятий, связанных с транспортировкой газа, можно рассчитать, основываясь на отчетных данных о стоимости произведенного ремонта с учетом загрузки оборудования, его мощности и КПД. Вычислить стоимость потенциальной экономии на ремонте оборудования от оптимизации расчета затрат топливного газа возможно при прогнозировании маршрутов транспортировки газа.

Кроме того, оптимизация расчетных показателей ТГ влечет снижение капитальных затрат не только на ремонт оборудования, но и на бурение и / или ремонт скважин, а в перспективе и на обус-тройство новых месторождений.

2. Размер платы за газ на СТН для ПАО «Газпром» в структуре расценок минимален и может сильно отличаться от розничных и тем более договорных цен, устанавливаемых в рамках экспортных контрактов. Экономический эффект от корректного планирования его расхода при транспортировке может основываться на том факте, что газ, потребляемый ПАО «Газпром» на СТН, мог бы быть продан по более высокой цене, следовательно, его повышенное потребление для транспортировки влечет для предприятия упущенную выгоду, которую целесообразно измерять не внутренним тарифом, а диапазоном стоимости: от внутреннего тарифа до средневзвешенных договорных цен на газ, транспортируемый на экспорт.

Так, согласно отчетным данным за 2018 г. средняя цена 1 тыс. м3 газа, рассчитанная исходя из средней цены для всех категорий потребителей (включая ГТ ДО), в два с лишним раза выше внутреннего тарифа, а средневзвешенная цена реализации внешним потребителям – выше почти в два с половиной раза (табл. 5).

3. Исходя из совокупных отчетных данных за 2016–2018 гг., можно предположить, что в результате оптимизации процесса планирования затрат ТГ на его транспортировку также сократилась на 6 % плата за выбросы загрязняющих веществ.

Размеры трат за негативное воздействие на окружающую среду, начисляемые ПАО «Газпром» на основании Постановления Правительства РФ от 3 марта 2017 г. № 255, с 2016 по 2018 г. постоянно снижаются (табл. 6).

Согласно данным экологического отчета [9] сокращение объема выбросов вредных веществ (СО, NO, NO2, СН4), частично попадающих в атмосферу при неполном сгорании ТГ или при его расходе на связанные с работой ГПА технологические нужды, достигается в результате оптимизации планирования затрат ТГ на транспортировку, значительно снижая показатели валовых выбросов ПАО «Газпром» в атмосферу (табл. 7, 8).

Соответственно, сокращение затрат ТГ на транспортировку не только приведет к уменьшению платы ГТ ДО за негативное воздействие на окружающую среду (табл. 9), но и будет иметь экологический эффект, влияющий на инвестиционную привлекательность компании, стоимость заемных средств у европейских банков.

Таким образом, с точки зрения комплексного подхода расчет экономического эффекта, который может быть получен в результате оптимизации планирования затрат ТЭР на транспортировку газа, должен показать более высокое стоимостное выражение экономии ТГ по отношению к традиционно рассчитываемой на основе внутреннего тарифа.

ВЫВОДЫ

Важность задачи оптимизации затрат ТЭР на транспортировку газа делает необходимым поиск новых технологий, способных не только усовершенствовать процесс планирования, но и обеспечить дальнейшее повышение показателей энергоэффективности ГТ ДО. Среди них можно выделить автоматизированное моделирование процесса транспортировки газа, рассчитывающее оптимальный объем затрат ТЭР не в физических величинах, которые в настоящее время лимитируются для каждого ресурса (газа и электроэнергии) отдельно, а с позиций анализа экономической обоснованности взаимозаменяемых издержек в их стоимостном выражении. Этот подход даст возможность корректно обосновать критерии планирования затрат объемов ТГ и электроэнергии для работы ГПА не отдельно, как практикуется сейчас, а комплексно, и определить принцип соотношения ресурсов. В частности, нельзя не учитывать факт закупки у РАО «ЕЭС России» дорогой электроэнергии, оплаты труда квалифицированного персонала для функционирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА), необходимость загрузки которых возникает в целях поддержания их эксплуатационных характеристик, обеспечения ЭГПА и ГПА всех типов равномерной загрузкой с целью предупреждения преждевременного износа нового, наиболее энергоэффективного оборудования.

Комплексный анализ значимости перечисленных факторов каждой конкретной КС способен влиять на оценку экономической обоснованности потребления ТЭР при транспорте газа в том или ином соотношении электроэнергии и ТГ с учетом совокупности факторов работы ГТС (плановые объемы транспорта газа, стоимость затрат, равномерность загрузки и износа оборудования, загрузка персонала, график проведения ремонтных работ ГТС).

Автоматизация процесса планирования потребления ТЭР на основе математического моделирования с учетом экономического эффекта имеет перспективу стать результативной технологией, влияющей не только на повышение эффективности энергосберегающих программ ДО ПАО «Газпром», но и на их доходность.

Сегодня практика ежегодной реализации ГТ ДО программ энергосбережения основана на самостоятельном планировании обществами энергосберегающих мероприятий. Часть данных мероприятий имеет сопутствующий энергосберегающий эффект (замена оборудования, промывка, режимно-наладочные работы, ведущие к оптимизации функционирования оборудования, и др.). Внедрение автоматизированного планирования затрат ТЭР в условиях роста объема транспорта газа в рамках комплексного подхода к оценке экономического эффекта способно стабильно обеспечивать обоснованную экономию ресурсов в стоимостном выражении во всех ГТ ДО.

