Газовая промышленность № 05 2020

ООО ПКФ «Экс-Форма» более 29 лет является одним из ведущих игроков рынка промышленного газового оборудования. Компания за это время заслужила репутацию надежного поставщика и ответственного партнера.

Многолетний опыт специалистов предприятия позволяет осуществлять разработку и изготовление газорегуляторного оборудования любой сложности, в том числе и для применения на объектах магистральных газопроводов. К ним относятся автоматизированные газораспределительные станции.

Автоматизированные газораспределительные станции (АГРС) предназначены для снижения высокого давления природного газа и представляют собой целый комплекс технологического оборудования.

В АГРС производства ООО ПКФ «Экс-Форма» применяются изделия, включенные в Реестр оборудования, технические условия которого соответствуют техническим требованиям ПАО «Газпром». В их числе и уникальная разработка завода – магистральный регулятор давления газа РДПВ ЭКФО.

Магистральные прямоточные регуляторы давления газа РДПВ ЭКФО работают без использования постороннего источника энергии и предназначены для редуцирования давления газа и автоматического поддержания выходного давления АГРС на заданном уровне независимо от изменения входного давления и расхода газа. Управление устройством осуществляется за счет энергии транспортируемого газа. В производстве регуляторов серии РДПВ ЭКФО применяются современные технологии и высококачественные материалы. Корпусные детали выполнены из нержавеющей стали, что обеспечивает повышенные ресурс и стойкость в эксплуатации.

Основное преимущество регуляторов РДПВ ЭКФО – высокая точность поддержания выходного давления. Широкий диапазон рабочих характеристик (см. табл.), а также использование уникальной системы регулируемых дросселей, позволяющей настроить регулятор на нужный режим работы, дают возможность применять изделия практически в любых системах газораспределения, заменяя импортные аналоги.

МОДЕРНИЗАЦИЯ

В начале 2020 г. запущена в производство серия регуляторов РДПВ ЭКФО с обновленным блоком управления исполнительным механизмом, который включает стабилизатор с обратной связью и пилот. Основная особенность нового блока управления заключается в возможности изменять выходное давление стабилизатора. Это обеспечивает более тонкую настройку регулятора на необходимый режим работы. Там, где требуются большие расходы и быстрое реагирование регулятора, выходное давление стабилизатора увеличивается, где необходимы минимальные расходы и плавный режим работы без колебаний – уменьшается. В пилот блока управления встроен мини-ускоритель, который при резком повышении выходного давления обеспечивает регулятору быстрое закрытие, сбрасывая управляющее давление в импульсный канал.

Приводом исполнительного механизма служит армированное мембранное полотно. Мембранный привод более чувствителен в сравнении с поршневым, т. к. точность поддержания выходного давления у таких регуляторов выше.

При использовании регулятора РДПВ ЭКФО в качестве регулятора-монитора он дополнительно оснащается ускорителем, который увеличивает быстродействие и обеспечивает дополнительный уровень защиты от повышения выходного давления в случае выхода из строя пилота, например в результате обмерзания.

В 2020 г. планируется запуск в опытную эксплуатацию регулятора с ограничением расхода газа на базе пилота-ограничителя. Данная система необходима не только для возможности ограничения расхода газа потребителю, но и для выравнивания нагрузки на регуляторы, которые работают параллельно в один выходной коллектор.

В разработке завода находится совместная схема функционирования регулятора РДПВ ЭКФО с турбодетандерными агрегатами. Установка регулятора до турбодетандера, но с забором импульса после него позволяет полностью использовать энергию транспортируемого газа турбодетандером для максимальной выработки электрической энергии и «холода». Регулятор в этом случае работает как монитор и полностью открыт. Снижение выходного давления происходит за счет сопротивления самого турбодетандера, но, как только прекращается расход газа и давление на выходе начинает возрастать, регулятор вступает в работу, ограничивая повышение выходного давления.

Регуляторы серии РДПВ ЭКФО имеют увеличенный межсервисный интервал – 7 лет, срок службы – 30 лет (с возможностью продления), гарантийный срок эксплуатации – 24 мес. 

Технические параметры регулятора давления газа РДПВ ЭКФО

ООО «Северная Компания» уже 20 лет занимает уверенные позиции на рынке теплоэнергетики – проектирует и строит котельные и системы теплоснабжения, производит теплоэнергетическое оборудование, газовые, пеллетные котлы, мини-котельные.

В 2010 г. компания начала разработку и выпуск оборудования для систем газораспределения. Начинали с малого: простейшей газовой арматуры и небольших шкафных газорегуляторных пунктов домовой серии. Постепенно линейка газового оборудования расширялась, осваивались новые продукты, в том числе технически сложные. Сегодня «Северная Компания» начинает следующий этап в своей истории и приступает к локализации производства импортной газорегуляторной продукции на собственных мощностях.

ЛОКАЛИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА РЕГУЛЯТОРОВ

В рамках программы импортозамещения «Северная Компания» провела локализацию производства итальянских регуляторов серий DIVAL и NORVAL своих давних и надежных партнеров, компании Pietro Fiorentini. На данный момент пройдены все подготовительные этапы и предприятие приступает к выпуску регуляторов на своей площадке в г. Санкт-Петербурге.

В компании уверены, что это не только снизит зависимость от зарубежных поставок и курсовых колебаний валюты, но и сократит сроки реализации проектов, даст возможность заказчикам комплектовать объекты отечественным оборудованием европейского качества, но с российским сертификатом. Для отдельных категорий заказчиков это считается обязательным требованием.

Для «Северной Компании» как производителя локализация позволит удешевить выпуск продукции, создать новые рабочие места, а также еще раз доказать свои компетенции в изготовлении качественного высокотехнологичного оборудования.

В компании считают такое направление стратегически правильным и очень перспективным.

РАЗРАБОТКА И ПРОИЗВОДСТВО АВТОМАТИЧЕСКОЙ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ «АГРС-НОРД»

В ближайших планах предприятия выпуск еще одной новинки – автоматической газораспределительной станции (АГРС).

Накопленный опыт в производстве газораспределительных установок, технические и интеллектуальные возможности позволили начать разработку этого высокотехнологичного продукта.

Станции «АГРС-НОРД» планируется поставлять в полной заводской готовности, с оснащением всеми необходимыми системами одоризации, фильтрации, подогрева газа и пр. Продукция будет отвечать требованиям безопасности и надежности. В ней будет применено оборудование с высокими показателями точности для обеспечения стабильной и безопасной работы газораспределительной станции в полностью автоматическом режиме.

НАРАЩИВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Сегодня «Северная Компания» выпускает широкую линейку газораспределительного оборудования под маркой «НОРД»: шкафные газорегуляторные пункты (ШРП) промышленной и домовой серий, газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ), газорегуляторные установки (ГРУ), краны шаровые (с удлиненным штоком для подземной установки – КШПУ и с изолирующим соединением – КШИ) и газовые фильтры.

Регуляторные пункты «ШРП-НОРД» промышленной серии на базе регуляторов давления Pietro Fiorentini обеспечивают безопасное и надежное газоснабжение потребителей. Они широко применяются на объектах газораспределения в разных регионах России.

Высокая точность, надежность, широкий диапазон регулирования и пропускной способности, удобство обслуживания – главные преимущества «ШРП-НОРД».

Для заказчиков предлагается несколько модификаций ШРП разной технической оснащенности: с узлом учета газа, системой телеметрии, электрическим или газовым обогревом, бутовыми вводами газа, для подземной установки и др.

Одна из последних разработок – уникальный в своем роде «ШРП-НОРД» для подземной установки. Он позволяет экономить полезную площадь, не загромождает территорию, не нарушает архитектурную среду. Подземный ШРП особенно востребован в условиях плотной городской застройки, в исторических районах, в парках, садах, зонах отдыха.

Для газоснабжения бытовых потребителей и небольших зданий в компании разработан и выпускается настенный «ШРП-НОРД» домовой серии. Эта компактная и надежная установка предназначена для редуцирования газа со среднего на низкое давление. Домовые ШРП выпускаются в нескольких модификациях: с одной и двумя линиями редуцирования, со встроенным узлом учета газа с телеметрией.

В домовых «ШРП-НОРД» используются как итальянские регуляторы Pietro Fiorentini, так и белорусские регуляторы «ТермоБрест».

Особое место в линейке ГРУ занимает «ГРПБ-НОРД». В зависимости от исходных условий заказчика и конкретного проекта «ГРПБ-НОРД» может быть изготовлен как в блочном исполнении (производится на заводе и доставляется на объект в готовом виде), так и встроенный. Во втором случае оборудование и основные узлы монтируются непосредственно на объекте в существующем или вновь построенном здании.

Сегодня ГРПБ, ШРП и другое оборудование под маркой «НОРД» широко применяется в рамках реализации программ газификации в разных регионах России. Ежемесячно компания поставляет заказчикам десятки ШРП.

«Северная Компания» обладает всеми возможностями и потенциалом для производства качественного оборудования для систем газораспределения, отвечающего полному перечню требований рынка и заказчика.

Наш опыт – это сотни реализованных проектов в энергетике и газораспределении, надежное и качественное оборудование, успешно эксплуатируемое на протяжении многих лет.

Продукция компании имеет сертификаты ГАЗСЕРТ и ИНТЕРГАЗСЕРТ. 

Для реализации поставленных ПАО «Газпром» задач АО «Трубодеталь» была разработана автоматическая газораспределительная станция нового поколения (АГРС НП). Она успешно прошла сертификацию в Системе добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ и внесена в Единый реестр материально-технических ресурсов, допущенных к применению на объектах ПАО «Газпром». Кроме того, Обществом сформированы методические рекомендации по выводу объектов газораспределительных станций (ГРС) в капитальный ремонт (КР) по техническому состоянию. В ходе детального рассмотрения вариантов данных мероприятий выявлена следующая проблема: КР малозагруженных станций экономически неэффективен.

