Газовая промышленность № 05 2018

Новым опытом в ряду НИОКР 2017 г. стала разработка системы автоматического управления блока подготовки газа (САУ БПГ) для месторождения «Полярное» на территории ЯНАО. Блок подготовки газа подобного месторождения – ответственный промышленный объект, исключающий любые случаи даже кратковременного отключения подачи газа: они могут привести к большим финансовым потерям. Для повышения надежности системы автоматики применены комплексные методы горячего резервирования.

Составные элементы автоматической системы, отказ которых приводит к отказу всей САУ БПГ, было решено резервировать по схеме с нагруженным резервным замещением, т. е. когда резервные элементы постоянно находятся в рабочем режиме параллельно с основными. Такая система резервирования обеспечивает кратчайшее время перехода на резерв. По этому принципу резервируются центральный промышленный компьютер САУ, каналы обмена данными нижнего уровня, сеть обмена данных с верхним уровнем автоматизации и блоки питания САУ БПГ. Прочие элементы, отказ которых приводит к неработоспособности отдельных функций БПГ и не ведет к остановке технологического процесса, резервируются стандартным способом. При выходе из строя модулей ввода/вывода, датчиков или исполнительных механизмов их необходимо заменить без остановки всей системы.

Система резервирования линий связи строится следующим образом. Внутри шкафа автоматики для взаимодействия промышленного компьютера и модулей ввода/вывода применен специализированный протокол, базирующийся на протоколе Industrial Ethernet для распределенного управления в режиме реального времени. Специфика документа позволяет отследить как постоянные, так и быстро меняющиеся источники ошибок связи: ЭМС, обрывы, проблемы с коннекторами или коммутаторами. Благодаря резервированию связи до модулей ввода/вывода по принципу кольца система не теряет работоспособности при отказе любого отдельного модуля ввода/вывода. Структура шкафа автоматики позволяет заменить любой отказавший модуль непосредственно во время работы системы. Резервный промышленный компьютер САУ БПГ полностью синхронизирует все технологические данные от основного компьютера с периодичностью не менее 2 с, что обеспечивает для технологического процесса безударный ввод резерва. После перехода резервный контроллер зеркально выполняет технологические функции, а также резервирует и синхронизирует данные. Обратный переход при восстановлении работоспособности второго контроллера не требуется. Шина синхронизации объединена с резервированной шиной связи с модулями и образует второе кольцо. Сплошное кросс-резервирование коммутаторов связи обеспечивает сохранение полной работоспособности контроллера и коммуникации с верхним уровнем при неисправности (обрыве) любого кабеля Ethernet-соединения.

Успешное освоение технологий высокой надежности – очередной шаг коллектива на пути увеличения функциональности и интеллектуальной емкости оборудования, производимого заводом «Газпроммаш».

ООО Завод «Газпроммаш» 

410031, РФ, г. Саратов,

ул. Московская, д. 44

Тел/факс: +7 (8452) 98-56-00,

96-13-37

E-mail: gpm@gazprommash.ru

www.gazprommash.ru

Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) находится в непосредственной близости от уникальной природной среды Волго-Ахтубинской поймы, территорий интенсивного сельскохозяйственного производства, мест исторического проживания населения и развитых транспортных узлов, имеющих государственное и межгосударственное значение. Важнейшей особенностью месторождения является высокое (до 26 %) содержание сероводорода в составе добываемого и перерабатываемого углеводородного сырья, что определяет высокую степень опасности производства.

Одной из эффективных мер, направленных на защиту окружающей среды, служит наличие буферной (защитной) зоны, которая исключает возможность превышения установленных значений пороговых токсодоз сероводорода и других вредных веществ в приземном слое атмо- сферного воздуха при различных метеоусловиях.

Буферная зона – территория с особым пропускным режимом, порядок нахождения в ней людей и ведения работ строго регламентирован, но для обеспечения промышленной, газовой и экологической безопасности этого недостаточно. До недавнего времени системы безопасности были разрознены и нуждались в совершенствовании.

На территории месторождения существовала комплексная система технических и программных средств, включающая систему производственного экологического мониторинга атмосферного воздуха (ПЭМ) и систему оповещения о газовой опасности. Впервые работа комплекса описана в статье [1].

Система ПЭМ принята в промышленную эксплуатацию в августе 1997 г. и включает: «Система-1» – автоматический контроль загазованности в зоне расположения оборудования скважин и технологических установок завода; «Система-2» – автоматический контроль загазованности по периметру разбуренной части месторождения; «Система-3» – автоматический контроль загазованности в зоне влияния Астраханского газохимического комплекса (АГХК) сетью автоматических постов контроля загрязнения (АПКЗ).

На тот момент система являлась одной из первых в России полностью автоматизированных комплексных систем экологического мониторинга, но при этом имела ряд существенных недостатков: у системы оповещения промышленных объектов не было централизованной структуры управления, в связи с чем отсутствовала возможность одновременного оповещения персонала всех промышленных объектов и жителей населенных пунктов, попадающих в зону возможного заражения; отсутствовали технические средства, позволяющие в автоматическом режиме проводить оповещение по личным и служебным мобильным средствам связи.

 
Рис. 1. Расчет опасных зон аварийной ситуации в программном комплексе «Щит»
Fig. 1. Calculation of dangerous zones of the emergency situation in the program complex "Shield"

РЕАЛИЗАЦИЯ АКТУАЛЬНЫХ ЗАДАЧ

Система оперативного прогнозирования последствий чрезвычайных ситуаций при авариях на химических и взрывопожароопасных объектах, а также для получения оперативной информации, необходимой для выбора эффективных мероприятий в целях предупреждения, локализации и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций, включает систему «Щит», эксплуатируемую в ООО «Газпром добыча Астрахань» с 1999 г. [2].

За время эксплуатации Астраханский газовый комплекс (АГК) технически совершенствовался, прирастая новыми производственными мощностями. При этом технические средства обеспечения газовой безопасности перестали удовлетворять современным нормативным требованиям контроля и безопасности в части автоматизации, оперативности сбора информации и реагирования. Так, время сбора информации и оперативного реагирования могло превышать расчетное время подхода газового шлейфа к населенному пункту.

Рис. 2. Пример диалогового окна с выбранным объектом оповещения

Fig. 2. An example of a dialog box with the selected alert object

Такая ситуация предопределила необходимость решения задачи по созданию и внедрению единой комплексной системы, обеспечивающей промышленную, экологическую и газовую безопасность предприятия [3].

Задача была успешно реализована путем интеграции существующих и вновь созданных систем в комплексную систему мониторинга, предупреждения и подготовки к действиям по локализации и ликвидации аварийных ситуаций на опасных производственных объектах АГК.

В 2010 г. специалистами ООО «Газпром добыча Астрахань» было разработано и утверждено задание на выполнение проекта реконструкции постов газовой безопасности ООО «Газпром добыча Астрахань», а в 2011– 2014 гг. проект был успешно реализован на АГК.

Рис. 3. Автомобили, оборудованные подсистемой видеонаблюдения

Fig. 3. Cars equipped with a subsystem of video monitoring

Выполнение проектных мероприятий обеспечило создание следующих подсистем: технологического видеонаблюдения; телеметрии оборудования спасателей; навигации и контроля перемещения транспорта; хранения, обработки и отображения данных; интегрированной сети связи и передачи данных. Помимо этого, проведена реконструкция существующей автоматической системы оповещения. Комплекс успешно эксплуатируется начиная с 2015 г.

Рис. 4. Информация о движении привлекаемой техники выводится на карту в режиме реального времени

Fig. 4. Information on the movement of the involved equipment is displayed on the map in real time

СТРУКТУРА КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЫ

Реконструированная автоматизированная локальная система оповещения (ЛСО) на базе WiMax имеет централизованную структуру управления, резервирование и запасные пункты управления, защищенность от несанкционированного доступа, четкую иерархию прав на управление частями системы или системой в целом. Обеспечена возможность циркулярного и выборочного оповещения с ис­пользованием заранее подго­товленных сообщений по под­готовленным сценариям.

Подсистема технологического видеонаблюдения позволяет в режиме реального времени вести видеомониторинг состояния Астраханского ГКМ, удаленных объектов, контроль работ, проводимых на объектах. Стационарные видеокамеры установлены на объектах Астраханского газоперерабатывающего завода (АГПЗ), Газопромыслового управления (ГПУ), мобильные – на оперативном транспорте аварийно-спасательных формирований (АСФ). Функции дистанционного управления камерами включают управление панорамированием, наклоном и масштабированием камер. Указывается текущее состояние подключенных устройств, а также предоставляется возможность доступа к приложению для настройки устройств. Появилась возможность в режиме реального времени вести визуальный контроль состояния опасных производственных объектов Общества посредством стационарных и мобильных видеокамер.

Рис. 5. Видеомониторинг обстановки с помощью подсистемы технологического видеонаблюдения

Fig. 5. Video monitoring of the situation with the help of a subsystem of technological video surveillance

Информация от стационарных камер передается по существующей региональной сети передачи данных (РСПД), от мобильных – по сети WiMax подсистемы связи и передачи данных проекта, с использованием коммутаторов, включенных в подсистему спутниковой навигации. Интеграция программного комплекса «Щит» и системы геопозиционирования ГЛОНАСС позволяет быстро управлять передвижением оперативных подразделений.

В рамках внедренной подсис- темы телеметрии оборудования спасателей установлены датчики давления на воздушно-дыхательных аппаратах, датчики движения спасателей, дисплеи для полнолицевых масок для отображения текущей информации. Информация с датчиков передается по радиоканалу на базовую станцию малого радиуса действия, установленную в автомобиле и подключенную к ПК для местного контроля. Система телеметрии позволяет руководителю АСФ контролировать данные спасателей (давление в баллонах, время работы, подвижность спасателя и т. д.).

Подсистема навигации и контроля перемещения транспорта обеспечивает возможность в режиме реального времени получать информацию о местоположении автотранспорта в целях его перенаправления и контроля.

Рис. 6. Список оповещения

Fig. 6. Notification list

Интегрированная сеть связи и передачи данных является обес- печивающей и предназначена для организации связи между отдельными подсистемами. Подсистема построена на основе беспровод- ного широкополосного доступа, обеспечивающего необходимую мобильность для передачи данных и связи с подвижными объектами, связь с удаленными объектами системы оповещения. Подсистема интегрируется с существующими на Астраханском ГКМ кабельными (металлическими, оптическими) сетями связи и передачи данных (РСПД).

Подсистема хранения, обработки и отображения данных является обеспечивающей подсистемой и объединяет в себе все информационные потоки от других подсистем, распределяет информацию по виртуальным серверам, обеспечивает работу серверных приложений и вывод необходимой информации на экраны, имеет резервирование и разграничение прав доступа к текущей и хранимой информации. Для вывода графической информации на Центральном посту газовой безопасности (ЦПГБ) установлена видеостена (размером 2 × 3 видеокуба). На экране отображаются карта Астраханского ГКМ, информация с датчиков объектов ГПУ, АГПЗ, автоматических пунктов контроля загрязнения, местоположение автотранспорта.

Интеграция программного комплекса «Щит» и ЛСО обеспечивает возможность в автоматическом режиме проводить расчет опасных зон аварийной ситуации, используя информацию датчиков обнаружения загазованности («Система-1», «Система-2» и «Система-3») и предлагает оператору системы трансляцию сигналов тревоги и речевых сообщений на соответствующие объекты комплекса и населенные пункты на границе санитарно-защитной зоны для проведения заблаговременных эвакуационных мероприятий.

Таким образом, ЦПГБ владеет полной оперативной информацией о текущей и чрезвычайной ситуации, что позволяет осуществлять комплекс оперативных мероприятий, направленных на локализацию и ликвидацию чрезвычайной ситуации.

ПРИМЕР ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Рассмотрим поэтапно работу систем безопасности в комплексе на примере срабатывания сис- темы раннего обнаружения по сероводороду.

На скважине ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань» произошло срабатывание датчика № 001. При этом программный комплекс «Щит», интегрированный с ПЭМ (информация о фактических метеоусловиях поступает с АПКЗ) и ЛСО, обеспечивает в автоматическом режиме расчет опасных зон аварийной ситуации, выводит информацию в графическом виде на видеостену ЦПГБ (рис. 1) и прогнозирует возможное развитие аварийной ситуации при изменении метеоусловий. Начальнику смены ЦПГБ предлагается трансляция сигналов тревоги и речевых сообщений на соответствующие объекты комплекса посредством ЛСО, автоматически определяемые и предлагаемые оператору информационной системой, с помощью перехвата всех радиотрансляционных систем и автоматической передачи через них речевого сообщения. Пример диалогового окна с выбранным объектом оповещения приведен на рис. 2.

Далее ЦПГБ доводит информацию до производственно-диспетчерской службы (ПДС) ГПУ, получает подтверждение о данном факте от диспетчера ПДС ГПУ и дает разрешение системе провести трансляцию сигналов тревоги и речевых сообщений на соответствующие объекты комплекса. Затем ЦПГБ направляет на скважину АСФ. В состав привлекаемой техники входят автомобили, оборудованные подсистемой видеонаблюдения (рис. 3). Установленная на автомобиле поворотная камера имеет оптическое увеличение, управление камерой осуществляется с ЦПГБ. Движение привлекаемой техники отслеживается в режиме реального времени с использованием подсистемы спутниковой навигации ГЛОНАСС и выводится на карту видеостены ЦПГБ (рис. 4).

С помощью подсистемы технологического видеонаблюдения (рис. 5) ЦПГБ проводит видеомониторинг обстановки, используя видеокамеры установки предварительной подготовки газа-2 (УППГ-2) ГПУ, управление видео- камерами осуществляет ЦПГБ.

На следующем этапе ЦПГБ проводит оповещение руководства и персонала аварийных и ремонтных служб предприятия, а также организаций и учреждений, расположенных в зоне возможного заражения, согласно формируемому списку оповещения (рис. 6) с помощью автоматизированной системы оповещения по стационарным, служебным и сотовым телефонам. Далее ЦПГБ контролирует ситуацию, поддерживает постоянную связь с оперативными подразделениями и готов при изменении ситуации дополнительно провести оповещение персонала Астраханского ГКМ.

ВЫВОДЫ

В ходе выполнения задач по созданию безопасных условий труда и сохранению жизни и здоровья работника, снижению рисков аварий и инцидентов на опасных производственных объектах в соответствии с Политикой ПАО «Газпром» в области охраны окружающей среды, охраны труда, промышленной безопасности, энергосбережения, качества продукции и услуг в ООО «Газпром добыча Астрахань» реализован проект по разработке и внед- рению комплексной системы мониторинга, предупреждения и подготовки к действиям по локализации и ликвидации аварийных ситуаций на опасных производственных объектах ПАО «Газпром».

Внедрение комплексной системы позволяет сделать вывод о том, что: получение визуальной информации исключает искажение реальной ситуации; время с момента поступления информации и оперативного реагирования сократилось втрое; выбор оптимального решения по эвакуации исключает ошибку и, как следствие, панику на объекте; управление оперативным составом, занятым в локализации и ликвидации аварии, позволяет сосредоточить необходимое количество сил и средств; полный охват оповещением руководства и промперсонала АГХК и жителей населенных пунктов в зоне влияния комплекса позволяет исключить неблагоприятные события или снизить их тяжесть.

Эксплуатация комплексной системы на базе ООО «Газпром добыча Астрахань» и внедрение подобных систем на опасных производственных объектах Группы компаний «Газпром» позволяют в перспективе рассматривать возможность создания централизованной системы контроля и мониторинга безопасности ПАО «Газпром».

А.И. Кириленко, исполнительный директор Ассоциации производителей оборудования «Новые технологии газовой отрасли»

– Андрей Иванович, как в течение года строилась деятельность Ассоциации производителей оборудования «Новые технологии газовой отрасли» и ПАО «Газпром» в рамках Системы добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ (СДС)? Каких результатов удалось достичь?

– В соответствии с Соглашением Ассоциация стала Центральным органом СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ (ЦОС) по направлению «Технологическое оборудование и материалы, энергетическое оборудование, приборы и средства автоматизации, вычислительная техника, программные средства». Мы получили право признавать компетентность профильных органов по сертификации, испытательных лабораторий, учебных центров и проводить аттестацию экспертов.

ЦОС координирует работу всех участников СДС по своему направлению и взаимодействует с заявителями на сертификацию. К сфере деятельности ЦОС также относится инспекционный конт- роль за соблюдением правил сертификации и поддержанием компетентности органов по сертификации, лабораторий и экспертов, работающих в СДС.

Все наши действия по внедрению Системы мы координируем с Департаментом ПАО «Газпром», исполняющим функции Координационного органа, который конт- ролирует весь процесс функционирования Системы.

В первую очередь ЦОС призван разрабатывать и развивать инфраструктуру Системы по нашему направлению, создавать благоприятные условия для эффективной работы ее участников. На сегодняшний день у нас шесть признанных органов по сертификации, пять испытательных лабораторий, пять аттестованных экспертов по подтверждению компетентности, 34 эксперта по сертификации продукции и два учебных центра. На согласовании в Координационном органе ПАО «Газпром» находятся еще 147 экспертов, 19 органов по сертификации и 20 испытательных лабораторий.

Второе, не менее важное направление в деятельности нашего ЦОС, над которым мы сейчас активно работаем, – информирование всех заинтересованных лиц о структуре новой Системы, порядке прохождения процедур для каждого ее участника.

Вся оперативная информация об органах по сертификации, экспертах, статусе, сроке действия сертификатов размещена на официальном сайте Системы: www.intergazcert.ru. Только на этом ресурсе возможны подача предварительной заявки на сертификацию и признание компетентности. Кроме того, только на этом сайте доступен легитимный расчет ориентировочной стоимости работ в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ.

На официальном информационном ресурсе нашего ЦОС – www.igc-antgo.ru – также можно получить актуальную информацию о выданных сертификатах, сроке их действия, компетенции сертификационных органов и другие сведения. Информация постоянно дополняется.

Пока еще выдано не так много сертификатов. Это связано с доработкой механизмов сертификации и дополнительной проработкой всех организационных вопросов, для того чтобы Система стала проще, прозрачнее и эффективнее.

– СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ вступила в силу после окончания действия СДС ГАЗПРОМСЕРТ. Почему потребовалась реорганизация СДС и каковы ключевые отличия новой Системы?

– Не совсем корректно от имени Ассоциации давать оценку деятельности Системы ГАЗПРОМСЕРТ и комментировать решение о прекращении ее деятельности. Однако, на мой взгляд, это могло быть связано с тем, что ранее действующая Система не отвечала поставленным целям и задачам.

Деятельность СДС ГАЗПРОМСЕРТ прекращена Приказом ПАО «Газпром» от 20.03.2018 № 142.

При этом ИНТЕРГАЗСЕРТ не является преемником ГАЗПРОМСЕРТ. ИНТЕРГАЗСЕРТ представляет собой иную структуру, и механизмы ее функционирования совершенно иные.

«Газпром» внедрил новую методику оценки заявок организаций, участвующих в закупках. Наличие сертификата ИНТЕРГАЗСЕРТ стало одним из критериев оценки заявки, поданной на конкурс.

Система ИНТЕРГАЗСЕРТ не контролирует каждую единицу продукции, а подразумевает совершенствование всего технологического процесса, влияя на качество продукции в целом. Отмечу, что требования новой Системы сертификации, несмот- ря на то что ее прохождение – добровольное, очень высоки. Производителям будет непросто соответствовать всем критериям.

Система включает несколько блоков работ: квалификацию производителей, сертификацию продукции, инспекционный конт- роль и непрерывный мониторинг качества. То есть оценка рисков происходит на протяжении всего жизненного цикла проекта – от производства продукции до окончания ее эксплуатации. Кроме того, в новой Системе существенно расширен перечень объектов сертификации (продукции, услуг и систем менеджмента). Для сравнения, перечень продукции расширен с 52 до 346 наименований, услуг – с 26 до 82, систем менеджмента качества – с 25 до 71. И это цифры только по направлению деятельности нашего ЦОС.

– Насколько Система сертификации «Газпрома» полезна для технического регулирования в национальном масштабе?

– Текущие задачи отрасли – поддержка технологического уровня и рост эффективности производства без потери качества. ИНТЕРГАЗСЕРТ – это система, которая призвана гарантировать необходимый уровень надежности и позволит развивать и совершенствовать компетенции участников.

Стандарты СДС – стандарты ПАО «Газпром», где требования, предъявляемые к продукции, зачастую выше национальных стандартов в силу специфики отрасли. Благодаря этому удается достичь повышения качества выпускаемой продукции и конкурентоспособности производителя. При этом сертификация в Системе может быть полезна не только организациям, поставляющим оборудование для нефтегазодобывающей отрасли, но и производителям, работающим в смежных областях. Этим документом заказчик защищен от недобросовестного производителя или подрядчика.

Разработка и внедрение в организации Системы менеджмента качества на основе отраслевых стандартов ПАО «Газпром» с проведением независимой сертификации обеспечивают условия для совершенствования бизнес-процессов в соответствии с передовой международной и отраслевой практикой. А это ведет к плановому улучшению общих результатов, укреплению деловой репутации, повышению уровня рыночной капитализации и инвестиционной привлекательности компании.

Наличие у организации сертификата соответствия СТО Газпром 9001-2012 и (или) ГОСТ ISO 9001-2011, ГОСТ Р ИСО 9001-2015 СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ обеспечивает приоритет перед конкурентами на тендерах, объявляемых предприятиями и организациями Группы «Газпром».

Не первый год мы наблюдаем сложную ситуацию: многие отраслевые стандарты на сегодняшний день катастрофически устарели, плюс к этому на ассортимент оборудования и комплектующих влияют западные санкции. Вместо привычного европейского на рынке все больше азиатского и отечественного оборудования. При этом его характеристики не всегда соответствуют высоким стандартам нефтегазовых компаний.

Поэтому ведущими потребителями оборудования, и в том числе «Газпромом», разрабатываются собственные корпоративные системы стандартов, соответствующие передовому уровню развития технологий, основанные на современных подходах к работе. Отечественные предприятия получают не только стимул, но и вектор развития, планку, к которой можно и нужно стремиться. А это способствует повышению конкурентной привлекательности российской продукции и услуг не только на российском рынке, но и на международных площадках.

– Насколько процедура получения сертификата территориально и финансово доступна? Сколько нужно запланировать предприятию на расходы по сертификации?

– Стоимость услуг по сертификации в СДС является расчетной и зависит от вида объекта сертификации. Ознакомиться с порядком расчета стоимости заявитель может на официальном сайте Системы (Документ ОГН0.RU.0125). Например, стоимость работ по сертификации продукции складывается из стоимости работ по сертификации, испытаний конкретного образца, расходов на упаковку, хранение, утилизацию, погрузочно-разгрузочные работы и транспортировку образцов к месту испытаний.

Стоимость испытаний, в свою очередь, определяется затратами, связанными с подготовкой, организацией, материально-техническим обеспечением и проведением испытаний, включая при необходимости обработку и документирование результатов испытаний с использованием специальной техники.

Что касается работ по сертификации и инспекционному контролю систем менеджмента, основным показателем, влияющим на стоимость работ, является продолжительность аудита систем менеджмента.

Точный расчет может произвести только компетентный орган по сертификации на основе данных, предоставленных предприятием. Но общая стоимость процедуры не станет серьезным препятствием для ее прохождения. Приемлемость затрат заявителя на сертификацию – один из главных принципов функционирования СДС.

Если говорить о территориальной доступности, то сейчас география органов по сертификации – это Москва, Московская обл. и Санкт-Петербург. Но одна из целей функционирования СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ – доступность получения сертификата вне зависимости от географического местоположения организации.

Мы ведем активную работу по расширению географии расположения испытательных лабораторий: именно там проходит основная часть работ по сертификации – сертификационные испытания. Сейчас аттестованы лаборатории не только в Москве и Санкт-Петербурге, но и в Тульской обл., Мордовии, на Ставрополье. Завершаются работы по признанию компетентности лабораторий, расположенных в Московской обл., Томске, Екатеринбурге, Астрахани. К работе в Системе привлечены также лаборатории дочерних обществ ПАО «Газпром»: АО «Газпром оргэнергогаз», ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Интерес к работе в СДС проявил Научно-технический центр «Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы».

Испытательная база позволит проводить испытания основных видов продукции: емкостного оборудования, трубопроводной арматуры, электрического и энергетического оборудования, средств связи, кабельной продукции, оборудования и материалов, применяемых для противокоррозионной защиты, насосно-компрессорного оборудования и газотурбинных двигателей.

Ряд лабораторий оснащен уникальными испытательными стендами. Например, Испытательный центр ФГУП «Центральный институт авиационного моторостроения имени П.И. Баранова» проводит испытания газотурбинных установок на жидком и газообразном горючем. В центре соз- дана система закачки, хранения и подачи природного газа высокого давления, обеспечивающая расход до 3–4 кг/с при давлении 4 МПа в течение нескольких часов. Проводятся испытания камер сгорания и газогенераторов газотурбинных установок (ГТУ), работающих на газообразных и жидких горючих, с расходом воздуха до 100 кг/с при давлении до 1,9 МПа. Имеется стенд для доводки и сертификации промышленных энергетических ГТУ в классе мощности от 10 до 25 МВт. Здесь смонтирован демонстрационный вариант промышленной ГТУ со свободной турбиной и электрогенератором мощностью 25 МВт. Таким образом, мы стремимся обеспечить возможность проведения лабораторных испытаний по всей номенклатуре объектов сертификации, относящихся к нашему направлению.

Указанные мероприятия предусмотрены дорожной картой по развитию Системы. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не будут обеспечены возможностью пройти сертификационные мероприятия все заинтересованные в этом предприятия без ограничений по географической принадлежности.

– Что дает предприятию сертификат СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ, помимо стабильности заказов со стороны ПАО «Газпром»?

– Я не стал бы так формулировать вопрос: наличие сертификата не может гарантировать стабильность заказов.

В первую очередь СДС позволит гарантировать определенный уровень качества работы подрядчиков и поставщиков. И в этом смысле получение сертификата, с одной стороны, ничего принципиально не меняет для организаций, которые подходили к производству или предоставлению услуг максимально ответственно. Сертификат служит подтверждением того, что компания соответствует требуемому уровню качества.

Наличие сертификата ИНТЕРГАЗСЕРТ автоматически делает предприятие более привлекательным для заказчиков, потому что гарантирует высокое качество продукции, прохождение всех необходимых экспертиз. Таким образом, даже небольшие регио- нальные предприятия, которые ранее не имели возможности пробиться на крупные рынки, теперь могут это сделать, получив сертификат и войдя в реестр рекомендованных ПАО «Газпром» производителей.

– Компании, не имеющие сертификата СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ, не могут сотрудничать с ПАО «Газпром». Для чего это сделано и значит ли это, что Система фактически перестала быть добровольной?

– Это не совсем так. Отмечу, что ИНТЕРГАЗСЕРТ – добровольная Система и отсутствие сертификата не является препятствием для участия в конкурсе. Сертификация продукции проводится по желанию заявителя. Заказчик как лицо, заинтересованное в конечном качестве предоставляемых услуг, имеет право предъявлять свои требования. Но право каждого производителя – выбирать, предпринимать ли дополнительные усилия, для того чтобы отвечать этим требованиям, или нет.

– Какие «рацпредложения» вносятся в СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ и процедуру сертификации с момента ее формирования и какова в этом роль Ассоциации?

– Когда в 2016 г. ПАО «Газпром» подписывало Приказ о вступлении в силу новой Системы сертификации, основные механизмы ее функционирования уже были должным образом проработаны, поэтому задача центральных органов состоит в доработке отдельных документов и процедур, связанных непосредственно с их профильной деятельностью.

Мы принимаем участие в экспертизе проектов нормативных документов, разрабатываемых для использования в Системе. С участием специалистов Ассоциации были разработаны Правила сертификации оборудования и материалов, применяемых для противокоррозионной защиты, Правила сертификации энергетического оборудования.

Нами подготовлены предложения по разработке и актуализации нормативных документов Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ и Системы стандартизации ПАО «Газпром» по следующей номенклатуре: оборудование и материалы для электрохимической защиты, насосное оборудование, привод- ные газотурбинные двигатели и газоперекачивающие агрегаты, трубопроводная арматура, теплообменное оборудование, аппараты воздушного охлаждения газа, буровое, газопромысловое, скважинное и устьевое оборудование и материалы, емкостное оборудование, а также оборудование и установки для фильтрования и (или) очистки газов.

Мы также работаем над актуализацией номенклатуры объектов, подлежащих сертификации в Системе по нашему направлению. По результатам обработки поступающих от производителей за- явок было предложено дополнить перечень объектов сертификации продукции по 114 позициям. Например, люминесцентные и светодиодные лампы: в первоначальном перечне присутствовали только давно устаревшие ртутные. В части кабельной продукции, помимо волоконно-оптических, перечень объектов сертификации предложено дополнить силовыми и пневмокабелями.

– Если говорить об организациях, входящих в Ассоциацию производителей оборудования, – насколько членство в Ассоциации производителей оборудования «Новые технологии газовой отрасли» облегчает процедуру сертификации по СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ?

– Повторюсь, как ЦОС мы проводим работы по информированию о работе Системы всех заинтересованных лиц, но у предприятий – членов Ассоциации больше возможностей оперативно получать данную информацию.

Например, в апреле прошлого года Ассоциация совместно с ПАО «Газпром» провела в Москве масштабную конференцию по вопросам технического регулирования ПАО «Газпром». В мероприятии участвовали около 300 делегатов, в том числе Администрация ПАО «Газпром» и руководители дочерних обществ, члены Ассоциации и другие участники СДС. На конференции по- дробно рассмотрены вопросы, связанные с новыми требованиями сертификации: структура и принципы функционирования, вопросы организации деятельности в СДС, формирования требований к объектам сертификации и принципы работы Системы управления качеством ПАО «Газпром».

В этом году 22 мая конференция пройдет вновь. В ней также участвуют сотрудники Администрации и дочерних обществ ПАО «Газпром», органов по сертификации и испытательных лабораторий и, конечно, члены нашей Ассоциации. Наши предприятия смогут напрямую пообщаться с потенциальными потребителями их продукции и услуг, органами по сертификации, обсудить текущие вопросы и получить максимум актуальной информации о сертификационных процедурах.

