Газовая промышленность № 04 2020

«ХРОМОС Инжиниринг» – ведущее научно-техническое предприятие России в области производства и поставки хроматографического оборудования, комплексных решений по нефти и газу, металлической и лабораторной мебели, боксам контроля качества и физико-химических показателей газов.

Более 20 лет компания работает на рынке, достойно составляя конкуренцию отечественным и импортным производителям хроматографов. Главным образом эта позиция достигается за счет большого внимания руководства к работам по улучшению качества выпускаемой продукции и совершенствованию системы нормативной документации контроля качества.

Приборы компании (их количество достигает чуть больше 3000) успешно эксплуатируются в ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «СИБУР Холдинг», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «НОВАТЭК» и др., а также на предприятиях пищевой промышленности, в природоохранных, медицинских учреждениях, ведущих отраслевых и академических институтах и вузах.

По результатам испытаний ПАО «Газпром» и ФГУП «Все-российский научно-исследовательский институт метрологии имени Д.И. Менделеева» изделия «ХРОМОС Инжиниринг» признаны лучшими по метрологическим характеристикам среди отечественных газовых хроматографов. Простота их эксплуатации и точность показателей позволяют выполнять аналитические задачи на максимально высоком уровне с минимальной затратой времени и средств.

Компания под руководством А.Л. Пахомова уверенно шагает в ногу со временем, используя новейшие технологические достижения и внедряя их в хроматографию. Например, в серийно выпускаемом потоковом хроматографе общепромышленного назначения «Хромос ПГХ 1000.1» и комплексных решениях на его базе (СИКН, СИКГ, ГИС) прекрасно реализуется программа цифрового предприятия – интеграция всех этапов производственного цикла в единое информационное пространство и взаимодействие машин без участия человека.

На хроматографах «Хромос ПГХ 1000.1» проводится качественный и количественный анализ практически любых газовых и жидких сред. Прибор сочетает высокую степень автономности, экономичность, интеграционные возможности и удобство.

Научно-технический потенциал и производственные мощности предприятия позволяют проводить научно-исследовательские испытания приборов.

Сегодня «ХРОМОС Инжиниринг» – это производство полного цикла: от металлообработки и порошковой окраски до проектирования и изготовления электронных узлов, сборки, наладки и постановки методов анализа. Более 80 % стоимости приборов составляют комплектующие отечественного производства, в т. ч. собственные разработки. Ежегодно расширяется и обновляется линейка продукции компании, регулярно внедряются инновационные решения.

Компания активно наращивает темпы производства и выходит на рынок ближнего и дальнего зарубежья, поставляя продукцию, соответствующую стандартам мирового качества, и развивая научно-технический потенциал страны.

ООО «ХРОМОС Инжиниринг»

606002, РФ, Нижегородская обл., г. Дзержинск, ул. Лермонтова, д. 20, корп. 83

Тел.: +7 (8313) 24‑92‑00,

24‑93‑00

E-mail: mail@has.ru

www.has.ru

Ультразвуковой метод измерений расхода газа признан перспективным, тем не менее широкому внедрению в практику мешают опасения потребителей относительно существенного влияния на показания расходомера факторов реальных условий применения. Наибольшие опасения, как правило, вызывает наличие жидкой фазы в потоке газа и возмущение потока после местных сопротивлений. В стандартизованных методиках измерения расхода газа (ГОСТ 8.611–2013, СТО Газпром 5.2–2005) отсутствует удовлетворительное нормирование влияния данных факторов на измерения. Группа компаний «ЭлМетро» уделяет особое внимание эксплуатации расходомеров в реальных условиях. Исследования и разработки предприятия нашли отражение в конструкции, программном обеспечении и эксплуатационной документации ультразвуковых расходомеров газа «ЭЛМЕТРО-Флоус».

В реальных условиях большинство газов в той или иной степени загрязнено. Капли жидкости в потоке, помимо вытеснения газа, создают серьезную проблему для измерений. В жидкости происходит рассеивание акустического сигнала и формирование паразитной связи излучателей с корпусом расходомера. Шум имеет ту же частоту, что и полезный сигнал, его фаза стабильна. Это делает невозможным подавление шума средствами цифровой обработки сигнала.

Для устранения эффектов, связанных с наличием капельной жидкости, в расходомерах «ЭЛМЕТРО-Флоус» применяется не только сигнал возбуждения повышенной мощности – такой сигнал спасает лишь от повышенного затухания. В конструкции прибора предусмотрено препятствование скоплению влаги в пазухах и обеспечение ее удаления естественным или принудительным способом.

Влияние местных сопротивлений в стандартизованных методиках описано, но в СТО Газпром 5.2–2005 оно нормировано одинаково для одно- и двухлучевых расходомеров, хотя очевидно, что их устойчивость к различным возмущениям будет существенно отличаться. В ГОСТ 8.611–2013 влияние нормировано относительно класса точности расходомера, без связи с количеством лучей. Сказывается и то, что нормативная база была разработана для осесимметричных расходомеров, поэтому она не учитывает влияния углового положения местных сопротивлений относительно плоскости лучей ультразвукового расходомера. На рис. 1 показано, что для различных угловых положений расходомера относительно двойного колена вращение потока в одном случае будет практически компенсировано осреднением по двум лучам, а во втором случае внесет ошибку в измерение. Стрелками сверху и снизу показано среднее значение проекции скорости вращения на соответствующий акустический путь, указан знак вносимой погрешности измерения осевой скорости потока.

Теоретически влияние местных сопротивлений может быть устранено большим количеством лучей, равномерно распределенных по всей площади сечения расходомера. Но технически это нереализуемо. В ГК «ЭлМетро» разработана методика оценки влияния местных сопротивлений на профиль потока, что позволило нормировать требования к количеству лучей, исходя из условий задачи измерения: требований к точности, наличия местных сопротивлений, длины прямых участков, допустимости применения формирователей потока.

В расходомерах «ЭЛМЕТРО-Флоус» применяется от одного до четырех лучей, расположенных в параллельных плоскостях. Воз- можность дублирования лучей позволяет компенсировать влияние асимметричного закручивания потока на результаты измерений (рис. 2). Дублирование в расходомерах «ЭЛМЕТРО-Флоус» выполняется без отражений, что обеспечивает надежное измерение в условиях низких давлений и загрязненных потоков.

Положение лучей расходомера «ЭЛМЕТРО-Флоус» обеспечивает компромисс между линейностью калибровочной характеристики при турбулентном потоке и при переходе от турбулентного к ламинарному режиму течения, что существенно при широком динамическом диапазоне. На рис. 3 показано изменение коэффициента преобразования средней скорости вдоль луча в среднюю скорость по сечению (в виде погрешности без калибровки) в типичном диапазоне Re.

Видно, что ни одно из положений хорд не обеспечивает линейности калибровочной характеристики в полном диапазоне. В расходомерах «ЭЛМЕТРО-Флоус» предпочтение отдано равномерности характеристики в переходной области, т. к. диапазон чисел Рейнольдса, в котором происходит смена режима течения, зависит от конкретных условий эксплуатации: наличия местных сопротивлений, шероховатости труб и т. д.

В руководстве по эксплуатации расходомеров «ЭЛМЕТРО-Флоус» приведены четкие рекомендации по выбору исполнения расходомера и длины измерительной линии.

Например, для измерения расхода с погрешностью 1 % в рабочих условиях после одиночного колена, расположенного в плоскости лучей, следует выбрать расходомер «ЭЛМЕТРО-Флоус» двухлучевого исполнения с прямым участком не менее 20 Ду. Если же конструкция узла учета не позволяет сформировать прямой участок такой длины, то можно применить четырехлучевой расходомер того же класса точности, но с прямым участком всего 3 Ду (см. табл.).

Комплексное внедрение мер для минимизации влияния факторов реальных рабочих условий позволяет потребителю широко использовать расходомеры «ЭЛМЕТРО-Флоус». А оптимальный подбор конфигурации измерительной линии обеспечивает заданную точность измерения при минимальных затратах на покупку и дальнейшее владение узлом учета.

Таблица. Рекомендации по выбору длины прямого участка на входе в расходомер после МС типа одиночного колена

ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»

454112, РФ, г. Челябинск,

Комсомольский пр-т, д. 29

Тел. / факс: 8‑800‑222‑14‑19,

+7 (351) 220–12-34

E-mail: info@elmetro.ru

www.elmetro.ru

При разбуривании пластов коллекторов, содержащих в своем поровом объеме концентрированные растворы солей, часто возникают проблемы. При вскрытии таких пластов соляной рассол (рапа) выходит в ствол скважины, в результате уменьшается плотность бурового раствора и изменяются его реологические свойства. Дебит рапы может достигать нескольких тыс. м³ / сут, продолжительность самоизлива различается: иногда пласт удается разгрузить самоизливом, в других случаях процесс длится настолько долго, что вследствие понижения температуры рассола при подъеме по стволу скважины соли кристаллизуются и происходит прихват бурового инструмента, что может привести к необходимости ликвидации скважины или разбуривания дополнительного ствола.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

На территории левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) пробурено около 300 скважин. В разрезах большинства из них с помощью геофизических методов исследований на фоне соляной толщи обнаружены пласты коллекторов. Многие пласты содержат рапу.

Несмотря на то что за 30 лет эксплуатации площади режимы бурения хорошо отработаны, нередко встречаются коллекторские пласты, рапопроявление которых приводит к осложнениям. В буровых сводках по одной из скважин Астраханского ГКМ, вскрывших рапоносный пласт, задокументировано, что на буровом растворе плотностью 1,6 г / см³ на глубине 3330 м вскрытие межсолевого пропластка с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и коэффициентом аномальности 2,0–2,1 привело к рапопроявлению с дебитом 1 тыс. м³ / сут, интенсивность самоизлива постепенно снизилась. При дальнейшем углублении скважины в интервале 3338–3347 м зафиксирован излив соляного раствора с дебитом 2016 м³ / сут. В результате произошел прихват бурового инструмента и скважину пришлось ликвидировать.

Наличие в разрезе скважины рапоносного пласта может негативно сказаться не только на процессе бурения, но и на следующих этапах строительства скважины и даже на продолжительности ее эксплуатации. После спуска обсадной колонны нередки случаи смятия в районе рапоносных пластов. Процесс активизации рапосодержащего межсолевого пласта при спуско-подъемных операциях слабо изучен, но есть основания считать, что это явление действительно обусловлено природой рапопроявления [1]. При цементировании колонны в местах наличия рапоносного пласта часто ухудшен контакт цементного камня, что сокращает срок службы скважины.

Спустя более 30 лет с начала поисково-разведочного бурения, уже на стадии эксплуатации месторождения, проблема рапопроявления на Астраханском ГКМ не решена. За это время в 30 % всех пробуренных скважин зафиксировано рапопроявление различной интенсивности, 11 % скважин ликвидировано, в 9 % случаев забуривались дополнительные стволы.

Анализ описанной выше проблемы позволяет выделить следующие пути ее решения.

Первый вариант предполагает изменение плотности бурового раствора для задавливания высоконапорного пласта. В этом случае необходимо знать точную локализацию рапоносного пласта не только по латерали, но и по глубине. Однако остается риск, что при больших дебитах рапы данный способ окажется неэффективным.

Второй вариант сводится к изменению местоположения устья скважины таким образом, чтобы она не проходила сквозь рапоносный пласт. Для этого достаточно иметь информацию о расположении опасного пласта только по латерали. Данный метод на сегодняшний день предпочтителен, поскольку допускает меньшую точность прогнозирования, а также исключает возможность смятия обсадных колонн и ухудшения контакта цементного камня.

В этой связи выделение зон рапопроявления – актуальная задача при эксплуатационном разбуривании скважин, поскольку более 60 % мировых залежей нефти и газа образовалось и сохранилось из‑за наличия в их разрезе галогенных толщ. Настоящая работа посвящена изучению опасных рапопроявляющих внутрисолевых пластов. Эти пласты плохо изучены, данные геофизических методов исследований практически отсутствуют.

СПОСОБЫ ВЫЯВЛЕНИЯ РАПОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ

Ранее рапоопасные зоны выделяли путем оконтуривания области по скважинам, вскрывшим коллекторские пласты, содержащие концентрированный соляной раствор. Одна из возможных причин отрицательного результата такой работы – отсутствие данных дистанционных методов исследований, позволяющих получить образ рапонасыщенного пласта и провести аналогию на материале вне разбуренной зоны для прогнозирования его расположения.

В настоящей работе проведен анализ существующих дистанционных методов исследований, способных выявить рапонасыщенные пласты в толще кунгурского яруса: на территории Астраханского ГКМ это сейсмо-, грави- и электроразведка. Методы электроразведки неприменимы ввиду ограничения по глубине (все рапоопасные пласты располагаются на глубине более 2800 м). Гравиразведочные методы невозможно использовать по причине малых размеров рапоносных пластов (по латерали – 100–300 м, по вертикали – до 70 м). Целенаправленный поиск с помощью сейсморазведки затруднителен, поскольку сложно подобрать источник возбуждения волнового сигнала для картирования подсолевых отложений. В то же время современный математический аппарат сейсморазведки позволяет проводить множество преобразований волнового поля для решения нетривиальных задач. В целях обнаружения рапоносных пластов можно использовать полевую сейсморазведку методом общей глубинной точки (МОГТ-3D) совместно с данными гравиразведки. Результаты последней дают возможность точнее выделить склон соляного купола, что затруднительно сделать с помощью волнового сейсмического поля ввиду отсутствия прямых отражений от границы кровли галогеновых отложений. Комплексное применение дистанционных методов на Астраханском ГКМ позволило выявить соляные карнизы, которые не были обнаружены при использовании только данных сейсморазведки.

Многие исследователи давно предлагают применять полевую сейсморазведку для оконтуривания рапоопасных пластов (например, [2–4]), однако на сегодняшний день эффективно реализовать этот метод не удалось. Одна из трудностей заключается в том, что для разбуренной части месторождения имеются данные только двумерной сейсморазведки, по большей части представленные в аналоговом виде. Следует отметить, что сейсморазведка 2D непригодна для поиска внутрисолевых пластов и построения кровли соляной толщи, поскольку в этом методе не учитывается сейсмический снос [5]. Это подтверждается многолетним опытом бурения на Астраханском ГКМ: разница между фактической и прогнозируемой отбивкой кровли соляных отложений на склонах соляных куполов в среднем достигает 353 м. Использование трехмерной сейсморазведки позволяет более точно выделить кровлю соляной толщи.

Основная трудность выделения рапоносных пластов по данным сейсморазведки заключается в отсутствии их рабочей модели. Как было сказано выше, имеющиеся материалы МОГТ-3D можно использовать не напрямую (поиск на волновом поле), а косвенно (различные преобразования сейсмического волнового поля, поиск индикаторов и закономерностей как по форме соли, так и по формам примыканий мульдовых пород). Однако для этого необходимо создать простейшую модель рапонасыщенных пластов, описывающую их генезис, геометрическую изменчивость по площади и толщине, прерывистость распределения по латерали и в толще соли, приуроченность к глубинам более 2800 м, а также процесс образования аномальных поровых давлений.

Одна из наиболее известных – модель рапоопасной зоны [4] – подразумевает поступление в толщу соли воды с больших глубин по линейно вытянутым зонам дробления с сохранением АВПД (рис. 1). Такие зоны дробления авторы предлагают выделять по данным сейсморазведки в местах частичной или полной потери отражений (аномалий волнового поля). Следует отметить, что аномалии сейсмического волнового поля характерны для склонов соляных куполов, где происходят сильные искажения волновой картины ввиду отсутствия отражений от крутозалегающих стенок диапиров (угол наклона 60–80°). Кроме того, седиментационное происхождение рапы в куполах Астраханского ГКМ подтверждено при разбуривании большого количества скважин, вскрывших и подсолевые отложения. Если допустить, что вода поступала из подсолевых продуктивных отложений, остается открытым вопрос, почему рапопроявление в большинстве своем не сопровождается проявлением газа. Отсутствие газа при самоизливе рапы возможно только при условии поступления воды в галогенную толщу после образования вторичной залежи Астраханского ГКМ из первичной нефтяной. Трудно представить, что вода поступила раньше газа или нефти, после чего разлом закрылся и газ не смог попасть в изолированный объем.

Согласно другой популярной модели [4], созданной более 30 лет назад, основные объемы рапы образовались в результате дилатансии, на которую наложилась внутренняя соляная тектоника (рис. 1). Эта модель непротиворечиво описывает поведение рапонасыщенного пласта. Авторы [4] предлагали использовать данные сейсморазведки, но на сегодняшний день эта возможность так и не реализована.

НОВАЯ МОДЕЛЬ РАПОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ

Для создания рабочей модели, на основе которой можно выделять внутрисолевые рапонасыщенные пласты по имеющемуся низкочастотному сейсмическому волновому полю (в районе сильно наклоненных отражающих границ, при наличии волновых помех, отсутствии прямых отражений продольных волн), была проанализирована информация, накопленная за все время как поисково-разведочного, так и эксплуатационного разбуривания левобережной части Астраханского ГКМ. Установлено, что рапоопасные пласты приурочены к глубинам более 2800 м, характеризуются АВПД, а в некоторых случаях – аномально низким пластовым давлением. Коллектор сложен терригенно-карбонатными разностями и заключен между пластами ангидритов различной мощности. По латерали пласты приурочены к областям склонов соляных куполов. Скважины, пробуренные в своде купола, не проходят сквозь рапоопасный пласт.

Обнаруженные закономерности размещения рапонасыщенных пластов по площади и разрезу позволяют предположить, что их образование связано с процессом соляного тектогенеза. В этой связи для того, чтобы составить схему движения рапоопасных пластов, необходимо выявить особенности активизации движения соляных масс. Для решения этой задачи целесообразно описать процесс солеобразования с самого начала.

Соль нижнепермского возраста накопилась за очень короткое время – 5 млн лет, причем ее мощность составляет 2,0–2,5 км [4]. В процессе осадконакопления в солеродный бассейн поступали значительные массы терригенного материала преимущественно с южного горного сооружения [6]. На дне обширного водоема в кунгурский период происходило периодическое накопление солей, чередующихся с отложениями илов. Смена условий осадконакопления привела к образованию в толще различных пропластков.

Описать движение соляных масс в образующемся куполе можно на базе представлений о механизме гравитационной дифференциации пород при конвективных движениях пластичных масс. Предполагается, что латеральная неоднородность плотности пород связана с неравномерным прогревом глубоких слоев (в том числе и глубоких слоев земной коры) и проходящим в них метаморфизмом (рис. 2). Соляная толща стала погружаться и нагреваться, одновременно перекрываясь новыми отложениями. Разность температур в верхних и нижних слоях увеличивалась, в результате возникли конвективные потоки. Нижние (более нагретые) пласты за счет меньшей плотности начали подниматься, захватывая с собой внутрисолевые пласты. Начальный момент конвективных движений мощной толщи соли – это организация вещества в шестиугольные ячейки по принципу Бенара [7]. Более плотные породы проваливаются в центре ячеек, а конвективные потоки подхватывают соляные массы и переносят их вверх по разрезу.

Ближе к ядру купола соляные массы с имеющимися в них терригено-карбонатными пластами сместились максимально, что привело к их дроблению. Рассол не мог сохраниться в таких коллекторах и разгружался, не создавая условий для возникновения АВПД. Эта гипотеза подтверждается фактическими данными: по всем купольным скважинам встречаются редкие и маломощные внутрисолевые пласты без АВПД.

В склоновых частях движение масс солей было не таким активным, конвективные потоки – более слабые, в результате соль остывала, внутрисолевые пропластки не разгружались на поверхность эрозионного размыва, а запечатывались в толще непроницаемой соли. Чем круче наклон свода, тем быстрее рос купол и сильнее становились конвективные потоки. Бóльшая часть внутрисолевых пластов подверглась сильному перемешиванию и вышла на границу эрозионного размыва. Данное предположение объясняет значительно меньшее количество внутрисолевых пропластков в купольных частях соляной толщи.

Зональность распределения рапоопасных пластов подвержена тому же принципу. Движение пластичных соляных масс привело к образованию соляных куполов и неоднородному скоплению внутрисолевых пропластков в толще. Вышесказанное позволяет обоснованно предположить, что по морфологическим особенностям кровли солей можно выделить потенциально опасные участки, в которых скопление рапоопасных пластов наиболее вероятно.

В результате анализа связи геоморфологии кровли кунгурских отложений с наличием / отсутствием рапоносного пласта обнаружено, что рапопроявления фиксируются в местах, где угол наклона стенки соляного купола лежит в пределах 19–49°. На этом основании сделан прогноз расположения рапоносных пластов (рис. 3, 4). Следует отметить, что все сейсморазведочные работы на территории Астраханского ГКМ были направлены на картирование продуктивных подсолевых отложений, тогда как геоморфологии солевых отложений должного внимания не уделялось. Эта информация позволит более точно и детально провести пикирование волнового поля для идентификации кровли кунгурской толщи и уточнить представленную карту.

В процессе погружения осадочного бассейна, дробления внутрисолевых пластов и закупорки их фрагментов в массе соли должно было сохраняться аномально низкое поровое давление. Но большинство осложняющих процесс бурения рапоносных пластов характеризуется АВПД. Авторы существующих моделей высказывают различные предположения о причинах этого факта, одно из них – гипотетическая связь рапоопасных пластов через систему трещин с продуктивным подсолевым коллектором [4].