Подавляющее число ГРС, подлежащих КР, имеют номинальную производительность, установленную на стадии проектирования с учетом перспективного роста потребления газа в регионе. Как показывает практика, проектного роста газопотребления на многих станциях не происходит и ГРС работают в режиме малой загрузки. Капитальный ремонт малозагруженных станций приводит к большим затратам, что снижает показатель рентабельности. В настоящее время АО «Трубодеталь» входит в число первых заводов – изготовителей блочно-модульного оборудования, которым удалось реализовать проект АГРС НП. Базовые принципы построения станций нового поколения, заложенные в типовых технических требованиях к АГРС НП, позволяют по‑новому подойти к проведению КР малозагруженных ГРС.

Один из основных критериев в проектировании АГРС НП – применение конструкции со сменными технологическими модулями. В составе АГРС НП предусмотрено три основных функциональных блока: переключения, технологический и аппаратный. Специалисты инженерно-технологического центра АО «Трубодеталь» разработали каждый из функциональных модулей с учетом полного оснащения всеми необходимыми инженерными системами и средствами автоматизации, что позволяет после установки модуля на фундамент в максимально короткие сроки произвести ввод в эксплуатацию.

Рассмотрим пример нового подхода к КР. На первом этапе предлагается выполнить блок переключения, рассчитанный на проектную производительность. Технологический блок, где происходит непосредственное снижение давления газа, рассчитан на фактическую производительность. Такой вариант реализации ремонтных работ дает возможность поэтапного донаращивания модулями технологического блока. Выполнение рассчитанного на фактическую производительность технологического блока на первом этапе позволяет изготовить его максимально малогабаритным с сокращением межблочной обвязки.

Специалисты АО «Трубодеталь» провели анализ двух вариантов модернизации станции на примере ГРС «Маслянка» с проектной производительностью 40 тыс. нм³ / ч, при этом фактическое газопотребление составляет лишь 1400 нм³ / ч.

При отсутствии в ближайшей перспективе увеличения фактического газопотребления и сохранении проектной производительности предлагается комбинированный вариант, в составе которого блок переключения рассчитан на проектную производительность 40 тыс. нм³ / ч, а технологический блок может иметь производительность, близкую к фактической – 2000 нм³ / ч.

В случае прогнозируемого роста потребления газа до проектного значения на первом этапе целесообразно применение комбинации блока переключения производительностью 40 тыс. нм³ / ч и технологического блока производительностью 10 тыс. нм³ / ч с добором необходимого количества модулей технологического блока на следующих этапах. Площадка размещения АГРС НП планируется под проектную производительность.

Приведем результаты сравнительного анализа затрат на выполнение КР по предложенным сценариям с применением принципа модульности относительно стандартного решения:

– вариант с блоком переключения на 40 тыс. нм³ / ч и технологическим блоком на 2000 нм³ / ч предполагает снижение затрат на оборудование на 36 %, а на монтажные, строительные и наладочные работы – на 70 %;

– вариант с блоком переключения на 40 тыс. нм³ / ч и технологическим блоком на 10 тыс. нм³ / ч снижает затраты на оборудование на 24 %, а на монтажные, строительные и наладочные работы – более чем на 60 %.

Аналогичный способ может быть применен и при проведении реконструкции существующих станций. Использование блочно-модульной концепции при полном переоборудовании ГРС под фактическую производительность позволит добиться минимальных габаритов блоков.

Экономический анализ реконструкции с применением модульной концепции показал сокращение затрат на оборудование на 50 %, а по затратам на все сопутствующие работы – до 70 % (расчеты произведены относительно реконструкции стандартным способом).

ВЫВОДЫ

Построение АГРС НП с использованием функциональных блоков полной заводской готовности производства АО «Трубодеталь» дает возможность более гибко подходить к установке оборудования на площадку и снижению капитальных затрат.

При сохранении проектной производительности эксплуатирующая организация может выбрать для себя путь фактического удовлетворения потребителя в газе, что значительно улучшает показатели рентабельности станции. А наращивание производительности станции путем допоставки сменных технологических модулей можно осуществлять в соответствии с потребностью в газе либо с календарным планом ввода очередей строительства.

Базовые принципы, на которых основывается концепция станций нового поколения, нацелены на унификацию модулей, входящих в состав АГРС НП. Данное решение предусматривает сокращение затрат, сроков изготовления и внедрения. Кроме того, унифицирование подразумевает взаимозаменяемость модулей, что в перспективе позволит сформировать обменный фонд, включающий набор универсальных блок-модулей, упрощающих процесс оказания сервисных услуг. 

Парк ГРС ПАО «Газпром» составляет более 4000 ед. с суммарной проектной производительностью 200 млн м³ / ч. При этом фактическая среднечасовая производительность составляет порядка 40 млн м³ / ч, что свидетельствует о значительном запасе пропускной способности парка ГРС в целом и, следовательно, о потенциале роста эффективности деятельности Общества.

Более половины ГРС работают в нерасчетном режиме, т. е. с загрузкой либо менее 10 %, либо более 100 % от проектной производительности. Основными причинами низкой загрузки ГРС становятся как завышенный объем перспективного газопотребления, заявленный потребителями при разработке генеральной схемы газоснабжения региона, так и прекращение производственной деятельности крупных потребителей газа в период после 1990 г.

Высокая доля ГРС со сроками эксплуатации более 25 лет и перегруженность ряда станций требуют увеличения объемов работ по КР, реконструкции и техническому перевооружению ГРС. В целях оптимизации капитальных вложений Обществом применяются нестандартные решения:

– выявление резервов и перерасчет технически возможной пропускной способности ГРС;

– малозатратное повышение производительности посредством минимально необходимого внесения изменений в конструкцию и оборудование ГРС на основе математического моделирования режимов работы.

Меры повышения эффективности парка ГРС предусмотрены реализуемой в настоящее время Программой энергосбереже-ния и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» [1], целью которой определено обеспечение экономии топливно-энергетических ресурсов и повышение энергетической эффективности технологических производственных процессов на основе реализации энергосберегающих мероприятий.

В числе пилотных проектов в сфере энергосбережения Общества разработана Программа по внедрению турбодетандерных установок на ГРС для получения СПГ и выработки электроэнергии [2]. Основные мероприятия программы по выработке электроэнергии направлены на повышение энергетичес-кой эффективности и энергетической независимости ГРС. В Программу по внедрению турбодетандерных установок для выработки электроэнергии на собственные нужды вошло 589 ГРС с общим потенциалом электрической мощности 19,2 МВт. По результатам проведенной работы в четырех дочерних обществах внедрено в эксплуатацию 14 установок. Опыт внедрения и эксплуатации пилотных установок показал необходимость доработки турбодетандеров, а именно повышения надежности подшипниковых узлов, а также разработки безроторных источников электроэнергии, основанных на новых физических принципах.

Основные мероприятия Про-граммы развития малотоннажного производства и использования СПГ в части производства СПГ направлены на увеличение поставок сжиженного газа на внутреннем рынке – до 1,28 млн т / г. По итогам оценки потребности в поставках СПГ в качестве моторного топлива, а также для нужд автономной газификации выбраны перспективные ГРС, получение СПГ на которых потенциально эффективно. Таким образом, определено применение установок на 45 ГРС в 14 дочерних обществах. В настоящее время на ГРС ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» находится в опытной эксплуатации одна установка сжижения газа производительностью около 3 т / ч.

Еще одним из направлений повышения энергетической эффективности ГРС и расширения спектра энергетических услуг стало использование холода, производимого при редуцировании транспортируемого газа на ГРС. Услуга холодоснабжения от ГРС име-ет круг потенциальных потребителей среди сельхозпроизводителей, логистических центров, data-центров, заводов по переработке морепродуктов. Преимущества услуги холодоснабжения от ГРС – удобное территориальное расположение станций вблизи крупных населенных пунктов, большой диапазон мощностей по производству холода, от 200 кВт до 2–3 МВт, широкий диапазон температур охлаждения теплоносителя, от 0 до –50 °С, возможность обеспечения пиковых мощностей по холоду для быстрой и глубокой заморозки продукции.

В целях повышения безопасности, надежности и энергетической эффективности Обществом последовательно реализуется программа разработки АГРС НП, подготовлены и утверждены типовые технические требования и реализуются проекты АГРС НП первого поколения, разработан ряд документов Системы стандартизации – СТО Газпром [3–7].

Для достижения заявленных стратегических направлений Департаментом ПАО «Газпром» (В.А. Михаленко) совместно с ПАО «Газпром автоматизация» разработана и принята к реализации Концепция технического развития газораспределительных станций. Это документ, определяющий цели, задачи, основные принципы и направления ТР на всех этапах жизненного цикла ГРС, а также мероприятия, определенные для реализации в среднесрочной (до 2025 г.) и долгосрочной (до 2030 г.) перспективе.

Концепция используется участниками бизнес-процесса:

– при принятии решений на этапах планирования инвестиций в строительство, ремонт, реконструкцию и техническое перевооружение ГРС, а также при оптимизации эксплуатационных затрат;

– принятии решений и разработке мероприятий по обеспечению безопасности и надежности ГРС;

– определении основных направлений технической политики ПАО «Газпром» в области развития ГРС;

– принятии решений по ТР ГРС;

– принятии решений о разработке и актуализации нормативной базы.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РЕАЛИЗАЦИИ КОНЦЕПЦИИ ТР ГРС

Цель разработки и реализации концепции – формализация задач, принципов, основных направлений и мероприятий по ТР ГРС, направленных на становление ПАО «Газпром» как лидера среди глобальных энергетических компаний посредством:

– обеспечения надежности поставок газа потребителям РФ;

– диверсификации рынков сбыта;

– роста эффективности деятельности Общества;

– использования научно-технического потенциала.