Кроме того, предприятия, которые вошли в состав Ассоциации, могут на постоянной основе рассчитывать на информационную поддержку наших специалистов, квалифицированные консультации и помощь во взаимодействии с участниками СДС.

При бурении глубоких разведочных скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в процессе вскрытия газонефтеводонасыщенных коллекторов трещинного типа часто возникают осложнения, связанные с поступлением газа в ствол скважины. Причинами этого могут быть превышение пластового давления над забойным, гравитационное замещение пластового флюида тяжелым буровым раствором, поршневания при подъеме бурильной колонны. В условиях вскрытия коллектора с высокой межгранулярной пористостью, кавернами повышенной раскрытости и трещинами при переутяжелении бурового раствора газ может проникать в пласт и замещать пластовый флюид [1, 2].

При вскрытии газоносных пластов в процессе бурения скважин, обсаженных потайными колоннами, из-под башмака часто происходит разгазирование бурового раствора и не всегда получается устранить газопроявления путем повышения плотности бурового раствора. Теоретически механизм возникновения этого явления можно объяснить переносом вверх пластового давления по заколонному пространству потайной колонны при условии ее некачественного цементирования.

Причиной поступления газа из кольцевого пространства за потайной колонной также может быть неравномерное распределение давления, создаваемого буровым раствором по стволу скважины, что обусловлено конструкцией скважины [3]. По данным замера глубинным манометром распределение давления бурового раствора по стволу скважины неравномерно и увязывается с конструкцией скважины (табл. 1). В результате распределения пластового давления непосредственно над «головой» потайной колонны наблюдается резкое уменьшение эквивалентной плотности бурового раствора, что возможно только при поступлении газа (рис. 1). В данном случае буровой раствор неподвижен во время замеров давления, поэтому такое совпадение можно объяснить только негерметичностью цементного камня за потайной колонной.

Состояние контакта цементного камня с колонной и породой изменяется вдоль интервала креп- ления. Результаты акустического каротажа цементирования (АКЦ) по многим глубоким скважинам показали, что в нижней части колонны качество цементирования существенно лучше, чем в верхней, где контакт цементного камня с металлом и породой плохой или отсутствует (рис. 2). Если в верхней части заколонного пространства расположен газовый пласт, который разгазировал цементный раствор, это может послужить причиной образования газопроводящего канала.

Установлено, что после разбуривания башмака потайной колонны высокое гидростатическое давление бурового раствора способно спровоцировать поршневание газа вверх из нижнего газоносного пласта.

Попытки ликвидировать газопроявление такого характера посредством ступенчатого увеличения плотности бурового раствора до максимального значения, изменения схемы промывок и ввода кольматирующих наполнителей не всегда дают положительные результаты и не позволяют увеличить продолжительность безопасного отстоя скважины. В большинстве случаев газопроявления удается ликвидировать при высокой плотности бурового раствора путем образования баритовой пробки и установки герметичного цементного моста.

Рассмотрим возможность оценки предотвращения выхода газа через цементный камень за потайной колонной с использованием расчетного метода на примере конкретной глубокой скважины, а также распределения давлений и возможных газопроявлений за обсадной колонной.

Результаты исследования цементного кольца на герметичность и замер пластового давления испытателем пластов на трубах показали, что кривая восстановления давления (КВД) оказалась незавершенной, т. е. достоверный расчет основных гидродинамических характеристик на основании диаграммы не представляется возможным. Обработанная по методу Хорнера КВД имеет только вогнутый участок без признака перехода на конечный асимптотический участок. Применяемый в целях прогнозирования итерационный метод определения пластового давления основан на ряде допущений, что снижает достоверность расчетных данных. По графику Хорнера невозможно определить не только гидродинамические характеристики, но и приблизительное пластовое давление. На объем перелива из труб за весь период испытаний влияют не только наличие притока, но и текущие термобарические условия в трубах. Наряду с действительным процессом восстановления давления на формирование КВД влияет продолжение повышения температуры в подпакерной зоне в процессе испытания. Это показывает, что если время для полного прогревания раствора не будет выдержано, то в процессе испытания повышение температуры вызовет расширение бурового раствора и рост давления в подпакерной зоне. Но если при определении пластового давления итерационным методом эти факторы не были учтены, то результаты испытаний можно скорректировать с учетом термодинамических факторов [3].

В период регистрации КВД подпакерная зона представляет собой замкнутую систему, так как она ограничена сверху пакером, сбоку – обсадной колонной, а снизу – баритовой пробкой (глинистой коркой) на цементном камне. Причем эта пробка может пропускать флюид вверх, но экранирует цементный мост в обратном направлении. При нагревании раствора в замкнутом пространстве должно создаваться дополнительное давление. Поэтому кривая отражает суммарный эффект от двух процессов: восстановления давления под пакером и приращения давления в замкнутой системе, вызванного продолжающимся нагревом бурового раствора.

По методике проектирования гидроразрыва пласта (ГРП) для терригенных коллекторов определено изменение температуры на забое при движении буровых растворов различной плотности и их начальной температуры с учетом восходящего потока, прогретого до пластовой температуры раствора.

РАСЧЕТ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Для расчета температуры раствора в конце этапа его частичного замещения более легкой промывочной жидкостью при попадании на забой использованы уравнение, описывающее процесс передачи тепла от бурильных труб к жидкости, а также уравнение теплового баланса [4]. Все теплофизические параметры раствора найдены расчетным путем с учетом его состава.

Температура раствора на выходе из бурильных труб определяется по формуле:

Tвых = 2Tср – Tисх,                                     (1)

где Тср – средняя температура раствора на рассматриваемом участке, К; Тисх – температура на входе в участок бурильных труб, К.

Средняя температура раствора на рассматриваемом участке определяется по формуле:

Tср = (2∆LTсрг∆t/ + Tисхmcр)/

/(2∆L∆t/ + mcр)           (2)

при

,

где ∆L – длина участка, по которому течет раствор, м; Тсрг – температура горной породы на середине рассматриваемого участка, К; ∆t – время прохождения участка раствором, мин; m – масса нагреваемого раствора, кг; ср – теплоемкость раствора (ср = 2216 Дж/кг·К); – коэффициент теплоотдачи раствора ( ≈ 300 Вт/м2·К); r1 и r2 – внут- ренний и наружный радиусы бурильных труб соответственно, м; т и р – коэффициенты теплопроводности бурильных труб и раствора соответственно (т = 52 Вт/м·К; р = 0,66 Вт/м·К); Rж – радиус теплового влияния, соответствующий заданному времени, при котором определяется температура на забое, м.

На основе данных пакеровки ствола скважины определен коэффициент упругой сжимаемости раствора, МПа-1:

,                                        (3)

где ∆V – изменение объема раствора при снижении давления до атмосферного давления, м³; V0 – физический объем внутреннего пространства бурильного инструмента, м³; ∆Р – изменение давления, МПа.

Стационарный процесс нагревания бурового раствора описывается стандартным уравнением теплопередачи через плоскую стенку и уравнением теплового баланса.

В этом случае количество тепла, получаемое раствором за время нагревания t, вычисляется по формуле:

Q = Ft(Tпл – T)/                            (4)

при

F = 2r∆L,

,

где F – площадь поверхности теп- лообмена, м2; Тпл и Т – пластовая температура и температура, до которой нагреется раствор за время t, соответственно, К; r – радиус скважины, м2; ст – толщина стенки трубы, м; ст – коэффициент теплопроводности материала стенки трубы (примем ст ≈ 1,05 Вт/м·К, как для бетона); 1 и 2 – коэффициенты теплоотдачи от породы к трубе и от трубы к жидкости соответственно (1 ≈ 4,1 Вт/м2·К; 2 ≈ 300 Вт/м2·К).

Количество тепла, необходимое на нагревание раствора, вычисляется по формуле:

Q = mcр(T – Tнач),                                       (5)

где Tнач – начальная температура раствора, К.

Приравнивая правые части уравнений (4) и (5), найдем температуру, до которой нагреется раствор за определенный промежуток времени t:

,                         (6)

где – плотность бурового раствора, кг/м³.

Значения температуры раствора на забое по проведенным расчетам представлены на рис. 3.

В процессе замещения в затрубное пространство с забоя поступал уже прогретый раствор. С учетом этого, а также принимая во внимание простой скважины в течение 25 мин перед началом открытого периода, аналогично по формуле (6) было определено изменение температуры растворов в трубном пространстве при их нагревании (табл. 2).

С использованием приведенных данных определен коэффициент объемного теплового расширения раствора:

, (7)

где ∆V' – приращение объема раствора при нагревании его на величину ∆Т, м³; V0' – физический объем внутреннего пространства бурильных труб до запорного клапана, полностью заполненный раствором, м³; ∆T – изменение температуры при нагревании раствора в трубном пространстве, К.

Неточности, допущенные при определении абсолютной величины температуры под пакером, не оказывают существенного влияния на конечный результат, так как в представленных выше расчетах использовался перепад температуры за незначительный промежуток времени.

В течение времени регистрации КВД буровой раствор продолжал нагреваться и расширяться. Так как запорный клапан был закрыт, приращение объема раствора в замкнутой системе пойдет на увеличение давления раствора в подпакерном пространстве. Изменение давления в этом случае можно рассчитать по формуле:

,                                        (8)

где ∆Т – изменение температуры под пакером, К.

Вычитая из показаний манометра приращение давления, рассчитанное по формуле (8), получим КВД только за счет действия пластового давления (рис. 4). Если учесть при этом прирост давления за счет нагревания раствора в замкнутом пространстве, то величина пластового давления будет составлять не более 119,6 МПа, что соответствует градиенту давления 207 МПа на глубине 5680 м. Полученное значение градиента пластового давления практически совпадает с величиной градиента порового давления, полученной по данным бурения методом d-экспоненты и равной 2,04 МПа/100 м.

При отсутствии фактических промысловых данных о давлениях ГРП обычно пользуются формулой Б.А. Итона или производными от нее:

, (9)

где Pгр – давление ГРП, МПа; μ – коэффициент Пуассона, безразмерная величина; Pгор – вертикальное горное давление, МПа; Pпл – пластовое давление, МПа; P0 – предел прочности породы на разрыв, МПа.

Gгр = 0,83 + 0,66Gпл,                (10)

где Gгр и Gпл – градиент давления гидроразрыва и пластового давления соответственно, МПа.

Графики распределения плотности и средневзвешенной плотности пород представлены на рис. 5 и 6.

Метод Итона допускает, что коэффициент Пуассона – переменная величина и зависит от глубины залегания пород. Возможно, это несоответствие связано с ошибкой в принятом значении μ. Для определения его фактического значения воспользуемся данными по этой же скважине. Определим для описанных условий значение μ из формулы:

, (11)

где Pу – устьевое давление, МПа; жг – эквивалентная плотность бурового раствора, кг/м³; g – коэффициент ускорения свободного падения, g = 9,81 м/с²; z – глубина скважины, м; в – плотность воды, кг/м³; kа – коэффициент аномальности, безразмерная величина; kг – индекс геостатического давления в породе, безразмерная величина.

Формула (11) является выражением метода Итона, поэтому можно предположить, что этот метод определения давления ГРП не применим для больших глубин скважины.

Рассмотрим зависимость давлений гидроразрыва (промысловые данные) от пластового давления. Расчетные значения давления ГРП и фактические значения приведены на рис. 7, где каждая точка соответствует средним данным за один год. При высоких пластовых давлениях формула Итона дает заниженные результаты, а при низких – полученные области пересекаются [5].

Анализируя приведенные факты, можно сделать вывод о том, что на больших глубинах при наличии АВПД формулой Итона пользоваться нельзя.

В конкретной скважине в горной породе имеется сеть трещин, а давление пластового флюида в замкнутых порах создает внут- ренние напряжения и не оказывает влияния на состояние матрицы. Условием начала поглощения является превышение давления жидкости в стволе скважины над давлением раскрытия трещин. Если пластовое давление и давление в скважине меньше бокового горного, то трещина сомкнута. Поглощение может возникнуть в случае превышения бокового горного давления над гидростатическим. Условие возникновения поглощения [6]:

                        (12)

при Pпл ≤ Pпор,

где Pпор – поровое давление, МПа.

Коэффициент Пуассона μ для известняков находится в пределах 0,26–0,33. Используя наименьшее значение коэффициента Пуассона для известняков, равное 0,26 (трещиноватый известняк), по формуле (12) определим давление гидроразрыва пород на глубинах 5681 и 6150 м и градиент гидроразрыва, который характеризует давление на глубине образования трещины, приходящееся на единицу длины [3].

Рассчитанные значения давления гидроразрыва пород применимы только к трещиноватым коллекторам. В среднем для плотных пород коэффициент μ = 0,33. Для определения давления ГРП в плотных монолитных породах воспользуемся формулой:

,                       (13)

где Pс max – максимальное давление в скважине, не приводящее к гидроразрыву.

Уравнение получено для условий недопущения растягивающих напряжений на стенке скважины. Фактически горная порода должна сопротивляться растяжению. С учетом поправки неравенство (13) примет вид:

.                       (14)

Результаты расчетов сведены в табл. 3.

Таким образом, уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяет сделать вывод о возможности ее углубления до 6150 м на буровом растворе плотностью до 2350 кг/м³.

ВЫВОДЫ

Результаты исследований и проведенных расчетов, а также уточненный механизм расчета предельного давления в скважине позволяют сделать следующие выводы:

– существует возможность углубления скважины до определенной глубины с определенной плотностью бурового раствора;

– завышенные реологические параметры бурового раствора предопределяют развитие значительных гидродинамических давлений в скважине и провоцируют газопроявления;

– реологические параметры бурового раствора необходимо поддерживать в минимальных значениях;

– химические реагенты, применяемые для приготовления бурового раствора, в полной мере должны соответствовать термобарическим и горно-геологическим условиям вскрываемого разреза и предотвратить вспенивание бурового раствора.

Таблица 1. Измеренные значения давлений и температуры бурового раствора по стволу скважины Table 1. Measured values of pressures and temperature of drilling mud along the wellbore

* Пластовая температура составляет 197 °С. The reservoir temperature is 197 °C.

Таблица 2. Значения температуры буровых растворов различной плотности в трубном пространстве Table 2. Values of temperature of drilling muds with different density in the tubing

Таблица 3. Результаты расчета градиента ГРП Table 3. Results of calculating the fracture gradient

Сибирский кратон расположен между реками Енисей и Лена и, согласно палеомагнитным данным, испытывал в последние 250 млн лет столкновение с Западно-Сибирской плитой [1]. У зоны столкновения находится островная дуга, состоящая из цепи сводовых поднятий (Ледянский, Аянский, Анамский, Юктелийский, Сурингдаконский своды), представленная на рис. 1 [2].

У зоны столкновения также находится система мегавалов (Хантайско-Рыбнинский и Курейско-Бакланихинский). Мегавалы можно интерпретировать как передовую дугу, возникшую благодаря термической неустойчивости в мантии. Линии мегавалов и островной дуги разделяет линия топографических депрессий, состоящая из Нижнетунгусского и Ламско-Хантайского мегапрогибов. В работе [3] упоминается наличие астеносферы под Сибирским кратоном, тогда как согласно сейсмическим данным на профиле «Кратон» астеносферы там нет [4]. Следовательно, коэффициент вязкости под литосферой Сибирского кратона достаточно велик, и роль термической неустойчивости в мантийном клине может быть достаточна для формирования передовой дуги [5]. На рис. 2 приведен сейсмический разрез верхней мантии Сибирского кратона по профилю «Кратон» до глубин кровли переходной зоны мантии (ПЗМ) – около 430 км.

Из сейсмического разреза на рис. 2 видно, что под подошвой литосферы, расположенной, согласно работе [4], на глубине d = 200–250 км, имеется клиновидная зона (между глубинными границами разреза со скоростями сейсмических волн vГ = 8,5 км/с и vГ = 8,6 км/с), подстилаемая материалом повышенной плотности с сейсмическими скоростями vГ > 8,6 км/с. В этой зоне с углом раствора = 5,5º, которую можно рассматривать как мантийный клин, формировалось сдвиговое течение, вызываемое движением Сибирского кратона в западном направлении или эффективной субдукцией нижней границы мантийного клина к востоку. При столь малом угле раствора мантийного клина и большой вязкости его материала в сдвиговом течении велико выделение диссипативного тепла, которое может выноситься вверх механизмом термической конвекции. Считая, что пространственный масштаб конвективных вихрей совпадает с пространственной периодичностью аномалий рельефа и приуроченных к ним нефтегазоносных зон на северо-западной окраине Сибирского кратона, можно оценить скорость субдукции и коэффициент эффективной вязкости мантии.

ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ

В качестве начальной модели термомеханического состояния мантийного клина между подош- вой Сибирского кратона и поверхностью субдуцирующей Сибирской плиты, пододвигающейся под углом со скоростью V, можно принять модель, представленную в работе [5]. В рамках этой модели материал мантийного клина считается однородной несжимаемой жидкостью, вязкость которой зависит от температуры и давления, но множитель, описывающий термическую и барическую зависимость вязкости, считается равным его среднему значению. Таким образом, для коэффициента вязкости h также принимается среднее значение. Зависимость вязкости от температуры и давления учитывается усредненно. Температура, не возмущенная конвективной неустойчивостью, определяется с учетом диссипативного нагрева и адвекции тепла в мантийном клине. Стационарное распределение абсолютной температуры T рассчитывается, как и в работе [5], численно в приближении Буссинеска при бесконечном числе Прандтля. Результат расчета показывает, что температура достигает максимального значения Tmax вблизи поверхности субдуцирующей литосферы. Применительно к субдукции Западно-Сибирской плиты под Сибирский кратон при малом угле субдукции величина Tmax может быть с достаточной точностью аппроксимирована следующими аналитическими формулами, учитывающими адвекцию тепла в мантийном клине:

,                        (1)

где Tm = 1,5·103 К – температура субсолидуса; – динамическая вязкость, Па·с; k = 4 Вт/м·К – коэффициент теплопроводности; x – расстояние по горизонтали от острия мантийного клина, м; = k/(·cp) = 10–6 м2/с – коэффициент температуропроводности; = 3,3·103 кг/м3 – плотность горных пород; cp = 1,2·103 Дж/кг·К – удельная теплоемкость при постоянном давлении; безразмерные функции F и G при 4º < < 7º имеют вид:

F = 8,6293 + 1,5214;

G = 5,1139·10–3· – 0,007734·10–3. (2)

Формулы (1) – (2) с точностью 1–2 % аппроксимируют температуру в мантийном клине, определенную численно. При их выводе предполагается, что границы мантийного клина изотермичны и их температура равна температуре субсолидуса Tm. Например, согласно (1) – (2) при = 1020 Па·с; = 6º; V = 0,05 м/год; x = 400·103 м; F = 2,425; G = 5,278·10–4; F+GVx/ = = 4,114; (Tmax – Tm) = 102 K.

В работе [5] построенная термомеханическая модель мантийного клина исследовалась на термическую и конвективную неустойчивость. Первая возникает из-за зависимости коэффициента вязкости от температуры. Зависимость учитывается усредненно при расчете невозмущенной термомеханической модели мантийного клина с диссипативным нагревом. Конвективная неустойчивость также отчасти связана с зависимостью коэффициента вязкости от температуры. В работе [5] было показано, что инкремент термической и конвективной неустойчивости в виде валов переменной толщины, ориентированных вдоль субдукции, является плавно меняющейся функцией горизонтальной координаты пространства x вдоль профиля и определяется формулой:

, (3)

где = (E* + PV*)/(RT) – среднее значение показателя степени в экспоненциальной зависимости вязкости от температуры; E* и V* – энергия и объем активации; R – универсальная газовая постоянная; константы D = V ( cos – sin )/ /(2 – sin2 ) и C = –(V sin )/(2 – sin2 ) – соответствуют условиям прилипания материала мантийного клина к литосферным плитам; t = tg; T = (Tmax + Tm)/2 – средняя температура в вертикальном сечении; = 3·10–5 – коэффициент теплового расширения, К–1; g – ускорение силы тяжести; T' = (Tmax – Tm)/t; ky – волновое число, соответствующее пространственному периоду 2/ky восходящих конвективных течений в мантийном клине (ось y направлена по горизонтали, поперек направления субдукции литосферной плиты); = /tg; U' = D[(sin·cos + ) – (Csin2)]/tg.

Первое слагаемое в формуле (3) не зависит от ky и описывает термическую неустойчивость, возникающую из-за зависимости коэффициента вязкости от температуры и существенную на малых расстояниях x от желоба, в который погружается субдуцирующая литосферная плита. Остальные слагаемые в (3) соответствуют конвективной неустойчивости, вызываемой вертикальным перепадом температуры (Tmax – Tm) в мантийном клине.

Неизвестными величинами, характеризующими эффективную субдукцию литосферы Западно-Сибирской плиты под Сибирский кратон, являются скорость пододвигания V и угол субдукции . Согласно результатам [6], относящимся к профилю «Кратон», пересекающему рассматриваемый регион, в верхней мантии под Сибирским кратоном имеется наклонная аномалия плотности, уходящая в глубину перпендикулярно к р. Енисей под углом примерно 5,5º. Если интерпретировать эту плотностную аномалию как остаточный фрагмент Западно-Сибирской плиты, субдуцировавшей под Сибирский кратон в мезозое, то можно принять для угла субдукции оценку ~ 5,5º. Для энергии и объема активации примем, как в [7, 8], E* = 500 кДж/моль, V* = 8·10–6 м3/моль и среднее значение = 40. Авторы работы [1], исходя из траектории кажущегося движения палеомагнитного полюса, утверждают, что Сибирский кратон в юрский период испытывал дрейф с максимальной скоростью V = 0,10–0,12 м/год, с поворотом по часовой стрелке с угловой скоростью до 2,5º за 1 млн лет, а к рубежу юрского и мелового периодов эволюционного развития тектонических процессов на Земле кратон достиг своих современных координат и далее испытывал только вращение по часовой стрелке со скоростью не более 0,5–1,0º за 1 млн лет. Из [1] следует, что в течение последних 120 млн лет скорость столкновения V Сибирского кратона с Западно-Сибирской плитой была примерно 0,01 м/год, и как показывают расчеты настоящей работы, наилучшее согласие с распределением аномалий рельефа и нефтегазоносных зон на северо-западной окраине Сибирского кратона обеспечивают средняя скорость столкновения около 0,06 м/год и средний угол пододвигания Западно-Сибирской плиты под Сибирский кратон ~ 6º.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

На рис. 3 показан инкремент термической и конвективной неустойчивости как функция горизонтального расстояния x, рассчитанный согласно (3) при ~ 6º, скорости субдукции V = 0,06 м/год, 2/ky = 230 км, = 4,2·1020 Па·с и ранее приведенных прочих параметрах мантии.

При принятом значении вязкости максимумы , отмеченные стрелками FA и IA, соответствуют расположению передовой дуги (FA – frontal arc) и островной дуги (IA – island arc), а минимум , отмеченный стрелкой D, соответствует расположению депрессии, разделяющей передовую и островную дуги. Поскольку инкремент при x 0 неограниченно возрастает и метод последовательных приближений, используемый при выводе формулы (3), теряет силу, максимум при малых значениях x принимается приблизительно равным второму максимуму, отвечающему конвективной неустойчивости при бóльших расстояниях x. В рассмат- риваемом регионе передовая дуга состоит из Хантайско-Рыбнинского и Курейско-Бакланихинского мегавалов, островную дугу составляют Ледянский, Аянский, Анамский, Юктелийский и Сурингдаконский своды, а депрессия включает Нижнетунгусский и Ламско-Хантайский мегапрогибы. Максимум при малых расстояниях x соответствует первому слагаемому в формуле (3) (термической неустойчивости, связанной с температурной зависимостью вязкости) и отвечает передовой дуге, представляющей собой своеобразную «стену», вытянутую в меридиональном направлении. Второй максимум , расположенный при бóльших значениях x, описывает конвективную неустойчивость, порождающую периодические изменения (аномалии) рельефа поверхности Земли (и приуроченные к поднятиям рельефа нефтегазоносные зоны) с пространственным периодом (2/ky) = 230 км. Следует отметить, что вид кривой (x), имеющей два максимума, определяется величиной среднего коэффициента вязкости. При значениях , существенно меньших принятого, термическая неустойчивость играет роль при малых значениях x, а максимум кривой (x), соответствующий конвективной неустойчивости, расположен при существенно бóльших значениях x, так что расстояние между D и IA на рис. 3 становится намного больше наблюдаемого. Напротив, при бóльших значениях роль термической неустойчивости доминирует, и (x) становится монотонно убывающей функцией, имеющей максимум лишь при x 0. В силу этого оценку = 4,2·1020 Па·с можно считать достаточно точной и вполне соответствующей данным [4] об отсутствии астеносферы в рассматриваемом регионе. Полученные результаты расчетов, проведенных авторами, показывают, что на западной границе Сибирского кратона под валообразными и куполообразными (сводовыми) структурами рельефа поверхности Земли должна возникать субвертикальная миграция углеводородов за счет восходящих конвективных потоков в мантийном клине, приводящая к образованию месторождений нефти и газа. Это согласуется с теоретическими положениями нефтегазовой геологии и геохимии, представленными в работах [9–11]. Наличие таких неф- тегазовых месторождений в этом районе Восточной Сибири также подтверждено проведенными гео- лого-геофизическими исследованиями и разведочным бурением.

ВЫВОДЫ

Характерный пространственный период расположения восходящих конвективных потоков, полученных в модели конвективной неустойчивости, положение и протяженность полученной в рамках модели депрессии, отделяющей островную цепь от передовой дуги, хорошо согласуются с пространственным периодом расположения сводовых поднятий и приуроченных к ним нефтегазоносных зон, а также с положением и шириной зоны мегапрогибов на северо-западной окраине Сибирского кратона. Модельная скорость столкновения Сибирского кратона с Западно-Сибирской плитой в мезозое (0,06 м/год) и средний коэффициент вязкости горных пород под литосферой ( < 4,2·1020 Па·с) согласуются с данными сейсмопрофилирования в Западной Сибири и палеомагнитными данными о движении Сибирского кратона в мезозое.

Глобальная энергетическая система, меняющаяся под влиянием демографических процессов, климатической повестки и технологических достижений, находится на пути большой трансформации. Ограничение роста температур до 2 °С, предусмотренное Парижским соглашением по климату, требует сокращения эмиссии парниковых газов на 40–70 % в мировом масштабе к 2025 г. и практически до нуля к 2100 г. Согласно прогнозу Международного энергетического агентства энергетический сектор сможет достичь углеродной нейт- ральности к 2060 г., однако этот путь потребует беспрецедентных политических мер по поддержке инноваций.

«Общемировые тенденции инвестирования в возобновляемые источники энергии (ВИЭ) показывают, что в 2017 г. рост мощностей солнечных энергетических систем по всему миру значительно опередил рост мощностей электростанций на ископаемом топливе, – отметил член Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия», советник председателя Группы лидеров и экспертов высокого уровня по проблемам воды и стихийным бедствиям при генеральном секретаре ООН Рае Квон Чунг (Южная Корея). – В общей сложности в развитие солнечной энергетики было вложено 160,8 млрд долл., что на 18 % больше, чем в 2016 г., и представляет 57 % от общего объема инвестиций во все ВИЭ». Для сравнения, сумма новых инвестиций в добычу угля и газа оценивается в 103 млрд долл. Неудивительно, что рекордные объемы введения в строй мощностей на 157 ГВт возобновляемой энергии далеко опережают показатели ввода в строй новых энергетических объектов, работающих на ископаемом топливе (70 ГВт). Однако, несмотря на то что в настоящее время по всему миру вводится в строй новых солнечных станций больше, чем угольных, газовых и атомных, вместе взятых, электричество, получаемое из ВИЭ, в 2017 г. составило лишь 12,1 % от общих объемов выработки электроэнергии.

Доминирование традиционной генерации в общем топливно- энергетическом балансе продолжится, уверены участники саммита. В связи с этим все возрастающее значение приобретают новые технологии, позволяющие улавливать СО₂ и производить энергию из ископаемых топлив экологическим способом. В частности, лауреат премии «Глобальная энергия» 2012 г. Родней Джон Аллам (Великобритания) рассказал о газовой электростанции мощностью 50 МВт, которая строится в настоящий момент в Техасе и будет работать на основе его новации, так называемого цикла Аллама. «В то время как существующие технологии улавливания углекислого газа увеличивают конечную стоимость произведенной электроэнергии на 50–100 %, цикл Аллама не только позволяет получать энергию без вредных атмосферных выбросов, но и обладает дополнительным преимуществом – низкой себестоимостью произведенного электричества (6 центов за кВт). Это сравнимо с ценой выработки энергии современными газовыми турбинами, а в сравнении с угольными станциями цена ниже на 20 %», – отметил ученый.

В свою очередь, член Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия», президент Научного совета по глобальным инициативам Томас Блис (США) заявил, что разработка экономически обоснованных технологий секвест- рации углерода – лишь одно из решений проблемы возрастающего количества углекислого газа в атмосфере. Не менее важной задачей, убежден эксперт, станет решение проблемы утечки метана при добыче и транспортировке ископаемого топлива. «Насколько я знаю, на данный момент на пути к потребителю теряется до 40 % газа, при этом парниковый эффект, создаваемый метаном, в 25 раз превышает парниковый эффект от выбросов СО₂», – заявил Томас Блис. Он также отметил, что уход от использования ископаемого топлива – вопрос не только денег, но и времени. Технологический прогресс идет медленно, и для управления инвестициями в НИОКР необходима политическая поддержка. Рассуждая о резервном источнике для ВИЭ, эксперт выделил ядерную энергетику и подчеркнул, что ее развитие сдерживает чрезмерное регламентирование. По его мнению, строительство реакторов по новым прогрессивным технологиям требует больших инвестиций: цена сертификации подобного проекта достигает 1 млрд долл. Тем не менее Томас Блис убежден, что в течение следующих 10 лет новые усовершенствованные реакторы войдут в массовое производство.

Расширяя идею о способах сохранения энергии, эксперт премии «Глобальная энергия», председатель Совета директоров Российского технологического фонда Доминик Фаш (Франция) отметил важность климата доверия и международного диалога: «Проблема сохранения энергии требует стабильной политической ситуации и действий на международном уровне. Если решится этот вопрос, решатся вопросы нестабильности и передачи возобновляемых источников энергии. Эти задачи должны стать приоритетными для европейского комьюнити; сегодня же у Европы нет единой политики в этом направлении».