Представленная в настоящей работе модель объясняет не только приуроченность рапоносных пластов к определенным глубинам, но и АВПД, обусловленное наличием ангидрита в кровле и подошве наблюдаемого внутрисолевого пласта, которое фиксировалось на практике во всех случаях рапопроявлений в процессе бурения. Несмотря на то что в солях есть другие способные вмещать рапу пропластки, проявляют лишь те, которые содержат ангидриты в кровле и подошве. Аномально высокое пластовое давление обусловлено процессом обезвоживания гипса. При погружении на глубину более 2500 м гипс трансформируется в ангидрит с выделением воды [8]. Образовавшаяся свободная вода остается зажатой в сульфатно-карбонатных или терригенных коллекторах. Чем больше разница в толщине между слоями ангидрита и коллектора, тем больше коэффициент аномальности порового давления.

ВЫВОДЫ

Интерес к толще солей на Ас-траханском своде начал затухать после обширного поисково-разведочного бурения. Все научные исследования проведены в 1970–1980 гг. С тех пор пробурено множество эксплуатационных скважин, получены результаты сейсморазведки 3D. Аккумуляция и анализ имеющегося материала позволили создать принципиально новую модель, которая не только не противоречит имеющемуся материалу, но и подтверждается новыми данными. Например, согласно результатам наклонометрии внутрисолевые пласты имеют крутые углы залегания. Следует отметить, что интерпретация данных наклонометрии неоднозначна. Представленная модель объясняет выявленные закономерности размещения рапоопасных пластов в пологих склоновых областях солей, наличие АВПД и приуроченность их к глубинам ниже 2800 м. Использование данной модели позволит на имеющемся полевом сейсмическом материале выделить зоны с наиболее вероятными рапопроявлениями. Уточнить информацию о расположении как по вертикали, так и по латерали позволят данные МОГТ-3D с подобранным оптимальным весом тротила для повышения частоты наблюдаемого сигнала при проведении буровзрывных работ. Прогноз рапопроявлений на стадии проектирования скважин поможет предотвратить множество осложнений в процессе бурения при обновлении эксплуатационного фонда левобережной части Астраханского ГКМ.

Представленные результаты должны быть подтверждены экспериментально и при необходимости скорректированы. Для минимизации значительных материальных и временных затрат, связанных с осложнениями и авариями при бурении в соленосных толщах, необходимо планомерное исследование с привлечением инновационных геофизических методов и адаптацией параметров существующих методик. Изучение галогенных толщ и связанных с ними осложнений при строительстве скважин имеет большое значение в перспективе предстоящего освоения уникальных восточносибирских газоконденсатных месторождений и углеводородного потенциала Прикаспия.

Для снижения рисков и повышения обоснованности принимаемых технических и технологических решений на всех этапах от проектирования разработки месторождения до добычи и подготовки пластового флюида необходимо иметь возможность оперативно проводить многовариантные расчеты технологических параметров газовых промыслов. Эти расчеты позволяют решить следующие задачи:

– обоснование уровня добычи и режимов работы оборудования;

– управление технологическими процессами эксплуатации месторождения с учетом текущих условий;

– выбор оптимального порядка действий в случае возникновения нештатных ситуаций.

Применять сложные детализированные (мелкомасштабные) геолого-технологические модели в этих целях неэффективно в связи с большой продолжительностью расчетов, необходимостью использовать дорогостоящее оборудование и специализированное программное обеспечение, а также привлекать специалистов высокой квалификации и (или) дополнительно обучать персонал. Детализированные модели трудно модифицировать при внесении корректировок в геологическую модель пласта или изменении параметров водонапорной системы. Более рационально применять упрощенные модели (прокси-модели). Они легко адаптируются к фактическим данным и позволяют проводить расчеты с высокой скоростью (в режиме реального времени) при сохранении удовлетворительной прогностической способности на краткосрочный период (до 1 г.). В связи с этим совершенствование подходов к созданию и использованию прокси-моделей для оперативного решения производственных задач представляет собой актуальную тему исследования.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Прокси-модель может быть основана на следующих данных:

– результаты машинной обработки многовариантных расчетов, выполненных на полномасштабных гидродинамических моделях (ГДМ), для поиска многомерных корреляционных связей между входными и расчетными параметрами модели;

– фактические параметры эксплуатации скважин, описанные эмпирическими зависимостями;

– упрощенные / усредненные характеристики пласта для описания физических процессов аналитическими зависимостями.

Каждый из перечисленных способов создания прокси-модели имеет свои достоинства и недостатки, которые определяют область его применения. Например, результаты расчета с помощью детализированных ГДМ широко используют при анализе неопределенности и чувствительности укрупненной модели на этапе ее адаптации к фактическим условиям. Этот подход реализован в ряде широко известных программных продуктов [1–3], он позволяет уменьшить суммарное время адаптации в условиях неопределенности исходных данных. Достоверность прогнозирования с использованием построенных таким образом прокси-моделей очевидно зависит от качества исходной ГДМ.

Прокси-модели, основанные на фактических данных, обычно предназначены для решения отдельных задач (например, прогнозирование дебита воды при изменении депрессии на пласт в условиях конусообразования). Их качество определяется количеством, достоверностью и корректностью статистического анализа исходных данных, что значительно ограничивает область применения.

Прокси-модели для оптимизации добычи, как правило, создают на основе модели материального баланса. В них учитываются только наиболее значимые физические процессы, общие закономерности, основные свойства пластовых флюидов и характеристики пласта, что снижает влияние неопределенности исходных данных на качество симуляции. Применение модели материального баланса позволяет упростить адаптацию прокси-модели к фактическим данным и значительно сократить время прогнозных расчетов. Однако корректно описать целую залежь с помощью одного уравнения материального баланса можно только в случае равенства темпов падения пластового давления по всем добывающим скважинам актива, что чаще всего не соответствует реальности по причине различия фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу, а также ввиду несовпадения времени ввода эксплуатационного фонда скважин. В условиях низких депрессий на пласт, характерных для большинства газовых активов, даже незначительное расхождение темпов падения пластового давления может привести к существенной ошибке прогнозирования добычных возможностей объекта.

Согласно вышесказанному наиболее перспективной представляется прокси-модель зонального дренирования газовой залежи [4]. В ней залежь разделяется на зоны с сопоставимыми трендами снижения пластового давления и характера обводнения с последующим подбором коэффициентов перетока между ними.

ОПИСАНИЕ РЕШЕНИЯ

Модель, учитывающая разделение месторождения на отдельные взаимосвязанные зоны по количеству скважин, построена для одного из газовых активов ПАО «НК «Роснефть» с использованием программного продукта MBAL [5]. Ввиду того, что рассматриваемая залежь водоплавающая с сильным влиянием водонапорной системы, при моделировании законтурный водоносный горизонт упрощенно представили как укрупненную водоносную скважину с большими запасами. Это позволило сократить количество неопределенных параметров по сравнению с использованием аналитических аквиферов для каждой скважины. Влияние скважин друг на друга учитывали как через прямое взаимодействие (коэффициенты перетоков), так и через общие зоны питания. Схема решения представлена на рис. 1. В качестве неопределенных параметров модели (всего более 60) приняли объемы запасов углеводородов на отдельных скважинах, запасов воды, коэффициенты сообщаемости (перетоков) скважин друг с другом и с водоносным горизонтом.

При запуске адаптации в MBAL отмечены низкая скорость поиска решения, сдвиг решения в сторону увеличения запасов по скважинам и, как следствие, превышение суммарного рассчитанного объема запасов по всем зонам фактического значения геологических запасов по месторождению. В результате приходилось вручную увеличивать число итераций для приведения результатов расчета к фактическим данным.

Для устранения обозначенной проблемы разработали подход, позволяющий упростить схему подключения скважин и одновременно усовершенствовать алгоритм подбора параметров по скважинам при адаптации модели к истории разработки. Поставленную задачу решали поэтапно.

На первом этапе проанализировали динамику падения пластового давления за весь период эксплуатации каждой скважины, в результате выделили три зоны с различными темпами изменения этого параметра (рис. 2). Эти зоны хорошо соотносятся с географическим расположением скважин. Соответственно построили три модели материального баланса, связанные как между собой, так и с условной укрупненной водоносной скважиной.

Для оптимизации неопределенных параметров (геологические запасы на отдельных скважинах и константы перетока) использовали генетический алгоритм [7], основанный на случайном подборе, комбинировании и вариации искомых параметров. При расчетах ввели ограничение на величину суммарных запасов: она не должна была превышать принятое в проектном технологическом документе значение начальных геологических запасов газа. Также установили условие минимизации рассогласованности между расчетными параметрами и фактическими данными, в качестве которых приняли пластовое давление и накопленную добычу газа. В генетическом алгоритме поиска глобального решения применили метод градиентного спуска для согласования истории разработки и расчетных данных о пластовом давлении и накопленном объеме добытого газа на каждом временном шаге (1 мес.) с учетом изменения PVT-свойств (pressure, volume, temperature) пластового флюида, объемов порового пространства и насыщенности пласта.

Результаты расчета по выделенным зонам позволили оценить их взаимовлияние и распределение запасов между ними.

На следующем этапе осуществили последовательное разук-рупнение и адаптацию моделей каждой из трех выделенных зон при условии фиксации объема запасов и коэффициентов перетоков по двум другим зонам. В этом случае ввели ограничение на величину суммарных запасов скважин детально рассматриваемой зоны: объем не должен был превышать расчетное значение из первой итерации.

После адаптации каждой из зон собрали общую схему прокси-модели объекта разработки и снова корректировали ее согласно фактическим данным путем оптимизации значений коэффициентов перетока между скважинами. Поскольку эти коэффициенты были определены на предыдущих шагах расчета, в конечной схеме их начальные приближения оказались близки к искомым, что снизило количество итераций.

Дополнительно к описанному подходу в процессе поиска промежуточных решений для скважин при детализации зон корректировали функции относительной фазовой проницаемости (ОФП) газ-вода, описываемой моделью Кори (Corey) [8, 9], путем подбора значений коэффициентов Kr газа и воды:

,               (1)

,               (2)

где E – максимальная относительная проницаемость флюида; S – насыщенность флюида; n – показатель степени Кори; индексы g – газ, r – остаточный, w – вода. Применение функций Кори – классический подход при моделировании притока воды в скважины в случае изменения водонасыщенности в зоне дренирования. Использование аналитических уравнений ОФП предполагает их адресную адаптацию к фактическим данным по скважинам. Это дает возможность индивидуально корректировать ОФП при наличии дополнительной информации о динамике обводненности, возникающей вследствие образования и подтягивания конуса воды. В случае отсутствия необходимой информации частным решением можно считать адаптацию функций ОФП только к последнему замеру обводненности, который характеризует текущее состояние добычи воды в условиях конусообразования.

При неизменном режиме эксплуатации скважин на период прогнозирования применение данного подхода обоснованно. Однако при плановых изменениях дебита оценка объема добычи воды может содержать значительную погрешность, обусловленную отклонением зависимостей, описывающих обводнение скважин вследствие подтягивания конуса воды, от зависимостей, описывающих обводнение «по пласту».

В настоящей работе применение функций Кори при создании прокси-модели оправдано возможностью их адресного использования и простотой адаптации к фактическим данным. Допустимо применять иные аналитические зависимости, если это позволит качественно описать процесс обводнения скважин без потери временных ресурсов на повторную адаптацию модели.

Несмотря на увеличение времени оптимизации модели при введении ОФП, их учет позволяет более точно прогнозировать распределение запасов между скважинами и рассчитывать перспективный объем добычи воды. В частности, для рассматриваемого месторождения при симуляции по трем выделенным зонам некорректный учет ОФП (в случае снятия ограничения на количество запасов) приводит к завышению суммарных запасов на 11,5 % и уменьшению рассчитанных значений коэффициентов перетока в 1,2–4 раза.

С появлением новых данных о добыче газа, воды и пластовом давлении при неизменном количестве скважин такую модель можно уточнить путем корректировки ОФП и коэффициентов перетока. В случае ввода новых скважин цикл адаптации необходимо повторить сначала.

При адаптации ГДМ к фактическим значениям пластового давления в качестве расчетного аналога указанного параметра использовали давление, усредненное по девяти ячейкам вокруг скважины каждого вскрытого слоя, которое представляет собой динамическое пластовое давление на заданном радиусе. Его настраивали на фактическое значение с принятым допустимым отклонением (обычно не более 0,05–0,1 МПа). Далее модель скважины адаптировали к фактическим значениям дебита газа и забойного давления путем изменения массива проницаемости в районах дренирования отдельных скважин или использования множителя коэффициента продуктивности, а также изменения скин-фактора. Чтобы привести расчетный режим эксплуатации скважин к фактическому, в ГДМ можно задавать различные значения модификаторов на разных слоях. По сути, в модели осуществляется корректировка коэффициентов фильтрационного сопротивления для минимизации погрешности ее настройки на забойное и пластовое давление. Все неточности настройки ГДМ на фактические значения пластового и забойного давления, дебита воды при заданном дебите газа будут отражаться на значениях коэффициентов фильтрационного сопротивления, что приведет к росту отклонения от результатов гидродинамических исследований скважин.

Входящие данные для прогнозирования добычи газа в созданной прокси-модели – коэффициенты фильтрационного сопротивления действующих скважин, значения забойного давления либо дебита газа каждой из них, а также, при наличии, имеющиеся геологические и технологические ограничения депрессии на пласт, величины забойного давления или скорости газа в насосно-компрессорных трубах. При этом в прокси-модели фиксируются запасы газа для скважин или зон и коэффициенты перетока, а поиск решения осуществляется за счет применения градиентного метода.

Поскольку в предложенной прокси-модели корректировать значения коэффициентов фильтрационного сопротивления невозможно, при наличии отклонений расчетных и фактических значений пластового давления и небольших депрессиях на пласт погрешность оценки дебита газа при заданном забойном давлении может достигать 20–30 % и более. Например, при A = 0,864 МПа2.с / м3, B = 0, фактическом значении пластового давления 11,0 МПа, расчетном – 10,95 МПа и забойном давлении 10,8 МПа отклонения в дебите газа составляют 25 %. В целях уменьшения ошибки в прокси-модели реализовали возможность корректировать расчетное значение пластового давления согласно фактическим данным с сохранением тренда его изменения при прогнозировании, что позволяет использовать величины коэффициентов фильтрационного сопротивления, определенные по данным гидродинамических исследований скважин (ГДИС), без каких‑либо изменений.

ПОДТВЕРЖДЕНИЕ ПРИМЕНИМОСТИ РЕШЕНИЯ

Качество прогнозных расчетов с использованием описанной прокси-модели оценили путем их сравнения с результатами расчета с использованием ГДМ залежи (рис. 3, 4). Моделирование осуществляли в режиме заданных забойных давлений (отпущенных отборов) на период 2 г. с шагом 1 мес.

Согласно полученным результатам сходимость расчетных параметров достаточно высокая, особенно в первый год прогноза. Отклонения значений пластовых давлений и дебитов газа для отдельных скважин обусловлены неточностью настройки ГДМ по значениям пластового и забойного давления. В прокси-модели величины коэффициентов фильтрационного сопротивления определяли по данным последних ГДИС, а отклонения тренда пластового давления от фактических значений компенсировали введением поправки, что позволило привести расчетные данные на конец исторического периода в полное соответствие с фактическими. Расхождения результатов прогноза в конце расчетного периода обусловлены несоответствием трендов изменения пластового давления в ГДМ и прокси-модели, а также отличием характера влияния водоносной области на отдельные скважины и, как следствие, значениями водонасыщенности районов дренирования скважин. Этими причинами в том числе обусловлено и расхождение результатов расчета по активу в целом.

Кроме сходимости решения немаловажный фактор при сопоставлении эффективности ГДМ и прокси-моделей – скорость расчетов и их адаптации. Например, прогноз дебита на 2 г. с использованием ГДМ занимает 15–40 мин (в зависимости от используемых в ГДМ модификаций исходных массивов данных), аналогичный расчет с помощью прокси-модели – всего 20–30 с. На адаптацию прокси-модели с учетом необходимости подбора значений объема запасов отдельных зон и скважин и коэффициентов перетока в условиях неопределенности наличия гидродинамической связи и, соответственно, взаимовлияния скважин требуется примерно 2–3 сут. Для повторной адаптации модели при появлении новых данных нужно скорректировать только значения коэффициентов перетока между скважинами, что занимает не более 1 ч.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Приведенные в данной статье результаты подтверждают возможность использования вместо ГДМ прокси-моделей без уменьшения достоверности прогноза на краткосрочный период (до 1 г.) при значительном сокращении времени расчетов. Предложенный подход позволит оперативно решать задачи по оптимизации режима работы газовых скважин для обеспечения требуемого уровня добычи флюида в условиях заданных геологических и технологических ограничений. Разработанный алгоритм с учетом известных ограничений и допущений дает возможность описать физические процессы в пласте и скважине с приемлемой для принятия управленческих решений точностью, а также с хорошей скоростью выполнять расчеты в условиях высокой неопределенности и неполноты входных данных. В комбинации с данными телеметрии алгоритм можно использовать для оценки технологических режимов работы добывающих скважин в режиме реального времени.

В дальнейшем планируется провести исследования для оценки применимости заявленного алгоритма на газоконденсатных месторождениях.

Сложнопостроенные терригенные отложения трех продуктивных нефтегазоносных комплексов (НГК) п-ова Ямал – альб-сеноманского (пластовые резервуары ПК1 – ПК10 и ХМ6 – ХМ10), неоком-аптского (пластовые резервуары ТП1 – ТП16, ТП17 – ТП26, БЯ1 – БЯ18, НП1 – НП12, Ач) и нижне-среднеюрского (пластовые резервуары Ю1, Ю2), – к которым приурочены залежи углеводородов (УВ), характеризуются высокой степенью расчлененности разрезов скважин, различными фациальными условиями осадконакопления и термобарическими условиями залегания. В отложениях нижних горизонтов встречаются зоны с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Отложения имеют сложное линзовидное строение и обладают различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Детальное изучение этих сложных объектов невозможно без разработки современной петрофизической модели (математической модели петрофизических взаимосвязей), основанной на интеграции практически всей доступной геолого-геофизической информации. Петрофизическая модель служит основой для интерпретации данных геофизических методов исследования скважин (ГИС) – геофизических характеристик, которые отражают различные процессы, происходящие в пустотном пространстве коллектора. В связи с этим для построения математических моделей петрофизических взаимосвязей необходимо создать единую модель пустотного пространства пород-коллекторов.

ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ФОРМИРОВАНИЕ ЕМКОСТНОГО ПРОСТРАНСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ [1]

Геологические условия осадконакопления:

– седиментационная цикличность;

– постседиментационные преобразования;

– современная глубина залегания;

– термобарические условия;

– литологический состав матрицы и цемента породы;

– минеральный состав матрицы (песчаники, алевролиты, глины, карбонатизированные породы, угли);

– состав глинистых минералов (гидрослюда, хлорит, каолинит, смешаннослойные образования) в матрице породы;

– соотношение между содержанием глинистых минералов в матрице и (или) цементе по-роды.

Физические и петрофизические свойства пород:

– минералогическая плотность и объемная плотность;

– электрический параметр пористости;

– порометрические характеристики;

– акустические свойства;

– естественная радиоактив-ность;

– содержание остаточной воды;

– удельная поверхность;

– емкость катионного обмена;

– адсорбционная способность;

– минерализация пластовой воды;

– гидрофобность коллектора.

Технология бурения скважины, меняющая естественные физико-химические условия залежи.

Рассмотрим влияние этих факторов на фильтрационно-емкостные модели пород-коллекторов на исследуемой территории.

Седиментационная цикличность

Седиментационная цикличность отложений обусловлена эвстатическими колебаниями уровня моря. Схема образования и размещения основных географических зон и слагающих их фациальных групп, в которых могли формироваться осадки рассматриваемых НГК, приведена на рис. 1. Пластовые резервуары по условиям осадконакопления представляют собой сложный полифациальный комплекс морских, прибрежно-морских, мелководно-шельфовых отложений или отложений приморской аллювиально-дельтовой равнины, в разрезе которой часто отмечаются озерно-болотные и русловые фации (рис. 2).

Все пластовые резервуары альб-сеноманского, неоком-аптского и нижне-среднеюрского продуктивных комплексов характеризуются цикличным строением, которое выражается в повторяемости в разрезе определенного набора литотипов. В разных частях циклических элементов могут формироваться коллекторы, отличающиеся классом по ФЕС. Нижние элементы циклов, как правило, песчаные (проницаемые песчаники) с резкими нижними границами, выше сменяющиеся алевролитами и (или) алевритовыми глинами. Завершаться цикл может глинами (часто углистыми) или углями. Например, в отложениях марресалинской свиты альб-сеноманского НГК можно выделить 10 и более циклических пластов (индексируются ПК1, ПК2, ПК3…); в отложениях танопчинской свиты неоком-аптского НГК – до 26 (индексируются ТП1, ТП2, ТП3…).

Однако ввиду сложной литофациальной обстановки, существовавшей при формировании осадков данных НГК, деление на отдель-ные пласты весьма условно. Неко-торые пласты-коллекторы могут распадаться на пропластки (два, три); в этом случае каждому пропластку присваивают собственный индекс (например, ТП13 / 0, ТП13, ТП13 / 1, ТП13 / 2). Если пласты-коллекторы разделить и идентифицировать по отдельности не представляется возможным, их объединяют в одну подгруппу с общим индексом (например, ТП1–3, ТП1–4, ТП13–14).