Основные задачи реализации концепции: ТР ГРС; организационное обеспечение ТР ГРС; информационное обеспечение ТР ГРС; совершенствование нормативной базы по ТР ГРС; использование научно-технического потенциала для обеспечения ТР ГРС.

Каждое последующее решение, направленное на повышение уровня надежности и исключение аварийности в целом, требует существенных финансовых вложений.

Поэтому в условиях поставленной руководством Общества задачи по оптимизации производственно-хозяйственной деятельности целесообразно планировать:

– мероприятия технического и технологического характера – для повышения эффективности деятельности и эффективно-сти парка ГРС;

– мероприятия по совершенствованию методов, методик оценки и прогнозирования технического состояния ГРС – для поддержания и повышения надежности и безопасности ГРС.

Перспективными, комплексными с точки зрения влияния как на эффективность, так и на надежность ГРС проектами ТР ГРС следует считать АГРС НП и цифровую ГРС.

ПРИНЦИПЫ ТР ГРС

При решении задач концепции должны соблюдаться следующие принципы:

– комплексное системное решение всех задач ТР ГРС, включая правовые, нормативные методические, технологические, ресурсные, организационные и другие аспекты;

– выбор экономически обоснованных технических решений с учетом оптимизации расходов на всех этапах жизненного цикла ГРС;

– синхронизация ТР ГРС с развитием технологически связанных объектов, в том числе объектов газораспределительных систем;

– соответствие ТР ГРС основным направлениям научно-технической политики ПАО «Газпром».

ДИВЕРСИФИКАЦИЯ РЫНКОВ СБЫТА

Для обеспечения диверсификации рынков сбыта ПАО «Газпром» в качестве цели ТР ГРС обозначено расширение спектра технических и технологических решений для производства новых продуктов, каковыми могут быть выработка СПГ, электроэнергии и подготовка хладагента путем использования потенциальной энергии транспортируемого природного газа.

Для достижения данной цели должны быть решены следующие задачи:

– проработка принципиально возможных технологических схем получения новых продуктов;

– установление технических требований к установкам получения новых продуктов;

– обоснование эффективности установок получения новых продуктов;

– установление требований к проектированию, строительству, эксплуатации и КР установок получения новых продуктов;

– организация опытной эксплуатации установок получения новых продуктов.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОСТАВОК ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ РФ

В контексте обеспечения надежности поставок газа потребителям РФ в качестве цели ТР ГРС определено поддержание безопасности эксплуатации ГРС и надежности газоснабжения потребителей, в связи с этим в концепцию заложены следующие направления ТР ГРС:

– внедрение информационных технологий и АСУ ТП, в том числе для реализации организационных и управленческих мероприятий;

– снижение общего износа парка ГРС;

– увеличение срока надежной и безопасной эксплуатации ГРС;

– применение мобильных установок подачи сжиженного или компримированного природного газа, подключаемых к ГРС через специально оборудованные точки для обеспечения бесперебойного газоснабжения потребителей во время проведения плановых ремонтных работ или ликвидации аварии на линейной части магистральных газопроводов, газопроводов-отводов и ГРС;

– выполнение проектирования всех объектов реконструкции и нового строительства ГРС по типовым техническим требованиям на АГРС НП;

– обеспечение апробации и внедрения модульных АГРС НП;

– разработка технических требований к АГРС НП второго и последующих поколений с учетом опыта эксплуатации АГРС НП предыдущего поколения, а также с учетом новых технологий трансформации природного газа и энергии;

– обеспечение нормативной одоризации газа на всех режимах работы ГРС и исключение экологических рисков при использовании одоранта на ГРС;

– понижение точки росы транспортируемого через ГРС газа;

– совершенствование процедур обоснования необходимости и приоритетности проведения КР, реконструкции, технического перевооружения ГРС;

– максимальное исключение человеческого фактора, влияющего на безаварийную работу.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ РОСТА ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБЩЕСТВА

Для роста эффективности деятельности Общества необходимо повышение эффективности деятельности ГРС на всех этапах жизненного цикла и эффективности парка ГРС.

Для достижения данной цели должны быть решены следующие задачи.

Обеспечение оптимизации производственно-хозяйственной деятельности:

– переход от надомной формы обслуживания на централизованную или периодическую;

– подготовка условий для перехода на эксплуатацию ГРС на основе оценки технического состояния ГРС и учета (прогноза) риска отказов с учетом оптимизации стоимости жизненного цикла ГРС и без снижения уровня надежности и безопасности ГРС;

– повышение эффективности деятельности ГТО ПАО «Газпром» по всем бизнес-процессам, входящим в жизненный цикл ГРС.

Обеспечение автоматизации действующих ГРС:

– оснащение действующих ГРС САУ;

– установление требований к интеграции САУ ГРС в АСУ ТП, к функционированию цифровой ГРС в составе ИУС П, а также к совместному функционированию цифровой ГРС с САУ ГРС, АСУ ТП, подсистемой СУТСЦ ГРС и СОДУ для обеспечения выполнения на всех уровнях управления (ЛПУ МГ, ГТО) следующих процессов: анализа и прогнозирования отказов и неисправностей; прогноза технического состояния технологического оборудования; формирования оперативных рекомендаций по эксплуатации ГРС в зависимости от технического состояния оборудования; оценки рисков, возникающих при эксплуатации ГРС;

– анализ энергоэффективности функционирования ГРС; формирование рекомендаций по эффективному использованию технологического оборудования ГРС; учет взаимного влияния технологически связанных процессов, технологического оборудования и узлов ГРС; формирование предложений в программы и планы технического развития ГРС; взаимодействие с газораспределительной организацией;

– создание систем имитационного моделирования функций цифровой ГРС.

Обеспечение оптимизации парка и загрузки ГРС:

– оптимизация режимов работы парка ГРС за счет закольцовки выходных газопроводов соседних ГРС, работающих в недозагруженном режиме, и вывод из эксплуатации или консервация невостребованных ГРС;

– реализация возможности перераспределения объемов не выбираемого действующими крупными потребителями газа в пользу новых потенциальных потребителей для ГРС, работающих с загрузкой, близкой к 100 %, в зимний пик потребления;

– применение технического перевооружения ГРС;

– проработка применения варианта использования на ГРС производимого и хранимого СПГ, расходуемого во время пиковых нагрузок на ГРС, посредством его регазификации («Пик шейвинг»);

– применение модульной схемы исполнения ГРС, позволяющей производить наращивание производительности ГРС в процессе эксплуатации путем доустановки съемных технологических модулей;

– проведение реконструкции ГРС вместо комплексного КР, если весь срок эксплуатации максимальная загрузка ГРС была менее 20 % от проектной производительности и при отсутствии заявок от перспективных потребителей;

– синхронизация сроков реконструкции ГРС, проектируемой на увеличение ее производительности, со сроками окончания проведения работ по строительству, реконструкции, техническому перевооружению объектов систем газораспределения и ввода газоиспользующего оборудования ее потенциальных потребителей;

– установление процедур на стадии реконструкции ГРС, исключающих завышение проектной производительности и требований к ее характеристикам, ведущим к удорожанию проекта реконструкции и возрастанию стоимости работ по эксплуатации такой ГРС;

– внедрение механизма компенсации финансовых рисков ПАО «Газпром» при невыполнении планов загрузки построенных газотранспортных мощностей, в т. ч. юридического закрепления ответственности потребителей и страхования соответствующих рисков.

Энергосбережение и повышение энергетической эффективности ГРС:

– производство СПГ на ГРС или на малотоннажных установках СПГ, сопряженных с ГРС, для его использования на технологические цели;

– производство электроэнергии на ГРС для обеспечения ее энергонезависимости;

– снижение расхода газа на подогрев транспортируемого газа на ГРС;

– применение вихревых регуляторов давления ГРС с функциями низкотемпературной сепарации и теплового насоса;

– применение электрогазодинамического генератора в качестве источника электроэнергии и регулятора давления / расхода газа ГРС.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

Целью активного использования научно-технического потенциала считается внедрение современных инструментов, средств, методов и методик планирования, прогнозирования и управления на всех этапах жизненного цикла ГРС.

Для достижения данной цели должны быть решены задачи использования современных IT-технологий, математического программирования и 3D-моделирования работы узлов, систем и ГРС в целом, предполагающих сбор и обработку большого массива данных.

ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТР ГРС

Одна из основных задач, которые необходимо решить для реализации концепции, – информационное обеспечение ТР ГРС.

В настоящее время в ПАО «Газпром» реализуется Комплексная целевая программа развития единого информационного пространства Группы «Газпром» на период 2018–2022 гг.

Особое внимание Общество уделяет развитию ИУС П и информационных ресурсов, включая:

– комплексную автоматизацию производственного учета и планирования;

– создание виртуального единого хранилища данных, в которое в режиме реального времени должна поступать информация с производственных объектов дочерних обществ;

– интеграцию действующих АСУ ТП дочерних обществ в ЕИП Группы «Газпром» в соответствии с Комплексной целевой программой развития единого информационного пространства;

– внедрение инструментов мониторинга, моделирования и прогнозирования технического состояния производственных объектов.

Информационно-управляющая система должна аккумулировать, актуализировать и систематизировать сведения по техническому состоянию ГРС, включая данные по авариям и инцидентам, выполнению ТОиР, ТД, ЭПБ, КР, реконструкции и техническому перевооружению, по паспортной и технологической информации о действующих ГРС.

Для повышения эффективности проведения АПК на ГРС как ОПО на всех уровнях контроля (ЛПУ МГ, ГТО, Общество, корпоративные и государственные надзорные органы) организована разработка подсистемы производственного контроля на основе формуляра целевых проверок ГРС.

РАЗВИТИЕ СИСТЕМЫ ОБУЧЕНИЯ ПЕРСОНАЛА, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕГО ГРС

Техническое развитие ГРС стимулирует необходимость развития системы обучения персонала, эксплуатирующего ГРС. Обучение сотрудников, особенно операторов ГРС, служит обеспечительной мерой реализации настоящей концепции.