Член Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия», главный вице-президент по исследованиям и разработкам Халифского университета науки и технологий Стивен Гриффитс (ОАЭ) отметил, что цифровые технологии открывают новые возможности для вовлечения в энергообмен распределенной генерации, а также влияют на системы накопления энергии, устройства и комплексы с регулируемым потреблением для организации разнообразных энергетических сервисов. Разделяя его идеи, эксперт премии «Глобальная энергия», президент International Flame Research Foundation Сауро Пасини (Италия) подчеркнул, что структурные и технологические особенности построения энергосистем, получившие название «Интернет энергии», влекут за собой появление новых субъектов (просьюмеров и агрегаторов) и требуют регуляции отношений между ними, а также стандартизации интерфейсов взаимодействия с единой энергетической системой.

Эксперты сошлись во мнении: хотя диджитализация и влечет за собой развитие «умных городов», помогает регулировать энергоснабжение и балансировать энергопотребление, она также влечет новые угрозы. В частности, нефтегазовому сектору придется разрабатывать собственные бизнес-модели, а государствам в целом – научиться договариваться, чтобы не столкнуться с энергетическим терроризмом.

В рамках Саммита также было подписано Соглашение о сотрудничестве между Ассоциацией «Глобальная энергия» и Политехническим университетом Турина, которое подразумевает развитие научно-энергетических связей: совместные мероприятия, лекции лауреатов премии «Глобальная энергия» на площадке университета, участие экспертов в номинационном процессе, сов- местную экспертизу проектов в области энергетики и мн. др.

– Какие нефтегазовые производственные процессы, помимо нефтепереработки и сейсмической разведки, можно оптимизировать с применением решений Teradata? Существуют ли у компании удачно реализованные проекты в области оптимизации добычи, транспортировки, хранения углеводородов? 

Оливер Ратцесбергер:

– Технологии Teradata применимы фактически ко всем производственным операциям в нефтегазовой сфере. В области добычи углеводородов они способны повысить отдачу месторождений (и подземных хранилищ газа), в транспортировке – стабилизировать давление в трубопроводах, улучшить качество и рентабельность сервиса арматуры и перекачивающего оборудования, продлить межремонтные интервалы агрегатов и, наоборот, сократить сроки плановых остановок газо- и нефтепроводов для профилактических и ремонтных работ. В переработке и нефтегазохимии наши технологии помогают увеличить объем производимой продукции.

Пример одного из таких удачно реализованных проектов – наше сотрудничество с компанией Statoil в Северном море. Там из-за нестабильной сейсмической ситуации давление в скважинах меняется каждые 2 мс. Наша технология IO count помогает «подстроиться» под эти флуктуации и осваивать скважины с экономическим эффектом, оцениваемым в миллиардах. Еще один пример: на операционной платформе Teradata в Сингапуре недавно была разработана сис- тема автосервиса, при которой искусственный интеллект анализирует состояние двигателей, «прослушивая» звук их работы. Мне кажется, в области обслуживания и ремонта газотурбинных агрегатов компрессорных станций газопроводов и насосных перекачивающих станций нефтепроводов такая технология имеет все шансы на внедрение.

– Как может использоваться Интернет вещей в процессах разведки месторождений, добычи, транспортировки, переработки газа, снабжении газом потребителя? В каких областях человеческий контроль уже не нужен и где он остается необходимым? 

Стивен Бробст:

– «Цифровые близнецы» в любом из описанных процессов, будь то шельфовое бурение или подача газа в жилой дом, помогают оптимизировать расходы, риски и повысить безопасность труда. В нефтегазовой отрасли такие расходы и риски особенно велики, и например, в Саудовской Аравии компания Saudi Aramco во всех проектах уделяет очень много внимания Интернету вещей и цифровому процессинговому моделированию.

Граница между компетенциями человека и искусственного интеллекта в нефтегазе, как и везде, пока размечена на уровне страте- гического планирования: стратегические задачи решают люди, тактические – их digital twins, которые «в полевых условиях» гораздо выносливее и работоспособнее человека. Им не нужно создавать комфортные условия для деятельности и проживания на заполярных месторождениях. Им не нужно доставлять продукты и платить высокую «северную» зарплату, заменять их вахтовым методом раз в две–три недели.

– Представитель российской нефтегазовой компании, практикующей цифровое моделирование месторождений, недавно заявил, что диджитализация сегодня эффективна только с началом эксплуатации промысла. До этого с точностью предсказать, получим ли мы в результате нефть или газ, может только разведочное бурение. Есть ли у Teradata аргументы, опровергающие данное высказывание? 

Стивен Бробст:

– Согласен, сейчас стопроцентной уверенности в данных разведки месторождений без бурения цифровые технологии обеспечить не могут. Но они могут усилить вероятность «прогноза на урожай», если будет задействован человеческий фактор. Речь идет об анализе Big Data специалистами с опытом разработки данного типа месторождений, интуитивно сопоставляющими предположения искусственного интеллекта с тем, что обычно бывает. Мы работали с норвежской компанией Statoil, и в этом проекте наша технология анализа данных сейсмической разведки IO tv показала себя весьма эффективной.

16 апреля в московском «Экспоцентре» состоялось открытие XVIII Международной выставки «Нефтегаз-2018», организованной совместно с Messe Düsseldorf (Германия) при поддержке Минэнерго, Минпромторга и Торгово-промышленной палаты Российской Федерации. В очередной раз работа выставки была синхронизирована с проведением Национального нефтегазового форума, собирающего в дискуссионном формате представителей власти, отраслевых объединений и научного сообщества. 

Международный энергетический конгрессно-выставочный проект в этом году отметил свое 40-летие. На площади свыше 30 тыс. м2 534 компании из 25 стран мира представили свои новинки и достижения в области геологоразведки, добычи, транспортировки, переработки и хранения углеводородов, сопутствующего оборудования и сервисных услуг. На церемонии открытия заместитель министра энергетики России Кирилл Молодцов огласил приветствие участникам от имени главы Минэнерго Александра Новака и подчеркнул централизующую и формообразующую роль выставки «Нефтегаз» для дальнейших отраслевых экспозиций 2018 г. в России.

17 апреля в ЦВК «Экспоцентр» начал работу Национальный неф- тегазовый форум (ННФ). Модератором сессии «Технологическое развитие нефтегазовой отрасли России в условиях цифровой трансформации мировой экономики и структурных преобразований» выступил президент Торгово-промышленной палаты России Сергей Катырин, поставивший перед российскими и международными экспертами ряд актуальных вопросов, в частности о том, как станет развиваться нефтегазовый рынок и будет меняться отрасль в условиях цифровой экономики.

В рамках сессионного доклада глава Департамента нефтяных исследований ОПЕК Бехруз Бейк Ализаде дал высокую оценку соглашению ОПЕК+ 2016 г. и главенствующей роли России в его реализации.

«Без усилий, предпринятых странами ОПЕК и Россией, сегодня не было бы стабильности и предпосылок возвращения инвестиций в отрасль», – сказал заместитель министра энергетики России Павел Сорокин, вместе с вице-президентом IHS Markit Бобом Фрикландом отметивший признаки оздоровления рынка. Директор Энергетического цент- ра Бизнес-школы «Сколково» Татьяна Митрова, назвавшая «турбулентные времена наиболее благоприятными для аналитиков», в своем выступлении разделила с президентом сегмента Oil & Gas компании Schneider Electric Крисом Дартнеллом мнение о том, что сегодня маржу предприятию формируют эффективные технологии, а не цена на сырье.

Динамика цифровой трансформации отрасли отслеживалась уже в том, что, помимо Минэнерго и Минпромторга, к процессу подключилось и Министерство связи и массовых коммуникаций России. В этом году участники Форума обсуждали не абстрактные, а конкретные и отчасти реа- лизованные цифровые проекты. Директор по геологоразведке и ресурсам ПАО «Газпром нефть» Алексей Вашкевич поделился опытом применения симулятора гидроразрыва пласта в условиях баженовской свиты и высказал мнение, что цифровое процессинговое моделирование сегодня эффективно начиная с этапа эксплуатации месторождений. Впервые в рамках форума представитель компании Ernst & Young Артем Козловский дал системную оценку перспектив отраслевого применения блокчейна и искусственного интеллекта.

Важность импортозамещения и локализации в сфере не только производства оборудования, но и IT-продукции обозначил в рамках одноименной сессии ННФ заместитель министра энергетики России Павел Сорокин, подчеркнувший, что «отключение» России от иностранных технологий сейсмической разведки остановит развитие отрасли так же, как отключение SWIFT заморозит национальную экономику. Руководитель Департамента по производству нефтегазового оборудования Schlumberger в России и Центральной Азии Олег Жданеев рассказал, что компания локализует в России литейное производство, выпуск оборудования для освоения шельфа Арктики и программного обеспечения, применяемого не только в добыче, но и при проектировании объектов СПГ. О разработке собственной технологии крупнотоннажного сжижения природного газа заявил директор Департамента ПАО «НОВАТЭК» Валерий Ретивов. Отдельное слово в рамках сессии «Импортозамещение и локализация» было предоставлено директорам оборонных предприятий, зафиксировавших определенное отставание российского IT-сектора от мирового уровня, а также потенциальную возможность «сравнять счет» – при условии господдержки и стандартизации технологий Министерством связи и массовых коммуникаций России.

В рамках ННФ также прошли круглые столы и форсайт-сессии, посвященные нефтепереработке и нефтегазохимии, разработке трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов, новым экономическим и цифровым инструментам улучшения отраслевого инвестиционного климата.

В Общем собрании приняли участие министр торговли, промышленности и авиации Республики Индия Суреш Прабху и Председатель Правления Национального института преобразования Индии «НИТИ Аайог» Амитаб Кант. Участники заседания ознакомились с итогами работы Международного делового конгресса (МДК), одобрили деятельность Президиума и Правления МДК за 2017 г.
Состоялись заседания рабочих комитетов.

В рамках заседания состоялись выборы состава Правления и Президиума МДК. На должность Президента МДК был переизбран Алексей Миллер, на должность вице-президента – Клаус Шефер, генеральный директор Uniper SE.

Новыми членами Президиума избраны член Правления Linde AG
Кристиан Брух, Председатель Shell в России Седерик Кремерс, Председатель Правления Srei Infrastructure Finance Ltd Хемант Канория, заместитель Председателя Совета директоров Sumitomo Mitsui Banking Corporation Europe Ltd Масаки Камбаяши, генеральный директор АО «МХК «ЕвроХим» Игорь Нечаев, генеральный директор ИФК «Метрополь» Михаил Слипенчук.

Принято решение, что очередное Общее собрание МДК пройдет в 2019 г. в Германии.

В ходе Общего собрания состоялась рабочая встреча Алексея Миллера и Председателя Правления компании SREI Хеманта Канория. Стороны обсудили перспективы развития сотрудничества в нефтегазовой сфере.

«На фоне существующих экологических проблем увеличение доли «голубого топлива» в энергобалансе Индии, несомненно, способно сыграть ключевую роль. Мы видим, что у природного газа в Индии большие перспективы в самых разных сферах применения, которые открывают возможности для развития партнерства «Газпрома» и индийских компаний», – сказал Алексей Миллер.

Спрос рождает предложение

26 апреля в Нью-Дели состоялось VI заседание Рабочего комитета МДК «Современные технологии и перспективные проекты нефтегазового комплекса», посвященное развитию энергетической инфраструктуры в рамках реализации совместных проектов нефтегазовых компаний в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР). Открывая заседание, председатель Комитета, заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» Виталий Маркелов отметил важность экологической составляющей в любом энергетическом проекте, в том числе и в реализующихся сегодня в странах АТР.

О политике инвестирования проектов в Индии и Китае рассказал в своем докладе генеральный директор электронной платформы iQuippo индийской компании SREI Infrastructure Finance Ltd Анант Радж Канория. «Импортирующая в настоящее время до 80 % энергоресурсов и занимающая по уровню спроса на них четвертое место в мире Индия заинтересована в привлечении иностранных инвестиций к освоению национальных неф-
тегазовых месторождений, и правительство последние четыре года делает многое для облегчения условий работы в стране иностранных добывающих компаний», – подчеркнул господин Канория. Он отметил, что индийские нефтегазовые предприятия, частные и государственные, в настоящее время проходят процесс вертикальной интеграции, осваивая новые для себя функции для обеспечения полного цикла разведки, добычи и переработки углеводородного сырья, включая сервисные составляющие. На фоне этой деятельности мы также заинтересованы в расширении сотрудничества с российскими компаниями. Представитель SREI анонсировал старт новых крупных международных инвестпроектов в Индии – строительства национальной сети газораспределения и морского порта–хаба для экспортно-импортных нефтегазовых операций, проектирование которого начнется в мае 2018 г.

Отметив исследование возможностей ПАО «Газпром» по поставкам трубопроводного газа в Индию и ориентированность местной инфраструктуры главным образом на поставки СПГ, Виталий Маркелов призвал коллег по Комитету сосредоточить внимание на создании в стране современной газотранспортной системы.

Развитию новых рынков природного газа в Азии и повышению спроса на данный энергоноситель (добываемый, в частности, во Вьетнаме) было посвящено выступление операционного директора бизнес-подразделения японской корпорации Mitsui Хиротацу Фудзивара. О перспективах газовой электрогенерации в Китае в сотрудничестве с ПАО «Газпром» говорил заместитель генерального директора АКОО «ПетроЧайна» Лян Пэн. Он отметил рост спроса на природный газ, повышение интереса к внутренней добыче и увеличению запасов.

Отдельное место в программе заседания Комитета занимали проекты в АТР с российским участием. О новых методах проектирования СПГ-комплексов рассказал представитель компании Shell Сандер Стегенга. О потенциале завода по сжижению природного газа на Сахалине в рамках сотрудничества стран АТР и создании на острове нефтегазового индустриального парка высказался главный исполнительный директор Sakhalin Energy Investment Ltd. Роман Дашков.

В программу заседания Рабочего комитета МДК вошел отчетный доклад заместителя генерального директора ООО «Камелот
Паблишинг» Эльвина Ахадова о реализации Международного конкурса «Нефтегазовые проекты. Взгляд в будущее».

Следующее заседание Комитета «Современные технологии и перспективные проекты нефтегазового комплекса» пройдет в Челябинске, принимающей стороной выступит ПАО «Челябинский трубопрокатный завод».

Мурманское газовое месторождение открыто в 1983 г. и является первым месторождением, открытым в морской части шельфа Западной Арктики. Оно расположено в южной части Баренцева моря в 150 км северо-западнее п-ова Канин и в 370 км от г. Мурманска (рис. 1). Глубины моря на Мурманской площади изменяются от 68 до 123 м. Донные отложения представлены в основном песком, мелко- и среднезернистым с примесью ила, обломками раковин, гравия и гальки.

Климат района морской, арктический. Район характеризуется продолжительной зимой, коротким летом, большой влажностью (80–90 %), облачностью и постоянными ветрами. Самые холодные месяцы – февраль и март со средней температурой воздуха –4–5 °С. Наиболее теплые месяцы – июль и август со средней температурой воздуха 9–11 °С.

Ледовые образования на акватории наблюдаются не ежегодно. По среднемноголетним данным, в годы со льдом устойчивое его появление приходится на вторую декаду марта, раннее появление льда было зафиксировано в конце января. Ледяные образования сплоченностью в среднем 7 баллов имеют большую раздробленность – битые льды и обломки полей диаметром 2 км и менее. Они сильно всторошены, толщина льда колеблется от 20 до 130 см. К середине мая обычно происходит очищение акватории от льда, средняя продолжительность ледового периода составляет 2 мес [1–3].

ОБЪЕМ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОБОВАНИЯ СКВАЖИН

Объемы поисково-детальных и детализационных работ методом отраженных волн общей глубинной точки в акватории Мурманского поднятия составили 3522 пог. км. Общая плотность работ в области замкнутого контура структуры – около 3 пог. км/км². Плотность детализационных работ в 1985–1987 гг., определяющих современное состояние изученности площади по продуктивным и перспективным отложениям триаса, достигла 1,87 пог. км/км². В своде структуры, где сосредоточен основной объем сейсмических профилей, плотность сейсмических наблюдений составляет 3,37 пог. км/км². Плотность сети скважин в прогнозируемом контуре газоносности – более 20 км² на скважину. Текущая эффективность работ – около 4 тыс. м³/м и 15,8 млрд м³ на скважину.

На месторождении реализована оценочная стадия разведки. Предварительный прогноз, выполненный на основе детальных гравиметрических исследований (газовая залежь на глубине 2,5 км высотой 200–240 м), в целом подтвердился, но столь сложная структура месторождения оказалась совершенно неожиданной: 21 залежь высотой от 56 до 272 м в рамках четырех продуктивных горизонтов. На месторождении пробурены четыре поисковые и четыре разведочные скважины (минимальная глубина бурения 1609 м, максимальная – 4373 м). Общий объем проходки составил 25 032 м. В контуре месторождения оказались все восемь скважин, из которых две были ликвидированы по техническим причинам, вызванным авариями. Бурение пяти скважин было завершено испытаниями. Устойчивый максимальный дебит составил 467 тыс. м³/сут (штуцер диаметром 15 мм), при кратковременных отработках на больших диаметрах – до 700–740 тыс. м³/сут, абсолютно свободный дебит – 813 тыс. м³/сут. Испытан 41 объект.

ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Период изучения месторождения бурением занял пять летних сезонов, испытания скважин продолжались еще один сезон. Отчет по оценке запасов подготовлен в 1990 г. ФГУП «Арктикморнефтегазразведка». Эти исследования стали первым крупным открытием на Арктическом шельфе России, оказавшимся при этом и самым сложным по строению. С этим обстоятельством связаны технологические и методические трудности его разведки и оценки.

Размер структуры по замкнутым изогипсам –2100 м и –2900 м составляют 19 × 12 км и 16,5 × 10,5 км, амплитуды – 110 и 125 м соответственно. Три протяженных разрывных нарушения сбросового характера определяют блоковое строение складки. Амплитуда смещений изменчива по площади и разрезу и составляет 20–50 м. Плоскости сбрасывателя наклонены в северо-западном направлении. Кроме того, структурные планы по всем горизонтам осложнены большим числом относительно непротяженных разрывных нарушений и аномалий сейсмической записи, предположительно связанных с литологическими замещениями, положение которых в плане и разрезе зачастую совпадает.

Залежи Мурманского месторождения относятся к категории пластово-сводовых, литологически экранированных на участках замещения проницаемых пород (песчаников) непроницаемыми (глинами). Эти многочисленные латеральные контакты в терригенных триасовых отложениях по результатам сейсморазведочных работ уверенно не отслеживаются. Газоводяные контакты не были вскрыты ни одной из скважин и приняты условно: по нижним отверстиям перфорации или по подошве нижнего коллектора в интервалах перфорации. Из 21 залежи лишь залежь I4 вскрыта четырьмя скважинами, залежь III5 – тремя скважинами, восемь залежей – двумя скважинами, 11 залежей – одной скважиной. На рис. 2 показана структурная карта по кровле I продуктивного горизонта, на рис. 3 – геологический профиль по линии скважин 24 – 22 – 26.

Площади газоносности, подсчитанные по 21 залежи, различаются почти на порядок: от 24,9 млн до 183,8 млн м². Площади газоносности четырех продуктивных горизонтов меняются от 161,4 млн до 746,3 млн м², составляя в сумме 1724,4 млн м². По шести залежам запасы полностью оценены категорией С₁; площади подсчета запасов категории С₁ по другим 15 залежам составляют от 14,7 до 58,7 % всей их площади газоносности.

Газонасыщенные толщины определяются литологическим выклиниванием продуктивных отложений. Характер выклинивания реально можно проследить лишь для залежи I4, а в остальных случаях условная линия выклинивания проводилась на середине расстояния между соседними скважинами. Средневзвешенные значения эффективных газонасыщенных толщин для 21 залежи месторождения меняются в пределах 0,6–5,8 м, составляя в среднем 2,5 м, а в сумме – 47,0 м.

Средние значения толщин для четырех продуктивных горизонтов образуют следующий ряд сверху вниз по разрезу: 3,2 – 0,8 – 2,1 – 2,2 м.

Значения объемов продуктивных отложений для 21 залежи месторождения меняются в пределах от 21,7 млн до 704,8 млн м³, составляя в сумме 4317,1 млн м³. Суммарные значения объемов для четырех продуктивных горизонтов образуют следующий ряд сверху вниз по разрезу: 2376,0 млн – 130,8 млн – 1236,5 млн – 573,8 млн м³. Объем продуктивных отложений месторождения с запасами категории С₁ составляет 52,3 %.

Положение границ участков залежей с запасами категории С₁ принималось по результатам геофизических исследований скважин и по условной линии литологического замещения, а для запасов категории С₂ – по нижней отметке установленной продуктивности в скв. 23 и по линии контакта, проведенной через нее.

Запасы газа Мурманского месторождения по состоянию на 01.08.1994 здесь и далее оценены по старой классификации: всего запасов – 120,7 млрд м³, в том числе по категориям А + В + С₁ – 59,1 млрд м³, по категории С₂ – 61,6 млрд м³.

Газ всех продуктивных горизонтов однотипен и классифицируется как сухой, метановый, низкоазотный, низкоуглекислый, низкогелие- носный, бессернистый. Содержание метана 96–97 %.

ОЦЕНКА ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ

Эксплуатационные скважины. При выборе типа, конструкции и количества скважин на месторож- дении, а также их размещения учитывается ряд параметров – от геологических особенностей залежи и насыщающих ее флюидов до принятых решений по обустройству, оптимальным уровням отборов и особенностям транспортировки сырья.

Мурманское месторождение включает 21 залежь, объединенную в четыре горизонта, представляющих самостоятельные объекты для разработки. По гео- логическим особенностям это пластово-сводовое, блоковое, литологически экранированное месторождение со значительной газонасыщенной толщиной (более 500 м) и существенными изменениями пластового давления по залежам (от 24,6 до 48,3 МПа). Ограничение по срокам эксплуатации морского месторождения, необходимость одновременного ввода в разработку максимального объема запасов, высокая стоимость скважин и ограничения по их количеству требуют принятия таких решений по разработке, которые позволят минимальным числом скважин обеспечить приемлемые уровни добычи и сроки эксплуатации. При этом одновременная эксплуатация разных горизонтов одной сеткой скважин ограничена большой разницей пластовых давлений. Здесь возможны два основных решения: приобщение верхнего горизонта после частичного истощения нижнего и дальнейшая совместная эксплуатация; применение совместно-раздельной эксплуатации отдельных горизонтов скважинами, оборудованными пакерами и самостоятельными лифтами для разных горизонтов. Второе решение значительно утяжеляет конструкцию скважин и усложняет технологию добычи, но позволяет получить приемлемые уровни добычи в более короткие сроки в сочетании с общим количеством скважин, необходимым для разработки.

Принимая во внимание малые величины толщин продуктивных пропластков, применение скважин с горизонтальными участками представляется нецелесообразным. В то же время для охвата запасов при кустовом бурении и для увеличения эффективной площади вскрытия продуктивных пластов рекомендуется применение наклонно-направленных скважин для одновременного вскрытия нескольких пропластков с минимальными углами вскрытия. Кроме того, с учетом низкой проницаемости (0,5–20.10-3 мкм²) целесообразно применить многозабойные скважины, когда вторичное вскрытие осуществляется не перфораторами, а забуриванием небольших горизонтальных стволов малого диаметра в продуктивных пластах, что позволит увеличить производительность скважин при умеренных депрессиях. Рабочие дебиты оцениваются на уровне 300–400 тыс. м³/сут при депрессиях около 5 МПа.

Бурение. Учитывая возможность применения скважин сложной конструкции для раздельно-совместной эксплуатации, рекомендуется их заканчивание в этом варианте на платформе, что позволит значительно повысить надежность эксплуатации по сравнению с подводным заканчиванием. При этом часть скважин, эксплуатирующих только один горизонт, может быть оборудована подводным заканчиванием, что позволит обеспечить их опережающее бурение с плавучей буровой установки (ПБУ) и ускоренный ввод в эксплуатацию после установки платформы. Скважины оборудуются подводной арматурой, включающей колонную головку с дистанционным управлением и системой датчиков телеметрии. Зона вскрытия продуктивного горизонта оборудуется системой датчиков для замера давления, температуры и влажности газа с непрерывной передачей телеметрии на платформу. Скважины объединяются в кусты, продукция кустов собирается в манифольды и райзерами подается на платформу.

Бурение с платформы осуществ- ляется через райзер с заканчиванием скважинной ячейкой на платформе. Зона вскрытия продуктивного горизонта оборудуется системой датчиков для замера давления, температуры и влажности газа с непрерывной передачей телеметрии на платформу.

Бурение и ремонт части скважин осуществляются с ПБУ типа плавучей полупогружной буровой установки или бурового судна с подводным заканчиванием. Скважины с заканчиванием на платформе бурятся с платформы.

Разбуривание скважин с подводным заканчиванием осуществляется кустами по 4–6 сква- жин. Темп бурения оценен как пять скважин в год одной ПБУ, включая подводное заканчивание. Прокладка подводных внутрипромысловых трубопроводов и установка манифольдов осуществляются, как правило, вспомогательными судами. Часть операций по обустройству может выполняться с ПБУ.

Бурение с платформы предусмотрено для скважин сложной конструкции, обеспечивающей совместно-раздельную эксплуатацию двух горизонтов. Темп бурения и обустройства оценивается на уровне семи скважин в год. С платформы также бурятся скважины, предусматривающие совместную эксплуатацию двух горизонтов, поскольку дострел и последующее повторное освоение скважины в случае подводного заканчивания является самостоятельной сложной и дорогостоящей задачей, тогда как с платформы такая операция является вполне штатной.

Обустройство. В условиях месторождения рекомендуется применение одной платформы на натяжных опорах типа TLP (рис. 4). Эти платформы в ледостойком исполнении предположительно позволяют обеспечить надежную круглогодичную эксплуатацию в условиях Мурманского месторождения со слабыми ледовыми нагрузками. Вместе с тем такое решение требует дополнительных исследований, равно как и решение проблемы периодического (по статистике, до одного-двух раз в год) появления в районе айсбергов.

Обустройство месторождения осуществляется обвязкой кустов скважин с подводным заканчиванием и заканчиванием на платформе. На рис. 5 показана принципиальная схема обустройства подводно-надводного промысла с применением платформ на натяжных опорах.

Надежная эксплуатация скважин потребует подачи на забой ингибитора гидратообразования, поскольку выдержать безгидратный режим работы в широком диапазоне давлений и температур не удастся, особенно в верхней части разреза и в подводных манифольдах. Соответствующее оборудование, включающее хранилище ингибитора, шлейфы подачи к кустам скважин и дозировочные насосы, может быть размещено на дне, а на платформе размещается комплекс сепарации газа и регенерации ингибитора.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Для выбора схемы разработки и дальнейших расчетов уровней добычи принимаются запасы на уровне С₁ + С₂/2.

Требование ввода в разработку всех запасов и исключение варианта выборочной разработки при условии, что основные запасы (75 %) сосредоточены в объек- тах I и III, приводит к поиску специальных решений по объектам II и IV. Освоение этих объектов самостоятельной сеткой скважин представляется экономически нецелесообразным.

Применение для объекта IV скважин с совместно-раздельной эксплуатацией с другим объектом имеет дополнительные трудности, связанные с высоким начальным пластовым давлением (до 48,3 МПа) и аномально высоким пластовым давлением с коэффициентом порядка 1,5. В связи с этим рассмотрен вариант опережающей эксплуатации пласта IV до снижения пластового давления до величины, позволяющей совместную эксплуатацию с объектом III (ориентировочно до 40 МПа). На объекте IV предполагается эксплуатировать 9 скважин, которые после снижения давления достреливаются на объект III, и далее совместно эксплуатируют оба объекта.

Объект III эксплуатируется 12 скважинами, из которых 9 работают совместно с объектом IV.

Объект I является основным объектом разработки, содержащим примерно 50 % запасов месторождения. Объект эксплуатируется 17 скважинами, из которых 12 – совместно-раздельные с объектом II.

Фонд скважин по объектам формируется следующим образом:

– объект IV – 9 скважин, эксплуатируемых совместно с объектом III после снижения давления;

– объект III – 12 скважин, из которых 9 – совместные с объек- том IV;

– объект II – 12 скважин сов- местно-раздельной эксплуатации с объектом I;

– объект I – 17 скважин, из которых 12 – совместно-раздельной эксплуатации с объектом II.

Число наклонно-направленных скважин, эксплуатирующих разное число объектов, следующее: 8 – эксплуатируют один объект (5 – на объекте I; 3 – на объекте III); 9 – эксплуатируют два объекта (III и IV) совместно; 12 – эксплуатируют два объекта (I и II) совместно-раздельно. Итого: 29 скважин, в том числе 8 с подводным заканчиванием и 21 с заканчиванием на платформе (см. табл.).

ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВВОДА ЗАПАСОВ В РАЗРАБОТКУ

Вопрос последовательности ввода запасов в разработку для сложного многопластового морского месторождения является комплексным, и часто принимаемое решение становится компромиссом между необходимостью охвата всех запасов, экономикой проекта и техническими возможностями.

В данном случае с точки зрения разработки месторождения необходим первоочередной ввод в эксплуатацию объекта IV, чтобы получить возможность сов- местной эксплуатации скважин с объектом III, причем сделать это следует как можно раньше. Вместе с тем основные запасы сосредоточены в объектах I и III, а значит, для скорейшей окупаемости инвестиций их также необходимо вводить в эксплуатацию для получения приемлемых уровней добычи.

В то же время отказ от применения скважин с подводным заканчиванием для скважин, эксплуатирующих более одного объекта, значительно ограничивает возможности по опережающему бурению с ПБУ. Такое решение применимо для восьми скважин, и его рекомендуется использовать.

Таким образом, рекомендуется ввести в частичную разработку объекты I и III скважинами с подводным заканчиванием. Далее – полностью разбурить и ввести в эксплуатацию объект IV, после чего произвести разбуривание и ввод в эксплуатацию объекта II сов- местно-раздельно с объектом I.

Из таблицы видно, что для варианта разработки месторождения самостоятельной сеткой скважин на каждый объект необходимо в общей сложности 50 скважин. В то же время применение совместной и совместно-раздельной эксплуатации позволяет ограничиться 29 скважинами, из которых 12 – с совместно-раздельной эксплуатацией, 9 – с совместной эксплуатацией и 8 – с самостоятельной сеткой.