Согласно имеющимся геолого-геофизическим данным практически все песчано-алевролитовые коллекторы, сформировавшиеся в вышеназванных седиментационных условиях, характеризуются неоднородными ФЕС (от низкоемких до высокоемких), однако осадки более глубоководного происхождения (например, отложения БЯ Малыгинского месторождения) характеризуются пониженными ФЕС (рис. 2).

Постседиментационные преобразования

Постседиментационные преобразования в той или иной степени характерны для всех рассматриваемых природных резервуаров и выражаются в основном в регенерации зерен кварца, пелитизации, гидрослюдизации, серицитиза-ции и кальцитизации полевых шпатов и обломков пород, хлоритизации, карбонатизации, гидратации слюд и биотита, пиритизации и сидеритизации растительного детрита. Для глубокозалегающих отложений вторичные изменения могут проявляться также в уплотнении пород и образовании трещиноватости.

Влияние постседиментационных преобразований на ФЕС в рассматриваемых природных резервуарах различно. Установлено [3, 4], что вторичные изменения кварца и полевых шпатов существенно на ФЕС пород не повлияли ввиду недостаточного развития. Однако преобразование биотита обуславливает сокращение объема свободного порового пространства, которое в участках развития карбонатов может полностью исчезнуть. Незначительная трещиноватость, отмечаемая по керну нижне-среднеюрских отложений, на ФЕС практически не сказывается (емкость трещин невелика), но может изменить проницаемость породы, поскольку проводящие трещины представляют собой дополнительные пути фильтрации.

Современная глубина залегания

Глубина залегания УВ на рассматриваемой территории изменяется в очень широком диапазоне, 420–3600 м (табл. 1). Чем ниже расположены породы, тем выше их плотность, что негативно сказывается на ФЕС (рис. 2). Например, в отложениях альб-сеноманского НГК, залегающих на сравнительно небольшой глубине, преобладают коллекторы I и II классов (классификация А.А. Ханина [5]), в отложениях нижней и средней юры – IV и V классов.

Термобарические условия

При построении петрофизической модели необходимо учитывать термобарические условия возникновения отложений, которые зависят от глубины залегания и наличия зон АВПД. Обобщенные петрофизические связи могут быть получены только для залежей с близкими термобарическими условиями залегания. В зонах АВПД снижается информативность некоторых методов ГИС (например, каротаж потенциала собственной поляризации), что необходимо учитывать при комплексной интерпретации геолого-геофизических данных.

Зоны с АВПД на рассматриваемой территории отмечены в отложениях юры и в продуктивных пластах группы ТП16–26 в северной и особенно северо-западной частях п-ова Ямал (Харасавэйское, Бованенковское, Малыгинское, Крузенштернское месторождения), где коэффициент аномальности может достигать высоких значений, 1,60–1,84.

Литологический и минеральный состав матрицы и цемента породы

Существенное влияние на петрофизическую модель коллектора оказывает литологический состав матрицы и цемента породы.

Породообразующие минералы во всех рассматриваемых природных резервуарах – кварц, полевой шпат, обломки пород; их соотношение зависит от возраста резервуара. Например, в отложениях резер-вуара ПК содержание кварца варьируется в пределах 25,9–87,7 %, полевого шпата – 7,9–69,8 %, присутствует до 25,7 % обломков пород. Кварц обычно преобладает над полевыми шпатами. В отложениях Ю обнаружено 32,0–62,3 % кварца, до 47,6 % полевого шпата и до 35,0 % обломков пород; кварц и полевые шпаты в пласте Ю11 распределены примерно в равном количестве.

Состав и соотношение глинистых минералов в матрице и цементе породы

Основные факторы, определяющие способность породы быть промышленным коллектором, – состав и содержание глинистых минералов. Глинистые минералы цемента могут существенно отличаться от минералов скелетной матрицы. С изменением содержания глинистого материала закономерно изменяются эффективная и динамическая пористость, проницаемость и остаточная флюидонасыщенность [6].

При высоких значениях остаточной водонасыщенности в составе глинистого цемента преобладают гидрослюда и хлорит, возрастает количество смешаннослойных образований; при низких – каолинит. Между содержанием гидрослюды и каолинита всегда отмечается интенсивная обратно пропорциональная зависимость вследствие каолинитизации гидрослюды и гидрослюдизации каолинита (много гидрослюды – мало каолинита и наоборот) [6].

Согласно данным о распределении состава глинистого цемента при разных значениях коэффициента остаточной водонасыщенности для отложений пластов БЯ Бованенковского месторождения (рис. 3) в этих отложениях преобладают коллекторы с каолинитовым и в меньшей степени хлоритовым цементами, при этом в коллекторах с высокими показаниями остаточной водонасыщенности (Krw > 0,6) увеличивается количество гидрослюдистого цемента (рис. 3а), тогда как при ее низких значениях (Krw < 0,4) доля каолинитового цемента максимальна (рис. 3в).

ФИЗИЧЕСКИЕ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОРОД

Остаточная водонасыщенность

Остаточная водонасыщенность (содержание остаточной воды в матрице и удерживаемой цементом воды), количество и состав глинистого цемента для гранулярного коллектора взаимосвязаны и зависят от его пористости. В условиях естественного залегания цемент коллекторов, как правило, представлен смесью минералов, характеристики которых могут существенно изменяться в процессе постседиментационных преобразований. Остаточная вода (физически связанная, адсорбционная и др.) на поверхности глинистых минералов образует слои с отличными от свободной воды свойствами.

Большое количество остаточной воды в коллекторах обуславливает их меньшую нефтенасыщенность. Это важно для оценки запасов и создания технологических схем разработки [6].

Пористость

Минеральный состав глинистого цемента существенно влияет на величину динамической пористости. Установлено, что качество коллектора определяется содержанием каолинита. Коллекторы, обладающие наиболее высокими ФЕС, сложены породами с содержанием каолинита более 60 % и значениями минералогической глинистости 20–40 % в широком диапазоне общей пористости.

СОЗДАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ КОЛЛЕКТОРОВ

На основании вышесказанного можно выделить основные критерии для классификации коллекторов – это состав и содержание в породе глинистых минералов, которые определяют степень остаточной водонасыщенности. Если между коэффициентами остаточной водонасыщенности, пористости и проницаемости установлена достоверная корреляционная связь, их также можно использовать в качестве критерия для классификации (например, классификация А.А. Ханина [5]).

Согласно [5] коллекторы можно разделить на четыре класса. Преобладают породы классов II и III. Коллекторы c высокими ФЕС (классы I, II) встречаются в основном в сводовых частях залежей. На периферии структур более распространены классы III и IV.

Неоднородность проявляется в разбросе точек на полигонах петрофизических связей ФЕС, что не позволяет в большинстве случаев корректно интерпретировать результаты ГИС на базе двумерных моделей. Попытки использовать в этих целях усредненные значения параметров корреляции приводят к возникновению погрешностей, обусловленных заменой реального неоднородного коллектора на идеально однородный [6].

В связи с этим для достоверной интерпретации данных ГИС необходимо разработать современные петрофизические модели, основанные на интеграции результатов литофациального анализа, расширенного комплекса петрофизических исследований и комплексной обработки информации ГИС (широкополосный акустический каротаж, спектрометрический гамма-каротаж, ядерно-магнитный каротаж, акустическое и электрическое сканирование).

Создание моделей петрофизических взаимосвязей в терригенном разрезе можно разделить на несколько этапов:

– анализ имеющихся результатов исследований и выявление существенных факторов, влияющих на основные петрофизические связи;

– статистическая обработка существующих моделей изучаемой закономерности, определение значимости входящих в нее элементов;

– анализ применимости моделей изучаемой закономерности в разных геологических условиях, построение обобщенных моделей;

– анализ адекватности обобщенных моделей в отношении описания частных случаев (конкретных геологических условий).

Можно выделить три группы петрофизических моделей, наиболее значимых для решения поисково-разведочных задач в нефтегазовой геологии [1].

Первая группа объединяет модели взаимосвязей, полученные путем решения прямых математических задач:

– модель электрического сопротивления продуктивного пласта, ее частные случаи Pf = f(Kp), Pr = f(Kw);

– модель показаний естественной радиоактивности, частный случай ∆J = f(Ksh);

– модель нейтронной пористости, частный случай Jn = f(Kp);

– модель плотностной пористости, частный случай Dl = f(Kp);

– модель акустической пористости, частный случай ∆t = f(Kp), ∆t = f(Kp).

Вторая группа включает модели-связки, описывающие взаимосвязи между аргументами первой подсистемы моделей. Например, зависимость между поровым пространством скелета породы и глинистостью, карбонатностью, зависимость открытой пористости от радиусов поровых каналов и др.

Третья группа охватывает модели, учитывающие зависимость остаточной водо- и нефтенасыщенности, проницаемости, коэффициента гидрофобизации и других характеристик продуктивных отложений от аргументов моделей первой группы.

Пример алгоритма создания петрофизической модели приведен на рис. 4.

Для построения математической модели петрофизических взаимосвязей коллекторов рассматриваемых НГК исходную базу данных по керну (в которую вошли результаты исследований более чем 20 тыс. образцов из различных залежей УВ в пределах п-ова Ямал, выполненных в атмосферных и пластовых условиях) классифицировали согласно представленному алгоритму. В результате получили трехмерные зависимости и многомерные палетки для оценки ФЕС неоднородных коллекторов. Примеры некоторых из них приведены на рис. 5, 6.

ВЫВОДЫ

Для сложнопостроенных неоднородных коллекторов на полигонах двумерных петрофизических связей ФЕС наблюдается, как правило, существенный разброс точек, математически описать такие зависимости практически невозможно (они характеризуются низкой теснотой), что не позволяет применять их для интерпретации данных ГИС. Детальное изучение неоднородных объектов невозможно без создания современных методик комплексной обработки результатов ГИС, основанных на интеграции данных литофациального анализа, петрофизических исследований.

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

List of symbols

αSPl – относительная амплитуда каротажа потенциала собственной поляризации

relative amplitude of spontaneous potential logging

ΔJγ – двойной разностный параметр по гамма-каротажу

gamma ray index

Δt – интервальное время пробега упругой волны

elastic wave interval transit time

δDl – плотность по гамма-гамма-каротажу плотностному

density (gamma-gamma density logging)

δmd – минералогическая плотность

matrix density

δbd – объемная плотность

bulk density

Jγ – гамма-активность

gamma-ray activity

Jnγ – нейтронная гамма-активность

neutron gamma-ray activity

Кsh – коэффициент объемной глинистости

shale volume factor

Кp – коэффициент пористости

porosity stratification factor

Кp,c – коэффициент пористости, определенный по керну

core porosity stratification factor

Кprm – коэффициент проницаемости

permeability coefficient

КprmII – коэффициент проницаемости вдоль напластования

permeability coefficient along bedding

Кprm – коэффициент проницаемости поперек напластования

permeability coefficient across bedding

Кroil – коэффициент остаточной нефтенасыщенности

residual oil saturation factor

Кrw – коэффициент остаточной водонасыщенности

residual water saturation factor

Кw – коэффициент водонасыщенности

water saturation factor

Кw,max – максимальное значение коэффициента водонасыщенности для однофазного потока углеводородов

maximum water saturation factor for one-phase hydrocarbon flow

Кw,min – минимальное значение коэффициента водонасыщенности для однофазного потока воды

minimum water saturation factor for one-phase hydrocarbon flow

Рr – параметр насыщенности

resistivity index

Рf – параметр пористости

formation factor

Индексы

Indexes

ac – атмосферные условия

atmospheric conditions

bnd – граничное значение

boundary value

cr – критическое значение

critical value

ef – эффективная величина

effective value

rc – пластовые условия

reservoir conditions

Нефтегазоконденсатные месторождения Западной Сибири имеют особенности геологического строения. В большинстве случаев в геологическом разрезе встречается не менее десяти продуктивных пластов с характерной литолого-фациальной изменчивостью в пространстве, пониженными фильтрационно-емкостными свойствами терригенных коллекторов, сложной геометризацией залежи по площади.

Разработка трудноизвлекаемых запасов на сегодняшний день представляется перспективной задачей. Например, по предварительным оценкам НАО «Сибирский научно-аналитический центр», ресурсы ачимовских отложений только по Ямало-Ненецкому авт. окр. (ЯНАО) достигают рекордных значений – 45 млрд т условного топлива. Однако сложное клиноформное строение ачимовских резервуаров требует особого внимания при моделировании на этапе геолого-разведочных работ и далее в процессе детализации промышленной разработки месторождения.

Тарасовское нефтяное месторождение находится в ЯНАО, где геолого-разведочные работы продолжаются уже более 40 лет, а способы эксплуатации продуктивных горизонтов неокома (включая ачимовские залежи) совершенствуются с использованием новейших технологий для увеличения коэффициента извлечения нефти. В 2012 г. на месторождении получили первый приток нефти из ачимовского комплекса отложений при испытании в эксплуатационной колонне дебитом 7 т / сут. В дальнейшем с помощью гидравлического разрыва пласта дебит увеличили до 58 т / сут. На текущий момент месторождение разбуривается преимущественно горизонтальными скважинами с проходкой по пласту от 400 до 1000 м и последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Успешность поисково-разведочного бурения во многом зависит от качества исходной геологической информации, достоверности вероятностной оценки запасов, применения современного программного обеспечения. До начала бурения новой скважины в целях прогноза и экономической оценки определяют запускные дебиты и рассчитывают профили добычи.

АНАЛИТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ПРИТОКА НЕФТИ К ГАЗОВЫМ СКВАЖИНАМ

За последние три десятилетия по вопросам теории притока нефти к газовым скважинам (ГС), их бурения и эксплуатации опубликовано несколько тысяч научных статей и монографий (например, [1–8]), известно более 80 способов оценки притока. В основе их аналитических выражений лежит формула Дарси (Darcy):

,               (1)

где Q – расход (дебит) жидкости (нефти); k – коэффициент проницаемости пористой среды; P – давление в пласте и на забое скважины; μ – динамическая вязкость жидкости; L – длина участка скважины; F – площадь сечения геометрической фигуры. Однако универсальный единый подход к решению задачи притока к ГС на сегодняшний день отсутствует и на практике применяется трехмерное математическое моделирование. Модель должна учитывать следующие характеристики:

– размеры (радиус) зоны дренирования;

– изменение депрессии по горизонтальному участку скважины;

– анизотропия проницаемости;

– скин-фактор.

Далее представлен краткий обзор формул для расчета дебита. На рис. 1 показана геометризация горизонтального участка, в табл. 1 приведены фактические данные траектории ствола скважины № 373 Тарасовского месторождения в пределах целевого интервала продуктивного пласта 2БП2.

Приток пластовой жидкости к забою при плоско-радиальной фильтрации гидродинамически совершенной скважины определяют по формуле Дюпюи (Dupuy):

,               (2)

где H – эффективная толщина пласта; R – радиус; индексы w – скважина, пл – пластовой, заб – забой, к – контур питания. Авторы [6] для определения притока рекомендуют использовать формулу, учитывающую гидродинамическое несовершенство по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта:

,               (3)

где C – добавочные фильтрационные сопротивления. В уравнение [2] добавлены скин-фактор S и объемный коэффициент нефти B:

.               (4)

Вышеуказанные формулы не подходят для расчета реального дебита скважины с зонально-неоднородной проницаемостью пласта, поскольку в них не учтены анизотропия пласта и потери давления в скин-зоне. В этой связи для оценки дебита гидродинамически несовершенной (реальной) скважины более корректно использовать следующие выражения.

Формула Борисова [1] для изотропного пласта:

,               (5)

где Kh – коэффициент горизонтальной проницаемости.

Уравнение Григулецкого [6] учитывает анизотропию пласта:

,               (6)

,               (7)

где – параметр анизотропии; Kv – коэффициент вертикальной проницаемости.

Формула Джоши (Joshi) [8] для неоднородного пласта:

, (8)

,               (9)

где a – главная полуось эллипса дренирования в горизонтальной плоскости.

Формула Джигера (Giger) [9]:

. (10)

Формула Рехарда – Дюпюи (Rehard–Dupuy) [10]:

,               (11)

.               (12)

Эти выражения отличаются друг от друга видом первых слагаемых в скобках, которые описывают приток в горизонтальном плане.

Формула Джоши – наиболее точная, но в ней не учтены потери депрессии вдоль ствола, анизотропия пласта и скин-фактор. Анизотропию и скин-фактор закладывают в коэффициент продуктивности по Джоши J, который для неоднородного пласта и несовершенной скважины имеет следующий вид:

.               (13)

Соотношение для расчета притока после МГРП:

,               (14)

P0 = (Pпл - Pзаб(0,5 - (N - 1)22xl/))(0,5 +

+ (N - 1)22xl/)-1, (15)

где P0 – давление на границе межтрещинного пространства; x – полудлина трещины; l – постоянное давление на расстоянии от границы трещинного пространства; N – количество трещин.

ОЦЕНКА ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ № 373 ТАРАСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Согласно накопленному практическому опыту и результатам ранее выполненных расчетов для фонда скважин Тарасовского месторождения оценки, полученные с помощью одной формулы, недостоверны. Поэтому в настоящей работе использованы четыре соотношения (5), (6), (8), (11) применительно к одному из объектов – скважине № 373 (табл. 2).

В феврале 2019 г. закончено бурение ее бокового ствола с длиной горизонтального участка 390,75 м (рис. 2) [8]. Продуктивный пласт 2БП2 относится к тангаловской свите нижнего отдела меловой системы. Залежь пластово-сводовая, водоплавающая, ее границы контролируются структурным планом поднятия. Фактическая траектория профиля скважины соответствует проекту [8], что должно обеспечить максимальную продуктивность при заданной длине. Бурение скважины № 373 завершено в марте 2019 г., после чего ее сразу ввели в эксплуатацию, отбор жидкости осуществляли с помощью электроприводного центробежного насоса (ЭЦН). В целях увеличения продуктивности скважины в период вывода на стационарный режим несколько раз заменяли ЭЦН на более мощный.

Для контроля разработки залежи построены карта отбора (рис. 3) и график изменения дебита скважины во времени (рис. 4). Обнаружено, что в течение 61 сут обводненность продукции стремительно увеличилась с 67,7 до 91,1 % и достигла одинаковых (пиковых) значений с соседними скважинами. Единственная причина данного факта – прорыв подошвенных вод из аквифера.

Поскольку подготовительные работы, в том числе расчет предельного дебита и мощности ЭЦН, перед запуском скважины № 373 не проводили, в качестве исходных данных для оценок в настоящей работе использованы характеристики соседних скважин. В целях подтверждения корректности входных параметров вычислили значения предельного дебита (табл. 3) по соотношениям (5), (6), (8), (11), основываясь на фактических параметрах объекта 2БП2 (табл. 2). Расхождение результатов расчета по разным формулам не превышает 4 %.

Для наглядности в табл. 4 приведены показатели эксплуатации скважины № 373. Отбор жидкости из скважины осуществляли мощным ЭЦН, и фактический дебит по жидкости составил 359,0 м³ / сут, что в четыре раза превышает расчетную величину (81,38 м³ / сут). В результате был получен отрицательный результат – прорыв подошвенных вод из аквифера вследствие нарушения гидростатического равновесия, и добыча нефти снизилась с 34,6 до 27,0 т / сут.

ВЫВОДЫ

Выполненные расчеты предельного дебита подтвердили некорректность оценки входных параметров ГС № 373. Для дальнейшего эффективного освоения объектов Тарасовского месторождения рационально моделировать дебиты и уточнить сетку скважин с учетом регионального стресса (342,5°). Масштабные МГРП в рассматриваемых продуктивных пластах эффективны, однако сопряжены с определенными геологическими рисками, поэтому в будущем рекомендуется применять технологию МГРП с использованием управляемых муфт, что позволит дополнительно контролировать приток к ГС и при необходимости отключать порты с обведенными интервалами.

Таблица 1. Данные по траектории ствола скважины № 373 Тарасовского месторождения [8]Table 1. Well path data for well No. 373 of Tarasovskoye field [8]

* Примечание. ЦИ – целевой интервал продуктивного пласта

Таблица 2. Основные характеристики нефтяной скважины № 373 Тарасовского месторождения [7]Table 2. Key characteristics of well No. 373 of Tarasovskoye field [7]

Таблица 3. Результаты расчетов по основным формулам притока жидкостиTable 3. Calculation results for main fluid influx formulas

Таблица 4. Начальные и текущие показатели эксплуатации скважины № 373Table 4. Initial and current operation indicators of well No. 373

ПАО «Газпром» в тесном взаимодействии с российским научно-техническим комплексом планомерно проводит работу в сфере импортозамещения. В фокусе внимания – укрепление технологического лидерства компании в газовой, нефтяной и электроэнергетической отраслях. Суммарный экономический эффект от внедрения импортозамещающих технологий, оборудования и материалов на объектах Группы «Газпром» в 2016–2019 гг. составил 35,5 млрд руб.

В начале 2015 г. заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркеловым был дан старт программе импортозамещения по производству антипомпажных клапанов. Через год определились четыре российские компании, которые приступили к опытно-промышленной эксплуатации на компрессорных станциях газотранспортных сетей ПАО «Газпром» с последующим включением в реестр поставщиков ПАО «Газпром». Одной из них стало воронежское ООО «Некст Трейд».