Целью развития системы обучения персонала, эксплуатирующего ГРС, считается повышение его технической грамотности. Для достижения этой цели должен быть решен ряд задач:

– обеспечение системности и непрерывности профессионального обучения персонала;

– установление категорирования профессионального обучения персонала в зависимости от типа ГРС, вида оборудования, систем и приборов ГРС;

– разработка и внедрение новых методов и средств обучения и тестирования знаний обучаемых (интерактивные обучающие программы, учебные (видео-) тренажеры, анимационные видеофильмы, 3D-модели оборудования с детализацией до неразборных единиц, сервисы тестирования на электронном носителе);

– установление требований и привлечение к профессиональному обучению персонала производителей оборудования ГРС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Комплексная реализация технических и организационных мероприятий, определенных Концепцией технического развития газораспределительных станций, а также активное вовлечение в работу ГТО, заводов-изготовителей, научно-исследовательских центров и потребителей позволят повысить эффективность газотранспортных мощностей, расширить конкуренцию среди производителей высокотехнологичной продукции, применяемой на ГРС, что позволит сделать шаг в техническом развитии ГРС. 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГРС – газораспределительная станция

КР – капитальный ремонт

СПГ – сжиженный природный газ

АГРС НП – автоматизированная газораспределительная станция нового поколения

ТР – техническое развитие

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом

САУ – система автоматизированного управления

ИУС П – информационно-управляющая система предприятия

СУТСЦ – системы управления техническим состоянием и целостностью

СОДУ – система оперативно-диспетчерского управления

ЛПУ МГ – линейное производственное управление магистральных газопроводов

ГТО – газотранспортное общество

ЕИП – единое информационное пространство

ТОиР – техническое обслуживание и ремонт

ТД – техническое диагностирование

ЭПБ – экспертиза промышленной безопасности

АПК – административно-производственный контроль

ОПО – опасный производственный объект

Береговое нефтегазоконденсатное месторождение – основной объект АО «Сибнефтегаз». Оно расположено в северо-восточной части Пуровского р-на Ямало-Ненецкого авт. окр. и по запасам газа относится к крупным. Месторождение достаточно хорошо изучено: пробурено 68 разведочных скважин, проведены сейсморазведочные работы 3D на общей площади 1114 км2. Обобщен-ный сейсмический куб состоит из пяти сейсмосъемок разных лет; наличие вибрационных и взрывных источников колебаний негативно влияет на его качество. При этом данные 3D-сейсморазведки охватывают практически всю площадь месторождения.

Ключевой по добыче газа объект разработки – пласт ПК1 – сформировался в переходной обстановке осадконакопления и характеризуется высокой латеральной и вертикальной изменчивостью. Отложения представлены разнозернистым песчаником и алевролитом, местами рыхлые и слабоуплотненные (до песков). Массивная сводовая залежь обладает высокими фильтрационно-емкостными свойствами и мощным аквифером, включающим в том числе пласты ПК2–9 толщиной 250 м. Средняя газонасыщенная мощность объекта составляет 15 м, максимальная – 30 м, проницаемость меняется от 6 до 2000 мкм2, начальное пластовое давление – 12 МПа.

ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ

Промышленная добыча газа на объекте ПК1 ведется с 2008 г. Выработка запасов, снижение давления, наличие мощного аквифера привели к интенсивному подъему газоводяного контакта (ГВК) и обводнению скважин. На начало 2019 г. отбор газа составил 49 % от начальных извлекаемых запасов, пластовое давление в газонасыщенной части снизилось на 35 % (до 7,7 МПа), увеличилась доля содержания воды в продукции значительной части фонда.

В настоящее время не установлена зависимость обводнения скважин от структурного фактора, темпов отбора газа и режимов эксплуатации. Продолжительность не осложненной изливом воды разработки в значительной степени зависит от того, имеется ли выдержанная глинистая перемычка – флюидоупор – между перфорацией и аквифером. Однако наличие флюидоупора (соответственно, и риск обводнения) трудно спрогнозировать – всего 20 % эксплуатационного фонда вскрывает ГВК, а 46 % – менее половины газонасыщенной мощности (рис. 1).

Ремонтно-изоляционные работы, как правило, приводят к значительному снижению продуктивности или повторному обводнению скважин. В качестве основного способа восстановления работоспособности фонда применяют технологию зарезки боковых стволов (ЗБС) с горизонтальным окончанием в кровельную часть пласта. Это позволяет сохранить продуктивность и увеличить период безводной эксплуатации скважин.

При проведении ЗБС на рассматриваемом объекте выявили следующую проблематику – подъем ГВК до кровли пласта на отдалении от эксплуатационного фонда. В 2017 г. в обводнившейся скважине b93 сделана ЗБС на 15 м выше начального уровня ГВК (рис. 2). Основываясь на интерпретации данных комплекса геофизических методов исследований скважин (ГИС), предполагали, что пласт газонасыщенный, однако после ввода в эксплуатацию скважина работала с высоким дебитом воды и через 1,5 мес. была остановлена по причине обводнения. В то же время соседние наклонно направленные скважины b01, b02 со сравнимой накопленной добычей газа на момент обводнения боковых стволов работали без признаков присутствия воды. Гидродинамическая модель (ГДМ) не описывала фактический подъем ГВК в районе ЗБС, поскольку включала глинистую перемычку по аналогии с соседними скважинами. После удаления перемычки из ГДМ фактические и расчетные результаты по обводнению боковых стволов совпали.

Значительный подъем ГВК зарегистрирован в ряде разведочных и транзитных скважин, удаленных от эксплуатационных кустов, пример представлен на рис. 3. Разведочная скважина b81R в 2013 г. вскрыла начальный ГВК на абсолютной отметке 1220 м. В феврале 2017 г. скважину исследовали методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и зарегистрировали подъем контакта на 11 м. Через 10 мес. водонасыщение зафиксировали на 24 м выше начального положения ГВК. В 2019 г. результаты промыслово-геофизических исследований подтвердили испытаниями. Ближайшие (расположенные в 2–3 км) эксплуатационные скважины b01 и b21 работают без признаков обводнения, несмотря на то что интервал перфорации расположен на 10 м ниже уровня ГВК в скважине b81R. На текущем этапе разработки можно утверждать, что под этими скважинами есть глинистые перемычки, которые сдерживают подъем воды.

В отделенных от отбора газа районах ГВК поднимается под действием градиента давления между газонасыщенной зоной и аквифером при условии наличия литологических окон – монолитного коллектора без выдержанных по площади глинистых перемычек. Таким образом, успешность бурения ЗБС и новых горизонтальных скважин зависит от прогноза наличия литологических окон и флюидоупоров в межскважинном пространстве.

АНАЛИЗ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

Прогнозировать расположение потенциально опасных с точки зрения обводнения участков в межскважинном пространстве можно только по данным 3D-сейсморазведки. Отражающий горизонт Г (отрицательная амплитуда) выдержан и хорошо прослеживается по площади [1] (рис. 4). Это объясняется однородной по свойствам кровлей пласта ПК1 и прибрежно-морскими условиями осадконакопления первого циклита ПК11 мощностью от 5 до 8 м.

Положительная амплитуда сейсмического сигнала под отражающим горизонтом Г по разрезу не выдержана, имеет прерывания и контрастные границы. По сейсмогеологической привязке интервал относится ко второму циклиту ПК12. Циклит характеризуется высокой латеральной изменчивостью (рис. 5), что обусловлено его формированием в переходной обстановке осадконакопления. Выделяются скважины с монолитным коллектором, в них зарегистрирован максимальный подъем ГВК, они попадают на участки с пониженной амплитудой сигнала (рис. 4). На сейсмическом разрезе выделяются аномалии – участки с прерыванием или низкими значениями положительной амплитуды сейсмического сигнала (рис. 4). Скважины, в которых продуктивный пласт подстилается глинами (например, b504), напротив, попадают на участки с выдержанной высокой положительной амплитудой сейсмического сигнала. Согласно результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) подъем уровня ГВК в них незначителен, следовательно, перемычка представляет собой флюидоупор. Выделение зон по данным сейсморазведки обусловлено различным акустическим контрастом между монолитным газонасыщенным песчаником и областями с включением глинистых тел.

Аномалии достаточно хорошо выделяются по сейсмическому атрибуту «средняя положительная амплитуда» (СПА) (рис. 6).

Основные запасы газа сосредоточены в первых двух циклитах. Ниже по сейсмическому разрезу в интервале пласта ПК1 провести привязку отражений к скважинным данным затруднительно из‑за отсутствия надежной межскважинной корреляции и наличия границы между газонасыщенной зоной и водоносным горизонтом [2]. Граница формирует дополнительное отражение, что характерно для газовых залежей: образуется так называемая полка, осложняющая анализ в краевых частях месторождений.

Несмотря на хорошую согласованность данных сейсморазведки, ГИС и ПГИ на качественном уровне, количественно охарактеризовать их взаимосвязь не удалось.

На основании анализа параметров добычи эксплуатационных скважин и сейсмических атрибутов удалось установить обратную зависимость между СПА интервала ПК12 и обводнением скважин (при снижении СПА увеличивается количество случаев обводнения) (рис. 7). Для выбора направления бурения новых скважин и ЗБС на основе статистических данных выделено три типа зон.

Зоны риска. В этих зонах 80 % скважин обводнены (увеличен дебит воды, остановлены по обводнению, проведены ремонтно-изоляционные работы, пробурены боковые стволы). Бурение сопряжено с высокими рисками и допустимо только при уверенной корреляции заглинизированных интервалов в подошве первого циклита по скважинам окружения (например, как в случае описанной ранее скважины b81R, верхний интервал которой не обводнился).