ДОБЫЧА

Произведен расчет основных показателей разработки по объектам. Представлены суточные отборы газа и накопленная добыча по годам (рис. 6), а также динамика пластовых, забойных и устьевых давлений по годам для объектов I, III, IV (рис. 7).

Добыча газа из объекта II осуществляется в течение 5 лет, для объекта IV – 7 лет, а основные объ- екты II и III эксплуатируются в течение 15 лет (см. рис. 6), после чего устьевое давление снижается ниже давления забрасывания (см. рис. 7). Надо отметить, что пос- ле отработки объекта II до снижения давления на устье ниже 5 МПа вся энергетика платформы может использовать низконапорный газ объекта II в течение срока эксплуатации месторождения.

Максимальная суточная добыча достигает 11 млн м³/сут на четвертый год эксплуатации. Относительно постоянная добыча составляет 6 лет, после чего происходит постепенное снижение добычи. Это связано со снижением при падении давления в залежах добычи и выбытием из эксплуатации второстепенных объектов. В то же время такое распределение отборов по годам позволяет уменьшить срок окупаемости проекта.

ТРАНСПОРТ

При освоении газовых ресурсов Арктики используются подводный газопровод и танкерный вывоз сжиженного или сжатого газа. В ряде случаев ни один из вариантов не может быть экономически оправдан и реализован из-за присутствия тяжелых льдов и (или) удаленности от береговой инфраструктуры. В случае с Мурманским месторождением в силу относительной мягкости природных условий и приемлемой удаленности от берега могут рассматриваться два варианта. Во-первых, подводный газопровод, когда газ поставляется на береговой терминал в районе пос. Териберка с последующей подачей потребителям Кольского п-ова, прежде всего в Мурманск и Североморск. Бóльшая часть газа при этом сжижается и отгружается на танкер с последующей поставкой на мировой рынок. Во-вторых, сжатие газа на платформе с отгрузкой на танкер сжатого газа и последующей поставкой потребителям Кольского п-ова и на рынок.

Надо признать, что при наличии технической возможности второй вариант представляется достаточно экзотичным, поскольку его реализация сопряжена с целым рядом проблем, а именно с необходимостью строительства специализированного флота ледового класса, обеспечения надежной ритмичности отгрузки в условиях Арктики, наличием специализированных береговых терминалов для приемки сжатого газа в местах поставки и др. И это при том, что рекомендуемая к применению на месторождении платформа на натяжных опорах слабо подходит для размещения на ней столь объемного оборудования, как комплекс компримирования, что может потребовать строительства отдельной платформы для этих целей и негативно скажется на совокупной экономике проекта. В связи с этим предпочтительнее выглядит первый вариант.

Анализ и предварительные расчеты трубопроводного транспорта газа показывают, что при максимальной добыче на уровне 4 млрд м³/год и расчетных темпах падения давления необходимо предусмотреть компримирование газа перед подачей в газопровод уже на второй-третий год эксплуатации месторождения.

Предварительные гидродинамические расчеты показывают, что для транспорта газа на берег необходимо строительство подводного газопровода высокого давления диаметром 400 мм в двухниточном исполнении в целях резервирования. Целесообразно рассматривать два варианта прокладки газопровода: до пос. Териберка (около 240 км); до Североморска или Мурманска через Кольский залив (около 340 км) с учетом рельефа дна, удлиняющим газопровод примерно на 10 %. Второй вариант (рис. 8) представляется более предпочтительным с точки зрения прокладки, поскольку позволяет избежать строительства сухопутного участка до основных потребителей газа – Мурманска и Североморска, но формирует дополнительную потерю давления в газопроводе порядка 5 МПа.

В то же время при расчетном давлении на входе в газопровод около 25 МПа конечное давление составит около 10 МПа, что позволяет избежать промежуточной дожимной станции в районе пос. Териберка.

РЫНОК СБЫТА

Предварительный анализ потенциального рынка потребления газа Мурманского месторождения показывает, что полная газификация Кольского п-ова для обеспечения теплоснабжения экономически нецелесообразна, поскольку потребует значительных инвестиций в создание магистральных и распределительных сетей в сложном рельефе. Использование газа для выработки электроэнергии также не выглядит привлекательным, учитывая, что альтернативой газу является выработка электроэнергии на Кольской АЭС, которая на сегодня имеет избыточные энергомощности. Ситуация может измениться, когда из эксплуатации будут выведены первый и второй энергоблоки станции, что приведет регион к энергодефицитности, однако «Росэнергоатом» принял программу мероприятий по про- длению сроков эксплуатации энергоблоков станции до 60 лет, т. е. до 2033–2034 гг. [4].

Одновременно в Мурманской обл. предпринимаются усилия по переводу ряда котельных с ма- зута и угля на электроэнергию, интенсивность которых зависит в значительной степени от тарифов, которые потенциально могут устанавливаться в каждом случае индивидуально.

Таким образом, в обозримой перспективе целесообразно говорить об использовании газа для нужд теплоснабжения основных потребителей тепла на Кольском п-ове – Мурманска и Североморска, которые сегодня сжигают уголь и мазут, доставляемые по железной дороге за тысячи км. Анализ теплопотреб- ления этих городов показывает, что для обеспечения всех потребностей в тепле достаточно подачи до 1 млн м³ газа в сутки в отопительный период. Оставшиеся 10 млн м³ газа в сутки могут использоваться, например, в производстве метанола, который поставляется на рынок танкерной отгрузкой из Мурманского порта.

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ МУРМАНСКА И СЕВЕРОМОРСКА

Представляется целесообразным рассмотреть подробнее сценарий, когда газ месторождения используется только в целях теплоснабжения Мурманска и Североморска. Потенциально экономически оправдан перевод теплоснабжения на газ только Мурманска и Североморска как основных потребителей тепла. В этом случае освоение месторождения проводится по упрощенной схеме путем бурения куста из пяти-шести скважин (с учетом резервирования) с подводным заканчиванием на горизонт IV с последующим подключением горизонта III по мере снижения пластового давления горизонта IV.

Транспорт газа в район Североморска осуществляется подвод- ным газопроводом в две нитки (одна нитка резервная) внутренним диаметром около 170 мм каж- дая. При уровне добычи 1 млн м³/сут при начальном пластовом давлении более 40 МПа можно обеспечить бескомпрессорную подачу газа в газопровод в течение периода, превышающего срок эксплуатации скважин, т. е. более 15–20 лет. Для устойчивой работы промысла и подачи газа в газопровод без сепарации необходима подача ингибитора гид- ратообразования и коррозии на забой скважин, для чего преду- сматривается подводная емкость для ингибитора с возможностью пополнения танкером по мере необходимости. Кроме того, необходимо подать на промысел электроэнергию для работы сис- тем управления и телеметрии, а также дозировочных насосов подачи ингибитора. Для этого прокладывается подводный кабель из пос. Териберка.

Береговой комплекс включает модуль низкотемпературной сепарации и редуцирования, модуль регенерации ингибитора и блок управления.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На сегодня существуют технические и технологические решения, позволяющие начать освоение Мурманского газового месторождения фондом из 29 скважин с разными конструкциями и способом заканчивания с использованием одной платформы на натяжных опорах.

Полное освоение месторождения возможно при положительных результатах экономической оценки проекта.

Освоение месторождения для нужд теплоснабжения Мурманска и Североморска потенциально привлекательно с учетом высокой затратности и низкой эффективности существующей системы на основе сжигания угля и мазута.

Перед началом проектирования разработки и бурения с учетом сложного геологического строения рекомендуется провести на площади 3D-сейсмическое зондирование.

Характеристика фонда добывающих скважин Characteristics of the producing well stock

ПАО «Газпром» принадлежит несколько лицензий на морские участки, расположенные на континентальном шельфе Охотского моря. В их числе – три лицензии на участки Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский на восточном шельфе о. Сахалин (рис. 1). Месторождения и структуры в пределах этих участков находятся на акваториях со значительными глубинами моря. С учетом тяжелого ледового режима и высокой сейсмичности предстоящее освоение как первоочередных месторождений, так и перспективных структур потребует решения целого ряда сложнейших технических задач.

Некоторые из указанных месторождений и структур имеют сложное геологическое строение и помимо газа содержат также значительные запасы газового конденсата и нефти, что существенно усложняет их разработку. В силу значительной удаленности объектов разработки от береговой линии (40–100 км) и больших глубин моря (100–400 м) обойтись при полном обустройстве месторождения только подводными решениями, как это реализуется, например, на расположенном значительно ближе к берегу Киринском газоконденсатном месторождении (глубина моря около 90 м), не удается. Таким образом, рано или поздно придется использовать надводные объекты обустройства – стационарные и (или) плавучие морские платформы.

Рис. 1. Расположение участков проекта «Сахалин-3», лицензии на которые принадлежат ПАО «Газпром» [1]

Fig. 1. Location of sites of the Sakhalin-3 project, licenses to which belong to Gazprom PJSC [1]

Можно предположить, что на начальном этапе обустройство газоконденсатных промыслов будет осуществляться с применением только подводных технологий. В то же время на сегодняшний день не существует апробированных решений по освоению запасов нефтяных оторочек в вышеописанных условиях – ни подводных, ни платформенных.

Концепция подводной добычи и транспортировки многофазной продукции скважин на большие расстояния в холодной акватории при современном уровне технологии представляется нереализуемой. Применение стационарных платформ в условиях ледовитых морей на глубинах более 150 м также считается технически нереализуемым решением. В диапазоне глубин около 100–150 м (в западной части вышеупомянутых лицензионных участков) реализованные проекты ледостойких платформ в мире отсутствуют, за исключением платформ на Ньюфаундлендской банке, где основной угрозой являются айсберги, а не дрейфующий лед, который появляется не каждый год и обладает невысокой сплоченностью. Возможные концептуальные варианты столкнутся с необходимостью разрабатывать уникальные сооружения на пределе технической реализуемости и с огромными капитальными затратами. При этом ситуация многократно усложняется фактором высокой сейсмической активности в данном районе. Варианты ледостойких платформ с круглогодичным режимом эксплуатации существуют только на уровне концепций, причем их эксплуатация, по-видимому, должна будет осуществляться под защитой систем управления ледовой обстановкой.

Рис. 2. Расположение полигонов исследований

Fig. 2. Location of research grounds

С учетом отсутствия на сегодняшний день апробированных технических и технологических решений по освоению нефтяных оторочек в замерзающих акваториях могут быть признаны обоснованными предложения о реализации на месторождениях с нефтяной оторочкой этапа опытно-промышленных работ (ОПР) с сезонным применением морской плавучей платформы с нефтехранилищем. В случае достижения положительного результата при реализации ОПР предусматривается дальнейшее освоение запасов нефтяных оторочек на этапе обустройства на полное развитие.

ВЫБОР КОНЦЕПЦИЙ ОСВОЕНИЯ

Для выбора концепций освоения рассматриваемых месторождений и структур необходимо в первую очередь обладать достоверной информацией о возможных особенностях природных условий в районах их расположения. С одной стороны, может показаться, что данный район Охотского моря отнюдь не является слабоизученным, поскольку на восточном шельфе о. Сахалин к настоящему времени уже установлены пять стационарных морских платформ для добычи углеводородов, из них две – в составе проекта «Сахалин-1» на месторождениях Чайво (платформа «Орлан») и Аркутун-Дагинское (платформа «Беркут») и три – в составе проекта «Сахалин-2» на месторождениях Пильтун-Астохское (платформы «Пильтун-Астохская-А» и «Пильтун-Астохская-Б») и Лунское (платформа «Лунская-А»). Вместе с тем необходимо принять во внимание, что акватории Киринского, Аяшского и Восточно-Одоптинского лицензионных участков заведомо характеризуются рядом отличительных особенностей природных условий по сравнению с указанными выше месторождениями.

Во-первых, как уже отмечено выше, они находятся на существенно большем удалении от берега и на бóльших глубинах, вследствие чего можно ожидать большей интенсивности волнения и скоростей течения. Во-вторых, более южные акватории оказываются в зоне перемещения мощных морских (южных) циклонов, поэтому характер и интенсивность штормовых условий здесь могут различаться. В-третьих, в этой части континентального шельфа вследствие специфического характера картины перемещения ледяного покрова с ярко выраженным преимущественным направлением с севера на юг вдоль о. Сахалин можно ожидать более высоких скоростей дрейфа льда и, вероятно, большей толщины опасных ледяных образований (наслоенного льда, торосов и др.). Судоходство в ледовый период здесь практически отсутствует, поэтому гидрометеорологические данные, полученные с помощью непосредственных наблюдений, крайне ограниченны. Помимо этого, по формальным критериям определения степени изученности территории [2] рассматриваемые акватории должны быть отнесены к недостаточно изученным.

Таким образом, без выполнения специализированных исследований ледового режима как на акваториях самих рассматриваемых участков, так и на примыкающих акваториях Охотского моря – в результате чего должны быть получены необходимые данные для корректного определения ожидаемых сценариев ледовой обстановки и оценки расчетных ледовых нагрузок – не представляется возможным сделать окончательный вывод о применимости того или иного типа и конструкции платформ.

С учетом рассматриваемых в настоящее время концепций бесплатформенного обустройства первоочередных месторождений объекты обустройства не будут непосредственно подвергаться воздействию экстремальных природных факторов, но на первый план выходят вопросы обеспечения бурения эксплуатационных скважин, выполнения морских строительных работ, проведения обслуживания и ремонта подвод- ных систем. Для надежного планирования этих и других морских операций требуется очень точная информация о ледовом режиме и режимных гидрометеорологических характеристиках, надежное определение которых требует достоверной информации о наблюдениях за длительные периоды времени.

Кроме того, нельзя исключить, что на последующих стадиях разработки месторождений потребуется строительство морских стационарных платформ для размещения технологического оборудования, необходимого для продолжения добычи с экономически целесообразными показателями. Для оценки технической осуществимости использования стационарных, а возможно, и плавучих (при поддержке системы управления ледовой обстановкой) платформ, для обеспечения требований надежности и безопасности их эксплуатации необходимо уже на стадии выбора концепций обустройства и далее, на стадии проектирования, в полной мере учесть все особенности сложных природно-климатических условий рассматриваемого района и сопутствующие потенциальные риски. Выбор наиболее эффективного типа морской платформы (плавучая или стационарная гравитационного, свайного или смешанного типа) должен быть тщательно обоснован для конкретных условий как с технической, так и с экономической точек зрения.

а) a) 

б) b)  

Рис. 3. Ледокольное судно (а) и участники (б) ледоисследовательской экспедиции на восточном шельфе о. Сахалин в Охотском море, апрель 2016 г.

Fig. 3. The icebreaking ship (a) and the participants (b) of the ice exploratory expedition on the eastern shelf of the Sakhalin island in the Sea of Okhotsk, April 2016

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ

Согласно действующему законодательству [3] подготовка проектной документации на объекты капитального строительства без выполнения соответствующих инженерных изысканий не допускается. Для неизученных и слабоизученных районов шельфа действующие нормативно-технические документы в области инженерных изысканий на шельфе [4] устанавливают длительность гидрометеорологических изысканий, включая исследования ледового режима, не менее 3–5 лет.

Учитывая сжатые сроки периода подготовки к началу обустройства первоочередных месторождений, сложные природные условия, а также то, что в рамках традиционных инженерно-гидрометеорологических изысканий выполнить весь необходимый объем исследований весьма затруднительно, в ПАО «Газпром» было принято решение о выполнении научно-исследовательской работы (НИР) по изучению особенностей природных условий на примере характерного района акватории восточного шельфа о. Сахалин. С организационной точки зрения, данная НИР представляет собой научное сопровождение инженерных изысканий, осуществление которого предусматривается положениями нормативно-технической документации в области изысканий для объектов повышенного уровня ответственности или для объектов нормального уровня ответственности в сложных природных условиях [2].

Рис. 4. Ледовая станция на ледяном торосистом образовании

Fig. 4. Ice station on the ice hummocky formation

Функциональным заказчиком НИР выступило Управление Департамента 307 ПАО «Газпром», ответственного за добычу газа, газового конденсата, нефти, а исполнителем работы было назначено ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

В качестве основной задачи НИР было установлено определение режимных и экстремальных гид- рометеорологических характеристик для выбранной акватории на основе математического моделирования c учетом натурных данных, полученных в ходе проведения летне-осенних и зимних морских экспедиционных работ. Работа носит комплексный характер и включает помимо полевых исследований очень большой объем физико-математического моделирования и расчетов полей гидрометеорологических элементов, что может быть реализовано лишь с применением суперкомпьютерной техники и уточненной верификации по накапливаемым данным натурных наблюдений. Эта часть НИР важна и интересна с методологической точки зрения, поскольку именно на основе данных моделирования определяются расчетные значения режимных и экстремальных характеристик гидрометеорологических элементов, необходимых для проектирования. В настоящей статье описаны состав и объемы выполненных экспедиционных исследований, отмечены наиболее интересные и значимые из полученных результатов. Использованные при моделировании методы и подходы будут представлены в отдельной публикации.

Рис. 5. Использование БПЛА для анализа ледовой обстановки и характеристик ледяных образований

Fig. 5. Use of the air drone for the analysis of ice conditions and characteristics of the ice formations

ЭКСПЕДИЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

В целом программа экспедиционных исследований рассчитана на 3–4 года, при этом запланировано проведение трех экспедиций, выполняемых с борта научно-исследовательского судна в безледный (летне-осенний) период, и двух ледоисследовательских экспедиций, выполняемых с борта ледокольного судна в период максимального развития ледяного покрова (апрель – май). К настоящему моменту выполнены летняя экспедиция в 2015 г. (сентябрь – октябрь) и зимняя экспедиция в 2016 г. (апрель – май). Исполнитель работ – ФГБУ «Государственный океанографический институт имени Н.Н. Зубова», обладающий богатым опытом проведения морских специализированных исследований и инженерных изысканий.

Район исследований включает глубоководный полигон (глубина моря 100–200 м), мелководный полигон (между изобатами 8 и 40 м), включающий часть коридора планируемой трассы трубопровода-коллектора, а также береговой участок в районе выхода трубопровода на берег и примыкающий прибрежный участок (до изобаты 8 м). Расположение полигонов исследований показано на рис. 2 (здесь АГБС – автономная гидрологическая буйковая станция, АГДС – автономная гидрологическая донная станция).

Работы на мелководном и глубоководном полигонах в рамках летней экспедиции 2015 г. выполнялись с борта научно-исследовательского судна (НИС) «Владимир Сафонов». В ходе работы с использованием НИС помимо традиционных исследований гидрометеорологических элементов была осуществлена установка трех автономных гидрологических станций (АГС) длительного периода работы, позволяющих определять границу (профиль) нижней поверхности ледяного покрова, а также скорость его дрейфа, и накапливать полученные данные в автономной памяти в течение всего ледового периода 2015–2016 гг. Соответствующие АГС были подняты через год, в сентябре 2016 г., в рамках вспомогательного рейса. Отметим, что две глубоководные площадки, на которых устанавливались годовые АГС, выбраны с учетом возможного размещения платформ на этапе ОПР.

Морские экспедиционные работы в 2015 г. проводились в тече- ние 48 сут, из них на НИС в море – 40 сут. Значительный объем исследований был также выполнен на береговом и прибрежном участках.

Расположение исследовательских полигонов и точки установки АГС были согласованы с ПАО «ВНИПИгаздобыча», которое разрабатывало программу инженерных изысканий. Новые данные, полученные в рамках выполненной экспедиции, существенно увеличили объем информации по гидрометеорологическим условиям рассматриваемой акватории и повысили ее репрезентативность.

Важное значение для проектирования подводных объектов могут иметь следующие полученные данные.

Прямые измерения показали, что на глубинах моря более 100 м температура воды в придонном слое практически круглый год остается в пределах отрицательных значений (температура замерзания соленой воды составляет около –1,8 °С).

Еще одной выявленной особенностью района исследований являются высокие скорости течения, причем как в приповерхностном слое, так и в придонном.

Наибольшие скорости течения, по данным измерений годовых АГС, наблюдались в октябре – декабре (в период осенних штормов), летом течения слабее. На горизонте 5 м (приповерхностный слой) весной и осенью максимальные скорости течений в приповерхностном горизонте превышают 1,1 м/с, достигая 1,6 м/с в октябре. Экстремально высокая скорость течений (2,7 м/с) зафиксирована в ноябре.

По данным наблюдений на АГС, установленной на глубине 170 м, максимальные значения скорости течения в придонном слое наблюдаются в период с октября по декабрь и достигают 0,4 м/с. На промежуточном горизонте 112 м в период осенних штормов скорость течения достигала 0,8 м/с, а летом максимальные скорости течений составляли 0,4–0,5 м/с.

Необходимо отметить, что высокие значения скорости течения могут существенно затруднять, а в некоторых случаях полностью препятствовать выполнению тех или иных морских операций, связанных со строительством, обслуживанием и ремонтом подводных объектов обустройства. Поэтому большое значение имеет продолжение соответствующих исследований, что позволит увеличить объем накопленной информации, выполнить последующую статистическую обработку и интерпретацию данных. Эти данные позволят выполнить надежную верификацию специализированных гидродинамических моделей, используемых для построения протяженных рядов гидрометеорологических элементов, и определить соответствующие экстремальные и оперативные характеристики (включая скорости течения), что предусмотрено техническим заданием на выполняемую НИР.

Рис. 6. Цифровая модель рельефа ледяного образования

Fig. 6. Digital model of the relief of the ice formation

ЛЕДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

В апреле 2016 г., в период максимального развития ледяного покрова в Охотском море, на рассматриваемой акватории была проведена ледоисследовательская экспедиция с использованием современного многофункционального аварийно-спасательного ледокольного судна «Спасатель Кавдейкин» (ФБУ «Морская спасательная служба Росморречфлота») (рис. 3).

Ледовые условия акватории, расположенной на большем удалении от берега, изучены существенно хуже по сравнению с более северными районами, в которых ранее выполнен значительный объем исследований и введены в эксплуатацию несколько ледостойких платформ.

В ходе работы с использованием ледокольного судна решались следующие основные задачи:

– исследование на рассмат- риваемой акватории в зимний (ледовый) сезон 2016 г. ледовой обстановки и особенностей ледяного покрова;

– анализ и обобщение необходимой для моделирования и корректного определения режимных и экстремальных характеристик ледяного покрова и ледяных образований информации, полученной с помощью ледовых, гидрометеорологических и морфолитодинамических исследований, выполняемых с борта ледокольного судна на ледовых станциях, а также на расположенном на берегу исследовательском полигоне;

– исследования по определению морфометрических парамет- ров ровного льда и торосистых образований, включая изучение внутренней структуры торосов и стамух с использованием бурения;

– исследование килей (подвод- ных частей) торосов, включая съемку их нижней поверхности с помощью управляемого подвод- ного аппарата «ГНОМ стандарт» (в соответствии с задачами экспедиции аппарат был модернизирован: дополнительно навешаны два мощных аккумуляторных фонаря и закреплена фотовидеокамера GoPro Hero4 Black Edition в подводном боксе);

– изучение физико-механических характеристик льда на ледовых станциях;

– оценка качественных и количественных характеристик морфологических и морфомет- рических параметров ледяных образований (навалов и надвигов льда на берег, гряд торосов) в рамках исследований, выполняемых на береговом полигоне;

– получение характеристик дрейфа льда на основе анализа данных, получаемых с помощью устанавливаемых на дрейфующий лед буев-маркеров для измерения скорости и направления его перемещения;

– определение значений гидрометеорологических параметров на рассматриваемой акватории в период наличия ледяного покрова на основе анализа данных регулярных измерений основных метеорологических показателей на борту судна, на дрейфующем льду при выполнении ледовых станций и на временной гидрометеорологической станции, устанавливаемой на береговом полигоне;

– оценка профиля направления и скорости течения, уровня моря, вертикального распределения температуры и солености воды на ледовых станциях;

– получение предварительной оценки параметров ледяного покрова и характерных ледяных образований по результатам ледотехнических исследований 2016 г.

При проведении исследований применялся широкий спектр как традиционных, так и новых современных методов изучения свойств ледяного покрова и соответствующего технического оборудования. Ниже приводится сжатый перечень, характеризующий объем выполненных исследований в составе полевых работ и последующей камеральной обработки данных измерений и наблюдений.

а) a)

б) b)

в) c)

Рис. 7. Изучение физико-механических характеристик льда: а) выбуренные керны льда; б) испытания образцов льда в прессе на одноосное сжатие; в) испытания ледяных консолей на плаву для определения изгибной прочности

Fig. 7. Investigation the physical and mechanical characteristics of ice: a) drilled out ice core samples; b) testing of ice samples in the press for uniaxial compression; c) tests of floated ice consoles to determine bending resistance

На протяжении всего времени движения ледокольного судна среди льдов в светлое время суток выполнялись наблюдения ледовой обстановки с борта судна с записью в электронный журнал. С помощью судового фотографического комплекса получено более 100 тыс. фотоснимков в целях оценки характеристик ледяного покрова.

При планировании и выполнении исследований активно использовался вертолет МИ-8Т (ООО Авиакомпания «Вертикаль-Т», г. Тверь; место базирования – аэропорт Ноглики) для расстановки буев, визуальных наблюдений, ледовой разведки, аэрофотосъемки суммарной длительностью более 8 ч.

Построены 10 ледовых карт (с учетом информации с космоснимков и визуальных наблюдений), которые в составе массива полученных данных в дальнейшем будут использованы для определения оперативных характеристик ледяного покрова.

Всего в ходе экспедиции было комплексно изучено 24 ледяных образования: три – на береговом полигоне, остальные – на рассматриваемой акватории и в прилегающих районах. Пример выполнения работ на ледяном образовании представлен на рис. 4.

Рис. 8. Изучение килей (подводных частей) ледяных образований

Fig. 8. Study of keels (underwater parts) of ice formations

В целях оценки ледовой обстановки, выбора мест для осуществления ледовых станций и при обследовании ледяных образований широко применялся беспилотный летательный аппарат (БПЛА) – квадрокоптер DJI Phantom 3 Professional с видеокамерой высокого разрешения. Записано более 5 ч видеофильмов и сделано около 2 тыс. фотоснимков (рис. 5).

Выполнялась тахеометрическая и лазерная съемка надводной части, построены цифровые модели рельефа (ЦМР) всех обследованных ледяных образований (рис. 6).

Всего на 24 ледяных образованиях пробурено 1077 ледовых скважин общей протяженностью 4778 м, на поверхности ледяных образований выполнено 126 про- филей общей длиной 6381 м с помощью георадара «Лоза-В» (ООО «Компания ВНИИСМИ») для анализа неоднородности строения ледяного покрова по толщине. Выбурены 80 кернов льда, для которых произведены определение плотности, измерения температуры и солености, выполнено 637 испытаний образцов льда на прессе для определения прочностных характеристик и 51 определение локальной прочности льда методом in situ. Выполнено также шесть крупномасштабных испытаний ледяных консолей на плаву для определения изгибной прочности льда (рис. 7).

Рис. 9. ЦМР нижней поверхности льда обследованного ледяного образования

Fig. 9. Digital model of the ice lower surface relief of studied ice formation

На большинстве ледовых станций проводилось определение подводного рельефа с помо- щью подводного аппарата (рис. 8), выполнено 68 подводных маршрутов. Для всех морских ледяных образований построены ЦМР (рис. 9). Выполнены наблюдения за скоростью и направлением течений в подледном, придонном и промежуточном слоях с помощью акустического доплеровского профилографа Sentinel V100 ADCP (Teledyne RD Instruments).

Перед началом морских исследований с помощью вертолетных десантов на ледяные образования, расположенные к северу от района работ, было установлено 20 автономных буев-маркеров для изучения динамических характеристик ледяного покрова. Буи оснащены встроенными GPS-датчиками для определения координат. Встроенный передатчик каждый час передает данные о положении буя и температуре воздуха через спутники системы Argos-2.

В результате выполненных исследований получен значительный объем информации об особенностях ледовых условий в районе рассматриваемой акватории. Необходимо отметить, что для района исследований зима 2015–2016 гг. по суровости ледовых условий может быть классифицирована как умеренная, поэтому в более холодные зимы можно ожидать наблюдения ситуаций с более тяжелой ледовой обстановкой, чем зафиксированных в ходе экспедиции. Следует иметь в виду, что надежные выводы могут быть сформулированы лишь после завершения планируемого цикла экспедиционных работ и выполнения в полном объеме программы физико-математического моделирования. Тем не менее среди полученных результатов можно отметить несколько интересных наблюдений, которые характеризуют некоторые отличительные признаки ледовых условий рассматриваемой акватории.

Рис. 10. Характерный пример наслоенного льда с несколькими слоями

Fig. 10. Typical example of rafted ice with several layers

В 2016 г. с начала апреля на рассматриваемой акватории и даже в существенно более северных районах лед наблюдался лишь в форме обломков ледяных полей размером 100–500 м, а также крупнобитого и мелкобитого льда. При этом ледяной покров в различные временные интервалы характеризовался как сплоченный, очень сплоченный и сжатый лед. Была выдвинута рабочая гипотеза, что такая картина вызвана недавним циклоном, который привел к повышению динамичности ледяного покрова и вызвал достаточно интенсивные волны зыби. В силу физической природы волны зыби достаточно глубоко проникают внутрь ледяного покрова со стороны открытой воды, вызывают интенсивные изгибные колебания льда, приводящие к его разрушению на фрагменты, линейные размеры которых близки к значениям длины волн зыби (90–120 м). Этот аспект требует дополнительного исследования, поскольку, с одной стороны, он способствует снижению ледовых нагрузок, а с другой – может порождать дополнительные рис- ки при организации аварийной эвакуации персонала платформ на лед. В связи с этим он должен учитываться в проекте обустройства при планировании аварийно-спасательных работ в зимний период.