4 марта 2020 г. агрегатный антипомпажный клапан (АПК) производства ООО «Некст Трейд» прошел успешные приемочные испытания в составе ГПА-16ДКС-07 «Урал», стан. № 21 дожимной компрессорной станции (ДКС) цеха по добыче газа и газового конденсата, газовый промысел (ГП) «Юбилейный» Надымского нефтегазодобывающего управления (НГДУ) ООО «Газпром добыча Надым». Проверка функционирования клапана производилась в соответствии с типовой программой и методикой опытно-промышленных (приемочных) испытаний на объектах ПАО «Газпром» № 03 / 35 / 3–7116 от 27.12.2019 г.

Регулирующий клапан НТ-КР-П-400х10‑А-К1‑УХЛ1 с пневматическим приводом и ручным гидравлическим дублером был изготовлен ООО «Некст Трейд» в феврале 2018 г., он предназначен для защиты компрессора и обеспечения его работы при пуске и останове газоперекачивающего агрегата (ГПА), а также регулирования на неустойчивых режимах работы ГПА. Испытания клапана в составе ГПА проводились после демонтажа существующего АПК Mokveld и монтажа на его место в обвязку ГПА клапана производства ООО «Некст Трейд». Целью испытаний стало подтверждение соответствия его технических характеристик требованиям ТУ, СТО Газпром 2–4.1–212–2008, СТО Газпром 2–4.1–1114–2017, оценки устойчивости и безопасности его работы в реальных условиях эксплуатации.

Испытательная среда – неагрессивный природный газ с параметрами:

– давление от 0,9 до 2,8 МПа;

– температура от 3,5 до 107 °С;

– температура окружающего воздуха от –5 до –11 °С.

На основании проведенных испытаний антипомпажный клапан НТ-КР-П-400х10‑А-К1‑УХЛ1 производства ООО «Некст-Трейд» рекомендован к опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) в составе ГПА № 21 ДКС цеха по добыче газа и газового конденсата (ГП «Юбилейный») в течение 5000 ч, в т. ч. и для определения ресурсной наработки в период 2020–2021 гг. (суммарная наработка АПК будет исчисляться по режиму работы ГПА).

В период ОПЭ предполагается осуществлять перестановку клапана не менее двух раз в месяц (разгрузка на режим «кольцо», загрузка в режим «магистраль»). Проверка эксплуатационных характеристик будет проводиться по следующим пунктам: «задание на положение АПК», «положение АПК», «мгновенный расход газа», «перепад давления на конфузоре», «помпажный запас», «давление на входе ГПА», «давление на выходе ГПА», «степень повышения давления». Все результаты работы АПК и проверок при эксплуатации будут фиксироваться для дальнейшего использования во время оценки технического состояния и ресурсных показателей узлов и деталей.

ХОД ИСПЫТАНИЙ

О проведении испытаний АПК «Некст Трейд» в ООО «Газпром добыча Надым» рассказывает директор по производству С.М. Давыдов: «Первое успешное испытание АПК собственного производства ООО «Некст Трейд» провело в 2016 г. на участке магистрального газопровода, входящего в зону ответственности ООО «Газпром трансгаз Москва». В 2018 г. по заданию департаментов 307 и 308 ПАО «Газпром» мы приступили к повторным испытаниям клапана в условиях Севера в ООО «Газпром добыча Надым». Необходимо было выяснить, способны ли отечественные АПК, которые применяются на газотранспортных магистралях, так же успешно работать на ДКС, отличающихся тяжелыми условиями эксплуатации при наличии в газе капельной жидкости и механических примесей, и в условиях низких температур.

Эксплуатация АПК на КС магистральных газопроводов и ДКС предприятий добычи газа имеет ряд существенных различий, связанных, во‑первых, со степенью сжатия газа. Если на КС газотранспортных магистралей требуется степень сжатия газа, близкая к 1, то на ДКС это значение находится в диапазоне от 2 до 4 ед. с высоким перепадом давления на входе и выходе АПК в зависимости от характеристик нагнетателя. Во-вторых, рабочая температура газа на ДКС может достигать 150 °C, что повышает требования к выбору материалов, особенно уплотнений. Еще один важный аспект антипомпажного регулирования на ДКС заключается в поддержании запаса по помпажу путем изменения степени открытия АПК с дискретностью 0,5–1,0 %, что требует высокой чувствительности системы управления и плавности хода АПК. Кроме того, большие перепады между входным и выходным давлениями создают дополнительные нагрузки на управляющие элементы.

В ходе испытаний в 2018 г. были внесены изменения в уже готовую конструкцию клапана. Доработки коснулись шкафа управления и материалов уплотнений. Правильность этих решений подтвердилась в ходе заводских испытаний в присутствии представителей ООО «Газпром добыча Надым». Однако на окончательную доработку конструкции потребовалось еще два года – производился подбор оптимальных материалов, был применен ряд инновационных конструкторских и технологических решений. В марте 2020 г. на основании проведенных приемочных испытаний антипомпажный клапан НТ-КР-П-400х10‑А-К1‑УХЛ1 производства ООО «Некст-Трейд» был рекомендован к ОПЭ в ООО «Газпром добыча Надым» (результаты тестовых испытаний – на рис. 1–3).

За счет активного научного и практического взаимодействия с Департаментом 307 и ООО «Газпром добыча Надым» нам удалось создать отечественную модель АПК, не только не уступающую импортным аналогам, но и в ряде технических характеристик даже превосходящую их. Мы благодарны руководству и инженерно-техническому персоналу ООО «Газпром добыча Надым» – главному инженеру Надымского НГДУ Е.С. Подолянскому, начальнику ПО по ЭДКС и СОГ Б.Г. Кувытченко, начальнику ПО по ЭДКС и СОГ Надымского НГДУ Б.Ю. Ковгану, генеральному директору ООО «Газпром добыча Надым» И.В. Мельникову, заместителю генерального директора по производству ООО «Газпром добыча Надым» В.В. Моисееву за практическую помощь, которую мы получали все эти годы. Это было эффективное взаимодействие профессионалов, равно заинтересованных в положительном результате совместной работы.

Успешная разработка и внедрение отечественного оборудования, уход от критической импортозависимости позволяют диверсифицировать как риски срыва сроков поставок, так и валютные риски, что сегодня особенно важно для отрасли. На основании объемов запланированного строительства нефте- и газопроводов в ближайшие годы мы прогнозируем потребность примерно в 200 антипомпажных клапанов в год, которые планируется использовать в том числе в условиях Севера.

В марте 2019 г. началось полномасштабное освоение Харасавэйского месторождения, запуск которого планируется в 2023 г. Для добычи газа на месторождении предполагается максимальное применение отечественного оборудования. Уверен, что существующие конструкторские разработки российских производителей, в том числе и ООО «Некст Трейд», окажутся востребованы и полезны при освоении Харасавэйского месторождения, так как прошли необходимые испытания и хорошо зарекомендовали себя при эксплуатации в условиях Севера».

ГК «Некст Трейд»

394038, РФ, г. Воронеж,

ул. Дорожная, д. 17, лит. 3

Тел. / факс: +7 (473) 260-50-05

E-mail: next-trade@mail.ru

www.nt-group.ru

РАЗРАБОТКА И СЕРИЙНОЕ ПРОИЗВОДСТВО ДВОЙНЫХ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ КЛАПАНОВ И МУЛЬТИБЛОКОВ

В 2018 г. завод «ТЕРМОБЕСТ» приступил к серийному производству комбинированной арматуры: двойных электромагнитных клапанов и мультиблоков. Двойные электромагнитные клапаны и мультиблоки марки «ТЕРМОБРЕСТ» – это изделия, в которых в одном корпусе размещены два электромагнитных клапана и дополнительные устройства.

К преимуществам можно отнести:

– меньшие габаритные размеры (на 30 %) в сравнении с блоками клапанов, собранных из единичных изделий;

– низкий суммарный коэффициент гидравлического сопротивления;

– снижение затрат времени на монтаж и обслуживание;

– возможность комплектации датчиками положения затворов клапанов, датчиками-реле давления, ручным или электромеханическим регулятором расхода газа, а также возможность изготовления во взрывозащищенном исполнении;

– возможность организовать в одном корпусе различные сочетания функций: отсечной клапан – отсечной клапан; отсечной клапан – отсечной клапан с медленным открытием; отсечной клапан – трехпозиционный клапан (режим «большой / малый расход»); отсечной клапан – ручной регулятор расхода – отсечной клапан; отсечной клапан – электромеханический регулятор расхода – отсечной клапан; регулятор давления – отсечной клапан.

УВЕЛИЧЕНИЕ ГАРАНТИЙНОГО СРОКА

В 2019 г. завод «ТЕРМОБРЕСТ» увеличил гарантийный срок на основную линейку производимого оборудования до 24 мес. с момента ввода в эксплуатацию.

Увеличение гарантийного срока обусловлено стабильным качеством выпускаемых изделий, которое обеспечивается за счет проведенной в 2014 г. масштабной модернизации производства, усовершенствования технологий литья корпусных деталей, применения качественных комплектующих и материалов, многоуровневой системы контроля качества и автоматизации всех производственных процессов от заявки на изготовление до выпуска готового изделия.

РАСШИРЕНИЕ ДИАПАЗОНОВ ТЕМПЕРАТУР РАБОЧЕЙ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

По итогам проведенных лабораторных испытаний электромагнитных клапанов серии ВН, ВФ марки «ТЕРМОБРЕСТ» были расширены диапазоны температур рабочей и окружающей среды.

Таким образом, с 1 марта 2020 г. все отгружаемые клапаны серии ВН и ВФ имеют следующие технические характеристики по температурным показателям:

– температура рабочей среды (по умолчанию): –60…70 °С;

– специальное исполнение с температурой рабочей среды: –45…120 °С (указывается в обозначении);

– температура окружающей среды: У3.1 (–30…60 °С, установка в закрытых неотапливаемых помещениях); У2 (–45…60 °С, установка под навесом); УХЛ2 (–60…60 °С, установка под навесом); УХЛ1 (–60…60 °С, установка на открытом воздухе).

Для клапанов с электроприводом регулятора расхода верхний предел температуры окружающей среды ограничен величиной 50 °С (по характеристикам электропривода).

РАЗВИТИЕ МОЩНОСТЕЙ СОБСТВЕННОГО ЛИТЕЙНОГО ПРОИЗВОДСТВА

Завод газовой арматуры «ТЕРМОБРЕСТ» производит газовую арматуру в трех вариантах исполнения материала корпуса:

– алюминий DN 15 ÷ DN 200;

– сталь DN 15 ÷ DN 300;

– чугун DN 150, DN 200.

Производство алюминиевых отливок завод «ТЕРМОБРЕСТ» осуществляет в собственном литейном цехе, где за 30 лет работы при постоянном совершенствовании технологий и оттачивании навыков организовано литейное производство высочайшего уровня.

На сегодняшний день литейное производство «ТЕРМОБРЕСТ» изготавливает алюминиевые отливки двумя способами: методом литья в кокиль и методом литья под давлением на современных роботизированных литейных машинах. Практически вся литейная оснастка разрабатывается и изготавливается специалистами завода самостоятельно, что позволяет добиваться высокой производительности и требуемого качества отливок.

Развивая мощности литейного производства, в 2019 г. «ТЕРМОБРЕСТ» приступил к изготовлению алюминиевых отливок массой до 40 кг.

РАЗРАБОТКА И СЕРИЙНОЕ ПРОИЗВОДСТВО АРМАТУРЫ В АЛЮМИНИЕВОМ КОРПУСЕ DN-125, DN-150, DN-200

На протяжении 2019–2020 гг. завод «ТЕРМОБРЕСТ» разработал и освоил серийный выпуск газовой арматуры в алюминиевом корпусе условным проходом 125, 150 и 200 мм, тем самым обеспечив выпуск арматуры в алюминиевом корпусе номинальным диаметром от 15 до 200 мм.

Клапаны и фильтры DN-125, DN-150 и DN-200 в алюминиевом корпусе марки «ТЕРМОБРЕСТ» имеют ряд преимуществ:

– малый вес, что значительно упрощает монтаж на газопроводе, не требует установки дополнительных опор, а также сокращает расходы по транспортировке на объект;

– стоимость ниже, чем у аналогичной арматуры других производителей.

Выбирая марку «ТЕРМОБРЕСТ», вы выбираете высокое качество по привлекательной цене!

СП «ТЕРМОБРЕСТ» ООО

224014, Республика Беларусь, г. Брест, ул. Писателя Смирнова, д. 168

Тел.: + 375 (162) 53‑63‑90,

+375 (162) 53‑64‑80

E-mail: info@termobrest.ru

www.termobrest.ru

Развитие нефтехимической, нефте- и газоперерабатывающих отраслей народного хозяйства сопровождается модернизацией действующих предприятий и созданием новых производств. Успешная реализация крупных инвестиционных проектов в промышленном строительстве невозможна без эффективного кросс-организационного управления, что предполагает в том числе готовность к бизнес-рискам. Проектные команды до последнего времени не уделяли должного внимания объективной оценке рисков, обусловленных различиями в подходах и инструментах управления проектами, особенно на стадии их реализации и завершения; как правило, устанавливали только факт наличия и степень развитости системы управления, а также ее соответствие требованиям международных стандартов.

Отсутствие информации о согласованности систем управления строительного подрядчика и компании – заказчика работ негативно влияло на все аспекты реализации проекта и приводило к увеличению затрат (в основном на работы по требованиям заказчика), снижению качества управления, незапланированным потерям и ухудшению результатов деятельности. Возможность совершенствования организационно-методического механизма управления крупными инвестиционными проектами на основе применения единого унифицированного подхода, оформленного в общей базе нормативно-методических документов (НМД), реализуется в настоящее время АО «Газпром нефть», АО «НИПИгазпереработка» (НИПИГАЗ) и ООО «СИБУР» (СИБУР).

Нормативно-методическая база – это совокупность документов, регламентирующих деятельность в области управления крупными инвестиционными проектами согласно функциональным областям и процессам для их последующего внедрения. Разработка единой базы НМД для всех участников инвестиционного проекта позволит установить общие принципы организации и управления на всех этапах его реализации, применить лучшие отечественные и международные отраслевые практики и обеспечить соответствие действующим корпоративным требованиям [1, 2]. Основу базы НМД составляют документы, описывающие основные процессы и типовые требования к ним с конкретизацией в соответствии со спецификой проекта [1, 2].

МОДЕЛИ И ПРАКТИКА УПРАВЛЕНИЯ КРУПНЫМИ ИНВЕСТИЦИОННЫМИ ПРОЕКТАМИ

Современная практика управления инвестиционными проектами, реализованная в АО «Газпром нефть», СИБУРе и НИПИГАЗе, основывается на суперпозиции функционального, проектного и процессного подходов [3].

Функциональный подход обычно применяют при реализации многократно повторяющейся деятельности. Управление осуществляют «функциональные руководите-ли» – эксперты в своей области, наделенные полномочиями и ответственностью разрабатывать стандарты, контролировать их исполнение, управлять персоналом, бюджетом и технологиями [3].

Проектное управление подразумевает делегирование полномочий и ответственности через проекты. Здесь под термином «проект» имеется в виду разовая деятельность, для осуществления которой создается кросс-функциональная команда (проектный офис) с руководителем проекта во главе. Участники команды действуют под административным управлением руководителя проекта и функционального руководителя. Таким образом создается матричная организационная структура с реализацией двух подходов одновременно [3].

Профессиональное проектное управление основано на контрактах типа ЕРСm (engineering, procurement and construction management) (табл. 1). Такие контракты представляют собой договорную структуру, при которой подрядчик осуществляет инжиниринг (проектирование) и контрактование оборудования и материалов, а также управляет строительством от имени заказчика.

Процессный подход предполагает выделение отдельных процессов и их участников, назначение одного из участников ответственным за данный процесс и делегирование ему соответствующих полномочий. В результате формируется матричная структура управления повторяющейся деятельностью. Участник процесса подчиняется функциональному руководителю и ответственному за процесс, реализуется одновременно три подхода к управлению деятельностью: функциональный, проектный и процессный [3].

РИСКИ В ОБЛАСТИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА РЕАЛИЗАЦИЮ КРУПНЫХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

Большие компании, обладающие ресурсами для реализации крупных инвестиционных проектов, фактически завершили (или завершают) процесс перехода от нормативного управления производственной безопасностью к управлению на основе риск-ориентированного подхода. Категория риска позволяет количественно описать нежелательные последствия производственно-технологического процесса для всех аспектов реализации проекта (включая условия труда и здоровье работающих), а методология риск-менеджмента – определить структуру, задачи и функциональные возможности системы управления, призванной компенсировать эти последствия посредством выявления видов, оценки приемлемости и выработки стратегии управления рисками на базе минимизации их негативных последствий при заданных ограничениях на затрачиваемые ресурсы и прерогативе санитарно-гигиенических нормативов.

В целях лучшего понимания комплексного характера процесса управления производственной безопасностью на различных этапах реализации крупного инвестиционного проекта в настоящей работе систематизированы и конкретизированы различия требований для объектов строительства и эксплуатации (табл. 2).

Система управления производственной безопасностью при реализации крупных проектов модер-низации существующих производств базируется на эксплуатационных требованиях и не в полной мере учитывает специфику строительных работ. Соблюдение техники безопасности в строительных организациях должно постоянно контролироваться заказчиком и генеральным строительным подрядчиком. Различия в подходах сторон порождают риски, которые могут негативно повлиять на ход реализации проекта:

– происшествия с людьми и оборудованием, травмирование работников подрядных организаций, аварии и инциденты вследствие несоблюдения техники производственной безопасности;

– срыв установленных сроков строительства / пуска объекта в эксплуатацию в результате проведения следственных мероприятий и ремонтно-восстановительных работ;

– негативное влияние на репутацию основных участников строительства (компания – заказчик работ и компания – генеральный строительный подрядчик).

Результаты работы департамента крупных проектов АО «Газпром нефть», НИПИГАЗа и СИБУРа по формированию лучших отечественных отраслевых практик управления работами подрядных организаций позволяют:

– митигировать ключевые риски в области производственной безопасности;

– унифицировать подходы к реализации требований в области производственной безопасности в проектных офисах;

– обеспечить необходимый уровень контроля за деятельностью подрядных организаций на объектах строительства;

– перенимать, адаптировать для конкретных условий, накапливать собственный передовой опыт и применять лучшие отраслевые практики обеспечения производственной безопасности;

– сформировать единую базу подрядных организаций в соответствии с требованиями АО «Газпром нефть», НИПИГАЗа и СИБУРа в области производственной безопасности.

ЕДИНЫЙ УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ПОДХОД К УПРАВЛЕНИЮ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ КРУПНЫХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

Согласно проекту, разработанному экспертами рабочей группы АО «Газпром нефть», НИПИГАЗа и СИБУРа, внедрение единого универсального подхода к управлению производственной безопасностью должно быть поэтапным.

Первый этап

Сбор и анализ информации, пилотное внедрение и апробирование практик:

– сбор, анализ, проработка существующих требований;

– модификация существующих требований с учетом специфики деятельности проектных офисов;

– разработка критериев выбора подрядных организаций для проведения капитального строительства (КС);

– интеграция лучших отечественных и международных отраслевых практик и требований действующего законодательства;

– апробирование принятых подходов к управлению работами подрядных организаций в области производственной безопасности на проектах КС департамента крупных проектов АО «Газпром нефть» и НИПИГАЗа.

Второй этап

Создание единой нормативно-методической базы:

– формализация требований;

– утверждение пакета нормативных документов в области требований производственной безопасности к подрядным организациям (строительство);

– интеграция требований в ITB-пакеты (invitation to bid) в процессе квалификационного отбора;

– предквалификационный аудит контрагентов по функциональному направлению;

– формулировка требований в договорах и сопровождение договоров в области производственной безопасности;

– экспертиза и согласование документации подрядных организаций в области требований производственной безопасности (для внедрения системы в проектных офисах – на объектах строительства крупных инвестиционных проектов);

– координация работ по производственной безопасности в проектных офисах;

– аудит (выборка);

– разработка сопровождающих материалов;

– разъяснение новых требований подрядным организациям, оказание информационной поддержки;

– выявление лучших практик, систематизация опыта и знаний в целях тиражирования в других подразделениях АО «Газпром нефть», на предприятиях Группы «СИБУР» и в подразделениях НИПИГАЗа.

Третий этап

Тиражирование практик и опыта:

– обобщение опыта и практик, анализ хода реализации предыдущих этапов;

– адаптация и унификация приобретенного опыта;

– методическое сопровождение процесса;

– контроль и аудит.

РАЗРАБОТКА ЕДИНОЙ БАЗЫ НОРМАТИВНО-МЕТОДИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

Для внедрения универсального подхода к управлению производственной безопасностью при реализации мегапроекта необходимо создать единую базу НМД [6, 7].

Цель представленной работы: использовать унифицированные подходы к обеспечению производственной безопасности на этапах формирования ITB-пакета для создания системы управления производственной безопасностью на объектах строительства крупных инвестиционных проектов.

В работе решаются следующие задачи:

– формирование системы управления производственной безопасностью подрядных организаций на объектах строительства;

– унификация подходов, минимизация негативного воздействия человеческого фактора в процессах управления деятельностью подрядных организаций;

– разработка документов, понятных всем участникам строительства и применяемых в процессе реализации проекта.