Переходные зоны. Здесь равновероятны обводнение и безводная эксплуатация. Решение о бурении принимается по результатам анализа гидродинамической модели после исключения из нее потенциальных флюидоупоров.

Уверенные зоны. Бóльшая часть (86 %) скважин работает без признаков излива воды; обводнены всего четыре. Эта зона рекомендована для бурения.

Зоны были закартированы (рис. 8) и внесены в геологическую модель. Согласно статистическим расчетам доля песчаников в зоне риска составила 75 %; в уверенной – 64 %.

Прослеживается связь между обводнением скважин и элементами осадконакопления. Границы элементов – меандрирующее русло, конус прорыва берегового вала, распределительные каналы, береговая линия (рис. 6) – выделяются по атрибутам и срезам спектральной декомпозиции.

Основной обводненный фонд расположен в южной части залежи, где выделяется дельта. Наличие литологических окон обусловлено высокой динамикой распределительных каналов и опесчаниванием разреза [3].

В северной части залежи и на западе месторождения доля обводнившихся скважин значительно ниже. Меандрирующее русло и береговая линия – условия с менее интенсивной динамикой потоков относительно дельты. Эти условия способствуют формированию более выдержанных по площади глинистых тел, которые играют роль флюидоупоров.

При выборе направления бурения помимо потенциального риска обводнения определены следующие критерии, которым должен соответствовать рассматриваемый интервал сейсмического разреза:

– подобие участкам, где расположены скважины без признаков пластовой воды;

– отсутствие резких изменений амплитуды отражения;

– отсутствие пересекающих траекторию ствола русловых формаций с неясной литологией.

Окончательное решение относительно выбора направления и бурения скважин принимается после детального анализа данных ГИС, ПГИ, разработки, а также оценки экономических факторов.

ВЫВОДЫ

Продолжительность не осложненной изливом воды эксплуатации газовых скважин и успешность бурения в значительной степени зависят от того, имеется ли выдержанная перемычка – флюидоупор – между перфорацией и аквифером. Наличие / отсутствие флюидоупоров определяется условиями осадконакопления и может быть установлено по данным сейсмо-разведки.

Комплексный анализ данных сейсмической разведки и истории разработки на Береговом месторождении позволит выделить зоны наиболее вероятного подъема ГВК и снизить риск раннего обводнения ЗБС и новых скважин.

Расположение эксплуатационного фонда относительно зон литологических окон влияет на эффективность разработки маломощных газовых залежей сеномана. 

Противокоррозионная защита подземных (подводных) трубопроводов с применением катодной поляризации и изоляционных покрытий – это эффективное средство борьбы с электрохимической коррозией наружных поверхностей металлических трубопроводных систем. С ростом разветвленности сетей и протяженности многониточных технологических коридоров катодная защита параллельно уложенных, сближающихся и пересекающихся подземных (подводных) трубопроводов должна проектироваться и эксплуатироваться с учетом этих факторов для исключения провоцирующего коррозию взаимного влияния.

Многониточные коридоры состоят из трубопроводов с разными сроком службы, диаметром, состоянием изоляционного покрытия; грунт вдоль трассы и по ширине коридора меняет коррозионную активность. Это приводит к изменению катодной поляризации между нитками при использовании схемы совместной защиты. Применение раздельной катодной защиты (с отдельными источниками и анодными заземлениями) для многониточных коридоров труднореализуемо и неоправданно дорого.

В настоящей работе предложен способ оптимизации катодной поляризации многониточных подземных (подводных) трубопроводов в технологических коридорах путем настройки защитных потенциалов относительно общего анодного заземления. Рекомендовано применить инновационный метод раздельной защиты каждой нитки за счет наложения переменного тока.

МЕТОДОЛОГИЯ

Поскольку катодная поляризация многониточных трубопроводов представляет собой распределение постоянного тока в сложной разветвленной цепи, содержащей несколько контуров защиты, которые могут иметь общие участки и несколько источников электродвижущей силы (ЭДС), решать задачу поляризации рационально на базе законов Кирхгофа.

Для этого необходимо сделать следующее.

Измерить направление токов на всех участках цепи. Действительное направление токов определяется из условия: если искомый ток получится положительным – его направление было выбрано правильно, отрицательным – его действительное направление противоположно выбранному.

Выбрать направление обхода контура и строго его придерживаться. Произведение силы тока и сопротивления считается положительным, если направление тока на данном участке совпадает с направлением обхода, и наоборот. Аналогично величина ЭДС, действующей вдоль выбранного направления обхода, принимается положительной.

Составить систему уравнений, достаточную для определения искомых величин (в нее необходимо включить все сопротивления и ЭДС рассматриваемой цепи). Очевидно, что каждый контур должен содержать хотя бы один элемент, отсутствующий в предыдущих контурах.

Поскольку физическая цепь катодной защиты – это замкнутый контур разветвленной цепи, согласно второму закону Кирхгофа:

∑i Ii Ri = ∑kk,           (1)

где Ii – распределенный ток катодной защиты в проводнике «земля» с учетом сопротивления изоляционного покрытия; Ri – интегральная величина распределенного сопротивления проводника «земля» и изоляционного покрытия в конкретном контуре; k – ЭДС. При этом алгебраическая сумма токов, сходящихся в узле (место соединения или сближения трубопроводов), равна нулю (первый закон Кирхгофа):

∑k Ik = 0, (2)

где Ik – ток в проводнике «труба» (разветвленная цепь многониточного трубопровода).

Поскольку решение поставленных задач усложняется наличием многофункциональной зависимости Ri от погодных, географических, индустриальных, временных и прочих условий эксплуатации, в настоящей работе предложен следующий подход.

Рассмотрим две схемы совместной защиты, встречающиеся на реальных объектах, и средств электрохимической защиты (ЭХЗ) (рис. 1). Несмотря на то что представленный на рис. 1а вариант, согласно последним требованиям нормативной документации [1], не должен применяться, он встречается так же часто, как и другой (рис. 1б) (особенно на трубопроводах, эксплуатирующихся более 25 лет).

В первой схеме (рис. 1а) совместная защита осуществляется с помощью непосредственного подключения «дренажа» трубопроводов к «минусу» системы коррозионной защиты (СКЗ). В этом варианте цепь защиты замыкается через дренажные кабели СКЗ или через глухую перемычку между трубопроводами. Согласно [1] в схемах ЭХЗ недопустимо применение глухих перемычек.

Если поляризация трубопроводов приводит к значениям U*ik = –1,0, – 1,5 В, в цепи совместной защиты образуется три контура для тока защиты:

– контур 1: 6–4–5–6;

– контур 2: 6–1–2–3–5–6;

– контур 3: 6–3–5–6.

В контуре 2 часть защитного тока от общей СКЗ переходит в электроток коррозии, обозначенный стрелкой между точками 1 и 2. Очевидно, что ток контура 2 приведет со временем к коррозионному разрушению точки 1 на границе металл – грунт.

Вариант совместной защиты (рис. 1б) со значениями U*ik отличается от первой схемы тем, что при неработающей СКЗ электрическая связь между трубопроводами через глухую перемычку отсутствует, соответственно, коррозионные электротоки между ними минимизируются. Кроме того, здесь можно изменять поляризацию трубопроводов, например на значения U**ik путем регулирования дренажных токов с помощью реостатов диодно-резисторного блока (на рисунках опущены) за счет изменения потенциалов в точках дренажа в допустимых пределах [2].

Значения U*ik = –2,0 В на рис. 1 приведены условно в целях констатации факта изначального равенства поляризации трубопроводов и ее дальнейшей разбалансировки вдоль трассы.

В случае, когда поляризация трубопроводов приводит к значениям U**ik, ток в контуре 2 не образуется, следовательно, коррозия в точке 1 на границе металл – грунт не будет протекать, что свидетельствует об эффективности работы совместной защиты.

Защита от коррозии постоянным током

В связи с этим авторы предлагают настраивать совместную защиту таким образом, чтобы абсолютное значение катодной поляризации от общей СКЗ параллельно уложенных трубопроводов снижалось (интегрально): среднее значение защитного потенциала уменьшалось на единицу длины от ближайшего трубопровода в сторону удаленного по отношению к анодному заземлению, при этом значения потенциалов должны лежать в установленных [2] пределах. Следует отметить тот факт, что в коррозионной среде любой металл, приобретая естественный потенциал поляризации, изменяет его за счет воздействия постоянного тока катодной защиты, поскольку коррозионная среда представляет собой проводник защитного и блуждающих токов. Следовательно, свойства СКЗ и системы ЭХЗ не взаимозависимы и изменяются с течением времени. Поэтому для корректной работы СКЗ требуется периодически проводить эксплуатационный контроль и регулировку, особенно в условиях многониточной прокладки трубопроводных коридоров.

Защита от коррозии переменным током

Эффективность катодной защиты может быть существенно ограничена неудовлетворительным состоянием изоляционного покрытия, структурой и текстурой грунта, природно-климатическими условиями, технической неприменимостью (наземная и надземная прокладка), высокой стоимостью реализации, обслуживания, энергоемкостью и другими факторами. Для этих случаев авторы разработали способ защиты от коррозии переменным током [3]. Его лабораторные коррозионные гравиметрические испытания провели в АО «Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения» (ВНИИНЕФТЕМАШ), в химической лаборатории ГНЦ ФГУП «Централь-ный научно-исследовательский институт черной металлургии им. И.П. Бардина» (ЦНИИчермет им. И.П. Бардина) (в рамках договора с ООО «Компания «Магистраль-Сервис») и в ООО «ЛИДЕР НК». В результате была подтверждена эффективность способа в отношении защиты образцов-свидетелей (металлические пластинки, предназначенные для определения скорости коррозии гравиметрическим методом при коррозионном мониторинге) без изоляционного покрытия с полным и неполным погружением в агрессивный электролит.