Рис. 11. Исследования дрейфа льда с помощью буев-маркеров: а) буй, установленный на ледяной покров; б) характерные реверсивные движения ледяного покрова по данным буев-маркеров

Fig. 11. Ice drift studies with buoymarkers: a) buoy mounted on the ice cover; b) characteristic reversible movements of the ice cover according to buoy-markers data

Было установлено, что, несмотря на условия умеренной зимы, лед имел достаточно большую толщину. В частности, для 12 обследованных ледяных образований среднее значение общей толщины льда превышало 3,5 м, а в 15 случаях максимальные значения общей толщины превышали 6 м. При изучении распределения толщины льда по площади ледяных образований эффективным оказалось сочетание традиционного шнекового бурения, выполняемого по частой сетке, с георадарной съемкой. Это позволило, во-первых, существенно повысить надежность оценок толщины льда, а во-вторых, получить высококачественную информацию о структуре подводной части ледяных образований. При этом были идентифицированы два крупных торосистых ледяных образования: с осадкой киля до 14,2 и 14,9 м и общей толщиной льда до 16,0 и 18,2 м соответственно. Как известно, крупные торосы в общем случае составляют один из определяющих расчетных сценариев при проектировании надводных объектов обустройства (морских платформ). В связи с этим информация о размерах и структуре торосов важна для корректного определения ледовых нагрузок.

Практически отсутствовали ледяные образования, характеризуемые в ледотехнических исследованиях как ровный лед (однослойный лед естественного нарастания). В основном наблюдался так называемый деформированный (торосистый и наслоенный) лед. Достаточно неожиданно было выявлено широкое распространение нетипичных ледяных образований, внешне представляющих собой ровный лед, но в действительности являющихся многослойным льдом. Визуально и инструментально установлено, что в некоторых случаях имеется до 5–6 слоев льда толщиной 0,5–0,6 м каждый (рис. 10). Кроме того, обнаружено, что в большинстве случаев методы визуального наблюдения «сверху» (вертолетная разведка, БПЛА, наблюдения с мостика судна) не позволяют отличить ровный лед от наслоенного или торосистого со слабодеформированной поверхностью. При этом если в последующих исследованиях будет подтвержден типичный характер таких ледяных образований для данного района, то такие ледяные образования могут составить один из определяющих расчетных сценариев при проектировании морских платформ. Это еще раз подтверждает необходимость исследований ледяного покрова непосредственно в полевых условиях, с использованием ледокольного судна и путем высадки отрядов на лед.

Анализ измерений скорости дрейфа льда, полученных с помощью буев-маркеров, показал, что средние значения скорости дрейфа льда составляют 0,2–0,3 м/с, а максимальные – 0,83 м/с. Данные с буев передавались с интервалом в 1 ч, поэтому пиковые значения скорости дрейфа определенно могли быть еще выше, что дополнительно подтверждает потенциально высокие значения расчетных ледовых нагрузок. Кроме того, данные буев позволили однозначно идентифицировать характерные реверсивные движения ледяного покрова (рис. 11). Данная информация имеет важное значение для корректного определения оперативных характеристик ледяного покрова.

В рамках камеральных исследований был выполнен анализ данных о нижней поверхности дрейфующего ледяного покрова, полученных с помощью годовых АГС (установлены осенью 2015 г. и подняты осенью 2016 г.). Всего удалось дешифрировать около 280 крупных ледяных образований. Максимальная осадка киля составила около 14 м (рис. 12), зафиксированы высокие скорости подледных течений – до 1,0 м/с.

Рис. 12. Характеристика нижней поверхности дрейфующего ледяного покрова по данным годовых АГС за период 1–31 марта 2016 г.

Fig. 12. Characteristics of the lower surface of the drifting ice cover according to the data of the annual аutonomous hydrologic stations for the period of March 1–31, 2016

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках двух экспедиций на рассматриваемой акватории, проведенных в безледный период в 2015 г. (со вторым вспомогательным рейсом в 2016 г.) и в период максимального развития ледяного покрова в апреле 2016 г., собраны уникальные данные наблюдений, анализ которых позволил получить новые сведения о гидродинамическом режиме исследуемой акватории, в том числе впервые – в зимнее время. Даже предварительные результаты имеют большое научное и прикладное значение и могут быть использованы при проектировании и будущей эксплуатации первоочередных месторождений на рассматриваемых лицензионных участках. Вместе с тем полученные данные основаны на материалах одного года исследований, содержат определенные предположения и не всегда могут быть рассмотрены как однозначно установленные закономерности – требуются их подтверждение и развитие в ходе новых исследований, которые планируется продолжить.

Объекты добычи, транспортировки и переработки газа относятся к категории повышенной опасности, и системы автоматического пожаротушения на них устанавливаются в обязательном порядке. От работоспособности этих систем зависят тысячи человеческих жизней, поэтому своевременное обслуживание и ремонт данных установок не менее важны, чем обслуживание и ремонт газоперекачивающего оборудования. Поскольку объекты Единой системы газоснабжения проектировались, строились и реконструировались в разное время, на них используется оборудование неодинаковых типов и производителей. В противопожарной автоматике также применяются разные схемы и марки.

С.А. Капаев, генеральный директор ООО «ИНТЕКСО»

«С момента получения лицензии МЧС в 2010 г. на монтаж, техническое обслуживание и ремонт средств пожаротушения зданий и сооружений мы работаем с оборудованием разных производителей, – отмечает генеральный директор ООО «ИНТЕКСО» Сергей Капаев. – Нашей компании удалось выстроить оптимальный алгоритм сотрудничества со многими заводами-изготовителями, в результате мы предоставляем заказчикам оригинальные комплектующие и не тратим времени на изучение незнакомого оборудования, выполняя свои задачи качественно и в срок».

В 2012 г. одним из первых крупных заказчиков услуг компании ООО «ИНТЕКСО» стало ООО «Газпром трансгаз Ухта». Выступая в качестве подрядчиков АО «Центрэнергогаз», специалисты «ИНТЕКСО» обеспечили регламентное техническое обслуживание автоматических систем газового пожаротушения газоперекачивающих агрегатов ГТК-10ИР 24 компрессорных станций (КС) в Республике Коми, четыре такие установки на КС Микуньского ЛПУМГ капитально отремонтировали в 2013–2015 гг. ООО «ИНТЕКСО» показало себя как предприятие, умеющее организовать проведение работ в установленные сроки и с надлежащим качеством, быстро решать вопросы, возникающие в процессе ведения ремонта и технического обслуживания. Профессионализм и деловые качества позволяют обеспечивать высокий уровень инженерно-технической подготовки производства работ.

За восемь лет существования компании ООО «ИНТЕКСО» в число ее постоянных клиентов вошли также ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром бурение», ООО «Газпром добыча Краснодар», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром центр- ремонт», ООО «Севергазторг», АО «Центргаз», ЗАО «Центргазтрубопроводстрой», ООО «ЛУКОЙЛ- ЭНЕРГОСЕТИ», АО «Салаватнеф- техимремстрой», АО «СИТТЕК», ООО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка», ТОО «Корпорация Казахмыс» и др. С годами компания расширила географию своей деятельности и ассортимент услуг. В частности, ООО «ИНТЕКСО» в 2015–2016 гг. по заказу ООО «Газпром переработка» обработало огнезащитным составом металлоконструкции эстакад налива стабильного конденсата и сжиженного газа Сосногорского газоперерабатывающего завода. Работы по нанесению огнезащитного покрытия проводились на действующем оборудовании без остановки предприятия.

Компанию «ИНТЕКСО» отличает комплексный подход к обеспечению пожарной безопасности объектов. Помимо проектирования, монтажа, пусконаладки, обслуживания и ремонта систем автоматического пожаротушения, компания также может предложить аналогичный комплекс услуг в отношении средств пожарной сигнализации, оповещения и эвакуации, систем пожарного водоснабжения и дымоудаления, противопожарных завес и заслонов, включая заправку огнетушителей и все остальные необходимые работы.

В 2017 г. ООО «ИНТЕКСО» прошло экспертизу Департамента капитального ремонта ПАО «Газпром» на соответствие подрядной организации корпоративным требованиям и стандартам в области диагностики, технического обслуживания и ремонта. Экспертное заключение, утвержденное начальником Департамента С. Скрынниковым, установило, что материально-техническая оснащенность и кадровый состав ООО «ИНТЕКСО» позволяют обеспечивать на объектах ПАО «Газпром»:

– ремонт теплоизоляции трубопроводов и аппаратов;

– ремонт и техническое обслуживание средств обеспечения пожарной безопасности;

– ремонт защитных антикоррозионных покрытий;

– ремонт электрооборудования;

– ремонт систем вентиляции и кондиционирования;

– ремонт КИПиА;

– ремонт и техническое обслуживание АСУ ТП;

– ремонт и техническое обслуживание метрологического оборудования;

– ремонт и техническое обслуживание средств связи;

– работы по испытанию оборудования, трубопроводов на прочность и герметичность (пневматические, гидравлические, осушка полости, очистка полости, азотирование).

Сегодня ООО «ИНТЕКСО» – современное, динамично развивающееся предприятие, следующее актуальным тенденциям нефтегазового строительства. Деятельность предприятия соответствует международным стандартам ISO 9001:2015 (Система менедж- мента качества), ISO 14001:2004 (Система экологического менеджмента) и OHSAS 180001:2007 (Система менеджмента охраны здоровья и безопасности труда).

«Особенностями компании служат навыки работы в экстремальных климатических условиях, высокие профессионализм и эффективность, снижение издержек и рациональное использование производственных ресурсов, – отмечает генеральный директор ООО «ИНТЕКСО» Сергей Капаев. – Наша компания ориентирована на постоянное развитие и повышение качественного уровня услуг. Нефтегазовый рынок России динамичен – и мы прогрессируем вместе с ним, помогая действующим предприятиям решать насущные задачи производства и промышленной безопасности».

ООО «ИНТЕКСО»

169313, РФ, г. Ухта,

ул. Тиманская, д. 8

Тел.: +7 (8216) 76-44-95

E-mail: info@intekso.com

www.intekso.com

Магистральный трубопровод- ный транспорт считается важнейшей составляющей топливно- энергетического комплекса (ТЭК) России. Неоспоримые преимущества доставки природного газа от мест его добычи до потребителей с помощью газопроводов обусловливают необходимость эксплуатации протяженной и разветвленной системы магист- ральных газопроводов большой протяженности.

Повышение давления газа в сис- теме трубопроводов достигается с помощью нагнетателей природного газа, которые на компрессорных станциях связаны между собой системами технологической обвязки. При этом технологическая обвязка нагнетателей располагается над поверхностью земли. Без применения специальных покрытий на поверхностях трубопроводов в зоне обвязки фиксируются высокие уровни шума, что создает на предприятиях транспорта вредные условия труда обслуживающего персонала, а также шумовую нагрузку на экологические системы вокруг газотранспортных предприятий.

По данным статистических исследований ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на объектах транспортировки и хранения газа 63 % выплат за вредность происходит по фактору избыточного шума на рабочих местах. Этот же показатель в области переработки газа составляет 40 %, а в области бурения газовых скважин и добычи газа – 65 %.

Сравнение работоспособности человека в различных условиях показало, что при работах, требующих повышенного внимания, увеличение уровня звука от 70 до 90 дБА снижает производительность труда на 20 %. Поэтому можно отметить, что шумы средних уровней ниже 80 дБА, не вызывающие потери слуха, тем не менее оказывают утомляющее, неблагоприятное влияние. Воздействие постоянного шума такого уровня аналогично влиянию стрессового, напряженного труда.

На предприятиях нефтегазовой промышленности значительное число сотрудников работает в условиях с достаточно высоким уровнем шума. Оценка социально-экономической эффективности мероприятий по снижению шума связана с вероятностью отсутствия повреждения слуха. Социальный ущерб от производственного шума определяется числом рабочих, получивших повреждение слуха, а социальная эффективность мероприятий по снижению шума – их оздоровительным эффектом, т. е. уменьшением заболеваемости.

Исследование уровня и характера заболеваемости персонала считается одним из ведущих критериев неблагоприятного действия вредных производственных факторов. Оно необходимо для обоснования и планирования профилактических мероприятий, в том числе и использования средств защиты. Из данных работы [1] следует, что персонал ОАО «Газпром» работает во вредных условиях труда по шуму, а значит, связан с риском для здоровья и развитием специфической и неспецифической шумовой патологии [2, 3]. В соответствии с Р 2.2.2006–05 условия труда 1-й степени 3-го класса вызывают преимущественно функциональные изменения в организме [4]. Условия труда 2–4-й степени 3-го класса способствуют повышению уровня общей заболеваемости с временной утратой трудоспособности, увеличению производственно обусловленной заболеваемости (сердечно-сосудистая и нервная системы), появлению профессиональной патологии органа слуха (нейросенсорная тугоухость). Кроме того, работа персонала в шумных условиях снижает внимание и может привести к аварийным ситуациям. Таким образом, применение звукоизолирующих конструкций на трубопроводах считается актуальным и необходимым мероприятием.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С ШУМОМ

Шум, генерируемый нагнетателями природного газа, распространяется по потоку газа и через открытые поверхности трубопроводов излучается в атмосферу. Кроме того, шум возникает за счет вибрации стенок трубопроводов, вызванной турбулентностью потока газа внутри трубопроводов. При высокой скорости потока газа возникают пульсации давления в турбулентном пограничном слое, которые генерируют шум стенок трубопроводов. С увеличением скорости потока газа и, соответственно, с увеличением турбулентности пограничного слоя излучение шума, вызванного турбулентностью, возрастает. Звуковая мощность трубопровода, генерируемая перечисленными выше источниками, зависит от частоты, габаритных размеров, формы и толщины стенки трубопровода.

Снижение суммарного уровня звуковой мощности трех источников вдоль трубопровода определяется по формуле [1]:

∆Lp = ∆Lpкан + 10lg(S/Sкан) + + Zкан – 10 lg(1 + 10-0,1∆L) + 3 - ∆Lп,

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

Снижение уровня звукового давления по пути распространения шума возникает в результате перераспределения звуковой мощности при разветвлении трубопровода, отражения звука от фасонных элементов трубопроводов, поглощения звуковой энергии в результате вязкого трения в системе «поток – стенка» и вибрации стенок, а также излучения звуковой мощности в окружающую среду.

Известно, что в настоящее время защита от шума трубопроводов достигается за счет увеличения потерь звуковой мощности, распространяющейся от нагнетателей по потоку газа, и повышения звукоизолирующей способности трубопровода [1]. Для применения первого способа необходимо устанавливать глушители шума внутри трубопровода, что вызовет увеличение диаметра газопровода, повышение гидравлических потерь в потоке газа, необходимость создания системы безопасности трубопровода. Вторым способом защиты от шума трубопроводов является применение звукоизолирующих конструкций: специальных звукоизолирующих покрытий на поверхности трубопроводов и звукоизолирующих кожухов. Наибольшее распространение в газовой промышленности получили специальные звукоизолирующие покрытия.

Трубопроводы изготавливаются из цилиндрических труб. При этом толщина трубы значительно меньше радиуса трубы, и начиная от трубопроводов радиусом более 0,25 м, их допустимо считать тонкими оболочками. Эта тонкая оболочка не подчиняется закону массы, заключающемуся в увеличении звукоизоляции с увеличением массы. Зависимость звукоизоляции от частоты звука изменяется при изменении типа возбуждения.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

По данным АО «Газпром оргэнергогаз» [5], подавляющее большинство наземных трубопроводных обвязок газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорных станций ПАО «Газпром» оснащены тепло-, шумоизоляционными покрытиями, предназначение которых – защита персонала станции от акустического и теплового воздействия, оказываемого трубопроводами. Изолируются, как правило, все наземные технологические трубопроводы ГПА.

В качестве покрытий использовались конструкции на основе минераловатных матов, из пеностекла с применением материалов Foamglas и покрытия на основе битумных мастик.

Обследованные покрытия на основе битумной мастики в большинстве случаев имели неудовлетворительное техническое состояние по причинам длительной эксплуатации. Акустическая эффективность данных конструкций невелика – не более 10 дБА.

Покрытие на основе пеностекла после 1 года эксплуатации считалось неудовлетворительным. Обнаружены отрывы секций покрытий на вертикальных участках границы «земля – воздух» выходных трубопроводов ГПА (рис. 1). Акустическая эффективность, измеренная в практических условиях, была сопоставима с данными, полученными по битумно-мастичным покрытиям.

Следует отметить, что именно эти покрытия рассмотрены в СТО Газпром 2-2.1-127–2007 [6] и рекомендованы в СТО Газпром 2-2.1-264–2008 [7].

Конструкции с минераловатными матами показали акустическую эффективность около 13– 16 дБА.

Целесообразность применения звукоизолирующей конструкции, которая не приводит к сколь существенному изменению условий труда и к тому же недостаточно надежна в эксплуатации, весьма сомнительна.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ НА СТЕНДЕ

Специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнен анализ большого объема исследований Научно-исследовательского института строительной физики Российской академии архитектуры и строительных наук (НИИСФ РААСН) по звукоизоляции трубопроводов.

Акустические испытания звукоизолирующих покрытий на металлические трубы проводится на аэроакустическом стенде НИИСФ РААСН, что позволяет сделать объективные выводы о звукоизолирующей способности различных материалов при абсолютно одинаковых условиях.

В состав стенда входят: металлическая реверберационная камера (объем 130 м3), звуковой генератор шума типа 03004 № 31125 производства компании «Роботрон» (Германия), усилитель мощности типа QSC ISA 280 Professional Amplifier компании QSC (США), источник звука (громкоговоритель – звуковые колонки). Для измерений используется прецизионная акустическая измерительная аппаратура.

Методика испытаний отвечает требованиям ГОСТ Р ИСО 15665–2007 [8].

Данные исследований показали, что при широкополосном спектре шума звукоизоляция минераловатными и стекловатными утеплителями может не дать ощутимого эффекта. Исследования, проведенные в НИИСФ РААСХН, хорошо иллюстрируют возможности изоляции волокнистых материалов различных производителей, которые имеют ряд различий, в том числе по толщине, а также акустической эффективности ∆L, дБ, в частотных диапазонах f, Гц (октавных полосах частот) (рис. 2) [9].

Согласно анализу полученных данных все испытанные материалы обладают незначительным акустическим эффектом в области шумов частотного диапазона до 500 Гц, что не покрывает область превышения уровня звукового давления большинства технологических шумов. К тому же некоторые конструкции могут вносить негативный вклад в акустическую обстановку, так как добавят уровень шума в диапазоне частот, где эффективность системы ниже 0 дБ.

Принятые к звукоизоляции комбинированные системы материалов на основе пеностекла обладают недостаточным акустическим эффектом при довольно внушительных расходах на приобретение и монтаж конструкции [10].

В НИИСФ РААСХН были испытаны два варианта конструкции с пеностеклом. Они имеют в составе пеностекло и минеральную вату, покрытую оцинкованным листом толщиной 100–120 мм (рис. 3). Как и в работах [9, 10], конструкции малоэффективны в низком и среднем частотных диапазонах. Из-за превышения нормативного уровня звукового давления конструкции пригодны для изоляции только высокочастотного шума.

В последнее время в качестве звукоизолирующих конструкций были предложены новые сис- темы на основе эластомерных материалов российского производства, эффективность которых заметно выше традиционных материалов, давно присутствующих на рынке.

Для иллюстрации заявленных свойств рассмотрим акустическую эффективность разных звукоизолирующих покрытий [11].

ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ НОВЫХ МАТЕРИАЛОВ

Существенным преимуществом при изоляции звукоактивных трубопроводов эластомерными материалами считается возможность моделировать звукоизолирующие конструкции согласно поставленной акустической задаче. К недостаткам эластомерных материалов на основе каучука относится небольшая пожарная стойкость этих материалов (класс Г1), что обусловливает необходимость их применения с негорючим покрытием класса НГ.

При применении звукоизоляции из материалов K-FONIK решается одновременно ряд задач:

– первым слоем конструкции всегда считается демпфирующий слой закрытой ячеистой структуры определенной толщины, что позволяет при монтаже на сухой трубе избежать конденсации влаги под звукоизоляцией и, следовательно, уменьшить риск возникновения коррозии;

– кроме уникальных звуко- изолирующих возможностей конструкция обладает высокими теп- лоизолирующими свойствами, поэтому, проведя теплотехнический расчет, можно рассчитать необходимую толщину конструкции, исключающую образование конденсата на поверхности трубопровода;

– при изоляции фасонных элементов и запорной арматуры использование эластичного материала K-FONIK позволяет аккуратно, быстро и качественно произвести монтаж; материалы склеиваются клеем K-FLEX, при этом из отдельных сегментов формируются необходимые геометрические формы;

– при необходимости постоянного контроля участков трубопровода можно использовать съемные звукозащитные чехлы, сделанные на основе материалов K-FONIK, K-FLEX;

– звукоизолирующие конструкции K-FONIK и K-FLEX ремонтопригодны, и уже использованные материалы могут быть применены при повторном монтаже;

– любое место изолированной конструкции применимо к вырезанию технологических люков для обеспечения контроля пригодности.

По проведении акустических замеров на действующих объектах, определении источников шума и составлении акустической карты объекта принимаются решения о выборе той или иной звукоизолирующей конструкции.

При подборе материала для шумоизоляции трубопровода нужно учитывать спектральный состав шума и выбирать изолирующие материалы согласно их возможностям подавить шум в необходимых пределах и в конкретных областях превышений относительно предъявляемых нормативных требований.

При акустическом проектировании необходимо учитывать: значительное количество фасонных элементов; запорно-регулирующую арматуру; перепад сечений трубопроводов, которые считаются источниками максимального шума; установку опор как возможные акустические мостики – проводники шума. Лишь в незначительной степени исследован факт воздействия неоднородного температурного режима транспортируемой среды на звукоизолирующие свойства материалов.

Применение новых перспективных материалов тормозится из-за огромного количества нормативных документов, иногда противоречащих друг другу. Затрудняют внедрение взаимоисключающие требования к материалам, их акустическим, пожарным и прочим свойствам. До настоящего времени не было единого утвержденного подхода к оценке акустических требований к материалам, что приводило к ошибкам в подборе данных материалов.

ВЫВОДЫ

Исходя из данных, предоставленных АО «Газпром оргэнергогаз», основная часть наземных трубопроводных обвязок газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций ПАО «Газпром» оснащена тепло- и шумоизоляционными покрытиями. Их предназначение – защита персонала станции от акустического и теплового воздействия, оказываемого трубопроводами. Все наземные технологические трубопроводы ГПА изолируются.

Обследованные покрытия на основе битумной мастики в связи с длительностью эксплуатации имели неудовлетворительное техническое состояние. Их акустическая эффективность составила не более 10 дБА.

Покрытие на основе пеностекла по истечении одного года эксплуатации оказалось неудовлетворительным. Были обнаружены отрывы секций покрытий на вертикальных участках границы «земля – воздух» выходных трубопроводов ГПА. Акустическая эффективность, измеренная в практических условиях, близка к данным, полученным по битумно-мастичным покрытиям.

Конструкции с минераловатными матами показали акустическую эффективность в пределах 13–16 дБА. Принятые к звукоизоляции комбинированные системы материалов на основе пеностекла обладают недостаточным акустическим эффектом при довольно серьезных расходах на приобретение и монтаж конструкции.

Возможность моделировать шумоизолирующие конструкции согласно поставленной акустической задаче является важным преимуществом при изоляции звукоактивных трубопроводов эластомерными материалами. К недостаткам материалов на основе каучука, как правило, относится слабая пожарная стойкость эластомеров (класс Г1). Это предполагает необходимость их применения с негорючим покрытием класса НГ.

Отсутствие реестра подобных материалов, допущенных к применению в «Газпроме», делает путь распространения актуальной и передовой информации к проектным организациям длительным, что препятствует реализации Программы по импортозамещению.

В Арзамасе на базе Учебно-производственного центра и Арзамасского линейного производственного управления магист- ральных газопроводов прошли 12 конкурсов профессионального мастерства среди рабочих профессий: кабельщик-спайщик, приборист по метрологии и по контрольно-измерительным приборам и автоматике, водитель автомобиля, машинист экскаватора, дефектоскопист, монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии, оператор газораспределительной станции, трубопроводчик линейный, электрогазосварщик, машинист технологических компрессоров, электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования. Также на Фестивале организована выставка конкурсных работ по трем вспомогательным профессиям: штукатур, каменщик и рабочий по комплексному обслуживанию и ремонту зданий. В мероприятии приняли участие более 400 работников Общества, из них 201 участник конкурсов и 88 экспертов конкурсных комиссий.

24 апреля состоялся Единый день охраны труда, главной целью которого было вовлечение персонала на всех уровнях управления в активную деятельность по обеспечению здоровых и безопасных условий труда. В 2018 г. мероприятие приобрело новый формат и теперь состоит из двух этапов: дней производственной безопасности в филиалах Общества и Единого дня охраны труда в рамках Фестиваля труда. На пленарной части выступили гости Фестиваля: представители ПАО «Газпром», Государственной инспекции труда в Нижегородской области и Общественного совета при Министерстве труда и социальной защиты России. Они рассказали о системе организации работы по управлению производственной безопасностью, о законодательстве и общественном контроле в области охраны труда. Руководство Общества и сотрудники филиалов предприятия на пленарной части также представили доклады о положительном опыте работы. В результате деятельности лидер-групп в практической части участники мероприятия разработали 12 предложений – личных обязательств, направленных на повышение культуры производственной безопасности.

Ежегодный Фестиваль труда, которому в будущем году исполнится пять лет, прошел в юбилейный год 25-летия ПАО «Газпром». Фестиваль постоянно совершенствуется, используются новые подходы, технологии и идеи. В этом году впервые прошли тематические квесты, практические задания для главных инженеров, конкурсные испытания приведены в соответствие требованиям квалификационных экзаменов и охватывают бóльшую часть производственных вопросов: административно-производственный контроль, охрану труда и требования безопасности на производстве.

ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

603950, РФ, г. Нижний Новгород,

ул. Звездинка, д. 11

Тел.: +7 (831) 431-13-33

Факс: +7 (831) 430-81-28

Е-mail: ceo@vtg.gazprom.ru

www.n-novgorod-tr.gazprom.ru

ПРОБЛЕМА НАДЕЖНОСТИ

При производстве сварочных работ актуальной представляется проблема надежности сетей газораспределения и газопотреб- ления. Основные задачи функционирования систем газораспределения и газопотребления – безопасная и бесперебойная поставка газа потребителям, снижение трудозатрат и эксплуатационных затрат, повышение экономической эффективности.

В настоящий момент часть сетей газораспределения в России отработала нормативный срок службы. Поэтому дальнейшая эксплуатация данных сетей возможна на основании оценки технического состояния, определения работоспособности и остаточного ресурса, анализа экономической эффективности эксплуатации с дальнейшим техническим перевооружением опасного производственного объекта. Качество проведения оценки технического состояния газопроводов напрямую зависит от уровня оснащенности лаборатории неразрушающего контроля (НК) и квалификации специалистов экспертной организации, привлекаемой для данных работ.

Проведение работ по комплексному диагностическому обследованию сетей газораспределения и экспертизе промышленной безопасности строго регламентировано действующей нормативной документацией Ростехнадзора и внутренними стандартами СТО Газпром [1–6]. Эти документы определяют требования, выполнение которых позволяет выявлять основные типы дефектов (рис. 1), снижающих надежность и напрямую влияющих на возможность дальнейшей эксплуатации газопроводов.

Практический опыт диагностирования сетей газораспределения показывает, что среди всех обнаруживаемых дефектов наибольшую часть составляют монтажные дефекты, вызванные нарушением технологии прокладки газопроводов и монтажа газового оборудования. В частности, наблюдаются такие дефекты, как подрезы и свищи в сварных швах, нарушение геометрии сварных соединений, переломы осей трубопроводов, неполное заполнение разделки кромок. При этом среди дефектов сварных соединений преобладают подповерхностные дефекты (внутренние трещины, непровары), обнаружение которых возможно только с использованием специализированных методов НК (ультразвуковой, магнитный и радиографический контроль).

Применение элементов фасонных деталей, таких как катушки, отводы, врезки, переходы диаметров, создает дополнительные источники нескомпенсированных напряжений в сварных швах, что способствует последующему образованию новых микродефектов и их развитию вследствие воздействия нерасчетных нагрузок в конструкции.

Кроме дефектов изготовления и монтажа значительную роль играют дефекты эксплуатационного характера: вмятины, задиры основного металла, утонение стенки газопровода ввиду механических и эрозионных воздействий, потеря герметичности фланцевых и резьбовых соединений, усталостные трещины.

Основными механизмами повреждения подземных технологических газопроводов являются общая поверхностная, электрохимическая и межкристаллитная коррозия. Проблема заключается в том, что процессы коррозии чаще всего носят локальный неоднородный характер, и без проведения специальных диагностических мероприятий такие дефекты визуально практически не выявляемы [7].

Для выявления перечисленных выше дефектов при строительстве газопроводов применяется контроль сварных стыков физическими методами в соответствии с требованиями [8]. К физическим методам контроля относят радио- графический и ультразвуковой методы контроля. При проведении ультразвукового контроля требуется высокая квалификация дефектоскописта, данным методом контроля определяются только наличие дефекта и его геометрические размеры, но тип дефекта определить затруднительно. При применении рентгенографического контроля и расшифровке снимка точно определяются тип дефекта, его пространственное положение в сварном шве и его геометрический размер.

Радиография – метод НК, результаты которого во многом зависят от полноты выполнения требований к параметрам и условиям его проведения: энергии излучения (анодному напряжению рентгеновской трубки), типу пленки, типу и толщине усиливающих экранов, способу зарядки кассет, схеме просвечивания сварного соединения, условиям фотообработки и расшифровки рентгеновских снимков. При радиографическом методе контроля выявляются дефекты сварных швов, относящиеся к внутренним дефектам и дефектам, имеющим выход на поверхность сварного шва. К ним относятся поры, цепочки пор, непровар корня шва, трещины, раковины, шлаковые включения и др. В стационарных и нестационарных условиях в качестве источников излучения возможно использовать импульс- ные рентгеновские аппараты, имеющие низкий ток и нерегулируемую энергию рентгеновского излучения. Для регистрации изображения применяются крупнозернистые рентгеновские пленки, которые более чувствительны к излучению, но обладают невысокой контрастной и детальной радиографической чувствительностью. Кроме того, используются усиливающие флуоресцентные экраны, дополнительно увеличивающие геометрическую нерезкость [9].