Единую базу НМД в области производственной безопасности создали на основе документов, составленных в процессе подготовки проектов строительства комбинированной установки переработки нефти для АО «Газпромнефть-МНПЗ» и систем общезаводского хозяйства, установок электрообессоливания и обезвоживания нефти, атмосферной и вакуумной перегонки нефти (ЭЛОУ-АВТ), комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) и установки замедленного коксования (УЗК) для АО «Газпромнефть-ОНПЗ».

Анализ процессов обеспечения производственной безопасности при управлении работами подрядных организаций (участников объектов строительства мегапроектов), проведенный рабочей группой, позволил выделить 11 процессов, которые необходимо стандартизировать не менее чем в 41 нормативно-методическом акте (табл. 3).

Качество НМД обеспечивает поэтапная экспертиза интегрированной команды специалистов. На первом этапе после разработки проекта НМД он рассматривается экспертами рабочих групп действующих подразделений АО «Газпром нефть» и НИПИГАЗа с привлечением экспертов СИБУРа (профессиональная экспертиза). Далее экспертиза проводится на уровне специалистов проектных офисов (экспертиза понимания) исполнителями, руководителями и специалистами департамента крупных проектов АО «Газпром нефть» и НИПИГАЗа. После этого НМД согласовывается и утверждается руководством АО «Газпром нефть», НИПИГАЗа, СИБУРа, подрядных и субподрядных организаций.

В табл. 4 перечислены документы, включенные в дорожную карту реализации проекта.

ПОРЯДОК ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ПРИ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ПРОЕКТУ

Компании – участники проекта по созданию единой базы НМД сформировали рабочие группы экспертов с разделением функционала разработки документов и экспертизы проектов.

Руководители рабочих групп несут ответственность за сбор, систематизацию и анализ замечаний и предложений внутренних экспертов и распределяют их среди участников рабочей группы для учета в проекте конкретного документа. Руководитель информирует внутренних экспертов об исправлении их замечаний и учете предложений в проекте НМД. При необходимости организует встречи рабочей группы с внутренними экспертами. По соглашению сторон срок проведения внутренней экспертизы проекта документа не может превышать трех рабочих дней. После завершения внутренней экспертизы проект документа направляют на перекрестную внешнюю экспертизу (не более пяти рабочих дней). На рисунке представлена схема взаимодействия при разработке, согласовании и утверждении НМД.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье представлены материалы проекта АО «Газпром нефть», НИПИГАЗа и СИБУРа по разработке и внедрению единой базы НМД в области производственной безопасности. На сегодняшний день проект не завершен, работу проводят объединенные команды сотрудников, обладающих высоким уровнем профессиональных знаний.

Ожидаемые результаты проекта:

– разработка и внедрение унифицированного подхода к управлению на всех этапах и стадиях реализации инвестиционного проекта;

– создание основополагающей для унифицированного подхода единой базы НМД;

– снижение операционных расходов за счет внедрения методологии оценки и управления рисками в рамках перехода на проактивную систему управления работами подрядных организаций.

Таблица 1. Модели проектного управления [3]Table 1. Project management models [3]

Таблица 2. Требования производственной безопасности для объектов строительства и эксплуатацииTable 2. Industrial safety requirements for facilities under construction and operation

Таблица 3. Процессы управления производственной безопасностью подрядных организацийTable 3. Industrial safety management processes for subcontractors

Таблица 4. Нормативно-методические документы единой базы АО «Газпром нефть», НИПИГАЗаTable 4. Regulatory and methodological documents of the unified database of Gazprom Neft and NIPIgazpererabotka

Беспилотные летательные аппараты обеспечивают возможность проводить удаленный мониторинг, оставаясь незаметными для работников и не отвлекая их от выполнения производственных задач, а также осуществлять его на безопасном расстоянии от объектов и работающей строительной техники. Дроны управляются квалифицированными операторами. Видео с камеры транслируется в режиме реального времени на планшет сотрудника подразделения охраны труда и промышленной безопасности. Высокое качество видео позволяет идентифицировать объект, человека, выполняемую им операцию и оперативно отреагировать в случае нарушения. Кроме того, всегда есть возможность вернуться к видеоматериалу для детального анализа.

За счет использования беспилотников генеральному подрядчику проекта – АО «НИПИГАЗ» – удается обеспечивать контроль на большей территории, на высоте и в труднодоступных местах с привлечением меньшего количества сотрудников, нежели при традиционных методах мониторинга. Помимо этого, дроны станут инструментом мониторинга противопожарной обстановки вокруг строительной площадки: сегодня на территории Приамурья действует противопожарный режим.

Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд м3 газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован на 2021 г. Товарной продукцией ГПЗ, помимо очищенной метановой фракции, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

Инвестор и заказчик проекта строительства Амурского ГПЗ – ООО «Газпром переработка Благовещенск». Управление строительством осуществляет компания «НИПИГАЗ» – ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками, логистикой и строительством (входит в Группу «СИБУР»).

Кисти и стопы выполняют особую функцию в терморегуляции организма человека: при низких температурах они замерзают в первую очередь [1]. Функциональная способность дистальных отделов конечностей (кистей и стоп) очень чувствительна к охлаждению, поскольку из‑за малой относительной массы и большой площади поверхности тепловые потери с этих участков значительно больше, чем от всего тела. Иными словами, дистальные отделы конечностей представляют собой специфические теплообменники между организмом и внешней средой.

Локальное охлаждение кистей и стоп вызывает тормозные процессы в коре головного мозга, вследствие чего снижается значимость поведенческой функции, уменьшаются основные физиологические реакции организма, изменяется его двигательная активность и нарушается координация. При охлаждении поверхностных тканей конечностей уменьшается кровоснабжение и замедляются нейропроцессы из‑за снижения передачи сигналов по нервным волокнам при осуществлении синаптической функции.

Экспериментальным путем установлено, что при понижении температуры пальцев рук на 1 К (1 ºС) работоспособность падает на 1,5 %, ослабевает тактильная чувствительность (появляется онемение) и, как следствие, возрастает риск травматизма. Снижение температуры кожи кистей и стоп до 15–17 ºC вызывает сильные болевые ощущения вследствие спазма сосудов и в сочетании с общим охлаждением выше допустимого уровня может спровоцировать развитие патологии [2]. Локальное охлаждение кистей негативно влияет на точность выполнения операций, связанных с обслуживанием технологического оборудования, его регулированием и ремонтом (сварка, включение / выключение тумблеров, ручек, кнопок, навинчивание гаек и др.).

В суровых климатических условиях трудовой деятельности важно сохранить не только высокий уровень работоспособности, но и здоровье персонала путем поддержания термического баланса организма.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ И ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Тепловые потери можно уменьшить, если использовать средства индивидуальной защиты от холода (СИЗ Х) дистальных отделов конечностей: перчатки (рукавицы) для рук и различные типы зимней обуви. Однако в перчатках (рукавицах) с должной теплоизоляцией для работы на холоде применяется плотный многослойный пакет материалов, что снижает подвижность рук, уменьшает создаваемые физические усилия и тактильную чувствительность. Используемые СИЗ Х дистальных отделов рук и ног не всегда в должной мере защищают от переохлаждения как из‑за особенностей терморегуляторных реакций, так и из‑за низкой эффективности их утепления ввиду необходимости обеспечения эргономических требований. Именно охлаждение кистей и стоп может быть причиной, ограничивающей продолжительность работы в условиях низких температур, несмотря на достаточную теплоизоляцию остальной части поверхности тела.

Создавать или выбирать готовые средства защиты с необходимыми и достаточными показателями теплоизоляции следует с учетом физиолого-гигиенической оценки способности комплекта СИЗ X и его составляющих предотвращать переохлаждение в реальных условиях использования [3]. В этих целях были проведены экспериментальные исследования изменения теплового состояния дистальных отделов рук и ног в охлаждающем микроклимате. Для тестирования выбрали конкретные модели, предназначенные для эксплуатации в арктических регионах: перчатки модель № 1 и сапоги мужские модель № 2. Были поставлены следующие задачи:

– определить теплозащитные свойства СИЗ Х представленных моделей перчаток и сапог и установить возможность их использования в условиях экстремально низких температур;

– оценить допустимую продолжительность непрерывного пребывания на холоде работника, использующего указанные СИЗ в комплекте с одеждой, обеспечивающей должную теплоизоляцию, в зависимости от температуры воздуха и уровня энерготрат.

Перчатки модель № 1 разработаны для защиты от механических воздействий и низких температур. Их термоизоляцию обеспечивает пакет современных материалов:

– верх – трикотаж (50 % шерсть и 50 % акрил);

– подкладка – флис (100 % полиэстер);

– межслойная подкладка – Thinsulate 40g (3M Co.);

– ладонная часть – кожевенный спилок.

Сапоги мужские модель № 2 созданы для защиты работающих от пониженных температур, общих производственных загрязнений, нефти и нефтепродуктов, а также механических воздействий:

– верх – кожа натуральная с тканевыми вставками в голенище;

– подошва морозостойкая – нитрильная резина;

– подкладка – текстильный материал, триплированный мембраной и утеплителем;

– вкладной чулок – биокомпонентное полотно, смесь полиэстера (70 %) и льняного волокна (30 %);

– усиленный подносок – поликарбонат;

– антипрокольная стелька – кевлар.

Исследуемые модели СИЗ Х испытывали в комплекте с костюмом для защиты от пониженных температур, состоящим из утепленной куртки и полукомбинезона. Воздухопроницаемость пакета материалов костюма не превышала 10 дм3 / (м2.с), его теплоизоляция составляла (0,746 ± 0,002) К.м2 / Вт [(4,81 ± 0,01) кло] согласно [4].

МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Комплект СИЗ Х испытали на соответствие требованиям [5] в микроклиматической камере ФБГНУ «НИИ МТ» с участием практически здоровых добровольцев в возрасте 35–45 лет с их письменного согласия в соответствии с [3, 4, 6].

Температуру кожи и тепловой поток измеряли с помощью температурных датчиков в двух точках на поверхности правой и левой кистей рук и в двух точках на поверхности правой и левой стоп ног испытуемых. С использованием полученных данных рассчитали средневзвешенные значения температуры кожи с учетом площади каждого участка:

к. кст = 0,78(Tк.тл.пр.кст + Tк.тл.лв.кст)/2 +

+ 0,22(Tк.лд.пр.кст + Tк.лд.лв.кст)/2,            (1)

к. кст =0,69(Tк.тл.пр.кст + Tк.тл.лв.кст)/2 +

+ 0,30(Tк.лд.пр.кст + Tк.лд.лв.кст)/2,            (2)

где T – температура, ºC; – средневзвешенная температура на 55‑й мин испытания, ºC; индексы к – кожа, кст – кисть, лв – левый, лд – ладонь, пд – подошва, пр – правый, ст – ступня, тл – тыльная сторона. Результаты использовали для вычисления теплоизоляции СИЗ Х кистей и стоп:

I = (к - Tв)/,           (3)

где I – значение теплоизоляции; – средневзвешенный тепловой поток с поверхности кистей и стоп за период с 20‑й по 60‑ю мин испытания; индекс в – воздух. В результате проведенных экспериментов определены значения теплоизоляции перчаток модели № 1 (0,552 ± 0,003) К.м2 / Вт [(3,56 ± 0,02) кло], сапог модели № 2 (0,685 ± 0,0016) К.м2 / Вт [(4,19 ± 0,06) кло].

Применение указанных СИЗ Х в комплекте с одеждой, обеспечивающей должную теплоизоляцию, можно рекомендовать для эксплуатации в I, II, III и особом климатических поясах на период непрерывного выполнения физической работы средней тяжести на холоде не более 3 ч, что соответствует требованиям [5]. В климатическом поясе IV протестированные модели можно использовать при выполнении работ средней тяжести с условием регламентирования времени в соответствии с [7].

Допустимое время выполнения работ в охлаждающем микроклимате при условии применения работником СИЗ Х дистальных отделов рук и ног в комплекте с одеждой, обеспечивающей должную теплоизоляцию, в зависимости от температуры воздуха и уровня энерготрат приведено в таблице.

ВЫВОДЫ

В результате экспериментальных исследований установлено, что величина теплоизоляции перчаток модели № 1 составляет (0,552 ± 0,003) К.м² / Вт [(3,56 ± 0,02) кло], сапог мужских модели № 2 составляет (0,685 ± 0,0016) К.м² / Вт [(4,19 ± 0,06) кло]. Полученные значения подтверждают допустимость их применения для обеспечения безопасности работ в охлаждающем микроклимате.

Перчатки модели № 1 и сапоги мужские модели № 2 в комплекте с одеждой, обеспечивающей должную теплоизоляцию, можно рекомендовать для эксплуатации в климатических поясах I, II, III и особый. В климатическом поясе IV следует соблюдать регламент времени пребывания работника в охлаждающем микроклимате в зависимости от температуры воздуха и уровня энерготрат.

References

Допустимая продолжительность выполнения работ на холодеAllowed working time in the cold

* Примечание. Продолжительность периодов установлена в соответствии с [7]* Note. The periods are set according to [7]

По данным Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации, статистика несчастных случаев с тяжелыми последствиями на производстве всегда была неудовлетворительной, и только с 2018 г. количество несчастных случаев на производстве стало снижаться в пределах 3–9 %. При этом, по данным различных источников, от 60 до 90 % несчастных случаев на производстве происходит по вине самих работников. Речь идет о нарушении регламента работ, технологии и очередности выполнения задач, режима предприятия и т. п.

Дополнение цифровыми инновациями такой регламентированной области, как промышленная безопасность и охрана труда, уже сейчас позволяет эффективнее устранять последствия случившихся событий и предупреждать их появление. Происходит это за счет внедрения новых производственных инструментов, цифровых решений, способствующих росту эффективности труда, сокращению количества случаев травматизма персонала, повышению уровня безаварийности и безопасности производства. Одним из таких цифровых решений стал программно-аппаратный комплекс «СмартСИЗ» компании «Смарт Глобал», который с помощью технологий интернета вещей, сенсоров, пространственного позиционирования и методов машинного обучения позволяет существенно улучшить статистику несчастных случаев на производстве, а также устранить ситуации, когда неосторожность, усталость или нежелание работника четко исполнять должностные инструкции приводят к снижению эффективности производства.

Программно-аппаратный комплекс «СмартСИЗ» – набор датчиков на спецодежде сотрудника, данные с которых анализируются и передаются на единый пульт оповещения контролирующих служб. Система собирает с носимых устройств информацию о передвижении и поведении работников и по беспроводной автономной сети передает их в программную платформу. Используя методы машинного обучения, платформа анализирует информацию и оповещает службу контроля о нештатных ситуациях и отклонениях от производственного регламента.

Функционал системы «СмартСИЗ» включает: контроль комплектности СИЗ и несчастных случаев; контроль выполнения обходов территории предприятия и пересечения запрещенного периметра; интерфейс для настройки правил обходов; кнопку экстренного вызова; определение местоположения в режиме реального времени; формирование истинной фотографии рабочего дня сотрудника и отчетности; оповещение контролирующих служб о несчастных случаях и нарушениях в режиме реального времени через различные каналы связи.

Программный комплекс сертифицирован для использования во взрывоопасных зонах, носимые датчики не оказывают вредного воздействия на здоровье человека.

Используемые в системе технологии соответствуют сквозным цифровым технологиям, которые указаны как приоритетные в дорожной карте программы «Цифровая экономика РФ». Автономные датчики, размещенные на людях, представляют собой инструмент мониторинга, контроля и оптимизации. Они позволяют снизить количество несчастных случаев на производстве за счет своевременного информирования сотрудников и руководства, а также повысить эффективность персонала, используя информацию о перемещении и выполнении должностных инструкций работником в заданном периметре.

Решение было внедрено на промышленных объектах, где подтвердило свою работоспособность и положительное влияние на экономическую эффективность производства.

По данным Всемирной организации здравоохранения, хлор (Cl) служит сильнейшим окислителем, гарантированно уничтожающим возбудителя вирусной инфекции типа COVID-19. Более того, по данным Минздрава РФ, ускоренной гибели вируса способствует обработка поверхностей высокой температурой в условиях повышенной влажности.

Таким образом, паровые установки UNISTEAM™ способны дезинфицировать остановочные комплексы, дорожное полотно, общественные территории, здания, производственные помещения и др. путем их термической обработки горячей водой с повышенным содержанием дезинфицирующего раствора.

Доработка передвижной паровой установки делает ее универсальной, т. к. не исключает использование в дальнейшем для нужд ЖКХ и МЧС в традиционных для нее направлениях: разморозка ливневок, очистка коллекторов насыщенным паром, аварийная подача теплоносителя температурой до 380 °С.

Установки завода UNISTEAM™ выгодно отличаются по следующим показателям:

– цена в несколько раз ниже европейских аналогов;

– налаженная система послепродажного сервиса;

– возможность выезда специалиста для обучения персонала заказчика;

– возможность создания несерийного продукта в соответствии с техническими требованиями заказчика.

О ПРОИЗВОДИТЕЛЕ

Завод паровых установок UNISTEAM™ проектирует и производит промышленное паровое оборудование для более чем 15 отраслей промышленности. Качество оборудования UNISTEAM™ подтверждено международными сертификатами соответствия и отвечает нормам Европейского союза (Сертификат соответствия требованиям Директивы 2014 / 68 / EU). Система менеджмента качества сертифицирована по ГОСТ Р ИСО 9001–2015 (ISO 9000:2015), налажен входной и окончательный контроль качества комплектующих и конечной продукции.

Завод первым в России и СНГ разработал отдельную линейку нефтегазовой спецтехники на метане и пропане UNISTEAM™ – M2UG – экономически выгодную, а потому особенно интересную для бизнеса. При изготовлении газовых установок используются горелки и котлы собственного производства, что позволяет гарантировать высокое качество парового оборудования и уменьшить стоимость для конкретного покупателя.

В числе основных преимуществ таких установок:

– экономия на топливе;

– безопасная работа;

– сбалансированная развесовка;

– эффективность котла;

– экологическая чистота.

В 2019 г. завод расширил и усовершенствовал собственную линейку техники, поставив на газовые шасси цементировочные агрегаты и универсальные моторные подогреватели УМП-400.

UNISTEAM™ работает на рынке РФ уже 15 лет и сотрудничает с крупнейшими предприятиями нефтегазовой отрасли России: ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», ПАО «Транснефть», государственными и муниципальными учреждениями.

Компания непрерывно работает над улучшением и модернизацией спецтехники и парогенераторов.

Руководство UNISTEAM™ совместно с инженерами завода возлагает большие надежды на помощь техники в борьбе с мировой пандемией COVID-19.

Во время пандемии COVID-19 Shell продолжает производить поставки жизненно важных энергоносителей и оказывать всестороннюю поддержку обществу. Она включает обеспечение такими необходимыми продуктами, как топливо для автомобилей, осуществляющих транспортировку товаров первой необходимости, и машин экстренных служб, электроэнергия для жилых домов и промышленных предприятий, природный газ для бытовых нужд и отопления. При этом соблюдаются все меры по охране труда и здоровья сотрудников и клиентов.

Конкретное участие Shell в борьбе с COVID-19 в каждой отдельной стране зависит от текущей ситуации.

В настоящее время проводится реорганизация рабочих смен вахтового персонала, находящегося на морских платформах и береговых объектах, с целью обеспечить требование социального дистанцирования. Осуществляются регулярные медицинские осмотры персонала и разрабатываются процедуры по организации его безопасной эвакуации в случае возможного заражения вирусом. Действует телефонная линия конфиденциальной психологической помощи сотрудникам, которые испытывают дискомфорт в связи с распространением корона-вируса.

На каждом производственном объекте Shell действует план по обеспечению бесперебойной деятельности. Глобальная сеть АЗС Shell продолжает работу. Прикладываются все усилия для того, чтобы клиенты чувствовали себя в безопасности при посещении АЗС: внедрены требования социального дистанцирования, увеличена частота дезинфицирующих мероприятий, пополняется запас санитайзеров.

Shell предоставляет бесплатное топливо для автомобилей медицинских учреждений и машин скорой помощи в Нидерландах, Бразилии, Китае, Омане, на Филиппинах, в Польше, Турции, начались поставки топлива для машин, обслуживающих больницу в Коммунарке в России. Свыше 15 000 АЗС Shell более чем в 30 странах обеспечивают бесплатное питание медицинским работникам.

Компания выделила дополнительные ресурсы на своих нефтехимических предприятиях Pernis в Нидерландах и Sarnia в Канаде, чтобы удовлетворить растущий спрос на изопропиловый спирт – химический ингредиент для производства санитайзера для рук. Shell поставила 2,5 млн л изопропилового спирта для нужд медицинских учреждений в Нидерландах. В данной стране концерн стал участником консорциума, разрабатывающего новый тип медицинской маски, отдельные элементы для которой изготавливаются с помощью трехмерных принтеров Shell.

В Тунисе компания передала правительству страны жилой лагерь, обычно используемый для размещения иностранных специалистов. Теперь он применяется для изоляции пациентов с диагностированным вирусом COVID-19. Лагерь состоит из 14 зданий, которые вмещают 200 койко-мест.

Безопасность сотрудников и клиентов – приоритет для концерна Shell в России. С 19 марта все сотрудники офисов переведены на дистанционную работу.