Суть метода заключается в воздействии слабого переменного тока на двойной электрический слой (ДЭС), образующийся на поверхности металла объекта защиты за счет адсорбции ионов из электролита и ориентирования полярных молекул на границе раздела фаз. Такое воздействие в значительной степени нивелирует гетерогенность распределения значения потенциалов ДЭС, что, в свою очередь, снижает активность действующих коррозионных гальванических пар электрохимической коррозии и предупреждает возникновение новых. Для реализации способа разработано и изготовлено устройство знакопеременной поляризации УЗП-С (рис. 2). Оно представляет собой блок подачи на защищаемые участки трубопровода слабого переменного тока инфранизкой частоты, разделенный электроизолирующей вставкой (ВЭИ). Период знакопеременного воздействия УЗП-С сравним с характерным временем образования гальванических пар в гетерогенно распределенном ДЭС по поверхности защищаемых участков трубопровода при специально подобранных значениях амплитуды поляризации.

РЕЗУЛЬТАТЫ

Согласно результатам ускоренных лабораторных сравнительных испытаний (10–30 сут) воздействие на металл слабым переменным током с помощью устройства УЗП-С позволяет замедлить общую коррозию образцов из конструкционной стали марки 20: при полном погружении в раствор электролита на 20–40 %, при неполном погружении с воздушным выпуском на 45 %. Каждая пара образцов, включенных в электрическую цепь УЗП-С, предохраняла себя от коррозии без дополнительной пассивной защиты рабочих поверхностей (изоляционное покрытие) и жертвенного анода в цепи ЭХЗ.

На рис. 3 представлена схема проведения сравнительных коррозионных испытаний образцов-свидетелей для определения общей коррозии по критерию потери массы образцов в соответствующих ячейках. В качестве электроизмерительного оборудования применяли УЗП-С, цифровой осциллограф DS1052E (RIGOL Technologies, Inc.), хлоросеребряный электрод сравнения. Образцы взвешивали на электронных весах ViBRA AB 323 RCE (Shinko Denshi Co., Ltd.) с точностью ± 1 мг. Визуальный контроль проводили путем осмотра поверхности при 8,75‑кратном увеличении с помощью бинокулярного микроскопа БМ-51–2 (ОАО «Казанский оптико-механический завод»).

Испытательные ячейки (емкость до 8 л) комплектовали термоэлектронагревателями с регуляторами для поддержания температуры коррозионной среды (рис. 4), а также герметическими крышками для снижения скорости испарения электролита, снабженными штуцерами для подвода атмосферного воздуха в целях газового обогащения электролита и отверстиями для контактных выводов образцов. Выбранные форма образцов (рис. 5) и конструкция испытательных электрохимических ячеек позволяют наиболее эффективно контролировать потерю массы образцов и дают возможность существенно менять условия тестов (температура, газовое обогащение, перемешивание), проводя текущие электроизмерения без нарушения исходных условий процесса.

Для определения оптимальных амплитудно-частотных характеристик УЗП-С испытаниям подвергли 60 образцов при различных режимах защиты. На рис. 6 представлен внешний вид образцов-свидетелей из ячеек с защитой и без защиты сразу после выдержки (10 сут) в растворе NaCl (3 мас. %) с воздушным барботированием без нагревания (средняя температура электролита 20 ºС) (верхняя часть – погруженная в раствор поверхность, нижняя – зона воздушного выпуска). Результаты гравиметрических лабораторных испытаний образцов № 9–12, проведенных в ООО «ЛИДЕР НК» для количественной оценки защитной способности метода наложения переменного тока, суммированы в табл.

С использованием критерия потери массы образцов-свидетелей получена количественная характеристика защиты поверхности металла от коррозии: 45,27 % при отсутствии изоляционного покрытия.

Интерес к теме влияния переменного тока на скорость коррозии металлов растет во всем мире. Освоение новых месторождений на шельфе повышает риск коррозии в связи с низким значением сопротивления морской воды и ограниченностью применения катодной защиты. Это влияние необходимо учитывать и при прокладке коммуникаций в общих коридорах с различными состоянием изоляционного покрытия и степенью катодной защищенности.

Как правило, эта тема рассматривается только с точки зрения вредного воздействия переменного тока. Однако возможность заметного провоцирования коррозии переменным током на проложенные в земле трубы и кабели –  спорный вопрос. Часто наблюдаемая коррозия заземляющих проводов происходит при контакте различных металлов. Обусловленное электролизом под действием переменного тока разрушение материала наступает только в том случае, если анодный полупериод допускает реализацию процесса:

Me  Me+ + e-.         (3)

Степень коррозии под действием переменного тока значительно зависит от его частоты и плотности. Например, при плотности переменного тока обычной частоты (50 Гц) от 10 мА / дм2 и ниже опасность коррозии отсутствует [4].

Действие переменного тока (в частности, в инфрачастотном диапазоне) на функционирование гальванопар в коррозионных системах теоретически не рассматривалось, вероятно, в связи со сложностью математических расчетов. Как правило, для описания его влияния используют тафелевскую зависимость электрохимической поляризации от плотности тока при достаточно больших значениях ia > 1.10-2 А / м2 [4]:

∆Va = a1 + b1 log ia,              (4)

где ∆Va – приращение потенциала металла под действием переменного тока; a1 – постоянная, зависящая от материала и состояния поверхности анода, температуры и др.; b1 – постоянная, связанная с механизмом возникновения перенапряжения ионизации металла; ia – плотность анодного тока. При низких значениях плотности анодного тока (ia < 1.10-2 А / м2) зависимость от него перенапряжения ионизации металлов выражается уравнением [4]:

∆Va = K1 log ia,      (5)

где K1 – постоянная, определяемая материалом и состоянием поверхности анода, температурой и др. Соотношение (5) следует применять для описания процессов анодной (положительной) и катодной (отрицательной) поляризации в результате наложения переменного тока [4]. Это значит, что смещение потенциала коррозии под действием переменного тока практически одинаково в отрицательную и положительную стороны. При определенном соотношении кинетических характеристик анодных и катодных реакций, протекающих на коррозионных гальванопарах, можно добиться снижения скорости коррозии. Управлять этим процессом позволяет наложение переменного тока определенных амплитуды и частоты на разделенные ВЭИ участки корродирующего объекта (трубопровода).

Кроме того, необходимо рассматривать влияние наложенного переменного тока на кинетику коррозионного процесса, в частности применительно к подземным (подводным) объектам, принимая во внимание заряд / разряд параллельно-последовательного соединения емкости ДЭС участков трубопровода и физической емкости «труба – земля – труба» без учета коррозии внутренней стенки (рис. 7).

Для обобщения результатов исследования авторы провели обзорный анализ существующей литературы, описывающей кинетику коррозионных процессов трубных сталей под действием переменного тока [5, 6]. Оказалось, что в открытых источниках не описаны процессы коррозии трубной стали при частотах тока ниже 5 Гц.

В наиболее информативной работе [7] энергетическое воздействие переменного тока рассматривается от значений наложен-ных потенциалов не меньше уровня потенциалов коррозии при частоте воздействия от 20 Гц и выше. При этом не отрицается физическая возможность снижения скорости коррозии путем наложения переменного тока. Также в литературе не найдена информация об организации совместной защиты от общей СКЗ параллельно уложенных трубопроводов описанным в статье способом.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для достижения положительного антикоррозионного эффекта от наложения переменного тока необходимо достичь такого соотношения силы тока и его частоты, при котором форма сигнала будет соответствовать представленной на рис. 8. При этом процессы пассивации и катодной поляризации могут взаимно дополняться.

Экспериментальные данные, полученные при участии ВНИИНЕФТЕМАШ в химической лаборатории ЦФМК ЦНИИчермет им. И.П. Бардина, ООО «ЛИДЕР НК» и ООО «Компания «Магистраль-Сервис», подтверждают эффективность способа снижения скорости коррозии [3] при отсутствии изоляционного покрытия и без применения в цепи ЭХЗ жертвенного анода.

Оптимизация катодной поляризации трубопроводных ниток в технологических коридорах при организации совместной катодной защиты, а также применение инновационного способа раздельной защиты каждой нитки наложением переменного тока позволят увеличить срок службы металлических трубопроводов и снизить стоимость их строительства и обслужи-вания. 

Результаты гравиметрических испытаний образцов-свидетелей (водный раствор NaCl, 10 сут, 20 ºС)Weight-loss test results (NaCl water solution, ten days, 20 ºС)

* Примечание. От среднего значения исходной массы образцов № 9–12* Note. From the average initial mass of coupons No. 9–12

Узлы измерения расхода газа (УИРГ) на газораспределительных станциях (ГРС) и пунктах замера расхода газа (ПЗРГ) ПАО «Газпром» собраны и смонтированы в соответствии с методиками [1–3], что должно обеспечить точность измерений расхода и объема газа, установленную в нормативных документах РФ [4, 5] и ПАО «Газпром» [6]. Однако на практике при эксплуатации двух однотипных последовательно расположенных УИРГ, выполненных на базе стандартных диафрагм с учетом требований методики измерений, наблюдается расхождение их показаний. Минимизация (в идеале – исключение) этой разницы – практически значимая задача, для решения которой на ряде ГРС и ПЗРГ внесли изменения в компоновку, местные сопротивления и их расположение.

В настоящей статье описаны новые технологические решения, примененные на прямолинейных участках измерительных трубопроводов (ИТ), способы модификации компоновки местных сопротивлений УИРГ и представлены полученные на конкретных объектах результаты.