Конечным этапом процесса контроля является получение радиографической пленки, пригодной для расшифровки изображения сварного шва и околошовной зоны, а также для оценки их качества. К основным критериям выявляемости дефектов в сварных швах отнесем следующие:

– достигнутая радиографическая чувствительность радиографического снимка – показатель радиографического изображения, определяемый размером минимального из элементов индикаторов качества изображения (эталонов чувствительности), выявленных на данном снимке, и выраженный в абсолютных или относительных единицах;

– значение оптической плотности радиографического снимка – показатель качества изображения, характеризующий степень ослаб- ления светового потока в фотографическом слое, выраженную десятичным логарифмом отношения интенсивности падающего от источника излучения свето- вого потока к интенсивности светового потока, прошедшего через фотографический слой;

– время экспозиции – время, при котором осуществляется воздействие излучения на рентгеновскую пленку, установленную на объекте контроля;

– фокусное расстояние от источника излучения до поверхности сварного шва, интервал между источником излучения и объектом контроля в направлении оси рабочего пучка излучения;

– тип и марка рентгеновской пленки, различие в характеристиках и свойствах рентгеновской пленки;

– оптимизация режимов рентгенографического контроля, выбор наилучшего варианта применения параметров фокусного расстояния и времени экспозиции при проведении рентгенографического контроля.

Соблюдение заложенной в научно-технической документации (НТД) технологии подготовки и проведения рентгенографического контроля должно обеспечивать требуемую чувствительность конт- роля, а значит, возможность надежного обнаружения дефектов, размеры которых в направлении контроля не менее удвоенных видимых минимальных размеров их имитаторов на эталонах чувствительности [9]. При контроле в нестационарных условиях не всегда представляется возможным соблюдение всех требований, установленных НТД, поэтому на практике используются режимы рентгенографического контроля, подобранные опытным путем и позволяющие проводить достоверный контроль сварных со- единений.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ КОНТРОЛЯ

В целях снижения эксплуатационных затрат, трудозатрат и повышения экономической эффективности в АО «Газпром газораспределение Киров» была проведена работа по подбору режимов рентгенографического контроля на самых распространенных диаметрах труб для сетей газораспределения и газопотреб- ления, выбору материалов и оборудования, необходимых для осуществления рентгенографического контроля.

Определение оптимальных режимов рентгенографического контроля с применением импульсных рентгеновских аппаратов «АРИНА-5» и «АРИНА-7» (рис. 2) рассмотрим на примере рентгенографического контроля кольцевого сварного шва С17 по ГОСТ 16037–80 [10] стальной трубы диаметром 108 мм и толщиной стенки 3,5 мм (рис. 3).

Аппараты «АРИНА-5» и «АРИНА-7» традиционно используются на объектах ПАО «Газпром» при проведении радиографического конт- роля и внесены в Реестр средств неразрушающего контроля качества сварных соединений [11].

Внешний вид кольцевого сварного шва, выполненного с применением ручной дуговой сварки, приведен на рис. 3.

Для определения оптимальных режимов рентгенографического контроля были выбраны два типа рентгеновских пленок – AGFA F8 и AGFA D7 – с двумя флуоресцентными экранами. Пленка AGFA F8 – крупнозернистая, применяется для контроля газопроводов импульсными рентгеновскими аппаратами. Такой тип пленки с применением флуоресцентных экранов дает высококонтрастные снимки с высоким разрешением. В тех случаях, когда требуется повышенная четкость, рекомендуется использовать AGFA D8 со свинцовыми экранами. Пленка AGFA D7 – мелкозернистая, обладает контрастом и высокой чувствительностью.

В соответствии с ГОСТ 23055–78 и СП 62.13330.2011 полученные рентгеновские снимки выбранного кольцевого сварного соединения (см. рис. 3) относятся к 3-му классу чувствительности [2, 8].

Расчет фокусного расстояния проводится в соответствии с ГОСТ 7512–82 [1]. Проведем расчет фокусного расстояния при проведении рентгенографического контроля кольцевого сварного шва трубы диаметром 108 мм с толщиной стенки 3,5 мм.

f = CD,

где f – расстояние от источника излучения до обращенной к источнику поверхности контролируемого сварного соединения, мм; C = 2Ф/К при Ф/К 2 и С = 4 при Ф/К < 2; D – наружный диаметр контролируемого сварного со- единения, мм; Ф – максимальный размер фокусного пятна источника излучения, мм; К – требуемая чувствительность контроля, мм.

Подставим численные значения в формулу и получим: Ф/К = 2,5/0,3 = 8,3. Поскольку полученное расчетное значение Ф/К > 2, то применяется выражение C = 2Ф/К, тогда С = 16,7. Определив параметр С, подставим численные значения и определим фокусное расстояние: f = 1800 мм.

Расчетные значения фокусного расстояния для диаметров 57– 700 мм приведены в таблице.

Определив расчетным путем фокусные расстояния, проведем практическое сравнение полученных расчетных значений с опытными значениями фокусного расстояния и соотнесем качество получаемых рентгенографических снимков с соответствием их критериям выявляемости дефектов.

Схемы контроля для кольцевых сварных соединений определяются исходя из диаметра сварного соединения и могут быть различных видов (рис. 4) согласно [1]. Для опытного определения фокусного расстояния и получения снимка, удовлетворяющего критериям выявляемости дефектов, применялась схема конт- роля, изображенная на рис. 4в. При этом необходимо учитывать следующие особенности подбора фокусного расстояния:

– выбор фокусного расстояния должен учитывать возможность размещения источника рентгеновского излучения в пространственном положении (например, в случае, когда контролируемое кольцевое сварное соединение находится в траншее);

– время экспозиции пропорцио- нально фокусному расстоянию, что увеличивает продолжительность работы источника излучения и, следовательно, уменьшает ресурс его работы.

Для сравнения расчетного и опытного значений фокусного расстояния с подбором времени экспозиции были сделаны снимки кольцевого сварного шва трубы диаметром 108 мм с применением рентгенографических пленок AGFA D7 и AGFA F8 и разным фокусным расстоянием.

При проведении рентгенографического контроля использовались следующие режимы. С применением пленки типа F8: расчетное фокусное расстояние 1800 мм; время экспозиции 150 с; опытное фокусное расстояние 640 мм; время экспозиции 25 с. Результаты рентгенографического контроля в виде снимков представлены на рис. 5.

С применением пленки типа D7: расчетное фокусное расстояние 1800 мм; время экспозиции 300 с; опытное фокусное расстояние 640 мм; время экспозиции 200 с.

Результаты рентгенографического контроля в виде снимков представлены на рис. 6.

Анализ рентгенографических снимков показывает, что применение выбранной схемы контроля и применяемой пленки типа F8 дает полное соответствие критериям выявляемости по локализации и визуализации наличия или отсутствия дефектов в сварном соединении. При этом сравнение расчетного и опытного значений фокусного расстояния позволяет сделать вывод, что его уменьшение от расчетного значения не влияет на качество снимка и, следовательно, на критерии выявляемости дефектов в кольцевом сварном соединении. Также опытным путем доказано, что сокращение времени экспозиции удовлетворяет критериям выявляемости дефектов и увеличивает производительность проведения рентгенографического контроля.

При проведении контроля с применением пленки типа D7 расчетное значение фокусного расстояния не дает качества снимка, удовлетворяющего критериям выявляемости дефектов, так как наблюдается несоответствие по параметру оптической плотности. Вариации уменьшения фокусного расстояния от расчетного значения возможны, и это позволяет сокращать время экспозиции и увеличивает вероятность соответствия критериям выявляемости дефектов в сварном шве.

В целях независимой оценки результата для автоматизированной расшифровки рентгенографических снимков был применен аппаратно-программный комплекс «МАРС» [12]. Полученные результаты расшифровки рентгенографических снимков с применением расчетных и опытных режимов рентгенографического контроля на пленке типа F8 соответствуют друг другу в части выявленных дефектов.

В сводной таблице представлены режимы рентгенографического контроля для конкретных диаметров труб газопровода. Для всех перечисленных вариантов использован способ зарядки кассет с двумя флуоресцирующими экранами.

В целях обеспечения соответствия рентгенографических снимков критериям выявляемости дефектов сварного шва проведены расчеты и получены опытные значения режимов рентгенографического контроля наиболее распространенных применяемых при строительстве сетей газораспределения и газопотребления диаметров стальных труб и необходимые параметры контроля качества сварных соединений радиографическим методом. Опытные и расчетные парамет- ры контроля качества сварных соединений радиографическим методом приведены в таблице.

ВЫВОДЫ

Определены основные критерии выявляемости дефектов в сварных соединениях, а также оптимальные режимы рентгенографического контроля с применением импульсных рентгеновских аппаратов на стальных трубах большого и малого диаметров.

Приведен выбор схем контроля сварных швов в зависимости от диаметра трубы и определено количество экспозиций. Проведен расчет фокусного расстояния для диаметров труб 57–700 мм, определено время экспозиции.

Выполнен анализ рентгенографических снимков и применяемых типов рентгеновской пленки на соответствие критериям выявляемости дефектов в сварных со- единениях. Представлены режимы рентгенографического конт- роля для конкретных диаметров труб газопровода.

Сводная таблица режимов рентгенографического контроля для конкретных диаметров труб газопровода Summary table of the X-ray testing modes for specific pipe diameters of gas pipeline

Метод стресс-теста – это гид- равлическое ударное испытание трубопроводов высокого давления для транспортировки опасных продуктов. Испытание на удар производится в целях продления срока службы трубопроводов и более точной оценки степени безопасности при эксплуатации.

Для достижения этой цели в ходе испытаний необходимо воспрепятствовать появлению дефектов, ввиду своих размеров находящихся в области устойчивого образования трещин, путем создания предварительного напряжения сжатия на концах трещин, которое значительно выше напряжения растяжения при эксплуатационной нагрузке. 

МОНИТОРИНГ ДЕФЕКТНЫХ ТРУБ

Оценка ресурса дефектных труб линейной части магистрального газопровода ставит перед собой следующие цели: снизить затраты при капитальных ремонтах газопроводов за счет применения новых технологий испытаний, обеспечивающих оптимизацию использования имеющихся труб; после капитального ремонта газопровода обеспечить приблизительно равные деформационные свойства труб и снизить уровень остаточных напряжений путем испытания газопровода методом стресс-теста.

Для оценки ресурса дефектных труб линейной части магистрального газопровода по результатам дефектоскопии дефектных труб, предоставленных ООО «Газпром трансгаз Москва», были отобраны девять труб с различными дефектами: коррозия до 2,7 мм, зона продольных трещин глубиной до 4,9 мм, аномалии продольных швов. Подобные дефекты можно классифицировать как самые опасные [1], поскольку отсутствуют данные по их глубинам.

Для практической реализации методики оценки ресурса на одной из производственных площадок ООО «Газпром трансгаз Москва» был изготовлен специальный испытательный стенд из девяти дефектных труб Ду 1400, по краям которого были смонтированы толстостенные испытательные камеры, обеспечивающие наполнение водой, испытание на удар и опорожнение стенда. Для выполнения гидравлического испытания методом стресс-теста был переоборудован насос АО-181. Предварительные расчеты подтвердили возможность использования этого насоса для проведения испытаний методом стресс-теста.

РАСЧЕТЫ МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА

Перед началом работ на стенде предварительно были проведены расчеты методом стресс-теста девяти труб 1420 × 15,7 мм, определены минимальное и максимальное давления испытаний = 9,028 МПа и = 10,929 МПа, скорость подъема давления (до 0,44 МПа/мин), циклы подъема давления (от 0,5 до 2,0 МПа) и другие параметры.

С помощью компьютерного моделирования на основе метода конечных элементов и механики разрушений был смоделирован размер дефекта глубиной а = 7,4 мм и полудлиной l = 135 мм в трубе № 1184.

Сравнение позволяет отметить близость значений максимального расчетного давления = 10,929 МПа, максимального давления = 11,0 МПа, полученного при испытании на стенде (рис. 1), и предельного давления для дефектной трубы, вычисляемого по формуле [2]:

(1)

при Q = ,

где u – минимальный предел прочности материала трубы, u = 589 МПа; t – толщина стенки трубы, t = 15,7 мм; D – внутренний диаметр трубы, D = 1388,6 мм; a – глубина дефекта в стенке трубы, a = 7,4 мм; l – полудлина дефекта в стенке трубы, l = 135 мм; Q – профиль дефекта [2].

При разработке данной методики на специальном испытательном стенде были проведены 13 циклических нагружений с давлением 0,5 и 1,5 МПа до заводского испытательного давления (Pисп = 9,028 МПа) девяти труб (рис. 2). При этом давление на каждом цикле увеличивалось на 0,7 МПа. Такая методика применялась для оценки роста критических глубин трещин при воздействии стресс-теста (рис. 3–6).

Дальнейшие испытания на стенде проводили с перепадом давления от 4 до 9 МПа вплоть до разрушения трубы № 1184 с дефектом аномалии продольного шва после 12 циклов нагружений (рис. 7). Труба находилась на 13-м км от КС «Давыдовская» магистрального газопровода «Ямбург – Елец». После шурфовки дефект трубы был описан как дефект шва без указания глубины.

При многокомпонентных циклических нагрузках, характерных для случайных и повторно-переменных режимов, расчет выносливости необходимо проводить по критерию линейного суммирования повреждений [3]:

,                                        (2)

где Ni – число циклов нагружений; i – число компонент нагружений; [N]i – предельное допускаемое число циклов нагружений.

,     (3)

где N1/[N]1 – гидроиспытания; N2/[N]2 – «пуск – останов»; N3/[N]3 – эксплуатационный режим; N4/[N]4 – стендовые испытания. Числители дробей соответствуют числу реальных нагружений: N1 = 5 – предпусковые гидравлические испытания; N2 = 23 – циклы «пуск – останов»; N3 = 6088 – циклы при эксплуатационном режиме; N4 = 25 – циклы на стенде.

Расчеты числа циклов и допускаемое число циклов выполняются в соответствии с уравнением, по которому вычисляется скорость роста трещины [4]:

,                                        (4)

где a – глубина дефекта, мм; N = число циклов; С = 0,66·10-8, безразмерная величина; ∆K – коэффициент интенсивности напряжений, МПа√м, ∆K = 1,12·∆·(a)0,5; n = 2,25 для сталей Х-70 согласно [5], безразмерная величина.

После преобразований уравнения (4) получим формулу для оценки усталостной долговечности, выраженной количеством циклов:

N = 2,59·108·∆-2,25( - ), (5)

где ∆ – напряжение, МПа; ан и ак – начальная и конечная глубины дефектов соответственно, мм.

Согласно классификации В.В. Болотина в механике разрушения для «бездефектных» конструкций наибольшее значение имеют дефекты 7–10-го классов с протяженностью 0,01–0,1 мм [6].

Допускаемое число циклов при гидравлическом испытании (N = 286,6) получим при давлении Р = 1,1·75/10 = 8,0 МПа (на расстоянии 13 км от камеры запуска дефектоскопа до дефектной трубы № 1184) при соответствующем напряжении ∆ = 360,05 МПа и глубинах дефектов ан = 0,1 мм и ак = 7,4 мм, подставив эти данные в (5).

Допускаемое число циклов в режиме «пуск – останов» (N = 367,9) получим при давлении PL=13 км = 7,16 МПа при соответствующем напряжении ∆ = 322,2 МПа и глубинах дефектов ан = 0,1 мм, ак = 7,4 мм, подставив эти данные в (5).

По формуле (5) получаем усталостную долговечность эксплуатационного режима дефектной трубы:

N3 = 2,59·108·∆-2,25(aн-0,125 - – aк-0,125) = 6088,                          (6)

где aн = 0,5 мм согласно [7]; aк = = 7,4 мм; ∆ = ∆Р·(Rвн + (15,7 – – 0,5)/2)·(15,7 – 0,5)-1 = 67,97 МПа; ∆Р – перепады давления при рабочих режимах; Rвн – внутренний радиус трубы, мм. ∆Р = 75/10·C = = 1,57 МПа при C = 0,21 согласно [8], безразмерная величина.

Аналогично получаем допускаемую усталостную долговечность эксплуатационного режима бездефектной трубы:

[N]3 = 2,59·108·∆-2,25(aн-0,125 - – aк-0,125) = 9927 циклов,           (7)

где aн = 0,01 мм; aк = 15,7 мм; ∆ = ∆Р·(Rвн + (15,7 – 0,01)/2)·(15,7 – – 0,01)-1 = 94,87 МПа, ∆Р = 2,12 МПа согласно [9].

Допускаемое число циклов нагружений на стенде (N = 75,51) получим по формуле (5) при среднем давлении цикла Р = 2,928 МПа [9], соответствующем напряжении ∆ = 246 МПа и глубинах дефектов aн = 7,4 мм и aк = 15,7 мм.

Если в качестве базовой наработки выбрать период в один год, то остаточный ресурс труб после 23 лет эксплуатации с учетом коэффициента запаса 10 по выносливости [3] определим без учета числа циклов, полученных на стенде (см. табл.).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Обследования дефектных труб и испытания их методом стресс-теста на стенде показали, что до 60 % труб с дефектом «коррозия» глубиной до 15 % толщины стенки могут быть возвращены в эксплуатацию – этим обеспечиваются оптимизация использования имеющихся труб и выполнение первого пункта цели работ. Так, из 44 дефектных труб в 32 трубах наблюдалась коррозия до 15 % толщины трубы; в девяти трубах – дефект продольных трещин; в трех трубах – аномалия продольного шва.

Испытание трубопроводов методом стресс-теста в процессе капитального ремонта способно затормозить развитие дефектов коррозионного растрескивания под напряжением с глубиной дефектов до 3 мм толщины стенок труб 1420 × 15,7 мм с коэффициентами безопасности по давлению до 1,5 [10], что позволит эксплуатировать газопроводы при проектных режимах [11, 12].

Применение испытаний методом стресс-теста позволило выявить 46 дефектов, отремонтировать их и повторно испытать 1754 км газопроводов до ввода в эксплуатацию. Безотказная эксплуатация указанных выше газопроводов в течение 5–16 лет является хорошей оценкой их надежности. Этот метод применяется в ряде зарубежных стран для продления сроков эксплуатации действующих газонефтепроводов.

При проведении пусковых работ были выявлены различные дефекты:

– при продувке и очистке участка газопровода «Голубой поток» установлено, что во время укладки в траншею был допущен аварийный сброс плети труб, что привело к волнообразному сплющиванию трубопровода;

– испытание стресс-тестом выявило три утечки из-за брака при изготовлении деталей крановых узлов (магистральные газопроводы «Ямал – Европа», «Голубой поток», «Северный поток»);

– шесть отказов при сборке крановых узлов (три у КС «Ставропольская» и один у КС «Усть-Лабинская» на газопроводе «Голубой поток», один на газопроводе «Ямал – Европа», один на газопроводе «Северный поток»).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Метод стресс-теста – циклическое ударное давление с коэффициентом безопасности 1,5 и более к рабочему. Из-за разности скоростей подъема и сброса давлений в «усах» дефектов типа трещин возникают сжимающие напряжения, превышающие напряжения от растяжений, появляющихся при рабочих нагрузках.

Расчет выносливости по критерию линейного суммирования повреждений позволил оценить остаточный ресурс старых труб с различными дефектами.

Сведения о ресурсе дефектных труб в зависимости от расстояния до КС и размеров дефектов Information on the operational life of defective pipes, depending on the distance to the compressor station and the defect size

В настоящее время в нефтегазовой промышленности эксплуатируются широкая номенклатура и большое количество оборудования в основных подотраслях: добыча, транспортировка, хранение. По мере необходимости выполняются работы по его техническому обслуживанию и ремонту. Система технического обслуживания и ремонта (ТОиР) является важным элементом деятельности организаций, направленным на восстановление и поддержание оборудования в исправном состоянии.

Нефтегазовые компании (ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть») разрабатывают собственные нормативно-технические документы [1–10] и ценообразующие документы по ТОиР технологического и вспомогательного оборудования [11, 12], а также собственные базы данных показателей по ТОиР оборудования. Под показателями понимаются количественно-качественная оценка и характеристика параметров ТОиР действующих объектов на соответствие требованиям и нормам. При этом зачастую отсутствуют системные подходы к разработке документов и показателей, охватывающие все стадии их формирования, что не позволяет в комплексе учитывать особенности и специфику ТОиР технологического оборудования компаний [13].

Действуют и применяются также устаревшие документы и показатели по ТОиР (в том числе разного уровня), что неизбежно отражается на качестве планирования затрат [14] и определения стоимости работ по ТОиР [15].

По мнению авторов, основными признаками, которым должны отвечать показатели, являются прозрачность, обоснованность, сохранение преемственности, исключение дублирующих позиций, оптимальность.

С учетом разнообразия (и в то же время однотипности) эксплуатируемого оборудования в неф- тегазовой промышленности и показателей ТОиР формирование актуальной единой базы показателей ТОиР, в том числе и отдельных компаний, является важной первостепенной задачей. Основные принципы формирования базы показателей должны строиться на системном и адаптивном подходах для обеспечения требований к их полноте и обос- нованности [13].

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Под базой показателей понимается совокупность сведений, отображающая состояние объектов и оборудования, их свойства и основные характеристики, нормативные и фактические данные ТОиР. Базу данных можно рассматривать как информационную модель, от обоснованности, точности и достоверности которой во многом зависит эффективность планирования и управления работами по ТОиР.

В рамках выполнения этой задачи целесообразно разработать принципы и подходы к формированию базы показателей ТОиР, их унификации, мониторингу и контролю, оценке актуальности, экспертизе новых и разрабатываемых нормативов, учету и оценке фактического их уровня в разрезе типов оборудования, видов работ по ТОиР.

База данных может включать как корпоративную информацию, так и информацию из действующих нормативно-технических и ценообразующих документов разного уровня.

Процесс формирования единой базы показателей ТОиР оборудования, эксплуатируемого в нефтегазовой промышленности, следует разделить на следующие этапы:

– определение показателей в разрезе типов оборудования, видов работ по ТОиР;

– разработка принципов и подходов по унификации, классификации, оценке актуальности показателей в разрезе типов оборудования, видов работ по ТОиР;

– разработка форм (структуры) исходных данных и шаблонов (форм) учета, обработки и анализа показателей;

– разработка предложений по корректировке (оптимизации) показателей ТОиР оборудования.

Формирование и функционирование единой базы показателей ТОиР оборудования, эксплуатируемого в нефтегазовой промышленности, позволит обеспечить соблюдение следующих положений и требований:

– единство применяемых методов и методик нормирования работ по ТОиР;

– сбалансированное планирование, совершенствование и развитие показателей ТОиР;

– систематическое обновление и высокая степень прогрессивности существующих нормативных показателей на основе отражения в них процессов развития техники, технологии и организации производства;

– сопоставимость показателей, формируемых при ТОиР одинакового оборудования в разных подотраслях;

– преемственность показателей при пересмотре устаревших;

– автоматизация системы сбора, накопления, разработки, оптимизации и обоснования показателей.

Формирование и ведение базы данных может осуществляться непрерывно за счет проведения анализа областей ТОиР, эксплуатируемого оборудования на основе выделения значимых критериев для постоянной оценки и добавления новых (важных) показателей по ТОиР. По результатам анализа областей ТОиР формируется укрупненный перечень существующих и требующих разработки научно-технических документов (НТД), прейскурантов и других документов в разрезе деятельности по ТОиР (рис. 1).

В результате могут быть сформированы направления деятельности по ТОиР, проанализированы современные действующие (планируемые, разрабатываемые) НТД, прейскуранты и другие документы по ТОиР корпоративного и другого уровня по номенклатуре эксплуатируемого оборудования. Предполагается, что будут сформированы предложения по изменению действующих показателей в НТД и прейскурантах, разработаны и определены критерии и показатели для их включения в разрабатываемую базу данных.

Результаты анализа показателей НТД и прейскурантов по ТОиР могут быть использованы в процессе формирования базы показателей ТОиР, в первую очередь в части формирования направлений и номенклатуры (марок) эксплуатируемого оборудования.

МОДЕЛИРОВАНИЕ СТРУКТУРЫ БАЗЫ

На рис. 2 приведен пример структуры базы показателей по ТОиР. В качестве основных выделены следующие блоки: ввода исходных данных и поиска показателей; исходной информации; анализа и выявления одинаковых показателей ТОиР; формирования унифицированных показателей ТОиР; сравнительного анализа показателей ТОиР; определения оптимального уровня показателей ТОиР; актуализации показателей ТОиР (видов работ, трудоемкости и разрядов, стоимости работ).

Основными блоками, от которых зависит качество результатов ведения и использования базы показателей по ТОиР, являются блоки исходной информации и формирования унифицированных показателей. В связи с этим особое внимание необходимо уделять формированию их структуры и содержания, проверке и унификации показателей ТОиР с использованием современных методов и инструментов обработки и автоматизации информации.

В качестве исходной информации в базе могут приниматься данные по направлениям деятельности ТОиР; корпоративным прейскурантам и прейскурантам других отраслей; корпоративным НТД и НТД других отраслей; фактическим показателям, полученным на объектах.

Важными практическими составляющими являются разработка содержания и структуры адаптивных шаблонов и блоков для внесения исходных данных и представления результатов их анализа, а также создание расчетно-аналитических модулей для реализации соответствующих задач и функций.

После внесения исходной информации осуществляются ее анализ и обработка в блоке: анализа и выявления одинаковых показателей ТОиР; формирования унифицированных показателей ТОиР; сравнительного анализа показателей ТОиР; определения оптимального уровня показателей ТОиР.

Кроме того, в процессе обработки информации в этом блоке могут быть определены, систематизированы, классифицированы и сгруппированы основные факторы, влияющие на показатели (в частности, трудоемкость работ) по ТОиР оборудования, и выполнена статистическими методами оценка их степени влияния. Один из примеров анализа факторов с разработанными подходами, инструментарием и выводами приведен в статье [16]. В этом случае проводятся определение и корреляционно-регрессионный анализ внутренних факторов и трудоемкости работ по ТОиР оборудования.

По результатам анализа формируется соответствующий блок – итоговые унифицированные показатели ТОиР и их оптимальный уровень. Эти данные могут быть использованы для ориентира и предложения их в качестве исходной информации при разработке новых НТД или прейскурантов, проведении экспертизы документов, а также при составлении смет, для определения ориентировочной стоимости и оптимизации имеющихся фактических данных по ТОиР.

В предлагаемый блок актуализации показателей ТОиР могут быть добавлены новые виды работ, показатели трудоемкости и разрядов, стоимости работ, которые отсутствуют в НТД или требуется их актуализировать по каким-либо причинам – необходимость уточнения, корректировки, оптимизации и т. д. Этот блок целесообразно формировать отдельно, чтобы все изменения, вносимые в показатели ТОиР, были наглядными и не влияли на содержание блока исходной информации.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Примеры исходных данных для построения структур выходных (результирующих) форм аналитических блоков в зависимости от цели анализа и степени укрупнения показателей представлены на рис. 3–5. Каждая из этих форм либо все их варианты могут быть реализованы на практике.

Пример № 1 (см. рис. 3) позволяет сформировать и структурировать номенклатуру основного технологического оборудования по:

– типам, видам, маркам;

– типам, видам, маркам в корпоративных и других прейскурантах;

– типам, видам, маркам в корпоративных и других НТД;

– типам, видам, маркам, не охва- ченным НТД и прейскурантами.

Кроме того, возможно выполнение сравнительного анализа показателей ТОиР сопоставимого оборудования по типам, видам, маркам в разных НТД и прейскурантах.

Пример № 2 (см. рис. 4) реализуется на основе сформированных исходных данных и позволяет:

– выполнить анализ и определить одинаковые показатели ТОиР;

– выполнить сравнительный анализ показателей ТОиР;

– определить (сформировать) предложения по оптимальному уровню показателей ТОиР.

При этом может рассматриваться широкий спектр показателей ТОиР: состав и номенклатура работ, их периодичность и стоимость (оптовые цены, укрупненные расценки), нормативы трудоемкости (в человеко-часах) и разряды работ.

Пример № 3 (см. рис. 5) позволит определить и структурировать:

– номенклатуру и количество основного технологического оборудования по типам, видам, маркам;

– номенклатуру охвата оборудования, видов и направлений работ по ТОиР в корпоративных и других прейскурантах;

– номенклатуру охвата оборудования, видов и направлений работ по ТОиР в корпоративных и других НТД;

– номенклатуру и количество оборудования по типам, видам, маркам, не охваченного НТД и прейскурантами.

В процессе формирования базы данных приведенные общие примеры и предложения по показателям ТОиР и критериям их оценки должны быть детализированы в конкретные виды работ по ТОиР и их показатели.

В комплексе реализация всех описанных исходных данных для форм и более детализированных с учетом конкретных показателей, в том числе фактических данных, позволит сформировать полную и всестороннюю базу показателей ТОиР.

При формировании базы показателей ТОиР оборудования необходимо тщательно отслеживать актуальность НТД и прейскурантов. С этой целью можно руководствоваться следующими критериями (рис. 6): уровень и статус документов – федеральный, корпоративный, отраслевой, организации и др.; полнота охвата современного оборудования, видов работ по ТОиР (по номенклатуре, стоимости); дата ввода и срок действия; практическое применение при составлении смет, планировании затрат и др.

Для оперативного принятия решений о необходимости пересмотра и разработки новых НТД, прейскурантов, добавления новых или неохваченных видов работ и направлений ТОиР в качестве выходного шаблона базы данных может быть укрупненная матрица обеспеченности нормативными показателями видов и направлений деятельности.

На практике матрица должна формироваться автоматически за счет разработки показателей качества документов и качественных и (или) количественных критериев.

Для понимания сценария развития пожара на объектах нефтегазового комплекса (НГК) оцениваются возможные последствия пожара разлития или резервуара хранения нефтепродуктов, исходя из расчета риска возникновения и развития аварий. Далее необходимо дифференцировать объекты по возможному режиму пожара, обос- новать расчетом и подтвердить экспериментальными данными пределы огнестойкости конструкций с учетом воздействия углеводородного температурного режима и при наличии соответствующих средств огнезащиты.

В области огневых испытаний конструкций в России, США и ЕС регламентируются стандартный (целлюлозный), наружный, медленно развивающийся (тлеющий) и углеводородный режим. Строительные конструкции (преимущественно стальные) резервуаров, оборудования, зданий и сооружений, а также конструкции танкеров и морских сооружений при аварии, сопровождающейся пожаром и взрывом, подвергаются высокотемпературному воздействию, обусловленному количеством и типом пожарной нагрузки. Среднеповерхностная температура пламени большинства нефтепродуктов превышает 1000 ºС. Данные конструкции должны обладать огнестойкостью – повышенным сопротивлением к особым нагрузкам, обусловленным горением именно углеводородного топлива.