Таблица 1. Соотношение объема транспорта газа и удельных расходов ТЭР на компримирование и охлаждение газа в ПАО «Газпром» за 2015–2018 гг.Table 1. The ratio between gas transportation and energy resource specific consumption for gas compression and chilling at PJSC Gazprom in 2015–2018

* Примечание. За единицу взят 2015 г.* Note. The year 2015 is taken as 1

Таблица 2. Расчет коэффициента удельного расхода газа в кубической зависимости от объема его транспортаTable 2. Calculation of specific gas consumption coefficient as a cubic function of gas transportation

Таблица 3. Соотношение потребления и экономии природного газа ПАО «Газпром» в 2016–2018 гг. [6]Table 3. Natural gas consumption/savings ratio at PJSC Gazprom in 2016–2018 [6]

Таблица 4. Потребление и экономия топливного газа ГТ ДО при транспортировке [7, 8]Table 4. Natural gas consumption and savings during transportation at gas transport subsidiaries [7, 8]

Таблица 5. Средневзвешенные цены на газ разным категориям потребителей в 2018 г. (руб./1000 м3) [6]Table 5. Weighted gas prices by consumer categories in 2018 (rubles/1000 m3) [6]

Таблица 6. Плата за негативное воздействие на окружающую среду в 2016–2018 гг. [9]Table 6. Environmental impact fee in 2016–2018 [9]

* Примечание. Уменьшение платы* Note. Fee reduction** Примечание. Уменьшение платы** Note. Fee reduction

Таблица 7. Динамика валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух предприятиями группы «Газпром» в 2014–2018 гг. [6]Table 7. Dynamics for gross emission to the atmosphere by Gazprom Group companies in 2014–2018 [6]

Таблица 8. Компонентная структура выбросов в атмосферный воздух в группе предприятий «Газпром» в 2018 г., тыс. т [9]Table 8. Components of atmospheric emissions by Gazprom Group companies in 2018, thousand t [9]

Таблица 9. Динамика платы за негативное воздействие на окружающую среду в ПАО «Газпром» в 2014–2018 гг. [9]Table 9. Dynamics for environmental impact fee at PJSC Gazprom in 2014–2018 [9]

Сегодня «Газпром трансгаз Югорск» – гигантский производственно-технологический комплекс, в составе которого функционирует более 27 тыс. км магистральных газопроводов, 221 газокомпрессорный цех с 1171 газоперекачивающим агрегатом суммарной мощностью более 15 тыс. МВт. Это свыше 30 % газотранспортных мощностей ПАО «Газпром».

Предприятие работает в трех субъектах РФ – Ямало-Ненецком автономном округе, Ханты-Мансийском автономном округе – Югре и Свердловской обл. и принимает газ от основных месторождений Севера Западной Сибири – Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Заполярного и др., обеспечивая его транспортировку на Урал, в Пермь и Ухту.

Далее сибирский газ уходит потребителям европейской части России, странам ближнего и дальнего зарубежья. Ежесуточно «Газпром трансгаз Югорск» транспортирует более 1 млрд м3 газа, а в пиковые периоды – до 1,5 млрд м3.

Предприятие также реализует проекты, направленные на охрану природы, развитие образования и науки, патриотическое и экологическое воспитание, культуру, спорт.

ООО «Газпром трансгаз Югорск» ведет активную работу по реализации приоритетных программ и инвестиционных проектов, нацеленных на совершенствование и внедрение новых технологий в производстве, в том числе в рамках научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

Продолжается работа по техперевооружению системы оперативной технологической связи «Система 5.6», расширенные ресурсы которой повысят надежность функционирования всех основных направлений связи ПАО «Газпром», а также могут быть использованы для обеспечения средствами и каналами связи в интересах гражданской обороны, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций в регионе.

Завершается строительство второго пускового комплекса Пунгинского подземного хранилища газа (ПХГ). Программа по расширению Пунгинского ПХГ предусматривает увеличение активной емкости хранилища с 2,5 до 3,5 млрд м3 газа и максимальной суточной производительности в режиме отбора с 19,6 до 43 млн м3 газа. Это позволит использовать его в периоды сезонной неравномерности потребления для газоснабжения потребителей Уральского региона.

Один из приоритетов – расширение использования природного газа в качестве моторного топлива за счет диверсификации рынка моторных топлив, развития внутреннего рынка газа и обеспечения экологической безопасности. На сегодняшний день на компримированном природном газе эксплуатируется более 60 % транспортных средств от всего автомобильного парка ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Перспективы компании также связаны с реализацией проекта по созданию системы сбора и транспортировки этансодержащего газа северных регионов Тюменской обл. до Балтийского побережья Ленинградской обл. С вводом в Ленинградской обл. ком-плекса по переработке этансодержащего газа и производству сжиженного природного газа сырье для переработки (так называемый тяжелый газ, порядка 30 млрд м3 / год) будет транспортироваться на данный объект из месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по выделенным газопроводам ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Общество принимает участие в реализации региональных программ газификации жилищно-коммунального хозяйства, промышленных и иных организаций субъектов Российской Федерации.

Стабильную и надежную работу предприятия обеспечивает высокопрофессиональный коллектив. Специалисты ООО «Газпром трансгаз Югорск» неоднократно становились победителями конкурсов профессионального мастерства ПАО «Газпром».