Автозаправочные станции Shell продолжают работать круглосуточно в штатном режиме как объекты транспортной инфраструктуры. На них введен визуальный контроль и термометрия всего персонала; на АЗС с большим клиентским потоком у касс устанавливаются прозрачные плексигласовые экраны, которые минимизируют контакт с продавцами-кассирами, на полу полосками обозначены зоны для соблюдения социальной дистанции; все поверхности на заправках, включая дверные ручки и терминалы оплаты, регулярно дезинфицируются; сотрудники АЗС готовят напитки и еду в одноразовых перчатках, одноразовые крышки для чая и кофе убраны из зоны общего доступа; введена бесплатная бесконтактная доставка товаров из каталога лояльности.

С апреля концерн Shell в России вместе с Audi Russia поддерживает инфекционную больницу в Коммунарке. Audi Russia предоставила машины для нужд больницы, а Shell – возможность бесплатно заправлять эти автомобили на своих АЗС. Кроме того, всем сотрудникам скорой помощи, полиции и Росгвардии на АЗС Shell бесплатно предоставляются кофе и хот-доги.

Слово «самоизоляция» за прошедший месяц прочно вошло в обиход жителей стран, пострадавших от коронавирусной инфекции, обозначая одну из самых распространенных мер профилактики и противодействия распространению COVID-19. Однако для промышленных компаний и больших производств только лишь самоизоляции в ее привычном виде недостаточно, ведь работа на месторождениях и заводах не стихает ни на минуту. Какие меры противовирусной безопасности принимают крупнейшие российские компании нефтегазовой отрасли для защиты сотрудников и сохранения непрерывности всех производственных процессов, читайте в обзоре журнала «Газовая промышленность».

СОБЛЮДАЯ ДИСТАНЦИЮ

Обсуждение производственных планов по электронной почте, планерки и совещания через смартфоны и ноутбуки из дома, – все это неожиданно стало нормой. В условиях распространения пандемии и во исполнение Указа Президента Российской Федерации В.В. Путина компании отменили все деловые поездки и мероприятия, перевели максимально возможное количество сотрудников на дистанционный формат работы.

Например, в ПАО «НК «Роснефть» на удаленную работу перешли 84 % персонала центрального аппарата. Сотрудники, задействованные в обеспечении непрерывности отдельных бизнес-процессов, продолжили трудиться на своих рабочих местах. При этом во всех офисах НК «Роснефть» установлена специализированная медтехника, бесконтактные термометры и дозаторы для обработки рук. Ежедневная дезинфекция помещений уже воспринимается как само собой разумеющееся.

НА МЕСТОРОЖДЕНИЕ –
ЧЕРЕЗ САМОИЗОЛЯЦИЮ

Одним из важных решений для обеспечения безопасности на отдаленных нефтегазопромыслах стало продление сроков рабочих вахт. ООО «Газпром добыча Ямбург» – одно из тех, кто прибегнул к такой мере. В середине марта здесь объявили об увеличении продолжительности трудовой вахты для снижения частоты миграции сотрудников. Соответственно, продлили период отдыха для персонала, находящегося на межвахте. Как пояснили в компании, график рабочего времени корректируется с соблюдением российского законодательства, учитываются личные и семейные обстоятельства работников. Находящимся на длительном вынужденном междувахтовом отдыхе выплачивается аванс в размере 0,5 должностного оклада (месячной тарифной ставки) с учетом районного коэффициента и северной надбавки.

На Бованенковском месторождении в середине апреля реализовали новую схему доставки персонала на вахту. В течение двух недель с начала апреля работники в режиме полной изоляции находились в одном из общежитий ООО «Газпром добыча Надым». Все это время их состояние контролировал медик. Выходное тестирование на коронавирус, проведенное в конце изоляции, показало отрицательный результат и стало основанием для принятия решения о возможности допуска к работе. Транспорт, на котором вахтовики добирались до аэропорта, а также вертолеты были продезинфицированы. Прошедших самоизоляцию работников и весь персонал, задействованный в процессе их транспортировки, обеспечили необходимыми средствами индивидуальной защиты. Все эти меры в совокупности позволяют минимизировать шансы соприкосновения с вирусом.

Режим контролируемой двухнедельной изоляции сейчас проходит еще несколько сотен сотрудников ООО «Газпром добыча Надым». Все они работают методом внутрирегиональной вахты и подписали добровольное согласие на изоляцию. Всего же подготовленные под прием вахтовиков пункты временного пребывания на базе общежитий и гостиницы компании рассчитаны на 271 место.

Что еще важно: дни, проведенные в самоизоляции, приравниваются к нахождению на рабочей вахте и полностью оплачиваются. Дополнительно для работников организована доставка и бесконтактная передача трехразового горячего питания.

ЗАЩИТА ВРЕМЕНЕМ И РАССТОЯНИЕМ

ПАО «СИБУР Холдинг» на ряде объектов переводит часть производственного и сервисного персонала, обеспечивающего непрерывность рабочих процессов, на режим внутренней вахты.

Сотрудники, включая протестированных и имеющих отрицательные результаты начальников производств, с их согласия изолированы от внешней среды для сохранения стабильной работы предприятий. Лабораторная диагностика проводится современными тест-системами и при необходимости перепроверяется Роспотребнадзором. Перед заступлением на новую вахту анализы будут сдаваться повторно. Сроки действия такого режима работы зависят от эпидемиологической ситуации в конкретном регионе. Продолжительность каждой вахты – две недели.

Сотрудники живут и работают в специально созданном для них безопасном пространстве на территории предприятий, где организованы общежития, столовые с трехразовым питанием, магазины, зоны отдыха и медицинские пункты. Компания дополнительно закупает необходимую бытовую технику, в том числе стиральные машины и телевизоры, организует места для занятий спортом – теннисные столы, беговые дорожки и многое другое, оборудует зоны с Wi-Fi и настольными играми.

Кроме этого, на всех предприятиях созданы центры поддержки семей работников. Волонтеры из числа сотрудников помогают родным вахтовиков с покупкой и безопасной доставкой продуктов питания, лекарств, бытовой химии, зоотоваров, а также с решением экстренных аварийно-бытовых проблем. Обратиться в центр могут как сами родственники, так и вахтовики, отправив просьбу по электронной почте, позвонив на горячую линию или используя форму заявки на сайте.

ТЕПЛОВИЗОРЫ И ОБСЕРВАТОРЫ

Приостановлена до особых распоряжений Роспотребнадзора релокация специалистов на Амурском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ). Ранее прибывшие сотрудники, как и положено, проходят 14‑дневный карантин. Медицинский контроль строительной площадки Амурского ГПЗ и вахтовых поселков осуществляется регулярно Роспотребнадзором по Амурской обл., специалистами Свободненской городской больницы, медицинским персоналом здравпунктов.

В настоящий момент для строительного персонала, проживающего в вахтовых поселках, ограничены переезды в г. Свободный. Въезд и выезд на строительную площадку происходит организованно. В поселках оборудовано пять обсерваторов на 350 койко-мест – это специальные стерильные помещения для изоляции людей, которые могли иметь контакт с инфекцией. Помимо этого, на площадке завода есть свои лицензированные медпункты. Как и обсерваторы, они полностью укомплектованы необходимым инвентарем, оборудованием, средствами дезинфекции, предметами индивидуальной защиты.

Более того, при активном содействии ООО «Газпром переработка Благовещенск» и АО «НИПИГАЗ» –
генерального подрядчика строительства Амурского ГПЗ – в здании аэропорта г. Благовещенска установлен тепловизионный комплекс.

ПРОГРАММА «АНТИВИРУС» И МАССОВОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ

Комплексная система защиты от COVID-19 в ПАО «Газпром нефть» получила название «Антивирус». Главной составляющей программы стало масштабное превентивное тестирование на коронавирус сотрудников компании, задействованных в обеспечении непрерывного производства на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях во всех регионах.

На первом этапе протестировано более 50 % почти 80‑тысячного коллектива компании. Данную процедуру будут регулярно повторять, расширяя количество вовлеченных в нее сотрудников. Массовое тестирование выявляет заболевших без внешних симптомов, позволяет своевременно принять меры по изоляции и лечению инфицированных, определить всю контактную группу. Исследование тестов проводится в сертифицированных Роспотребнадзором лабораториях.

На промышленных предприятиях и технологическом транспорте ежедневно проводятся дезинфекционные мероприятия, организован врачебный контроль за состоянием здоровья, все предприятия обеспечены индивидуальными средствами защиты сотрудников. Применяются схемы разграничения потоков на проходных, бесконтактная передача смен и вахт и другие организационные решения.

Период вахты на удаленных нефтепромыслах увеличен до 90 дней. Для сотрудников, находившихся на междувахтовом отдыхе, создаются буферные зоны, где они пребывают под наблюдением врачей перед вылетом на месторождения. Административно-управленческий персонал, имеющий возможность выполнять работу дистанционно, переведен на домашний режим с использованием цифровых технологий «удаленного офиса».

Меры профилактики принимаются и на АЗС компании – сотрудники работают в средствах защиты, станции регулярно проходят дезинфекционную обработку, а в торговых залах сделана разметка для сохранения социальной дистанции.

С 2018 г. в Министерстве Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий создана рабочая группа по интеграции систем гражданской обороны (ГО) и Единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций (РСЧС), спланирован и реализован ряд научно-исследовательских и практических задач, изучены механизмы такой интеграции, определены положительные и отрицательные стороны.

Речь идет о создании комплексной системы защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного и техногенного характера мирного и военного времени (условно – Единая государственная система гражданской защиты), основанной на принципах функционирования РСЧС с учетом военных угроз и вызовов современного многофакторного и политически нестабильного международного сообщества.

Особая роль при этом отводится формированию оптимальной и единой для решения производственных задач и развития экономики России нормативной правовой базы в области ГО и защиты от ЧС. Данная проблема очень актуальна для нефтегазовой отрасли, в которой недостаточное или неправильное планирование человеко-защитных мероприятий может приводить к значительному ущербу, людским потерям и глубоким негативным экономико-социальным последствиям. При этом и избыточные требования отрицательно сказываются на производственных показателях хозяйствующих субъектов.

В этой связи полезным может оказаться многолетний положительный опыт ПАО «Газпром» по практическому применению единых корпоративных процедур и стандартов организации функционирования и планирования деятельности, так называемой корпоративной системы гражданской защиты (КСГЗ ПАО «Газпром»), объединяющей функционал ГО и защиты от ЧС.

Исходя из опыта (и результатов) успешного функционирования КСГЗ ПАО «Газпром», в качестве тенденций для формирования комплексной системы гражданской защиты в рамках всего государства можно выделить единые процедуры и принципы в сфере:

– организации и управления систем ГО и защиты от ЧС. На практике членами органов управления (управления ГО и управления защиты от ЧС) числятся одни и те же уполномоченные работники предприятий; используются единые формы взаимодействия и единые технические средства и способы связи;

– организации и планирования мероприятий по ликвидации ЧС в системах ГО и защиты от ЧС. Аварийно-спасательные службы и формирования, являющиеся силами ГО, выполняют задачи по ликвидации ЧС природного и техногенного характера. При этом средства ликвидации ЧС используются формированиями и для мирного, и для военного времени согласно их табелям оснащения. Существует проблемный вопрос резервирования личного состава нештатных формирований для выполнения ими задач в военное время;

– планирования мероприятий по предупреждению ЧС и защите производственных объектов в мирное и военное время, а также материального и финансового обеспечения деятельности. Основные меры по защите работников предприятий – оповещение населения, эвакуация, использование средств индивидуальной и коллективной защиты. Реализации данных мероприятий на производственных объектах уделяется повышенное внимание, контроль производится со стороны руководства;

– осуществления сбора и анализа статистической информации, а также формирования отчетности. Часть представляемых предприятиями данных для составления государственного доклада о состоянии защиты населения и территорий Российской Федерации от ЧС природного и техногенного характера в отчетном году (состав сил и средств, мероприятия по инженерной защите населения, организация оповещения, подготовка руководящего состава и работников предприятий, состояние резервов материальных и финансовых ресурсов, учения и тренировки и др.) имеет место и в докладах о состоянии ГО организаций.

ЗАДАЧИ

На основе опыта производственных компаний при создании Единой государственной системы гражданской защиты уполномоченным надзорным органам предстоит решать в том числе и следующие задачи:

– разработка и введение в действие единых нормативных правовых актов и нормативных технических документов (включая законы, постановления, приказы, методические рекомендации, организационно-методические указания, квалификационные требования, профессиональные стандарты и др.);

– выработка единых оптимальных и достаточных технологий защитных мероприятий в зависимости от вида и назначения производственного объекта и его характеристик с учетом современных внешних и внутренних угроз безопасности и экономической целесообразности;

– продолжение совершенствования надзорной и контрольной функций уполномоченных ведомств в целях снятия административных барьеров и оптимизации процедур контроля для производственных предприятий;

– внедрение новых методов защиты работников, населения и территорий;

– планирование и проведение масштабных отраслевых и межотраслевых учений и тренировок, а также учений с населением крупных городов и др.

Указом Президента Российской Федерации от 16.10.2019 № 501 «О Стратегии в области развития гражданской обороны, защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, обеспечения пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах на период до 2030 года» утверждена одноименная стратегия совершенствования вопросов ГО и защиты от ЧС. Анализ документа показывает, что поставленные вопросы стратегического планирования деятельности в области ГО и защиты от ЧС имеют единые цели, задачи и ресурсы для их реализации. Например, это характерно для следующих аспектов: развитие систем управления; совершенствование состава и структуры органов управления; создание систем оповещения и информирования населения; повышение качества подготовки населения, должностных лиц и уполномоченных работников; создание и использование современных технологий защиты населения, материальных и культурных ценностей; использование современных средств индивидуальной и коллективной защиты; реализация усовершенствованных технологий ведения аварийно-спасательных работ в военное и мирное время; развитие сил реагирования и др.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проводится работа по интеграции систем ГО и РСЧС на государственном уровне. МЧС России выполнены исследования и дана оценка актуальности интеграции; предложены способы интегра-ции; сделан вывод о повышении эффективности мероприятий по защите населения и территорий от ЧС.

Основываясь на опыте КСГЗ ПАО «Газпром», для достижения положительного результата интеграции следует решить такие вопросы, как: оптимизация нормативных требований, регулирующих, по сути, одни и те же вопросы организации и проведения человеко-защитных мероприятий; исключение дублирующих или неоднозначно толкуемых правовых норм; введение в действие нормативных и методических документов только после практической апробации их положений в конкретных отраслях производства и конкретных условиях.

В рамках дальнейшего совершенствования надзорных процедур в области безопасности представляется целесообразным выработать государственным уполномоченным надзорным органам единую стратегию оптимизации перечня организационных и планирующих документов для поднадзорных производственных объектов, а возможно, и создать нормативную базу для разработки единого документа (регламента), раскрывающего мероприятия в области обеспечения безопасности населения и объектов экономики в ЧС мирного и военного времени.

Совершенствование системы государственного регулирования вопросов ГО и защиты от ЧС посредством интеграции и реорганизации в Единую государственную систему гражданской защиты на основе новых представлений, принципов и современной обстановки в мире становится очевидным и необходимым мероприятием для современного государства.

Магистральные газонефтепроводы испытывают различные нагрузки и воздействия, при которых в их стенках возникают напряжения и деформации. Среди силовых факторов, действующих на стенки трубопровода, выделяют внутреннее давление, продольную силу, крутящий момент, изгибающие моменты в вертикальной и горизонтальной плоскостях [1–4].

Для выполнения расчетов на прочность и оценки работоспособности магистрального трубопровода необходимо провести анализ его напряженно-деформированного состояния (НДС). В данной статье рассмотрен случай воздействия на трубопровод комбинированной нагрузки, включающей внутреннее давление, изгиб в вертикальной плоскости и кручение. Каждый из трех перечисленных силовых факторов вносит свой вклад при оценке компонентов тензоров напряжений и деформаций. В работе поставлена задача определить значения кольцевых, продольных и касательных напряжений в стенке трубы, а также интенсивности напряжений при разном сочетании нагрузок (внутреннее давление, изгиб, кручение). Для этого использовали обобщенный закон Гука, аппарат теорий тензорозеток и толстостенной цилиндрической оболочки, принцип независимости действия сил, а также экспериментальные данные.

Полученные результаты позволяют оценить прочность магистральных газонефтепроводов, испытывающих комбинированную нагрузку.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Эксперименты проводили на лабораторном стенде [5, 6]. Стенд представляет собой трубу на двух опорах (рис. 1), изготовленную из стали «14ХГС». Под ее серединой расположен гидравлический домкрат, предназначенный для создания изгибающей силы в вертикальной плоскости. В один конец трубы перпендикулярно ее оси вварен рычаг, под которым находится гидравлический домкрат, создающий крутящий момент, действующий на стенку трубы.

Для изучения НДС нагруженной трубы выбрали поперечное сечение на расстоянии 2 м от левой опоры (7, рис. 1). Поскольку сечение удалено от зоны действия сосредоточенной изгибающей силы на 1 м и от правой опоры стенда на 1 м, влияние краевого эффекта, быстро затухающего по мере удаления от зоны приложения нагрузки и опор, не учитывали.

Деформации в стенке трубы, испытывающей изгибающую нагрузку или кручение, измеряли при помощи тензорезисторов. Их розетки (всего 13) монтировали на образующих трубы с угловыми координатами (угловой ориентацией) = 0, 15, 30, 45, ..., 165, 180° в выбранном поперечном сечении. Таким образом, имелось 13 зон для определения НДС. В каждой розетке находилось четыре тензорезистора для измерения разных деформаций (рис. 2). При нагружении трубы изгибающей силой фиксировали величину вылета штока гидравлического домкрата, которая равна величине стрелы прогиба середины нижней образующей трубы. Она изменялась в пределах 0–8 мм. При воздействии на трубу посредством гидравлического домкрата через рычаг в стенке трубы возникает крутящий момент Mint = Mex.

На рис. 3 представлена схема гидравлического домкрата.

Расчет передаваемого трубе внешнего крутящего момента с учетом трения в опоре предлагается выполнять по формуле:

.               (1)

При подстановке в (1) справедливых для описанного экспериментального стенда численных значений сомножителей (ljh = 400 мм; lО = 30 мм; Dl = 48 мм; Ds = 11 мм; = 0,8; kfr = 0,2 – коэффициент трения пары сталь – пластик, поскольку в опоре находится пластиковый вкладыш; lsh = 1 м) получили выражение:

Mex = 162,5F.      (2)

Величину усилия измеряли динамометром (6, рис. 1). Рассчитанный по (2) диапазон изменения внешнего крутящего момента составил 0–13,55 кН·м.

Опыты по исследованию НДС трубы при изгибе и кручении выполняли отдельно. При некоторой величине h (например, 8 мм), когда труба нагружается изгибающей силой в вертикальной плоскости, или Mex (например, 13,55 кН·м), когда труба испытывает кручение, регистрировали значения деформаций , Z, +45°, -45° в каждой из 13 розеток.

Угловые деформации вычислили по формулам (3), (4) согласно теории тензорозеток [1, 7]:

1 = 2+45° – – Z, (3)

2 = 2–45° – – Z. (4)

Затем применили уравнения обобщенного закона Гука в обратной форме (5)–(8) для расчета компонентов напряженного состояния трубы с учетом того, что на ее наружной поверхности радиальные напряжения равны нулю и напряженное состояние можно принять плоским:

,               (5)

,               (6)

1 = G1,   (7)

2 = G2.   (8)

Для стали E = 206 ГПа; µ = 0,3; G = 79,231 ГПа.

Далее рассчитали интенсивность напряжений:

.               (9)

На основании анализа полученных эмпирических данных приняли, что касательные напряжения при изгибе и кручении – положительные величины, которые можно вычислить по соотношениям:

b = max(|1|,|2|),   (10)

.               (11)

Величина интенсивности напряжений используется в энергетической теории прочности [8], которую предлагается применять для оценки работоспособности магистральных трубо-проводов.

АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБЫ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ НАГРУЖЕНИИ

Для определения компонентов НДС при одновременном воздействии на трубу изгибом, кручением и внутренним давлением использовали принцип независимости действия сил [9]:

= ,b + ,t + ,p,        (12)

Z = Z,b + Z,t + Z,p,              (13)

= ,b + ,t + ,p,        (14)

Z = Z,b + Z,t + Z,p,              (15)

= b + t + p.           (16)

На интенсивность напряжений этот принцип не распространяется.

Радиальные напряжения от изгиба, кручения и внутреннего давления равны нулю. Касательные напряжения равны компоненту тензора напряжений Z(Z): = z. Вкладом компонентов тензора напряжений Zr(rZ) и r(r) можно пренебречь (приравнять их к нулю).

Согласно теории сопротивления материалов [8, 9] кручение тонкостенной трубы – пример состояния однородного чистого сдвига. Следовательно, напряжения и деформации в кольцевом и продольном направлениях при кручении трубы в любой ее зоне равны нулю, а касательные напряжения отличны от нуля и равны между собой. Полученные экспериментально значения ,t и Z,t близки к нулю. Однако этими значениями при обработке экспериментальных данных не пренебрегали.