Передовая практика морской добычи углеводородов закреп- лена в риск-ориентированном подходе, принятом в России, Великобритании, США, Норвегии, Австралии, Франции, где при оценке безопасности используется метод анализа рисков и оценки их последствий. На этой основе определяются места наиболее вероятного возникновения аварии. Эти участки обеспечиваются адекватной защитой, позволяющей снизить уровень риска до приемлемого минимума. Метод анализа рисков дает возможность разработки более безопасных и в то же время экономичных проектных решений, в том числе и для защиты конструкций [1–3].

В целом в отечественной литературе используется стандартный температурный режим для строительных конструкций нефтегазовых объектов [4–6]. За рубежом углеводородный температурный режим как модель проведения испытаний для конструкций в нефтегазовой промышленности используется начиная с 1980-х гг. [6, 7].

Статья посвящена обзору нормативных требований для современных средств огнезащиты строительных конструкций НГК и конструкций морского транспорта при пожарах, приближенных к условиям углеводородного температурного режима.

МЕТОДОЛОГИЯ ИСПЫТАНИЙ

В международном масштабе совершенствованием и унификацией методологии испытаний строительных конструкций на огнестойкость занимается Технический комитет 92 «Пожарная безопасность» Международной организации по стандартизации. В рамках этого Комитета и на основании широкого международного сотрудничества разработан стандарт на метод испытания строительных конструкций на огнестойкость ISO 834-1:1999 [8], который является методологической основой для проведения таких испытаний, в том числе в России.

При определении ряда параметров огнестойкости зданий и сооружений возникает необходимость выбора температурного режима, который при огневых испытаниях позволил бы сравнивать поведение различных испытуемых объектов в условиях, максимально приближенных к условиям реального пожара, например к горению углеводородов.

С 2015 г. в России действует ГОСТ Р ЕН 1363-2–2014 [9]. Целью разработки данного стандарта является гармонизация подхода к выбору температурных режимов для объектов НГК и предприятий химической промышленности. Стандарт [9] действует в сочетании с европейским EN 1363-1 [10], что свидетельствует о прежде- временности утверждения [9], поскольку [10] не гармонизирован. В [9] представлены сведения о трех альтернативных стандартному температурных режимах, учитывающих реальные условия пожара: углеводородном; наружном; медленно развивающемся (тлеющем) (рис. 1).

В проект изменения к межна- циональному ГОСТ 30247.0–94 [11] в 2015 г. также введены различные температурные режимы пожара и их буквенные обозначения: НС – углеводородная кривая, Е – наружная кривая, S – тлеющая кривая.

На данный момент на территории РФ действуют следующие нормативные документы, в которых упоминается возможность проведения огневых испытаний для конструкций по углеводородному температурному режиму, некоторые из которых идентичны (или модифицированы) с европейскими [12, 13]: ГОСТ 30247.0–94 [11]; ГОСТ Р ЕН 1363-2 [9]; ГОСТ Р 54081–2010 [14]; ГОСТ Р 53295–2009 [15]; ISO 13702:2015 [16].

Существуют также европейские и международные нормативные документы, не имеющие аналогов в РФ:

– DIN 4102-2–1977 [17], BS 476-20:1987 [18] содержат методику испытаний согласно углеводородному температурному режиму;

– ISO 22899-1:2007 [19], ISO/TR 22899-2:2013 [20] содержат информацию о методах испытаний пассивной огнезащиты.

Среди американских нормативных документов, содержащих методы испытаний с учетом различных температурным режимов, следующие:

– UL 1709 [21], представлен метод испытаний конструкций согласно углеводородному температурному режиму, в том числе дополнительный метод испытаний изгибаемых балок с огнезащитой (содержит ссылки на NFPA 1H, API RP 14FZ, API RP 2218, API STD 2510, API RP 14G, NFPA 30H, NFPA 850, NFPA 556, [16], ASTM C1094-01, NFPA 502);

– ASTM E119 [22], представлены требования к стандартному температурному режиму для различных типов конструкций – каменных и комбинированных (содержит ссылку на [8]);

– ASTM E 1529-14A [23], представлены требования к углеводородному температурному режиму (содержит ссылки на IMO A754, [8]);

– NFPA 290 [24], представлен метод испытаний для огнестойкости конструкций с пассивной огнезащитой для баллонов с сжиженным природным газом (содержит ссылки на [16, 19, 21]).

Согласно исследованиям американской страховой и инжиниринговой компании Global Asset Protection Services LLC показатели расхода и толщины покрытий средств огнезащиты для конструкций по методикам ASTM E119 [22] и UL 1709 [21] в условиях углеводородного температурного режима имели существенное расхождение, полученные указанными методами данные требовали корреляции между собой [7]. Международный стандарт ISO 13702:2015 [16], содержащий требования к углеводородному температурному режиму, ссылается на стандарты American Petroleum Institute (API) и американские стандарты [21, 22], при этом ссылочный стандарт ISO/TR 22899-2:2013 [20] обращается снова к европейским стандартам.

На рис. 1 приводятся графики зависимости температуры от времени согласно [9] (рис. 1а) и [21] (рис. 1б). Видно, что кривые различаются между собой, например, при 30-минутном воздействии. Так, в европейском стандарте [9] описывающая углеводородный температурный режим кривая продолжает нарастать согласно формуле, приведенной в этом документе. Напротив, в американском нормативном документе [21] кривая выходит на постоянное значение, которое должно поддерживаться до завершения огневых испытаний.

Углеводородную кривую (кривая 2 на рис. 1а) можно выразить следующим уравнением:

T = 1080(1 – 0,325e-0,167t - – 0,675e-2,5t) + 20,                 (1)

где T – требуемая средняя температура в испытательной печи, °С; t – время, прошедшее с момента начала испытания, мин.

ДОПУСТИМЫЕ ПРОЦЕНТНЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ

Допустимое процентное отклонение средней температуры, измеренной печными термопарами, от значений температуры, вычисленной по формуле (1), определяют следующим образом:

а) 15 % в диапазоне 5 мин < t ≤ ≤ 10 мин;

б) (15 – 0,5(t – 10)) % в диапазоне 10 мин < t ≤ 30 мин;

в) (5 – 0,083(t – 30)) % в диапазоне 30 мин < t ≤ 60 мин;

г) 2,5 % в диапазоне t > 60 мин [9].

Допустимое процентное отклонение определяют по формуле:

,                                         (2)

где Tср – средняя измеренная температура в печи, принимаемая как среднее арифметическое значение показаний печных термопар в момент времени t, °С.

Все участки измеряют одинаковым способом, а именно путем суммирования участков с про- межутком не более 1 мин, причем суммирование начинается с момента времени t = 0. После первых 10 мин испытания зарегистрированная любой печной термопарой температура не должна отклоняться от температуры по формуле (1) более чем на 100 °С. Для опытных образцов конструкций, обладающих высоким классом пожарной опасности, отклонение более чем на 100 °С от температуры по формуле (1) допустимо лишь на промежуток времени, не превышающий 10 мин, при условии, что такого рода отклонение объясняется внезапным воспламенением значительного количества горючих материалов, которое повышает общую температуру в камере сгорания [9].

Следует добавить, что один из критериев оценки характеристик согласно UL 1709 [21], а именно передача тепла через защитный материал в течение периода огневого воздействия, для которого требуется определить предел огнестойкости, не должна приводить к повышению средней температуры ни на одном из четырех уровней стальной колонны сверх 538 °C, и ни одна термопара не должна показывать температуру выше 649 °C. При этом в европейском документе [9] описывается только общий метод, не приводятся данные по количеству и характеристикам образцов и по теплоизолирующей способности материала. В американском стандарте [21] регламентируются минимальная длина образца (2,44 м) для полномасштабного испытания, отмечена необходимость учитывать климатическое воздействие на стальные колонны (ускоренное старение при особых условиях, высокая влажность, соляной туман и т. д.).

НОРМАТИВНЫЕ И РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ

Для проектирования огнестойких конструкций морского транспорта и морских сооружений применяются рассмотренные ниже руководящие и нормативные документы.

Международный кодекс по системам пожарной безопасности [25] и Международный кодекс 2010 года по применению про- цедур испытания на огнестойкость [26] являются неотъемлемыми частями Международной конвенции по охране человеческой жизни на море 1974 г. [27].

В случае перевозок жидких грузов, представляющих дополнительную пожароопасность, также учитывают положения Международного кодекса по химовозам [28] и Международного кодекса по газовозам [29] и проводят дополнительные расчеты риска возникновения аварии.

Для достижения целей пожарной безопасности судно разделяется на главные вертикальные и горизонтальные зоны конструкционными элементами с тепловой изоляцией и без нее. Жилые помещения отделяются конструкционными элементами с тепловой изоляцией и без нее. Ограничивается применение горючих материалов [27].

В Международной конвенции [27] приводится определение только стандартного испытания на огнестойкость, при котором образцы соответствующих переборок или палуб подвергаются нагреву в испытательной печи при температурах, приблизительно соответствующих стандартной кривой «время – температура» в соответствии с методом испытаний, отвечающим требованиям Международного кодекса [26], которые предъявляются для перекрытий (палубы, переборки) классов А (А-0, А-15, А-30, А-60), В (В-0, В-15, В-30) и С в соответствии с [30].

Среди документов, содержащих требования по огнестойкости к противопожарным конструкциям для объектов морского транспорта и инфраструктуры и имеющих ссылки на ИСО 834-1:1999 [8] (причем только на режим стандартного пожара), следующие: [26–29]; Рекомендация по испытаниям на огнестойкость для перекрытий классов А, В и F [31]; Технический регламент [30], где регламентируется обязательная оценка соответствия на перекрытия и палубы классов А, В и С; Правила классификации и постройки морских судов [32]. Все перечисленные документы регламентируют требования к конструкциям только по классам А, В, F и С, которые, за исключением класса С, испытываются по стандартному температурному режиму.

Согласно Правилам классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ [33] конструкции типа Н – это конструкции, образованные переборками и палубами, которые должны быть изготовлены так, чтобы предотвратить прохождение через них дыма и пламени в течение 120 мин стандартного испытания огнестойкости. Данные конструкции изолированы негорючими материалами или равноценными огнезащитными составами так, чтобы средняя и максимальная температура на стороне, противоположной огневому воздействию, не повышалась по сравнению с первоначальной температурой более чем на 140 и 180 °С соответственно. Конструкциям присваиваются следующие обозначения: Н-120 – в течение 120 мин; Н-60 – 60 мин; Н-0 – 0 мин. Конструкции испытываются на огнестойкость по методике, изложенной в Резолюции А.754(18) [31], с учетом того, что «кривая температуры в зависимости от времени должна соответствовать кривой температуры от времени при углеродном горении».

Представленная в [33] методика, напротив, содержит указание только на стандартный температурный режим. Данный режим приводится и в Международном кодексе [26], при этом упоминание о возможных других режимах отсутствует.

В отдельных странах – членах Международной конвенции [27] могут существовать различные отступления от правил проектирования одних и тех же морских стационарных платформ (МСП), а также особенности их интерпретации. Например, в требованиях для береговых и морских платформ [34] дается определение Н-конструкций, как и в [27], но вместо стандартного режима однозначно приводится углеводородный. Документ [34] четко регламентирует требования к Н-конструкциям. Указывается, что интумесцентные покрытия могут применяться для достижения параметра Н, но они должны обладать низкими значениями распространения пламени, дымообразования и тепловыделения, также необходимо провести дополнительную оценку токсичности выделяемых продуктов горения.

СРЕДСТВА ОГНЕЗАЩИТЫ

Для судовых конструкций с нормируемой огнестойкостью применяются рассмотренные далее средства огнезащиты.

Требования к конструктивным решениям, применяемым материалам и технологиям при проектировании объектов инфраструктуры морского транспорта, плавучих буровых установок и МСП, причальных комплексов подлежат оценке и подтверждению соответствия требованиям международно-взаимосогласованных морских надзорных классификационных органов. В РФ таким органом явяется Российский морской регистр судоходства (РМРС), который по Международной конвенции [27] обязан признавать любые зарубежные сертификаты и прочие разрешительные процедуры, как и все другие участники Международной конвенции [27] должны признавать документы, выдаваемые РМРС.

Приведены данные (табл. 1) из действующих сертификатов, выданных РМРС в период 2015– 2017 гг., для «судовых противопожарных конструкций (палубы и переборки) для плавучих буровых установок и МСП, для образцов, испытанных при углеводородном температурном режиме». Термины и текст табл. 1 представлены в соответствии с данными официального сайта РМРС (www.rs-class.org) и текстами сертификатов.

Как следует из табл. 1, РМРС в один и тот же период времени руководствуется различными документами и стандартами на испытания для однотипных изделий. Для сравнения по некоторым палубам и перегородкам приведены данные для класса А. Так, для импортных материалов Sherwin-Williams разница между расходом средства огнезащиты на классы А-60 и Н-60 практически отсутствует, а для отечественных материалов для А-60 расход меньше на 30 %.

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ НГК ДЛЯ ОГНЕЗАЩИТЫ КОНСТРУКЦИЙ

В российских корпорациях ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Транснефть» существуют ведомственные стандарты по антикоррозионной защите конструкций, но для огнезащитных покрытий и средств огнезащиты документы не разработаны. Это связано с тем, что в отраслевых документах указанных корпораций не представлены нормативные требования к строительным конструкциям с учетом воздействия углеводородного температурного режима. Характеристики предельных состояний, сочетания нагрузок и коэффициента надежности принимаются по СП 20.13330.2016 [35] только в режиме стандартного пожара. Такая же ситуация – в сводах правил и национальных стандартов для всей нефтегазовой отрасли (для объектов производства и потребления сжиженных углеводородных газов, газораспределительных систем, магистральных трубопроводов нефти и нефтепроводов и т. д.).

За рубежом, например во французской нефтегазовой компании Total S.A., существуют внутренние стандарты для средств огнезащиты конструкций. Так, [36] определяет требования при проектировании, выборе и использовании пассивной огнезащиты для береговых сооружений и МСП. Данный документ также устанавливает классификацию пассивных средств огнезащиты для компании. Приводятся общие требования к пассивной огнезащите, типы пассивной огнезащиты на различных материалах (эпоксидные составы, цементосодержащие и т. д.), рассмотрены примеры их применения для различных объектов: резервуаров, нефтепроводов, резервуаров с СПГ, танкеров, палуб и перегородок. Представлены примеры расчета приведенных толщин и рекомендуемые расходы для огнезащитных материалов. Приводятся условия, при которых необходимы дополнительные расчеты риска возникновения аварий и оценка последствий.

Норвежской ассоциацией неф- тяной промышленности (OLF) разработан стандарт NORSOK M-501 [37], который также может применяться для морских платформ. Документ содержит перечень методов и значений технических характеристик покрытий для различных типов сооружений МСП и условий эксплуатации. Большинство указанных систем покрытий согласуется с стандартом ISO 20340:2003(Е) [38]. Установлено восемь систем, различающихся назначением, подготовкой поверхности, толщиной сухой пленки защитного покрытия и т. д. Для распыляемых систем пассивной огнезащиты используется 5-я система, состоящая из двух подсистем – для эпоксидной огнезащиты и цементосодержащей. Рекомендуется оптимальный расход для огнезащитных композиций.

В табл. 2 представлены данные для средств огнезащиты строительных конструкций, испытанных на огнестойкость при углеводородном температурном режиме (согласно информации официальных сайтов компаний-производителей), а также данные сертификатов UL 1709 [21], доступных в базе данных Underwriters Laboratory [39]. Приведенная толщина колонн для покрытий, сертифицированных в соответствии с требованиями стандарта [21], составляет около 6 мм.

В настоящее время многие производители средств огнезащиты самостоятельно разрабатывают методики для испытания конструкций в условиях углеводородного температурного режима. В частности, такую методику разрабатывают в Научно-исследовательском институте перспективных исследований и инновационных технологий в области безопасности жизнедеятельности (Санкт-Петербург, РФ), где проводится научно-исследовательская работа на тему «Разработка методики проведения испытаний тонкослойных огнезащитных составов для металлических конструкций при углеводородном температурном режиме, в том числе применяемых в арктической зоне». Испытательное оборудование выполнено в соответствующей инсталяции для проведения испытаний конструкций при углеводородном температурном режиме.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам анализа требований к пределам огнестойкости судовых и наземных строительных конструкций к воздействию углеводородного температурного режима можно утверждать, что однозначные требования присутствуют только для конструкций буровых платформ и морских установок. При этом существуют разногласия в регламентирующих документах, устанавливающих соответствующую методику испытаний.

За рубежом (Франция, Норвегия) применение средств огнезащиты в условиях углеводородного температурного режима регламентируется отделами расчета рисков крупных иностранных нефтегазовых и страховых компаний и их собственными отраслевыми стандартами.

ГОСТ Р ЕН 1363-2 [9] не содержит описания методики проведения испытаний (например, расстановка и тип термопар и т. д.), не гармонизирован с основополагающими стандартами, устанавливающими общую методологию в области огнестокойсти, в связи с чем потребуются изменения с учетом международной практики.

Шиироко применяемый для эпоксидных средств огнезащиты американский стандарт UL 1709 [21] регламентирует дополнительное проведение климатических испытаний и содержит два типа испытаний: крупномасштабное и испытания на стержнях размерами 610 × 152 × 152 мм с толщиной стенки 4,8 мм. Европейский стандарт [9] не приводит четкие указания на размер образцов и климатические испытания.

На объектах нефтегазовой отрасли в России, проектируемых по специальным техническим условиям, и объектах морской инфраструктуры применяют импортные средства огнезащиты, не сертифицированные в РФ с учетом испытаний по углеводородному температурному режиму, но испытанные по различным международным стандартам. Даже при отсутствии требований и норм в РФ для пределов огнестойкости конструкций в условиях углеводородного пожара российские производители в добровольном порядке проводят испытания выпускаемых средств огнезащиты согласно методикам, приводимым в различных иностранных нормативных документах. Такой сертификат является дополнительным конкурентным преимуществом, достаточно затратным для производителя и применяемым только для определенного объекта защиты.

Таким образом, необходимо разработать отечественную нормативную базу с четким регламентированием российских методик испытаний конструкций в условиях углеводородного температурного режима [40, 41], поскольку сейчас нормирование пределов огнестойкости для углеводородного температурного режима отсутствует, процесс испытаний проходит бессистемно и приводит к дополнительным затратам производителей средств огнезащиты.

Таблица 1. Свидетельства о типовом одобрении стальных судовых конструкций, а также огнезащитных покрытий, выданные в рамках процедуры взаимного признания Европейского союза Table 1. Certificates on the type approval of steel ship structures and fire-retardant coatings issued under the mutual recognition procedure of the European Union

* Покрытие является горючим и может использоваться только на наружных поверхностях и в помещениях, где обычно нет людей. Изолированная сторона должна быть всегда со стороны огневого воздействия и с противоположной стороны расположения ребер жесткости.

Таблица 2. Технические характеристики по пределам огнестойкости для некоторых видов и марок огнезащитных покрытий в условиях углеводородного температурного режима Table 2. Technical characteristics for fire resistance limits for some types and grades of fire-retardant coatings under conditions of a hydrocarbon fire

* L – толщина слоя огнезащитного покрытия, мм, Р – теоретический расход, г/м2.

Россия занимает первое место в мире по разведанным запасам газа, а газотранспортная система считается крупнейшей в мире. Существенная часть единой системы газоснабжения была создана в начале 1950-х гг. и с конца 1980-х гг. преимущественно располагается в центральной части Сибири, в умеренной климатической зоне. В последнее десятилетие интенсивно осваиваются новые месторождения газа, находящиеся в арктических зонах Дальнего Востока. Так, на территории Рес- публики Саха (Якутия) создается Якутский центр газодобычи, являющийся базовым для формирования сети и ресурсной основой для магистрального газопровода «Сила Сибири», включая Ковыктинское месторождение (Иркутская обл.). С учетом слабого развития в регионе дорожно-транспортной и энергетической инфраструктуры, а также экстремально сложных природно-климатических условий здесь будут использоваться последние нововведения и технологии, в которых риск, связанный с проявлением человеческого фактора, будет находиться на минимальном уровне. Таким образом, контроль за функционированием оборудования и управлением сложными техническими объектами будет происходить в автоматизированном режиме. Основной причиной данных нововведений считается бесценный опыт эксплуатации действующих магистральных газопроводов Якутии общей протяженностью свыше 3130 км, построенных в сложных условиях криолитозоны в начале 1970-х гг.

СПЕЦИФИКА МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ

Рассмотрим особенности строительства и эксплуатации магистральных газопроводов в условиях криолитозоны, где основным неблагоприятным фактором считается изменчивая несущая способность многолетнемерзлых грунтов. При отрицательной температуре многолетнемерзлые грунты испытывают крайне высокие нагрузки без особых изменений рельефа, а при приближении плюсовой температуры утрачивают несущую способность. Повторное замерзание данных грунтов вызывает их вспучивание, растрескивание, что приводит к инцидентам или авариям газопроводов. Для защиты от подобных деформаций грунтов требуется применять специальные меры защиты, включающие переработку конструктивных и технологических решений.

На многолетнемерзлых грунтах применяются преимущественно два типа решения проблемы: установка газопровода на свайные опоры и укладка газопровода в насыпи с термоизолирующей подушкой.

Несущая способность грунтов в летний и зимний периоды изменчива. Зимой многолетнемерзлые грунты образуют единую монолитную «плиту», что положительно отражается на эксплуатации тяжелых машин, поэтому газопровод укладывается в зимнее время. На основании журналов сварочных работ, актов укладки и засыпки газопровода средняя температура окружающей среды при монтаже газопровода находится в пределах от –20 до –45 °С. После выхода газопровода на проектную мощность температура поверхности труб в летнее время может достигать 10 °С.

Отличительной чертой многолетнемерзлых грунтов считается их оттаивание на месте повреждения естественного растительного покрова, что неизбежно при строительстве газопровода. По этой причине происходит оголение газопровода: вследствие разжижения мерзлых грунтов насыпь газопровода «стекает» и обнажает трубу. На подобных участках в силу изменчивости грунтов часто встречается и полное оголение газопровода с его провисанием. Во время остановок транспортировки газа в летнее время температура поверхности трубы на данных участках под воздействием прямых солнечных лучей может достигать 30 °С. Также в зимнее время в случаях остановки газопровода температура поверхности труб опускается до –55 °С. Годовой перепад температур на этих участках может достигать 85 °С, при проектном положении газопровода и без остановок транспортировки газа перепад составляет 55 °С. Таким образом, при перепадах температуры газопровода в положительную сторону трубопровод на этом участке увеличивается по длине. Под воздействием продольных сжимающих сил в трубах происходит локальная потеря устойчивости, сопровождающаяся искривлением трубопровода, и образуются так называемые выпучины. Длина выпучины на данных участках зависит от жесткости труб, в случае частичного оголения – от продольной силы и несущей способности оттаявшего грунта.

ПОЛЕВЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ

Подробнее рассмотрим инцидент, произошедший на магист- ральном газопроводе первой категории опасности с рабочим давлением 4,55 МПа (рис. 1). Для строительства газопровода использовались стальные трубы марки 13Г1С-У с наружным диаметром 0,720 м и толщиной стенки 0,008 м. На момент обследования утончений стенки трубы не было обнаружено. В результате оттайки нестабильных многолетнемерзлых грунтов произошли изменение рельефа и обводнение местности. Протяженность заболоченной местности вдоль трассы газопровода составила 1 км, при этом полному оголению труб с провисом подверглось около 10 м (см. рис. 1). По истечении некоторого времени, а именно в летний период, произошел инцидент в виде горизонтального выброса газопровода с частичным оголением. Смещение от проектной оси по горизонтали составило 6 м (рис. 2), по вертикали – 0,363 м (рис. 3), при этом протяженность частичного оголения поверхности газопровода – 237 м (см. рис. 1).

Дополнительно для поиска концентраций напряжений на рассматриваемом участке газопровода применялся метод контроля, основанный на магнитной памяти металла. Контроль производился сканирующим устройством российской разработки Тип 11-6КБ в паре с прибором ИКН-6М-8 на зоне, включающей оголенные и подземные участки газопровода, протяженность которых составила 470 м (рис. 4). Вычисления и анализ полученных данных производились в программе «МПМ-Система 4», предназначенной для обработки данных о напряженно-деформированном состоянии оборудования и конструкций по методу магнитной памяти металла [1]. По результатам обработки данных контроля были обнаружены полезные сигналы, свидетельствующие о напряженно-деформированном состоянии участков А и Б газопровода с изгибами и характеризующиеся совпадением расстояния между условными экстремумами Hy1 и Hy2 (см. рис. 4) [2, 3] в магнитограмме со значениями диаметра (0,72 м) и расстояния между сварными швами (11,0 м). Как показано на рис. 4, на участке А наблюдаются магнитные аномалии класса А1, проявляющиеся в виде резких перепадов напряженности магнитного поля с высокими значениями градиента dH (А/м²) и с частой сменой его знака [2]. Аномалия класса А1 свидетельствует о возможном наличии опасных зон концентрации напряжений, местоположение которой совпадает с точкой выхода газопровода из грунта. На участке Б обнаружены магнитные аномалии класса А2, что свидетельствует о наличии менее опасных концентраций напряжений, превышающих напряжения в остальных участках газопровода. Местоположение участка Б совпадает с точкой входа газопровода в грунт.

В соответствии с СП 36.13330.2012 «Магистральные газопроводы» [3] проверка на устойчивость при данных условиях показала, что максимальные суммарные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий температурного перепада открытых участков и упругого изгиба составляют 305 МПа. Допустимые действующие значения механических напряжений должны быть меньше на 75 % от предела текучести материала труб, т. е. при использовании марки стали 13Г1С-У допустимые напряжения составляют 300 МПа. Следовательно, действующие значения механических напряжений выше допустимых и могут привести к разрушению газопровода.

Расчетный минимальный радиус изгиба для обследованного участка, по данным работы [4], при разнице температур монтажа и эксплуатации t = 50 °С составляет 891 м, при фактическом – 888 м (см. рис. 3), и рассчитывается по формуле:

,

где E – модуль упругости металла трубопровода, ГПа; Dн – наружный диаметр трубопровода, м; 3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, безразмерная величина; c1 – коэффициент, отражающий категорию участков трубопровода, безразмерная величина; kн – коэффициент надежности труб, безразмерная величина; R2 – нормативное значение предела текучести материала трубопровода, МПа; P – рабочее давление газопровода, МПа; Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м; н – номинальная толщина трубопровода, м; – коэффициент линейного расширения материала труб, безразмерная величина; t – перепад температуры, °С.

Здесь необходимо отметить, что разница температур t при условии совпадения длительной остановки транспорта газа и значительного понижения температуры наружного воздуха (в некоторых регионах температура воздуха может опускаться до –65 °С) существенно увеличивается, соответственно, минимальный допускаемый радиус изгиба газопровода тоже возрастает.

Таким образом, напряжения, возникающие при данных условиях, превышают нормативные условия прочности, следовательно, могут возникнуть опасные пластические деформации в металле газопровода. Если учитывать повышение хрупкости металла с понижением температур, что является частым и продолжительным явлением в арктических регионах, могут возникнуть катастрофические разрушения газопроводов. Наблюдения за отказами и авариями газопроводов и металлических конструкций, эксплуатирующихся в северных регионах, которые проводились в течение долгого времени, свидетельствуют о фактах их быстрого разрушения. При этом основным механизмом разрушения является отрыв – особо опасный показатель произошедших аварий и разрушений [5–7]. Также в условиях холодного климата трещина, образовавшаяся в новых газопроводах, обычно останавливается, а в длительно эксплуатировавшихся разветвляется и приводит к катастрофическому, т. е. осколочному, характеру разрушения.

ВЫВОДЫ

Из анализа работ, направленных на исследование хладостойкости металлоконструкций, работающих в низкотемпературных условиях, следует, что основными факторами, влияющими на надежность магистральных газопроводов, эксплуатирующихся при низких климатических температурах в криолитозоне Якутии, являются изменение механических свойств в сторону понижения прочности и охрупчивание металла труб при низких температурах. На примере рассмотренного инцидента, произошедшего в линейной части магистрального газопровода, показано, что в силу особенностей грунтов регионов в условиях крио- литозоны резко увеличивается вероятность возникновения потерь работоспособности газопроводов [8]. Хладостойкость материалов газопровода при длительной эксплуатации недостаточно учтена в действующих нормативных требованиях по строительству газопроводов в многолетнемерзлых грунтах. В основном расчеты напряжений, возникающих в газопроводе в непроектных условиях, производятся по общепринятым законам строительной механики и не учитывают актуальные способы решений проблем [9]. Тем не менее предлагаемые зарубежными институтами решения не принимают в расчет низкотемпературные условия северо-востока России, где температура наружного воздуха нередко отпускается до –65 °С.

Эксплуатационная надежность трубопроводных систем в геокриологических и гидрологических условиях Западной Сибири определяется, главным образом, способностью конструкции трубопровода обеспечивать эксплуатационное положение в границах допустимых значений. Конструкция трубопровода находится под воздействием различных разрушающих геологических процессов: суффозия, дефляция, ежегодные паводки, морозное пучение, термоэрозия [1].

Для теплых и холодных трубопроводов, по классификации СП 25.13330.2012 [2], существенную опасность представляет морозное пучение грунтов, что связано с неравномерностью этого явления и огромными величинами погонных усилий. На сегодняшний день в проектировании используются следующие классические методы инженерной защиты от морозного пучения: теплоизоляция и замена пучинистого грунта на непучинистый (обычно крупнозернистый песок). Подобные проектные решения слабо подходят для территорий сплошного, с несквозными таликами, и прерывистого распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ), о чем свидетельствуют многочисленные аварии на магистральных и промысловых газо- и конденсатопроводах. На этих участках воздействие методов инженерной защиты противоречиво.