ВЛИЯНИЕ ГЕОМЕТРИИ УЗЛА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ГАЗА НА ПОКАЗАНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

Пример 1

При прямой поставке газа с ГРС-1 на теплоэлектроцентраль ТЭЦ-1 показания вычислителей расхода газа «Суперфлоу-IIЕ» (ЗАО «СовТИГаз») на ГРС были меньше по сравнению с показаниями контроллера ROC 407 (Emerson Electric Co.) на ТЭЦ-1. Длины прямолинейных участков ИТ, расположение местных сопротивлений до и после сужающих устройств на ГРС-1 и ТЭЦ-1 соответствовали требованиям [7]. Предположили, что на измерение расхода и объема газа многониточным измеритель-ным многопроцессорным комплексом «Суперфлоу-IIЕ» влияет Т-образный коллектор, соединяющий ИТ № 1 и 2 после сужающих устройств (рис. 1а). После замены Т-образного коллектора на Z-образный (рис. 1б) разница между показаниями УИРГ на ГРС-1 и ТЭЦ-1 сократилась (табл. 1).

Пример 2

В пункте замера объем газа, поступающего от поставщика 1 и поставщика 2, измеряется отдельно, после чего газ смешивается на выходном коллекторе УИРГ и подается по газопроводу потребителю (рис. 2). У потребителя суммарный объем газа определяется на едином узле измерения (рис. 3). Обнаружено существенное отклонение показаний УИРГ у поставщика 1 и в пункте замера (от поставщика 1). Утечки газа между УИРГ и промежуточные потребители отсутствовали.

Объем газа от поставщика 2 по договору поставки определяется как разница показаний узлов измерения потребителя и поставщика 1. Рассчитанный таким образом объем поставок с учетом запаса газа в газопроводе существенно отличался от показаний узла измерения в пункте замера (от поставщика 2) при отсутствии утечек и дополнительных потребителей.

После прекращения подачи газа в пункт замера от поставщика 1 (кран на рис. 3 закрыт) и исключения смешения потоков на Т-образном коллекторе (рис. 2) отклонение показаний УИРГ сократилось (табл. 2).

Пример 3

При сравнении показаний УИРГ на ПЗРГ на входе ТЭЦ-2 и УИРГ на ТЭЦ-2 была обнаружена разница. Причина расхождения – влияние геометрии УИРГ до сужающего устройства на результат измерения расхода газа на ТЭЦ-2 (рис. 4). Измеренные до и после изменения геометрии УИРГ на ТЭЦ-2 величины сопоставлены в табл. 3: после модификации УИРГ на ТЭЦ-2 разница уменьшилась.

Были выявлены и другие ГРС со схемами ИТ, влияющими на результат определения расхода газа; такие ИТ из измерительной схемы исключили.

ВЫВОДЫ

Помимо соблюдения требований методики измерений к длинам прямолинейных участков ИТ и расположению местных сопротивлений при проектировании УИРГ необходимо:

– исключать местные сопротивления, создающие закрутку потока (группа колен в разных плоскостях и др.) непосредственно перед сужающими устройствами;

– избегать соединения ИТ после сужающих устройств в Т-образный коллектор (применять схему Z- или П-образного коллектора);

– выдерживать необходимую минимальную длину прямолинейных участков ИТ между диафрагмой и местными сопротивле-ниями;

– входной и выходной коллекторы располагать надземно в одной горизонтальной плоскости с измерительными трубопроводами и местными сопротивлениями. 

Литература

1.             Росстандарт. ГОСТ 8.586.1,2,5-2005. Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document1.aspx?control=31&baseC=6&page=0&month=1&year=2007&search=&id=128944 (дата обращения: 14.04.2020).

2.             Росстандарт. ГОСТ Р 8.740-2011. ГСИ. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=179661 (дата обращения: 14.04.2020).

3.             Росстандарт. ГОСТ 8.611-2013. ГСИ. Расход и количества газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=184154 (дата обращения: 14.04.2020).

4.             Росстандарт. ГОСТ 8.741-2011. ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://protect.gost.ru/document.aspx?control=7&id=181782 (дата обращения: 14.04.2020).

5.             Министерство энергетики Российской Федерации. Приказ № 179 от 15.03.2016. Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

6.             ОАО «Газпром». СТО 5.37-2011. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

7.             Росстандарт. ГОСТ 8.563.1,2-97. ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.

Таблица 1. Суточный расход газа по показаниям узла измерения расхода газа (УИРГ) на газораспределительной станции ГРС-1 и на теплоэлектроцентрали ТЭЦ-1Table 1. Daily gas flow rate according to the readings of GFMU at GDS-1 gas distribution station and CHP-1 combined-heat-and-power station

Таблица 2. Суточный расход газа по УИРГ поставщика 1, потребителя и в пункте замера Table 2. Daily gas flow rate according to GFMUs of supplier 1, consumer, and at GFMU as a facility

Таблица 3. Данные о суточных расходах газа по показаниям УИРГ на ТЭЦ-2 и на пункте замера расхода газа (ПЗРГ) на входе ТЭЦ-2 Table 3. Daily flow rate data according to GFMU readings at CHP-2 and CHP-2 inlet GFMU

Газовая промышленность России традиционно одна из самых социально ориентированных отраслей отечественной экономики. Месторождения осваивали с учетом принципа градообразования и народонаселения северных территорий. В настоящее время газодобывающие предприятия представляют собой субъекты естественной монополии, поэтому обеспечивают в стране доступный уровень цен на газ и проводят масштабную политику газификации населения и промышленности.

Добыча природного газа в России в 2019 г. составила 758,9 млрд м3, увеличившись на 17,7 млрд м3 (2,4 %) по сравнению с прошлым годом [1]. Объем добычи так называемого свободного газа и газа газовых шапок – 643,6 млрд м3 (85 %), попутного нефтяного газа (ПНГ) – 94,1 млрд м3 (12 %). В течение года было сожжено на факелах около 21,2 млрд м3 газа (2,8 %).

Важная особенность развития газовой промышленности в настоящее время – формирование нового центра газодобычи в Западной Арктике: на севере Ямало-Ненецкого авт. окр. (ЯНАО), шельфах Карского и Баренцева морей. Разработка ресурсного потенциала территории со слабо развитой инфраструктурой и суровым климатом создает предпосылки для организации особых условий труда и жизни сотрудников газовых промыслов [2, 3]. Поэтому повышается ответственность газодобывающих компаний в отношении развития и поддержания социальной инфраструктуры.

ПАО «Газпром» имеет уникальный опыт организации добычи газа в условиях Арктики, способствующий росту численности населения на данной территории и образованию полноценных населенных пунктов (города Надым, Новый Уренгой, п. Пангоды). Сохранение этой традиции при формировании нового центра добычи природного газа в Западной Арктике обуславливает необходимость усиления корпоративной социальной ответственности в сфере обеспечения жильем и жилищно-коммунальным обслуживанием, качественным здравоохранением, досугом и в области развития человеческого потенциала [4, 5].

Вместе с тем ПАО «Газпром» сталкивается с серьезными вызовами со стороны внутреннего и мирового энергетического рынка. Повысить эффективность деятельности и конкурентоспособность продукции можно за счет оптимизации структуры издержек. Первоочередные направления, особенно в период кризиса, – геолого-разведочные, экологические и социальные сектора. В условиях нестабильной ценовой конъюнктуры и волатильности мировых энергетических рынков, а также необходимости выхода в новые регионы крайне важно соблюдать баланс коммерческих и социальных ориентиров развития компании.

ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ

Организационная структура газовой отрасли представлена более чем 250 добывающими предприятиями. Особое место в обеспечении устойчивого уровня добычи газа занимают ПАО «Газпром» и 15 дочерних подразделений. Вторая по объему добычи газа в России компания – ПАО «НОВАТЭК» с девятью структурными подразделениями. Кроме того, газ добывают еще 80 предприятий, входящих в вертикально интегрированные нефтяные компании; 144 независимые нефтегазодобывающие компании и три организации, работающие на условиях соглашений о разделе продукции (операторы соглашения о разделе продукции).

Группой «Газпром» в 2019 г. было добыто более 66 % всего природного газа в России, что составило свыше 500 млрд м3, из которых бóльшая часть (478 млрд м3) получена газодобывающими дочерними компаниями ПАО «Газпром» (табл. 1). Прирост этого показателя в 2019 г. составил 3,3 млрд м3 против рекордных 19 млрд м3 в 2018 г., что было обусловлено повышением спроса на российский газ со стороны Германии, Австрии, Чехии, Словакии, Франции и других стран, которые ориентированы на проект «Северный поток – 2». В целом объем экспорта газа в страны дальнего зарубежья увеличился в 2018 г. на 4,4 % (до 200,8 млрд м3). Главными факторами роста были повышение экономической активности и снижение объемов собственной добычи газа в Европе.

В 2019 г. объем экспорта природного газа в страны дальнего зарубежья (включая Китай) сократился на 2,9 млрд м3 по сравнению с 2018 г., что обусловлено в основном теплой зимой в Европе и небольшим снижением цен на сжиженный природный газ. При этом ПАО «Газпром» сохранило долю в поставках на европейском рынке 35,6 %.

В региональной структуре добычи газа в России основная часть приходится на Уральский федеральный окр., в первую очередь ЯНАО (свыше 80 %). Рост производства связан с Арктическим и Восточным регионами страны. Например, в декабре 2019 г. введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Сила Сибири», позволяющий организовать поставки газа в Китай с месторождений Республики Саха (Якутия) и в ближайшей перспективе – Иркутской обл. По мере перехода в стадию падения добычи газа базовых месторождений Надым-Пур-Тазовского района (главного центра газодобычи Западной Сибири) вводятся в разработку объекты на п-ове Ямал.

В 2019 г. получил развитие проект формирования Бованенковского кластера, объединяющего Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштернское месторождения, который входит в состав Ямальского центра газодобычи. В 2023 г. планируется начать промышленную добычу газа на Харасавэйском месторождении, в 2025 г. – на Крузенштернском. По завершении формирования Ямальского центра газодобычи усилится значение Северного газотранспортного коридора для газоснабжения европейской части России и организации экспортных поставок.