Компоненты НДС при воздействии на трубу внутренним давлением предлагается определять по теории толстостенной цилиндрической оболочки. Для наружной поверхности (именно на ней в настоящей работе измеряли деформации при опытах на изгиб и кручение) напряжения можно оценить следующим образом:

,               (17)

,               (18)

r,p = 0,   (19)

p = 0.      (20)

Компоненты тензора деформаций ,p, Z,p, r,p вычисляются по формулам обобщенного закона Гука [8, 9].

Для ясности дальнейшего рассмотрения полученных результатов следует уточнить, что параметры НДС при изгибе и кручении получены экспериментальным путем, а также рассчитаны по формулам (3)–(11), причем опыты на изгиб и кручение проводили отдельно. Компоненты НДС при воздействии внутренним давлением определили только теоретически с помощью соотношений (17)–(20) и уравнений обобщенного закона Гука. Результирующие компоненты тензоров напряжений и деформаций оценили по (12)–(16).

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Построены графики зависимости компонентов напряженного состояния стенки трубы и интенсивности напряжений от угловой координаты (рис. 4) для следующих вариантов нагружения:

1) внутреннее давление p = 6 МПа;

2) изгибающая сила при h = 8 мм;

3) крутящий момент Mвх = 13,55 кН·м;

4) внутреннее давление p = 6 МПа и изгибающая сила при h = 8 мм;

5) комбинированное нагружение внутренним давлением p = 6 МПа, изгибающей силой при h = 8 мм и крутящим моментом Mвх = 13,55 кН·м.

Предполагается, что вид графиков и сделанные на их основании выводы будут аналогичны и для зон трубы с угловыми координатами в интервале 180–360°.

На графике (рис. 4в) не показана кривая 1, поскольку под действием только внутреннего давления касательные напряжения равны нулю. По той же причине здесь не отмечена кривая 4 (она совпадает с линией 2). Кривые 3 (рис. 4а, 4б) близки к горизонтальной оси, поэтому ,t = 0 и Z,t = 0. Горизонтальные линии 1 показывают, что напряженное состояние под воздействием внутреннего давления однородно (одинаково во всех зонах трубы). Характер линий 3 также свидетельствует об однородности напряженного состояния трубы под воздействием кручения. При изгибе НДС неоднородно.

Когда трубопровод испытывает нагружения типа 4 (внутреннее давление + изгиб) и 5 (внутреннее давление + изгиб + кручение), максимум интенсивности напряжений наблюдается на боковой образующей трубы в зоне с угловой координатой = 90°. Если действует нагружение по типу 2 (изгиб), проявляется три максимума интенсивности напряжений в точках с угловыми координатами = 0, 90, 180°, т. е. на верхней, боковой и нижней образующих трубы (кривая 2, рис. 4г). В зоне с угловой координатой = 90° также фиксируется максимальное значение касательных напряжений при изгибе (тип нагружения 2), нагружении внутренним давлением и изгибом (тип 4), а также при комбинированном нагружении внутренним давлением, изгибом и кручением (тип 5) (рис. 4в).

Утверждение, что максимум касательных напряжений при изгибе находится в зоне трубы с угловой координатой = 90°, согласуется с формулой Журавского – Власова, справедливой для тонкостенной цилиндрической оболочки, испытывающей изгиб [10, 11].

Практически значимый результат проделанной работы заключается в следующем: при комбинированном нагружении магистрального трубопровода, включающем изгиб в вертикальной плоскости, наиболее опасная зона согласно энергетической теории прочности – область трубопровода на боковых образующих ( = 90°).

ВЫВОДЫ

Полученные экспериментальные данные, применение теории толстостенной цилиндрической оболочки и принципа независимости действия сил позволяют перейти к изучению НДС трубы для случая комбинированного нагружения внутренним давлением, изгибом и кручением.

Максимум интенсивности напряжений при комбинированном нагружении (внутреннее давле-ние + изгиб, внутреннее давление + изгиб + кручение) зафиксирован на боковой образующей трубы (угловая координата = 90°), где также наблюдается наибольшее значение касательных напряжений. Для случая воздействия на трубу только изгибом обнаружено три максимума интенсивности напряжений в зонах с угловыми координатами = 0, 90, 180°.

Автор выражает благодарность студентам группы ПЭМГ-1–16 ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет» Даниилу Мощенко и Ивану Спиридонову, выполнявшим измерительные операции при проведении экспериментальной работы.

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

List of symbols

γ1, γ2 – угловые деформации

angular strains

ε – деформация

strain

– коэффициент полезного действия домкрата

jack efficiency

μ – коэффициент Пуассона

Poisson ratio

σ – напряжение

stress

σI – интенсивность напряжений

von Mises stress

τ – касательное напряжение

shear stress

τ1, τ2 – касательные напряжения, соответствующие угловым деформациям γ1, γ2

shear stresses corresponding to angular strains

φ – угловая координата

angular coordinate

D – наружный диаметр трубы

outer diameter of the pipe

d – внутренний диаметр трубы

inner diameter of the pipe

Dl – диаметр большого поршня домкрата

large ram diameter of the jack

Ds – диаметр малого поршня домкрата

small ram diameter of the jack

E – модуль Юнга

Young's modulus

F – усилие, прикладываемое к рукоятке домкрата

force on jack handle

G – модуль сдвига

shear modulus

h – величина вылета штока гидравлического домкрата (стрела прогиба середины нижней образующей трубы)

workshift of hydraulic jack rod (bending deflection of pipe lower element middle)

kfr – коэффициент трения скольжения в опоре стенда

coefficient of sliding friction in bench support

ljh – длина рукоятки домкрата

jack handle length

lO – расстояние между двумя шарнирами домкрата

distance between two joints of the jack

lsh – плечо силы P2, передаваемой от домкрата к рычагу

moment arm P2 transferred from the jack to the lever

M – крутящий момент

torque

O1, O2 – шарниры домкрата

jack joints

p – внутреннее давление

internal pressure

P1, P2 – усилия, передаваемые малым и большим поршнями домкрата

forces transferred by small and large rams of the jack

Индексы

Indexes

+45° – под углом +45°

at an angle +45°

–45° – под углом –45°

at an angle –45°

Θ – кольцевой

hoop

b – изгиб

bending

ex – внешний

external

int – внутренний

internal

p – внутреннее давление

internal pressure

r – радиальный

radial

t – кручение

torsion

Z – продольный

longitudinal

Продолжение. Начало в № 3 (798)

В настоящее время построено значительное количество судов для выполнения инспекционных работ, основная информация по некоторым из них приведена в табл. 1, 2.

ЗАРУБЕЖНЫЕ СУДА ДЛЯ ИНСПЕКЦИОННЫХ РАБОТ

Судно MMA Pinnacle (владелец – Ideal Technology Services LLC) построено в 2016 г. Оно оснащено системой динамического позиционирования класса 2, обеспечивающей удержание судна над точкой позиционирования при единичном отказе в любом активном элементе системы. На правом борту установлен кран производства MacGregor Group AG грузоподъемностью 150 т с системой компенсации качки. Для выполнения подводных инспекций и технических работ на судне имеется два телеуправляемых необитаемых подводных аппарата (ТНПА) рабочего класса Centurion SP с глубиной погружения 3 тыс. м и судовая шахта (площадь сечения 5,4 × 5,4 м). На MMA Pinnacle может быть размещено до 100 человек. Вертолетная площадка расположена в носовой части и предназначена для вертолетов типа Sikorsky S-92. Судно спроектировано с учетом природно-климатических условий Азиатско-Тихоокеанском региона, а наличие крана большой грузоподъемности для глубоководных работ выделяет его на фоне судов аналогичного класса.

Судно Fugro Aquarius (рис. 1) построено в 2015 г. Оно сконструировано специально для работы в сложных природно-климатических условиях шельфа Бразилии, оснащено системой динамического позиционирования класса 2. С помощью Fugro Aquarius можно проводить инспекционные и подводно-технические работы на глубине до 3 тыс. м. На нем размещается до 60 человек. В состав специализированного оборудования входит два ТНПА рабочего класса FCV 3000 и один – осмотрового класса, кормовая П-рама грузоподъемностью 10 т. В носовой части судна расположена вертолетная площадка, предназначенная для вертолетов типа Sikorsky S-92. Основной объем работ Fugro Aquarius выполняет для Бразильской национальной нефтяной компании Petrobras. Его введение в эксплуатацию обеспечило владельцу (Fugro N. V.) лидерство на шельфе Бразилии в сегменте инспекционных работ.

Судно Edda Sun построено в 2009 г. в соответствии с требованиями DNV (Det Norske Veritas). Оно предназначено для выполнения работ с ТНПА и всех видов инспекционных работ на глубине до 3 тыс. м, а также приспособлено для установки и демонтажа подводного оборудования. Судно обладает высокой мореходностью, оснащено системой динамического позиционирования клас-са 2. На нем может разместиться 70 человек. Судовой кран грузоподъемностью 70 т снабжен системой компенсации качки. На постоянной основе на Edda Sun имеется ТНПА рабочего класса FCV 3000 и два ТНПА осмотрового класса Lynx. Вертолетная площадка расположена в носовой части надстройки и подходит для вертолетов типа Sikorsky S-92.

Судно Seven Viking (рис. 2) разработано Ulstein Group с учетом гидрометеорологических условий Северного моря, имеет характерную форму носа X-bow. Оно построено в 2013 г., предназначено для выполнения инспекционных и подводно-технических работ и способно вместить до 90 человек. Судно оснащено системой динамического позиционирования класса 2. Имеется судовой кран грузоподъемностью 135 т с емкостью барабана 2 тыс. м и системой компенсации качки. В качестве основного специализированного оборудования в ангаре размещены один ТНПА осмотрового класса Mohican, два ТНПА рабочего класса Schilling HD и шахта (7,2 × 7,2 м) для их спуска. Вертолетная площадка предназначена для вертолетов типа Super Puma и Sikorsky S-92, она расположена в средней части надстройки. Seven Viking на долгосрочной основе привлекается для работы в проектах Statoil ASA в Северном море.

Судно Pacific Supporter (оператор – Swire Pacific Offshore Services Pte Ltd.) построено в 2014 г. для выполнения инспекционных и подводно-технических работ. Оно оснащено системой динамического позиционирования класса 2. На судне установлен кран грузоподъемностью 50 т с системой компенсации качки. В состав специализированного судового оборудования входит один ТНПА осмотрового класса Mohican и один ТНПА рабочего класса Triton XLX. Имеется судовая шахта размером 4,2 × 4,8 м. На судне может разместиться 93 человека. С 2014 г. Pacific Supporter использовали для работ на шельфе Каспийского моря.

ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ СУДА, ПРИВЛЕКАЕМЫЕ ДЛЯ ИНСПЕКЦИОННЫХ РАБОТ

В разные периоды времени для выполнения работ на морских магистральных газопроводах (ММГ) «Северный поток», «Северный поток – 2», «Турецкий поток» и «Южный поток» привлекали также отечественные суда различного назначения: специализированное судно для подводно-технических работ «Балтийский исследователь», научно-исследовательское судно (НИС) «Академик Голицын», судно обеспечения (снабжения) морских нефтегазопромыслов «Умка» с большой рабочей палубой, на которой размещалось модульное обследовательское оборудование. В настоящее время Nord Stream AG рассматривает возможность использования трех судов ФГБУ «Морская спасательная служба» (ФГБУ «Мор-спасслужба»): «Бахтемир», «Мурман» и «Балтийский исследователь» в работах на ММГ «Северный поток». В свою очередь, ФГБУ «Мор-спасслужба» в ближнесрочной перспективе рассчитывает на привлечение своего судна «Умка» компаниями-операторами South Stream Transport B. V. и Blue Stream Pipeline Company B. V. для инспекций черноморских трубопроводов. ФГБУ «Морспасслужба» не исключает возможности при необходимости перебазировать с Дальнего Востока судно «Артемис Оффшор» для выполнения работ по инспекции ММГ, расположенных в европейской части.

Многоцелевое судно «Балтийский исследователь» (рис. 3) построено в 2013 г. и приобретено ФГБУ «Морспасслужба» в 2017 г. Оно предназначено для проведения поисково-спасательных работ, патрулирования, обследования затопленных и подводных объектов, а также может быть использовано для исследовательских целей при освоении новых месторождений на морском шельфе. Судно оснащено системой динамического позиционирования класса 2. Имеется судовая шахта 4,5 × 4,5 м и кран грузоподъемностью 20 т. Максимальное количество персонала – 60 человек. Для выполнения инспекций и подводно-технических работ на судне может быть размещен ТНПА, а также предусмотрено место для установки мобильного водолазного комплекса. В конце 2017 г. «Балтийский исследователь» был задействован в работах по изучению прокладки подводной трассы ММГ «Северный поток – 2», которые проводились совместно с ООО «Фертоинг». С ноября по декабрь 2018 г. с помощью судна выполнено обследование трубопровода «Турецкий поток», а в сентябре 2019 г. его привлекли для инспекции подводной части ММГ «Турецкий поток» с помощью ТНПА «Тритон».

Судно «Бахтемир» построено в 2017 г. Оно представляет собой мелкосидящий аварийно-спасательный буксир арктического плавания с категорией ледового усиления Arc5. Минимальная осадка позволяет ему функционировать в прибрежной зоне, в отличие от традиционных судов аналогичного класса, у которых имеются ограничения по осадке. «Бахтемир» оснащен системой динамического позиционирования класса 2. Для выполнения инспекции и подводно-технических работ на нем предусмотрено размещение ТНПА рабочего класса «МСС-3000» с глубиной погружения 3 тыс. м. Также имеется мобильная водолазная станция быстрого развертывания «ВСБР-4» производства АО «Тетис Про», предназначенная для спуска водолазов на глубину до 60 м. На судне установлен кран производства PALFINGER AG грузоподъемностью 24 т.

Многофункциональное аварийно-спасательное судно-ледокол с категорией ледового усиления Icebreaker 6 и системой динамического позиционирования класса 2 «Мурман» (рис. 4) построено в 2015 г. В качестве специализированного оборудования на постоянной основе имеется буксируемый гидролокатор бокового обзора Sonar Towfish 4200‑P и контейнерный водолазный комплекс для работы на глубине до 60 м. Для выполнения инспекций и подводно-технических работ на судне могут быть размещены ТНПА SubFighter 30K с рабочей глубиной до 2,5 тыс. м и ТНПА Quasar с рабочей глубиной до 3,5 тыс. м. Жилые помещения рассчитаны на 125 человек. Судно оборудовано шахтой размерами 3,5 × 3,5 м. На нем установлены кран грузоподъемностью 32 т с системой компенсации качки и кормовая П-рама грузоподъемностью 80 т и высотой 10 м. Расположенная в носовой части вертолетная площадка предназначена для приема вертолетов массой до 16 т.

Многофункциональное аварийно-спасательное судно-якорезаводчик «Умка» построено в 1998 г. Оно имеет ледовый класс ICE-1 и систему динамического позиционирования класса 2. Судно приобретено ФГБУ «Морспасслужба» в 2017 г. для использования на шельфовых работах (заводка якорей на буровых платформах, несение готовности у буровых платформ, выполнение работ с ТНПА и др.). На судне установлен кран грузоподъемностью 3 т. На рабочей палубе можно разместить различные комплексы и оборудование в контейнерном исполнении. В конце 2017 г. с помощью судна «Умка» в течение четырех месяцев выполнялись работы на проекте «Северный поток – 2» совместно с ООО «Фертоинг».

Многофункциональное аварийно-спасательное судно «Артемис Оффшор» (рис. 5), построенное в Китае в 2018 г. для ФГБУ «Морспасслужба», предназначено для поиска и оказания помощи терпящим бедствие судам, работ по обеспечению шельфовых буровых установок, буксировки судов и морских объектов, подводно-технических и водолазных работ на глубине, обследования дна и затонувших объектов с помощью ТНПА. «Артемис Оффшор» имеет систему динамического позиционирования класса 2. Оно способно вместить до 161 человека. На судне установлен кран производства MacGregor Group AG грузоподъемностью 100 т с системой компенсации качки. На рабочей палубе можно разместить различные комплексы и обследовательское оборудование в контейнерном исполнении. Вертолетная площадка расположена в носовой части судна и подходит для приема вертолетов массой до 9,3 т.

Научно-исследовательское судно «Академик Голицын» (рис. 6) построено в 1984 г. в Финляндии, в 2000 г. прошло модернизацию на верфи Mayer Turku Oy. Владелец и оператор – ООО «Газпром флот». Судно имеет категорию ледовых усилений Arc5 и оснащено системой динамического позиционирования класса 2. На нем установлено два крана: в районе рабочей палубы грузоподъемностью 3 т и в носовой части судна грузоподъемностью 2 т. Судовые технические средства и специальное оборудование позволяют осуществлять мониторинг морского дна, контролировать укладку и эксплуатацию подводных трубопроводов и проведение других подводно-технических работ на глубине до 3 тыс. м. Судно привлекали при строительстве трассы морского участка газопровода «Голубой поток» (1998–2002 гг.), в качестве участника международной экспедиции в Балтийском море по маршруту прокладки ММГ «Северный поток» (2006 г.). Также его использовали в процессе реализации международного проекта строительства газопровода «Южный поток» для расстановки гидрологических буев и обеспечения работы по изучению физико-механических свойств грунта на трассе газопровода (2015–2017 гг.).

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ СУДА

Среди судов, привлекаемых к инспекциям ММГ, имеются НИС океанографического и геологического назначения. Обновлению Российского научно-исследовательского флота в последние годы уделяется большое внимание. Во ФГУП «Крыловский государственный научный центр» в рамках программ [27, 28] был разработан ряд проектов НИС (табл. 3), а также специализированных судов для подводно-технических работ на нефтегазопромыслах. Практически все эти суда можно привлекать для обследования ММГ, поскольку они обладают соответствующими техническими характеристиками и оснащены необходимым оборудованием. Согласно [29] планируется создать технический проект специализированного НИС для инспекции морских трубопроводов (шифр «Инспектор»). Это предложение одобрено рабочей группой по технологическому направлению № 3 «Проекты судов, плавсредств и другой морской и речной техники» и научно-координационным советом [29].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время для обследования трасс ММГ в РФ используются как специализированные инспекционные суда, принадлежащие иностранным компаниям, так и отечественные суда различного назначения. Следует отметить, что привлекаемые отечественные суда во многом не соответствуют сложившимся международным требованиям и уступают зарубежным аналогам по техническим характеристикам, оснащенности и жилищно-бытовым условиям. Введение санкций в отношении России со стороны западных государств значительно осложняет организацию регулярных полноценных инспекций ММГ, что приведет к увеличению рисков возникновения аварийных ситуаций при их эксплуатации, нарушению норм в области промышленной безопасности, удорожанию страхования объектов инфраструктуры и, как следствие, может затруднить поставки российского газа в Европу.

В этой связи создание специализированного отечественного судна для инспекции действующих, строящихся и планируемых к строительству ММГ следует считать актуальной задачей, позволяющей решить описанные выше проблемы. Производственная загрузка судна может быть значительно расширена за счет привлечения его к работам по обследованию подводного оборудования и трубопроводов морских нефтегазопромыслов, а также акваторий при подготовке строительства и поиске затонувших объектов. Строительство подобного судна предполагает тесное взаимодействие с отечественными разработчиками судового и специального оборудования, что, в свою очередь, позволит решить задачу импортозамещения в данной сфере.

Таблица 1. Основные характеристики зарубежных судов для инспекционных работ на морских магистральных газопроводах [1–15]

* Примечание. ТНПА – телеуправляемый подводный необитаемый аппарат; О – ТНПА осмотрового класса; Р – ТНПА рабочего класса

Таблица 2. Основные характеристики отечественных судов [16–21]

* Примечание. Возможна установка ТНПА в контейнерном исполнении

Таблица 3. Основные характеристики проектов судов, выполненных ФГУП «Крыловский государственный научный центр»

* Примечание. МУ НИС – малое морское унифицированное судно; СОСБР – судно для подводно-технических работ на нефтегазопромыслах; изыскательское НИС – многоцелевое судно для проведения научно-исследовательских и инженерно-изыскательских работ; МФ НИС – морское многофункциональное научно-исследовательское судно; НИС Гео – судно для проведения комплексных геолого-геофизических и экологических исследований по поиску и разведке твердых полезных ископаемых; КП – концептуальный проект; ТП – технический проект; ГВК – глубоководный водолазный комплекс; МВК – мобильный водолазный комплекс** Примечание. Длина × ширина × осадка × высота борта

Энергоснабжение силового оборудования магистральных нефте- и газопроводов, как правило, обеспечивается за счет вдольтрассовых воздушных линий электропередачи с номинальным напряжением от 6 до 20 кВ. Эти линии отличаются от аналогичных районных электрических сетей значительной протяженностью до сотен километров с отсутствием возможности резервирования. Чаще всего эти объекты расположены вдали от населенных пунктов и в труднодоступных заболоченных местах, что существенно осложняет их обслуживание и возможность оперативного устранения эксплуатационных повреждений. 

Основное назначение вдольтрассовых линий (ВЛ) – обеспечение надежного контроля и управления линейным крановым оборудованием, а также гарантированной электрохимической защиты трубопроводов за счет бесперебойной работы станций катодной защиты. Следовательно, повреждения на питающих линиях вызывают серьезные проблемы, связанные с необходимостью скорейшего их устранения для восстановления надежности эксплуатации всего комплекса транспортной магистрали.