С одной стороны, понижение температуры продукта до отрицательных значений стабилизирует ММГ, но с другой – на участках с талыми грунтами отрицательная температура продукта становится причиной интенсивного морозного пучения. По опыту авторов в расследованиях причин аварийных инцидентов, теплоизоляция и замена грунта становятся не- эффективными уже при температурах продукта ниже –4…–5 ºС. Подогрев продукта до 0 ºС решает проблему с пучением талых грунтов, но тогда активизируется морозное пучение, связанное с намораживанием льда на кровле ММГ, так как трубопровод становится проводником влаги вниз. Дополнительно ситуация осложняется естественным сезонным и многолетним пучением, которое связано с перетоком воды из талого грунта в многолетнемерзлый на переходных участках. Подогрев продукта до положительных температур приводит к просадкам ММГ при оттаивании.

Таким образом, найти оптимальную температуру перекачиваемого продукта с точки зрения стабилизации проектного положения проблематично, а обеспечить ее постоянство в производственных условиях практически невозможно. В целом классические методы инженерной защиты пригодны для территорий с талыми или многолетнемерзлыми грунтами. На участках с прерывистыми ММГ разработка методики выбора и теории расчета способов инженерной защиты от морозного пучения теплых и холодных трубопроводов остается актуальной проблемой [3].

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Морозное пучение включает сложные физико-химические процессы с большим количеством взаимодействующих факторов, изменяющихся во времени и пространстве. Перераспределение влаги является основным процессом, обусловливающим пучение. Существенно влияние дисперсности, водонасыщения, минералогического состава, условий промерзания и предзимнего увлажнения на способность грунта к морозному пучению [4, 5].

Способы инженерной защиты трубопроводов от воздействия морозного пучения разделяют на две группы: первая направлена на устранение самого процесса морозного пучения грунта; вторая – на снижение силовых воздействий пучинистого грунта за счет специальных конструктивных решений. В статье рассмотрены способы первой группы, направленные на устранение процесса морозного пучения грунта.

В рамках статьи решены следующие задачи:

– разработка расчетной схемы, позволяющей без прямого моделирования трубопровода численно исследовать вертикальную деформацию морозного пучения грунта;

– численные исследования морозного пучения различных грунтов (пески, супеси, суглинки, глины) с учетом физических и химических способов инженерной защиты;

– выбор экологически безопасного, устойчивого к воздействиям внешней среды и эффективного на участках прерывистых многолетнемерзлых грунтов метода инженерной защиты от морозного пучения теплых и холодных трубопроводов с учетом геологических особенностей Западной Сибири.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Для разработки физически обос- нованных методов инженерной защиты авторы использовали численное моделирование. Исследование методов снижения пучения грунтов проводилось с использованием математической модели, состоящей из системы дифференциальных уравнений тепло- и массопереноса (формулы (1) – (9)), полученных с учетом следующих предположений:

– перенос веществ в газовой фазе незначителен, что свойственно водонасыщенным грунтам Западной Сибири;

– перемещение жидкости описывается квазистационарными уравнениями (например, закон Дарси);

– кристаллизация льда и выпадение нерастворенных солей происходят через фазу метастабильных состояний [6];

– раствор принимается бинарным, т. е. рассматривается совокупный перенос солей;

– раствор перемещается под действием градиентов капиллярно-сорбционного потенциала воды и гравитации; слабое влияние напряженно-деформированного состояния грунта под трубопроводами на давление во внутрипоровом растворе подтверждено экспериментальными исследованиями [7], поэтому давление в уравнения не входит; компоненты раствора диффундируют по закону Фика;

– при полном заполнении внут- рипорового пространства и отсутствии стока раствор остается неподвижным, так как градиент гидростатического давления уравновешивает силу тяжести. Это учитывается в уравнениях с помощью множителя (1 – hav(V)), который обнуляет силу тяжести при превышении объема внутрипоровых веществ над объемом пор.

(1)

где sk – плотность скелета грунта, кг/м3; w, i, s, ns – содержание воды, льда, соли и нерастворенной соли в единице объема грунта, кг/м3; csk, cw, ci, cs, cns – изобарная теплоемкость скелета грунта, воды, льда, растворенной и нерастворенной соли, Дж·кг-1·К-1; T – температура, К; /t – оператор частной производной по времени; t – время, с; ·A – оператор дивергенции от векторной функции ; B – оператор градиента от скалярной функции B; T – коэффициент теплопроводности грунта, Вт·м-1·К-1; – диффузионный поток воды в водно-солевом растворе через единицу поверхности грунта, кг·с-1·м-2; – конвективный поток водно-солевого раствора через единицу поверхности грунта, кг·с-1·м-2; w, s – массовая концентрация воды и солей, д. ед.; Lw – теплота плавления льда при нормальных условиях, Дж/кг; Twi – температура плавления льда при нормальных условиях, К; Ls – теплота растворения солей, Дж/кг.

(2)

где w – капиллярно-сорбционный потенциал воды, Дж/кг; P – коэффициент влагопроводности, м/с; ws – плотность водно-солевого раствора, кг/м3; g – константа ускорения свободного падения, 9,81 м/с2; hav(x) – функция Хэвисайда от аргумента x; V – относительная объемная деформация грунта от морозного пучения, д. ед.; – вектор ускорения свободного падения, м/с2; Dws – коэффициент диффузии соли в водно-солевом растворе в грунте, м2/с;

(3)

(4)

где (Ωw – Ωi) – разность полных термодинамических потенциалов воды и льда, Дж/кг; fr – параметр релаксации кристаллизации льда, Дж·с/кг2; th – параметр релаксации плавления льда, Дж·с/кг2.

                          (5)

где – концентрация насыщенного раствора, д. ед.; tcr – время релаксации кристаллизации солей, с; tds – время релаксации растворения солей, с.

(6)

= – = –Dws(w + s)w,          (7)

где – диффузионный поток солей в водно-солевом растворе через единицу поверхности грунта, кг·с-1·м-2.

     (8)

где – химический потенциал воды в растворе, Дж/кг.

                          (9)

где , – коэффициенты теплопроводности талого и мерзлого грунта, Вт·м-1·К-1.

        (10)

i, ns – плотность льда и нерастворенных солей, кг/м3; e – коэффициент пористости, д. ед.

Подробное описание методики получения уравнений (1) – (9) приведено в работах [8–10]. Уравнения тепломассопереноса решаются относительно следующих неизвестных величин: T; w; s; i; ns. Для решения системы уравнений использовался классический метод конечных разностей с неявной схемой. Конечно-разностные уравнения, аппроксимирующие дифференциальные уравнения (1) – (9), а также доказательство устойчивости использованной разностной схемы представлены в работе [11].

В численных экспериментах использованы физико-химические параметры водного раствора NaCl [10]:

(11)

= 461,67T·ln(1 – 0,86s);        (12)

ws = w + 757,7s,         (13)

где w – плотность воды, кг/м3.

Для описания w применена двухпараметрическая зависимость, рекомендованная Калюжным и Лавровым [12]:

                                       (14)

при ,

где вз – потенциал w при влажности завядания, вз ≈ –1500 Дж/кг; нв – потенциал w при наименьшей влагоемкости, нв ≈ –33 Дж/кг; вз – содержание воды в грунте при вз, кг/м3; нв – содержание воды в грунте при нв, кг/м3.

Коэффициент влагопроводности P рассчитан по формуле Муалема [13], которая с учетом (14) записывается как:

                        (15)

где P0 – коэффициент фильтрации при полном водонасыщении, м/с; – масса воды на 1 м3 грунта при полном заполнении пор, кг/м3, = we/(1 + e).

В инженерной практике принято использовать относительную деформацию морозного пучения fh, полученную по ГОСТ 28622–2012 [14], для определения морозоопасности грунта при промерзании. В ходе испытания грунт помещается в цилиндрическую обойму с доступом воды снизу и промораживается сверху (рис. 1). Этот способ получил широкое распространение за счет простоты, наглядности и управляемости.

Физические принципы развития морозного пучения под теплыми и холодными трубопроводами в условиях обводненных грунтов Западной Сибири совпадают с таковыми в условиях экспериментальных исследований по [14]. Поэтому авторы статьи провели численные исследования с начальными, граничными и остановочными условиями, максимально приближенными к условиям экспериментальных исследований по [14] (табл. 1, здесь: нас – потенциал w при полном заполнении пор водой, рассчитанный по формуле (14) при w = , Дж/кг; Tнз – температура начала замерзания раствора в грунте, К; Tup – понижение температуры поверхности грунта по сравнению с температурой начала замерзания, К; – естественная засоленность, д. ед.; Hгр – высота образца грунта, м; dгр – диа- метр образца грунта, м). Такой подход позволил оценить эффективность физических и химических способов инженерной защиты без непосредственного моделирования трубопровода.

В соответствии с расчетной схемой на рис. 1 задача решается в одномерной постановке, поэтому оператор градиента тождественно равен: = /z, где z – координата по вертикальной оси, направленной противоположно вектору силы тяжести и берущей начало на поверхности грунта, м. На верхней поверхности грунта при z = 0 задаются граничные условия Дирихле по T и Неймана по w и s. На нижней поверхности при z = –Hгр задаются граничные условия Дирихле по T, w и s. Начальные условия соответствуют термостабилизированному грунту, приведенному в контакт с раствором по нижней поверхности. Численный эксперимент, как и эксперимент по [14], останавливается при глубине промерзания Hfr = 0,1 м (кроме эксперимента № 6).

После решения системы уравнений тепломассопереноса (1) – (9) с использованием уравнения (10) рассчитывается средняя объемная деформация грунта от морозного пучения , которая в рассмотренном одномерном случае совпадает с относительной деформацией морозного пучения fh [14]:

                        (16)

Величина, определяемая выражением (16), является окончательным результатом каждого расчета.

С помощью (16) можно определить вертикальное перемещение образца грунта hfh по формуле hfh = Hfr, м.

Проведенные численные эксперименты позволили определить зависимость средней относительной объемной деформации грунта (формула (16)) от параметров математической модели, которые поддаются изменению физическим или химическим способами при сооружении инженерной защиты.

При этом в каждом из восьми экспериментов один из парамет- ров математической модели изменялся, а все остальные парамет- ры принимались как базовые и оставались неизменными. Базовые параметры представлены в табл. 2, диапазоны их изменения – в табл. 3. Численный эксперимент № 8 (см. табл. 3) отличался от остальных наличием гидроизолирующей мембраны на отметке Hиз по оси z (м), которая полностью перекрывала движение воды вверх (на рис. 1 не показана). На гидроизолирующей мембране задаются граничные условия – = 0, = 0, а также непрерывность теплового потока и температуры.

Следующие параметры грунтов были приняты постоянными в каж- дом численном эксперименте в связи с их незначительной вариацией при переходе от одного грунта к другому: w = 1000 кг/м3; ns = 2165 кг/м3; i = 917 кг/м3; cw = = 4190 Дж·кг-1·К-1; cs = 870 Дж·кг-1·К-1; ci = 2100 Дж·кг-1·К-1; cns = 870 Дж·кг-1·К-1; tcr = 100 с; tds = 105 c.

Значения плотности твердых частиц для грунтов Западной Сибири: т.ч = 2800 кг/м3 для песков; т.ч = 2750 кг/м3 для супесей; т.ч = 2700 кг/м3 для суглинков и глин [3].

Значения изобарной теплоемкости скелета грунта csk приняты в соответствии с рекомендациями [2] (приложение Б6): csk = 750 Дж·кг-1·К-1 для песков; csk = 850 Дж·кг-1·К-1 для супесей; csk = 950 Дж·кг-1·К-1 для суглинков и глин.

Согласно [15] коэффициент диффузии Dws составляет: 10-10–10-12 м2/с в талых грунтах; 10-9–10-11 в мерзлых грунтах. По экспериментальной оценке, значения параметра релаксации находятся в диапазоне fr ≈ 103–105 Дж·с·м3/кг2 для льдообразования. Для процесса оттаивания запаздывание практически не фиксируется, т. е. параметр релаксации стремится к нулю: th 0 [6]. Поскольку влияние на коэффициент диффузии и релаксацию при льдообразовании затруднительно, они не рассмат- ривались в качестве изменяемых параметров и были приняты постоянными и средними из диапазона ожидаемых значений: Dws = 5·10-11 м2/с, fr = 104 Дж·с·м3/кг2, th = 0,1 Дж·с·м3/кг2.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

На рис. 2–4 представлены результаты численных экспериментов № 1–8, при этом № 1–4 показывают зависимость пучения от параметров, которые возможно изменять с помощью уплотнения (увеличивает удельную поверхность грунта) или путем насыщения грунтов одновалентными катионами K+ (увеличивает количество прочносвязанной, практически неподвижной воды в двойном электрическом слое). Но в инженерно-геологических условиях Западной Сибири, характеризующихся динамичностью процессов пучения, подтоп- ления и эрозий, уплотненный грунт с большой вероятностью вернется в исходное состояние, а гидравлическая связь с окружающими водоемами восстановит исходный солевой состав или причинит экологический ущерб [1]. Поэтому уплотнение грунтов или изменение солевого состава в целом пригодно для снижения пучинистости, но не рекомендуется к применению в условиях Западной Сибири.

Численный эксперимент № 5 показывает, что увеличение концентрации соли исходного состава в грунтах приводит к снижению пучинистости. Этот способ, как и изменение состава обменных катионов, относится к химическому воздействию и, по мнению авторов, не применим в условиях Западной Сибири по тем же причинам.

Согласно численному эксперименту № 6 прокладка трубопровода выше уровня грунтовых вод (УГВ) является эффективным способом защиты от морозного пучения. Вместе с тем в условиях равнинного рельефа Западной Сибири отсутствует практическая возможность для понижения УГВ на протяжении десятков километ- ров трассы трубопровода. Прокладка трубопровода выше УГВ требует создания обвалования, которое, по опыту эксплуатации [1], крайне неустойчиво в гидрогеологических условиях Западной Сибири.

Численный эксперимент № 7 показывает высокую эффективность повышения температуры грунта для защиты от морозного пучения. При температуре продукта выше –4…–5 °C при пересечении талых грунтов достаточно применения классической кольцевой теплоизоляции. При температуре продукта ниже –4…–5 °C теплоизоляция имеет недостаточную эффективность, что требует применения дополнительных мероприятий. В этом случае в качестве наиболее перспективной технологии может рассматриваться скин-система, позволяющая обогревать грунт локально на расстоянии до 30 км от источника напряжения, сохраняя прилегающие ММГ в замороженном состоянии. При этом затраты энергии на локальный обогрев грунтов обычно значительно ниже, чем на обогрев перекачиваемого продукта. Малый диаметр трубки скин-системы и закрепление его с помощью хомута на наружной поверхности обеспечивают приспособляемость к перемещениям трубопровода и ремонтопригодность, в отличие от скин-систем внутрикольцевой теплоизоляции.

По данным численного эксперимента № 8, гидроизоляция снижает пучение в несколько раз и наиболее эффективна при положении гидроизолирующего слоя на границе температуры начала замерзания при стационарном температурном режиме. Областью применения гидроизолирующих материалов, по мнению авторов, являются трубопроводы с температурой перекачиваемого продукта ниже –4…–5 °C при пересечении участков талых грунтов и с температурой 0…4 °C при пересечении участков ММГ. Гидроизоляция представлена прочным водонепроницаемым материалом толщиной 250–500 мм, с удельным весом, превышающим удельный вес воды. Данный материал укладывают под нижнюю образующую трубопровода локально. В отличие от классической технологии с применением крупнозернистого песка обеспечивается полная блокировка притока воды в промерзающую зону.

ВЫВОДЫ

Предлагается разделить методы инженерной защиты на две группы. Первая группа направлена на устранение морозного пучения грунта. Ко второй группе принадлежат методы, направленные на снижение силовых воздействий со стороны пучинистого грунта.

Выполнены численные исследования зависимости морозного пучения от свойств грунта. В результате исследования было установлено, что физико-химические воздействия на грунт (уплотнение, засоление, изменение состава обменных катионов) позволяют существенно снизить морозное пучение. При этом в условиях сильно обводненных грунтов и интенсивных паводковых и эрозионных процессов использование таких методов инженерной защиты неэффективно или не- экологично.

Выполненные численные исследования показали высокую эффективность методов повышения температуры грунта и гидроизоляции для снижения деформаций морозного пучения грунтов. Повышение температуры позволяет полностью устранить морозное пучение, так как грунт перестает замерзать.

Гидроизоляция позволяет существенно снизить морозное пучение и наиболее эффективна при положении слоя гидроизоляции на границе фронта промерзания и оттаивания при стационарном температурном режиме. По опыту авторов статьи, данные методы инженерной защиты наиболее подходят для теплых и холодных трубопроводов, пересекающих территории с несплошным распространением ММГ, благодаря локальному воздействию на грунты.

Таблица 1. Начальные, граничные и остановочные условия численного эксперимента Table 1. Initial, boundary and stop conditions of numerical experiment

Таблица 2. Базовые значения параметров грунтов и условий численных экспериментов Table 2. Basic values of soil parameters and conditions of numerical experiments

Таблица 3. Диапазоны изменения базовых значений параметров грунтов в каждом численном эксперименте Table 3. Ranges of change in the base values of soil parameters in each numerical experiment

Ровно год назад начались поставки силикагелевого адсорбента АСМ в рамках долгосрочного договора, который был подписан ПАО «Газпром» и ООО «Салаватский катализаторный завод» (СкатЗ) в октябре 2016 г. На сегодняшний день отечественный адсорбент уже используют на трети станций газоподготовки трубопровода «Голубой поток» и четвертой части установок «Северного потока». Постепенно, по мере плановой перезагрузки оборудования подготовки газа, транспортные магистрали планируется полностью перевести на российский силикагель.

На фото КС «Портовая»

Успешное импортозамещение стало результатом многолетней работы специалистов ПАО «Газпром» и СкатЗ. Первая партия АСМ была поставлена в августе 2012 г. на компрессорную станцию «Краснодарская», которая служит отправной точкой для транспортировки российского газа по газопроводу «Голубой поток». В результате длительных опытно-промышленных испытаний ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выдало положительное заключение, в котором адсорбент производства СкатЗ был рекомендован к использованию на установках подготовки газа к транспортировке. Отечественный адсорбент не уступает зарубежным аналогам, а по некоторым параметрам превосходит их. В отличие от классических силикагелевых адсорбентов АСМ обеспечивает не только осушку, но и отбензинивание природного газа, т. е. очистку метана от более тяжелых углеводородов. Он также обладает высоким показателем водопоглощения из газовой среды.

В ноябре 2017 г. АСМ прошел серь- езную проверку на прочность: был достигнут самый высокий показатель загрузки «Северного потока» с момента ввода в эксплуатацию этой газотранспортной системы. Отечественный адсорбент успешно справился с подготовкой газа в жестких эксплуатационных условиях.

В настоящий момент работа по импортозамещению продолжается, Салаватский катализаторный завод ведет опытно-промышленные испытания новых импортозамещающих разработок для ПАО «Газпром» и других предприятий нефтегазовой отрасли. 

Салаватский катализаторный завод – инновационное предприятие, которое занимается производством и реализацией катализаторов, силикагелей, синтетических цеолитов и другой продукции. СкатЗ осуществляет инжиниринг процессов осушки и очистки газов и жидкостей, проектирование сорбционных систем и обеспечивает выполнение полного цикла работ по повышению эффективности действующих установок. В числе постоянных заказчиков – крупнейшие российские и зарубежные компании, включая ПАО «Газпром», ПАО «Роснефть», ПАО «СИБУР Холдинг», Госкорпорацию «Росатом», ОАО «ТАИФ», ПАО «ЛУКОЙЛ», ТОО «Корпорация Казахмыс», РУП «ПО «Белоруснефть», ГК SOCAR и др.

ООО «Салаватский катализаторный завод»

453256, РФ, Республика

Башкортостан, г. Салават-6

Тел.: +7 (3476) 39-20-30, 39-27-84

E-mail: mail@skatz.ru

http://skatz.ru

В основе биовосстановления нарушенных и загрязненных углеводородами почв лежит процесс стимуляции природных процессов самоочистки почвы [1]. Интенсифицировать процесс восстановления можно двумя способами: внесением биопрепаратов, содержащих штаммы микроорганизмов-деструкторов, и активацией нативной микрофлоры [2].

Известно, что микробиоценоз страдает от токсического шока, вызванного поступлением больших количеств загрязнителя, и численность микроорганизмов (МО) сокращается [3]. Деградация углеводородов в окружающей среде начинается микроорганизмами-деструкторами, поэтому необходима их высокая концентрация [4]. Таким образом, внесение дополнительного количества углеводородокисляющих микроорганизмов (УОМ) ускоряет начало процесса очистки загрязненных земель.

Применение технологий биологической очистки оправданно при низких концентрациях загрязнителя, когда прочие методы уже не работают [5]. Среди преимуществ биологических методов очистки в первую очередь стоит отметить их безопасность, экологическую чистоту и минимальное нарушение физического и химического состава очищаемых объектов [6].

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Исследования показывают преимущество применения для разложения загрязненных субстратов ассоциаций УОМ перед отдельно взятыми штаммами [5]. Этим объясняется объединение нескольких компонентов в одном биопрепарате либо применение их в комплексе друг с другом. Исходя из этого, в препарате для рекультивации нарушенных и загрязненных земель были подобраны и объединены два эффективных штамма МО.

В период с 2009 по 2016 г. в ходе эколого-технологических экспедиций сотрудниками лаборатории биотехнологических исследований ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была собрана уникальная коллекция штаммов УОМ широкого спектра действия, разработана схема по выделению, отбору и их комп- лексному изучению. Наиболее эффективные штаммы были идентифицированы как Microbacterium testaceum и Alcaligenes faecalis и депонированы в коллекции ФГБУ «Государственный научно-исследовательский институт генетики и селекции промышленных микроорганизмов» с присвоением индивидуальных номеров Ас-1998 и В-1212416 соответственно.

Специалистами ОАО «ГосНИИсинтезбелок» определены области применения штаммов: стимуляция роста растений в процессе фиторемедиации почв при очистке углеводородного загрязнения для Alcaligenes faecalis; повышение содержания азота в почве за счет фиксации атмосферного азота при рекультивации для Microbacterium testaceum.

При испытаниях поставлена задача моделирования применения биопрепарата в условиях, максимально приближенных к различным природно-климатическим условиям, и апробация вариантов его использования.

Испытания разделены на два этапа. Во-первых, испытания биопрепарата при различных температурных условиях. Эксперимент проводился на модельных образцах почвы в лабораторных условиях, в том числе с искусственным загрязнением почвы нефтепродуктами. Во-вторых, натурные испытания биопрепарата в условиях открытого грунта, так называемый мелкоделяночный опыт, с искусственным загрязнением некоторых делянок.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Для исследования отобрано 13 различных композиций (вариантов) биопрепарата, свойства которых были апробированы экспериментально в условиях лаборатории и на восьми опытных делянках в максимально приближенных к полевым условиях открытого грунта (табл. 1, 2).

Количество экспериментов обусловлено поиском оптимальных соотношений культур и концентраций биопрепарата для возможности его применения в различных природных условиях и климатических поясах. Эффективность биоремедиации загрязненных земель зависит как от количества УОМ, так и от концентрации раствора биопрепарата. Малонасыщенная суспензия способна дать только разовый результат, без ожидаемого пролонгированного действия. В свою очередь, перенасыщенная суспензия помимо необоснованных затрат может на начальном этапе привести к результатам даже лучше прогнозируемых, но впоследствии станет угнетать и истощать растения.

В экспериментах использовали один для всех состав травосмеси, рекомендованный НАО «Сибирский научно-аналитический центр» (табл. 3).

Этап «А»: постановка эксперимента в лабораторных условиях. На этапе «А» для испытаний биопрепарата взяли верхний (10– 20 см) слой супесчаной почвы, отобранный в естественных условиях средней полосы России.

Перед посевом образцы почвы загрязняли дизельным топливом (ДТ) из расчета 2 % от объема почвы. Полезная площадь почвы засеваемой модели составила 0,0085 м2. Травосмесь засевалась исходя из количества 150 кг/га.

Два контейнера обработали сус- пензиями Alcaligenes faecalis с концентрацией культуры 1 и 2 % соответственно. На 10-е сутки почва обрабатывалась повторно той же суспензией Alcaligenes faecalis, что и в момент залужения травосмеси. Этот вариант наблюдался при температуре окружающей среды (25 °C) в течение всего эксперимента.

Аналогичная схема выполнялась и для суспензии Microbacterium testaceum с концентрациями 1 и 2 %.

Для оценки воздействия культур МО на вегетативные процессы растений, определения их оптимальных соотношений в растворах и зависимости от температурных факторов поставлены эксперименты с двухкомпонентными растворами – консорциумами штаммов. Рассмотрены три соотношения культур МО: 1:2, 2:1 и 1:1. Эффективность каждого раствора определялась отдельно, по принципу эксперимента с однокомпонентыми растворами.

Исследования двухкомпонентных растворов проводились при трех температурных режимах: 10, 25 и 35 °C. Моделировались потенциально возможные климатические условия применения биопрепарата – объекты нефтегазового комплекса. С этой целью опытные образцы помещались в сухожаровой шкаф и холодильник, где поддерживалась соответствующая температура (10 и 35 °C) в течение всего эксперимента. Перед высевом травосмеси, как и в варианте с однокомпонентными растворами, в виде загрязнителя использовали ДТ в тех же количествах – 2 % от объема образца почвы. Повторная обработка двухкомпонентными растворами биопрепаратов также производилась спустя 10 сут после посева.

Увлажнение всех образцов проводили по мере необходимости водопроводной водой.

В ходе эксперимента контролировали концентрацию углеводородов в опытных образцах почвы и динамику ее очистки (рис. 1).

Лучшие результаты по очистке почвы от углеводородных загрязнений получены в эксперименте № 6 – при 35 °C. За 30 сут в этом образце степень очистки достигла 36 % (см. рис. 1а). Та же тенденция просматривается и в экспериментах с моделями при других температурных режимах (см. рис. 1б, в).

Очистка образцов № 1–2 в среднем составила от 12–15 до 27– 30 % за 30 сут.

Низкий результат очистки почвы в образцах № 3 и 4 говорит о неэффективности применения в растворе одних лишь азотфиксирующих Microbacterium testaceum в работах по рекультивации загрязненных земель на объектах нефтегазового комплекса. Уровень очистки в пределах 5–6 %, по мнению авторов, достигнут за счет испарения легких фракций углеводородов и вряд ли может быть следствием работы Microbacterium testaceum.

Этап «Б»: постановка эксперимента в условиях открытого грунта. Исследовалась возможность применения биопрепарата на открытых участках почвы на территории опытного участка лаборатории в целях имитации использования биопрепарата при работах по рекультивации загрязненных и нарушенных земель. Было разбито девять одинаковых опытных делянок площадью по 1 м2 каждая.

В ходе исследований апробированы восемь композиций растворов биопрепарата. Испытания проводились по схеме, идентичной этапу «А», за исключением вариантов с изменением температурного режима. Наблюдения за делянками, открытыми воздействию естественных внешних факторов, позволили более детально подобрать и определить методы рекультивации в условиях, максимально приближенных к полевым.

Для моделирования загрязнения, так же как и на этапе «А», использовали ДТ в объеме 2 %. Травосмесь высевалась в тех же количествах, что и на лабораторных испытаниях: из расчета 15 кг/га, т. е. по 15 г/м2. Залужение семян травосмеси производилось на глубину 1,5–2,0 см. После этого засеянные делянки обработали рабочими суспензиями биопрепарата в соответствии со схемой, представленной в табл. 4.

Таким образом, две делянки были обработаны 2%-ными однокомпонентными растворами биопрепарата на основе Alcaligenes faecalis и Microbacterium testaceum соответственно, а шесть делянок – двухкомпонентными растворами Alcaligenes faecalis и Microbacterium testaceum с разными соотношениями культур (2%-ные концентрации) – 1:2, 2:1 и 1:1 соответственно, в три из которых был внесен загрязнитель в виде ДТ. Контрольная делянка биопрепаратом не обрабатывалась. Увлажнение производили по мере необходимости водопроводной водой, соответствующей температуре окружающей среды, поддерживая влажность делянок на уровне 55–60 %.

Лучшая динамика наблюдалась в течение первых 30 сут – периода активного роста растений в мае – июне. Результаты подтверж- дают эффективность и необходимость применения растворов биопрепарата именно в работах по восстановлению нарушенных и загрязненных земель.

Результаты эксперимента на опытных делянках приведены в табл. 5, отражено преимущество двухкомпонентных растворов. Это свидетельствует о симбиозе Alcaligenes faecalis и Microbacterium testaceum и правильно подобранных соотношениях культур.

Таким образом, в ходе лабораторных экспериментов выделенные штаммы охарактеризованы достаточной деструктивной активностью к углеводородам, что открывает перспективы их применения в ходе биологического этапа рекультивации загрязненных земель на объектах нефтегазового комплекса. Проведенные эксперименты подтвердили способность выделенных штаммов развиваться при температуре от 7 °С и возможность их применения при работах по ликвидации последствий углеводородных загрязнений в регионах с коротким вегетационным периодом.

ВЫВОДЫ

В результате проведенных исследований установлено, что наилучший эффект может быть достигнут при применении двухкомпонентной суспензии микроорганизмов Alcaligenes faecalis и Microbacterium testaceum в соотношении 1:1. Худший результат получен при использовании однокомпонентных растворов биопрепарата. Показано, что использование биопрепарата на основе двухкомпонентного раствора позволяет достичь снижения концентрации углеводородного загрязнения на 36 % за 30 сут.

Проведенные испытания подтвердили преимущество двухкомпонентных растворов биопрепарата при их использовании в работах по рекультивации и очистке нарушенных и загрязненных земель. Поставленные эксперименты показали положительную динамику воздействия биопрепарата на почву, что дает основание для апробации разработанного биопрепарата в полевых условиях непосредственно на объектах нефтегазового комплекса в различных климатических зонах РФ.

Таблица 1. Схема проведения экспериментов в лабораторных условиях; лаборатория ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Table 1. Scheme of experiments in the laboratory; Laboratory of Gazprom VNIIGAZ LLC

Таблица 2. Схема проведения экспериментов в условиях открытого грунта на опытном участке лаборатории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Table 2. Scheme of experiments in open ground conditions in the pilot site of the laboratory of Gazprom VNIIGAZ LLC

Таблица 3. Состав травосмеси для посева Table 3. Composition of grass mixture for seeding

Таблица 4. Схема натурных испытаний (этап «Б») Table 4. Scheme of field tests (stage B)

Таблица 5. Показатели растительного покрова опытных делянок Table 5. Indicators of the vegetation cover of the experimental plots