ПОВРЕЖДЕНИЕ ВДОЛЬТРАССОВЫХ ЛИНИЙ

Наиболее распространенное повреждение на ВЛ – однофазное замыкание «на землю» – происходит вследствие повреждения линейных изоляторов, загрязнения их сажей от пожаров, обрыва проводов, падения на провода деревьев и других посторонних предметов.

Время поиска повреждений зависит от протяженности линий, количества персонала аварийных бригад и транспортной доступности местности. К осложняющим факторам при устранении повреждений следует отнести тяжелые метеоусловия (ветер, дождь, снегопад и др.), поскольку именно погодные условия чаще всего провоцируют аварийные повреждения и отключения линии.

При этом выявление причин, вызвавших отключение, остается возможным только при визуальном осмотре всей линии. При снятом напряжении выявить повреждения опорных и подвесных изоляторов затруднительно, а в некоторых случаях практически невозможно. Методы дистанционного обнаружения и локализации мест замыканий на землю от питающих подстанций в настоящее время недостаточно проработаны. Поэтому поиск таких повреждений выполняется путем последовательного секционирования линий с проверкой сопротивления изоляции мегаомметром, что связано со значительными трудозатратами.

Для предотвращения подобных ситуаций на помощь энергетикам приходят средства бесконтактного контроля изоляции. Данные приборы позволяют эффективно выявлять повреждения изоляции на ранней стадии их развития во время выполнения плановых обходов с осмотром воздушных линий и высоковольтного линейного оборудования (комплектных трансформаторных подстанций, реклоузеров и т. п.). Основным достоинством подобных средств диагностики является отсутствие необходимости отключения линий, малые габариты устройств и безопасность для оператора.

«УЛЬТРАСКАН-2004»

Для линейных подразделений, эксплуатирующих участки магистральных трубопроводов протяженностью до сотен километров, экономически наиболее оправданно использование ультразвуковых средств контроля, одним из которых служит прибор «Ультраскан-2004». Прибор позволяет с достаточной точностью локализовать место повреждения и измерить уровень сигнала утечки, что, в свою очередь, дает возможность оценить степень опасности каждого выявленного дефекта и определить срочность его устранения (неотложно или при плановом ремонте).

Эксплуатация прибора позволяет выполнять контроль состояния изоляции ВЛ и связанных с ней высоковольтных устройств двумя способами:

– проведение регулярных плановых обследований линий, обеспечивающих своевременное выявление дефектов изоляции на стадии их первоначального появления;

– поиск мест повреждения изоляции при подаче напряжения на поврежденный участок либо от испытательных установок, либо от РУ подстанций (при возможности включения линии с выведенной защитой от однофазного замыкания на землю).

Прибор оснащен оптическим и лазерным визиром для локализации места повреждения по условию поиска максимального уровня сигнала. Это позволяет точно определять источник сигнала с расстояния до 15 м в любую погоду и в любое время суток. Оптический визир, кроме своей основной функции наведения на объект, также дает возможность более тщательно разглядеть видимые дефекты изоляции линии. Следует заметить, что при рабочем напряжении от 6 до 35 кВ наличие «чувствительной» для прибора утечки по изоляции устройств электроснабжения свидетельствует о снижении их надежности.

Помимо локализации места повреждения, прибор обеспечивает оценку основной спектральной составляющей сигнала с помощью встроенного в прибор спектроанализатора. Значение основной спектральной составляющей, характерное для поврежденной изоляции, кратно 50 Гц. Характер спектрограммы при обследовании объекта позволяет отбросить сигналы от механических источников (например, вибрация проводов и т. д.) и достоверно определить, что источником сигнала стал дефект изоляции.

Постоянное совершенствование прибора, тесное сотрудничество со специалистами, эксплуатирующими его в настоящее время, вывели прибор «Ультраскан-2004» на мировой конкурентный уровень. По своим измерительным характеристикам прибор не уступает импортным аналогам. Положительные отзывы от энергетиков ОАО «РЖД», угольных разрезов, районных электрических сетей России и Казахстана доказывают эффективность применения прибора для поиска неисправностей в сетях до 35 кВ.

В настоящее время технологические ограничения эксплуатации трубопроводов жестко регламентируются методическими указаниями [1]. Большое число газовых месторождений вступает в завершающий этап разработки, что влечет за собой много проблем как при эксплуатации систем внутрипромыслового сбора газа, так и при дальнейшей его транспортировке конечным потребителям. В частности, для уменьшения скорости потока газа необходимо либо увеличить пропускную способность трубопровода за счет строительства лупингов, либо снизить отборы скважин [2].

В представленной статье описаны результаты аналитического исследования формирования технологических ограничений в целях их пересмотра для повышения общего уровня добычи месторождений. Изменение установленных ограничений на скорость потока газа в трубопроводах позволит расширить возможности бизнес-планирования и оптимизировать капитальные затраты.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Фактический износ трубопровода можно разделить на эрозионный и коррозионный. По данным толщинометрии (табл. 1) рассчитаны скорость эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ) и коррозии (табл. 2) по формуле (1) для различных точек замеров [3]:

.       (1)

Обнаружено, что в зависимости от условий эксплуатации глубина протекания эрозионного и коррозионного процессов для различных трубопроводов-шлейфов, входящих в систему сбора сеноманского газа, может варьироваться (рис. 1).

На следующем этапе анализа для расчета скорости эрозии использовали модели эрозионного износа DNV RP O501 и Shirazi [4–6]. Модель DNV RP O501 имеет вид:

.    (2)

Аналитическая форма модели Shirazi:

.               (3)

Приведенные в (2), (3) значения численных множителей справедливы, если скорость эрозии выражена в мм / г.; дебит скважины – тыс. м3 / сут; содержание механических примесей в газе – мм3 / м3; диаметр трубы – мм; остальные величины – в основных и производных (некратных) единицах СИ.

Результаты расчета с использованием рассмотренных моделей (табл. 3) различаются между собой незначительно. Выбор оптимальной модели основан на наименьшем отклонении расчетного значения и фактического износа.

Модель для оценки эрозионного износа следует подбирать индивидуально для каждого типа коллектора, в дальнейшем это позволит адресно формировать технологические ограничения для каждого трубопровода.

В качестве исходных данных для расчета эрозионного износа приняли фактические параметры работы месторождения: устьевое давление, температуру, диаметр выкидных линий. Информацию о составе газовой смеси и значение коэффициента сверхсжимаемости получили с использованием модели PVT (pressure, volume, temperature). Геометрию и размер частиц механических примесей в газе определили по данным исследования керна (рис. 2). В табл. 4 представлено процентное соотношение фракций в общем составе механических примесей, выносимых потоком флюида. Основная масса частиц механических примесей в газе относится к песчаной фракции, их размер лежит в диапазоне 0,06–0,50 мм.

ВЫБОР МОДЕЛИ ЭРОЗИОННОГО ИЗНОСА

На основе профиля добычи выполнен гидравлический расчет на прогнозный период и определена скорость потока газа по месторождению (рис. 3). Согласно полученным результатам наблюдается превышение рекомендуемого нормативными документами значения 20 м / с на нескольких участках газосборных трубопроводов, что в совокупности с обводненностью повышает риск эрозионного износа.

С использованием моделей (2), (3) сформирована диаграмма скорости эрозии (рис. 4). Обнаружено, что рассчитанные по (2) значения скорости эрозии несколько выше, чем при использовании соотношения (3). Поскольку модель Shirazi включает большее количество различных параметров, она позволяет получить более близкий к фактическим данным результат: отклонение не превышает 30 % (рис. 5).

ВЫВОДЫ

Расчет темпа эрозионного износа позволяет скорректировать существующие технологические ограничения на эксплуатацию трубопроводов в зависимости от фактического водо- и пескопроявления, оценить риски эрозионного износа индивидуально для каждого участка и определить оптимальную загрузку коллектора. Если принять за предельный темп эрозии 0,1 мм / г., максимальная допустимая скорость потока газа не должна превышать 40 м / с (ее значение зависит от объема, характеристик механических примесей и трубопровода).

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

list of symbols

α – угол удара частиц механических примесей в газе о стенку трубы (по умолчанию принят равным 60º)

solid particles hit angle to pipe wall (set 60º by default)

ρ – плотность

density

τ – время эксплуатации до момента проведения контроля

operation time before the inspection

A – площадь поперечного сечения трубы

cross-section area of the pipe

a – эмпирическая константа (зависит от материала)

empirical constant (depends on material)

B – твердость по Бринеллю

Brinell hardness

C2 – поправочный коэффициент плотности жидкости (зависит от диаметра частиц)

fluid density correcting factor (depends on particle diameter)

d – внутренний диаметр трубы

inner diameter of the pipe

Fp – коэффициент глубины эрозии (зависит от материала)

erosion depth factor (depends on material)

FS– коэффициент угловатости частиц механических примесей в газе (определяется по данным исследований керна)

angularity factor of solid particles in the gas (determined using the core study data)

h – скорость

rate

K – эмпирическая константа (зависит от материала трубы)

empirical constant (depends on pipe metal)

k – содержание песка в газе (определяется по данным гидродинамических исследований)

sand content in gas (determined using the hydrodynamic analysis data)

k11 – коэффициент, учитывающий допуск на коррозию при изготовлении трубопровода

coefficient that corrects for corrosion allowance in pipeline fabrication

k12 – коэффициент, учитывающий отложения продуктов в номинальную толщину стенки трубы

coefficient that corrects for corrosion film in nominal pipe wall thickness

k2 – коэффициент, учитывающий отложения при замере минимальной толщины стенки трубы

coefficient that corrects for corrosion film in the measurement of minimum pipe wall thickness

ks – коэффициент безопасности

safety factor

m – массовый расход газа

mass flow rate of the gas

Q – дебит газа скважины

gas well flow rate

S – толщина стенки трубы

pipe wall thickness

V – относительный объем частиц механических примесей в газе с диаметром выше порогового значения

relative volume of solid particles with a diameter above the threshold

Индексы

Indexes

cor – коррозия

corrosion

er – эрозия

erosion

g – газ

gas

mt – материал трубопровода

pipeline material

prt – частицы механических примесей в газе

solid particles in the gas

Таблица 2. Результаты оценки эрозионно-коррозионного износа на основе данных табл. 1Table 2. Evaluation results for flow-accelerated corrosion based on Table 1 data

Таблица 3. Результаты оценки скорости эрозииTable 3. Erosion rate evaluation results

Таблица 4. Фракционный состав исследованного керна, мас. % [7]Table 4. Fractional size distribution in the core, wt.% [7]

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

В последние десятилетия морские газопроводы рассматриваются как наиболее перспективный способ транспортировки газа в различных регионах мира в связи с более высокими показателями надежности, безопасности и экологичности, а также преимуществами прямого сообщения между страной-поставщиком и потребителем [1]. Начиная с 1980‑х гг. подводные газопроводы становятся трансморскими линейными сооружениями со специальной технологией транспорта газа. В качестве примеров можно привести объекты в Средиземном (Алжир – Италия), Северном (из Норвегии в Великобританию и Европу) и Балтийском («Северный поток») морях. Морские газопроводы имеют ряд особенностей, отличающих их от сухопутных:

– технологические (транспортировка газа при высоком давлении без промежуточных компрессорных станций на большие расстояния);

– природные (воздействие агрессивной морской среды);

– строительные (укладка трубопровода на дно с применением специальных судов).

Для глубоководных газопроводов принципиальное значение имеет проблема смятия трубопровода в процессе строительства и эксплуатации. В целях анализа этих особенностей потребовалось создать научную базу проектов морских газопроводов, включающую их конструкцию и материалы, тепловые и прочностные расчеты, способы повышения устойчивости и защиты от коррозии, данные о техническом обслуживании и диагностике [2, 3].

Ниже рассмотрены отдельные задачи, требующие решения в процессе реализации проектов глубоководных газопроводов.

УСТОЙЧИВОСТЬ ГЛУБОКОВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА ПРОТИВ СМЯТИЯ

Риск смятия трубопроводов на большой глубине определяется внешним гидростатическим давлением воды и изгибом при укладке на дно. Исследователи различают два вида смятия: локальное и лавинное [4].

Локальное смятие

Локальное смятие ограничивается местным повреждением глубоководного трубопровода (коллапсом) при воздействии достаточно высокого гидростатического давления, изгиба и продольной силы. Анализ несущей способности трубопровода в условиях указанных нагрузок в общем случае выполняется на основе решения задачи о деформировании цилиндрической оболочки с учетом больших перемещений и упругопластических деформаций. Это сравнительно трудоемкий расчет, поэтому при проектировании обычно проводят оперативную оценку путем решения отдельных задач [5]:

– определение величины предельного давления в трубопроводе при нагружении гидростатическим давлением цилиндрической оболочки;

– расчет предельных деформаций при потере устойчивости цилиндрической оболочки с учетом упругопластического изгиба;

– применение результирующего критерия оценки устойчивости трубопровода.

Критическое давление смятия трубопровода Pcr (МПа) вычисляют по формуле [5]:

,          (1)

где

С = Еt/∆;                (2)

;               (3)

t – толщина стенки труб; D – диаметр трубопровода; Et, Es – модули упругости на известной диаграмме Рамберга – Осгуда деформирования металла трубы, МПа [5]; vt – коэффициент Пуассона, отн. ед.

В литературе известны и другие методики [6], но практические расчеты, как правило, проводят с помощью соотношения (1), которое обеспечивает консервативную оценку для большинства применяемых диаметров и толщин трубопроводов.

В качестве результирующего критерия оценки устойчивости трубопровода на практике используют уравнение [5, 6]:

,               (4)

где Pex – внешнее гидростатическое давление; – сжимающие деформации; cr – критическое значение деформации. Согласно [6] критерий в формуле (4) менее консервативен и его использование в проектах оправданно.

Лавинное смятие

При высоком внешнем давлении локальное смятие трубопровода может распространиться по его длине на значительное расстояние. Лавинное смятие изучали в условиях лабораторных и натурных испытаний [2, 6], в результате были выделены его основные характеристики:

– высокая скорость распространения (около нескольких сотен м / с);

– лавинное смятие происходит до тех пор, пока разница между внешним гидростатическим давлением и внутренним давлением газа на стенки трубопровода превышает критическое значение, которое характеризует материал трубы Pex - Pint > Pcr;

– процесс не начинается при условии Pex - Pint < Pcr.

В нормативных документах [4, 5, 7] приведены формулы для расчета давления лавинного смятия Pp (МПа):

,               (5)

,               (6)

где T – предел текучести материала труб, МПа. Оценка по (5) более консервативна при больших значениях D/t > 36 и менее консервативна при D/t < 36.

Для локализации лавинного смятия на практике используют специальные устройства (ограничители), которые представляют собой утолщенные трубные вставки – толстостенные кольца или секции трубы того же внутреннего диаметра, что и основной трубопровод. Их приваривают на определенном расстоянии друг от друга вдоль трубопровода. Разработаны различные конструкции утолщенных вставок [4], одна из наиболее распространенных приведена на рис. 1.

Важно правильно выбрать размер вставки; в литературе [2, 8] предложено следующее условие для оценки ее длины: La << Lf, где La – длина вставки, Lf – длина фронта лавинного смятия, определяемая по эмпирической формуле:

.               (7)

Например, в проекте газопровода «Голубой поток» (внутренний диаметр труб 547 мм, толщина стенки 31,8 мм, материал – сталь марки «Х65» с минимальным пределом текучести 448 МПа) на участках, проложенных на глубине 1,5–2,1 км, были предусмотрены утолщенные вставки длиной 2,2 м с толщиной стенки 82 мм, размещенные с шагом 400–500 м.

УСТОЙЧИВОСТЬ ГЛУБОКОВОДНОГО ГАЗОПРОВОДА ПРИ УКЛАДКЕ НА ДНО

Наряду с решением проблемы смятия важное значение имеет обеспечение устойчивости газопроводов при укладке на дно на большой глубине. В настоящее время используются две основные технологии укладки морских трубопроводов [2, 9] – стингерный (S-) метод и J-метод.

В первом варианте на судне-трубоукладчике расположены специальные устройства – стингеры, установленные с небольшим уклоном к поверхности воды. Их назначение – формировать пологую кривую оси трубопровода в целях уменьшения изгибных напряжений при его спуске под воду. В процессе спуска со стингера трубопровод образует S-образную кривую, что и определило название метода. К недостаткам S-метода следует отнести неустранимый последовательный изгиб трубопровода на выпуклом и вогнутом участках (рис. 2), в связи с чем был разработан альтернативный способ укладки (J-метод).

При применении J-метода трубопровод монтируют на судне-трубоукладчике в вертикальном положении; в результате при спуске он образует вогнутую кривую, схожую с буквой J.

В настоящее время широко распространены обе технологии укладки, выбор определяется конкретными условиями строительства. Например, при сооружении газопровода «Голубой поток» на большой глубине использовали J-метод, в прибрежной зоне – S-метод.

Для обеспечения устойчивости трубопровода необходимо выполнить сравнительный анализ напряженно-деформированного состояния при S- и J-методе укладки. На схеме (рис. 2) представлены силовые факторы – изгибающие моменты, растягивающие усилия в трубопроводе и на захватах. В технологическом плане основное преимущество S-метода состоит в том, что с его помощью можно проводить монтажные, сварочные, диагностические и изоляционные операции на горизонтально расположенной рабочей площадке, что упрощает сборку. Преимущест-во J-метода – отсутствие присущих S-методу дополнительных нагрузок на трубопровод (контактные и изгибные нагрузки на стингере), которые при определенных условиях могут привести к появлению пластических деформаций. Кроме того, в трубопроводе не возникает так называемая крутильная неустойчивость, характерная для S-метода, при использовании которого после прохождения точки перегиба (H1) кривизна трубопровода меняет знак, и процесс обратного перегиба первоначально искривленного трубопровода может сопровождаться кручением.

Поскольку трубопровод представляет собой достаточно гибкую систему, на глубине, превышающей 60–100 м, его напряженно-деформированное состояние фактически полностью теряет чувствительность к типу методов укладки. В интервале H2 обусловленные изгибом напряжения и деформации малы, они медленно растут с глубиной. Рост изгибных напряжений происходит на придонном участке укладки, и здесь большое значение имеют величины минимальных радиусов кривизны трубопровода, при этом RS > RJ, а ltS > ltJ. Кроме того, рассматриваемые технологии отличаются параметрами lmJ и lmS, влияющими на динамические характеристики системы «трубоукладочное судно – трубная секция»: для S-метода значение lm существенно выше, что приводит к дополнительным сложностям при управлении процессом укладки и позиционировании судна. В случае качки относительно поперечной оси, проходящей через центр тяжести судна, динамические и кинематические возмущения, передаваемые на трубопровод, будут выше при S-методе.

В международной практике накоплен значительный опыт укладки трубопроводов с использованием обоих методов, что позволило выделить области применения рассматриваемых технологий укладки [9, 10]. На рис. 3 показана зависимость их возможностей от глубины и диаметра трубопроводов с учетом величин мощности натяжений на судне. Практические рекомендации сводятся к тому, что на неглубоких участках преимущество имеет стингерная технология, тогда как на глубоководных предпочтителен J-метод; на средней глубине эффективность методов сопоставима.

Вторая задача по обеспечению устойчивости глубоководного трубопровода связана с ограничением нагрузок на него при погружении на дно. Согласно результатам расчетов (J-метод, усилие горизонтального натяжения 20 т) [2] (рис. 4) при укладке по направлению от берега (рис. 4а, отрицательный угол наклона) в изогнутом сечении трубопровода возникают наибольшие напряжения – 404 МПа при угле наклона 30º. Такой рельеф поверхности дна уменьшает радиус кривизны оси трубопровода. При укладке по направлению к берегу (рис. 4в, положительный угол наклона) кривизна оси трубопровода увеличивается, что приводит к снижению изгибных напряжений до 212 МПа. Поскольку вариант укладки трубопровода по направлению к берегу характеризуется меньшей нагруженностью, его следует считать предпочтительным. В случае укладки от берега требуется увеличить горизонтальное натяжение, и этот вариант приходится использовать для преодоления участков с крутыми склонами.

Другой важный параметр – зависимость радиуса кривизны трубопровода от горизонтального перемещения судна, которая определяет график укладки трубопровода. Направление уклона дна влияет на радиус кривизны таким образом, что отрицательные углы наклона уменьшают величину минимального радиуса кривизны и тем самым увеличивают изгибные напряжения в трубо-проводе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В статье рассмотрены задачи обеспечения устойчивости глубоководных газопроводов.

Изучена проблема смятия трубопроводов под действием значительного давления толщи воды. Приведены формулы для расчета критического давления смятия, результирующего критерия оценки устойчивости трубопровода и даны рекомендации по защите объекта от лавинного смятия.

Проведен анализ напряженно-деформированного состояния трубопроводов при укладке их на дно на большой глубине. Изложены основные методы укладки трубопроводов и приведены результаты оценки изгибных напряжений и минимальных радиусов изгиба в опасных сечениях трубопровода при различных уклоне дна, глубине и диаметре.

Результаты исследований были использованы при разработке проектов газопроводов «Голубой поток», «Турецкий поток» и предназначены для других перспективных проектов морских газопроводов.

Другие задачи, характерные для глубоководных газопроводов, а именно выбор конструкции труб, соединительных деталей, технологии сварки на судне, обоснования протекторной защиты от морской коррозии, гидравлические и тепловые режимы, будут рассмотрены в отдельной статье.