Бованенковское месторождение разрабатывается и обустраивается одним из крупнейших структурных подразделений ПАО «Газпром» – ООО «Газпром добыча Надым». Его основные активы – нефтегазоконденсатные месторождения Медвежье, Юбилейное и Ямсовейское. Однако в последние годы на этих объектах сокращается объем добычи ввиду выработанности основных продуктивных горизонтов (табл. 3). Поэтому для стабилизации добычи газа, а также поддержания кадрового и производственного потенциала компания начинает вводить в разработку новые месторождения в ЯНАО. В частности, ООО «Газпром добыча Надым» стало оператором разработки Харасавэйского газоконденсатного месторождения, которое в настоящее время обустраивается.

Изменение географии добычи газа в направлении Арктического региона с низкой степенью развития инфраструктуры и суровым климатом требует повышать ответственность ПАО «Газпром» за организацию комфортных условий труда, обеспечение системы социальных гарантий, льгот и компенсаций. Поэтому в рамках исследования корпоративной социальной ответственности ПАО «Газпром» и дочерних обществ, в частности ООО «Газпром добыча Надым», была разработана модель управления социальной инфраструктурой.

НЕОБХОДИМОСТЬ РАЗВИТИЯ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

В историческом аспекте особенность развития северных территорий заключается в том, что процесс градообразования протекает вслед за освоением минерально-сырьевой базы. Поэтому в большинстве случаев именно крупные нефтегазодобывающие предприятия поддерживают и осуществляют социальные программы жизнеобеспечения не только своих работников, но и населения, проживающего на данной территории. Наличие и содержание собственной социальной инфраструктуры рассматривается руководством предприятия как важнейший инструмент проводимой социальной политики. Поскольку она создает условия для сбалансированной организации всех видов деятельности работников, оказывает положительное влияние на показатели их труда и занятости, градообразующее предприятие взяло на себя ответственность за содержание большого количества объектов, важных для сотрудников, а также разрабатывает и реализует отдельные благотворительные и спонсорские программы, проекты и мероприятия.

Подобный социально-ориентированный подход крупных компаний связан также с тем, что, несмотря на социальный вектор развития ЯНАО и бюджетное финансирование, до настоящего времени в его муниципальных образованиях в недостаточной степени развита соответствующая нормативным требованиям необходимая инфраструктура [6, 7].

В советское время обеспечение работников благами, важными для комфортного труда (здравоохранение, жилье, образование, право на пенсию), было обязательным для предприятия. Управление данными объектами, включая финансирование, осуществлялось через аккумулирование денежных средств в социальных фондах организаций. В 1960–70‑х гг. гигантские месторождения проектировали практически индивидуально. В ходе обустройства Медвежьего месторождения были заложены г. Надым, п. Пангоды, на Уренгойском месторождении – г. Новый Уренгой. В наследство с советских времен нефтегазовому комплексу достались огромные расходы: жилье, детские сады, школы, спортивные комплексы, дома культуры и больницы – все было на бюджете компании. С переходом отечественной экономики на рыночный путь развития встал вопрос об источниках содержания этой инфраструктуры, полностью находившейся на балансе предприятий нефтегазового сектора. Поэтому их социальная политика подверглась радикальному пересмотру.

Учитывая особенности экономики районов севера России, значимость большинства социальных программ для населения, неготовность органов исполнительной власти принять на себя ряд функций, выполняемых до настоящего времени крупными промышленными предприятиями, нефтегазовый комплекс осторожно подходил к принятию инвестиционных решений, разработке стратегии реструктуризации социаль-ной инфраструктуры.

КЛАССИФИКАЦИЯ ОБЪЕКТОВ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

Социальная инфраструктура ООО «Газпром добыча Надым» представляет собой:

– активы, формирующие специальный пакет, необходимый для обеспечения нормальных условий жизнедеятельности сотрудников, членов их семей, что важно и для региона, в котором осуществляется деятельность того или иного предприятия;

– часть политики организации, которая предполагает систему мер социально-экономического и морально-психологического ха-рактера, благодаря чему создаются необходимые условия труда и поддерживается высокое качество жизни;

– комплекс отношений, существующих связей и интересов работников и работодателей, общественных предприятий, связанных с минимизацией влияния факторов, снижающих качество жизни (в том числе и трудовой).

Активы ООО «Газпром добыча Надым» содержат значительное количество объектов культурно-просветительского, жилищно-коммунального, спортивного назначения, а также медицинского и оздоровительного характера. Три филиала ООО «Газпром добыча Надым» – медико-санитарная часть, пансионат «Надым» и управление по эксплуатации вахтовых поселков (УЭВП) – организуют работу данных объектов в рамках возложенных на них функций и задач. Медико-санитарная часть позволяет оказывать персоналу медицинскую помощь, не предусмотренную базовой программой обязательного медицинского страхования, но необходимую для бесперебойной работы производства на удаленных промыслах (143–714 км от базовых городских и сельских поселений), проведения комплексной программы медицинской профилактики и реабилитации состояния здоровья. Деятельность пансионата «Надым» Краснодарского края (п. Кабардинка) обеспечивает организацию отдыха работников и членов их семей. Управление по эксплуатации вахтовых поселков курирует основную часть объектов социальной инфраструктуры: жилой фонд, общежития, детские сады, спортивные комплексы, дома культуры, объекты гостиничного бизнеса.

ООО «Газпром добыча Надым» имеет следующие объекты социальной инфраструктуры:

– жилой фонд (общежития, жилые квартиры);

– вахтово-жилые комплексы;

– объекты гостиничного бизнеса;

– дома культуры;

– спортивно-оздоровительные комплексы;

– детские сады.

Таким образом, в рамках реализации социальной политики ООО «Газпром добыча Надым» финансирует содержание значительного количества объектов социальной инфраструктуры для оказания услуг не только работникам предприятия, но и жителям муниципальных образований.

МОДЕЛЬ УПРАВЛЕНИЯ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРОЙ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

Модель управления социальной инфраструктурой позволяет определять стратегические альтернативы и сценарии развития газодобывающего предприятия.

Для формирования финансово-экономической модели управления социальной инфраструктурой ООО «Газпром добыча Надым» сначала был определен список первоочередных объектов, которые целесообразно оставить, разработать для них организационно-технические мероприятия по снижению затрат и увеличить доходность от оказания услуг. Затем выделена инфраструктура, которую с учетом действующих норм законодательства Российской Федерации необходимо передать в соответствующие муниципальные образования либо с учетом невостребованности в хозяйственной деятельности предприятия осуществить ее продажу или консервацию [8].

Для повышения эффективности использования объектов социальной инфраструктуры был разработан план снижения затрат на их содержание, особенно в части формирования себестоимости продукции. В процессе исследования установлено, что присутствует прямая устойчивая зависимость величины чистой прибыли от себестоимости продукции. Поэтому основные усилия направлены на сокращение издержек производства.

Мероприятия в рамках предложенной стратегии управления объектами социального значения были реализованы в двух направлениях:

– передача (возврат детских садов в муниципальную собственность и др.);

– сохранение за счет реализации мероприятий по повышению их эффективности (передача жилого фонда на обслуживание управляющим компаниям, оптимизация затрат на объекты гостиничного бизнеса и др.).

В целях повышения эффективности функционирования основных видов хозяйственной деятельности, включая определение параметров функционирования объектов социальной инфраструктуры газодобывающего предприятия, в настоящее время разработаны базовые нормативные документы [9]. Они служат методической основой и определяют стратегические направления развития в сфере экономического регулирования как базовой деятельности, так и вспомогательных бизнес-процессов, к которым относится социальная инфраструктура.

АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ДОХОДОВ И РАСХОДОВ НА СОЦИАЛЬНУЮ ИНФРАСТРУКТУРУ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

В настоящее время общая доля расходов социальной инфраструктуры в ООО «Газпром добыча Надым» составляет 0,5 % (рис. 1). Реализация мероприятий по оптимизации издержек производства с 2010 по 2019 г. позволила значительно снизить убытки, основной объем которых формируется за счет высоких расходов, обеспечивающих деятельность УЭВП. Согласно результатам анализа финансово-экономических показателей (рис. 2–4) УЭВП за период 2010–2019 гг. сумма доходов составила 1165,350 млн руб. Общие расходы по содержанию объектов социальной инфраструктуры УЭВП за 2010–2019 гг. – 11 634,415 млн руб., убытки – 10 469,065 млн руб.

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ДОХОДОВ И РАСХОДОВ НА СОЦИАЛЬНУЮ ИНФРАСТРУКТУРУ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

На основании анализа финансово-экономических показателей социальной инфраструктуры в динамике можно утверждать, что наибольший удельный вес всех расходов приходится на УЭВП (78,4 %). Суммарная доля доходов и удельный вес убытков УЭВП также самые высокие (57,3 и 81,7 % соответственно).

Снижение расходов (затрат), получение доходов от всех видов деятельности, осуществляемой ООО «Газпром добыча Надым», и, соответственно, уменьшение убытков – важнейшие результирующие показатели развития социальной инфраструктуры (рис. 5).

В период 2010–2019 гг. были проведены мероприятия для снижения затрат социальной инфраструктуры:

– передача в муниципалитет жилого фонда федеральной собственности, жилого фонда на обслуживание управляющим компаниям, «Центра медицинской профилактики» в г. Надыме в государственную собственность ЯНАО, непрофильных активов в муниципальную собственность, имущества банно-прачечного комбината в п. Пангоды;

– вывод из эксплуатации и консервация объектов гостиничного комплекса (пункт сбора вахтовых бригад и гостиница «Полярная» в г. Надыме, гостиница «Ямал» в п. Пангоды);

– возврат из аренды в муниципальную собственность детских садов;

– вывод из эксплуатации прачечной в г. Надыме.

В целом за 2010–2019 гг. снизились расходы на содержание объектов социальной инфраструктуры ООО «Газпром добыча Надым» на 1167,042 млн руб. (63,84 %).

Один из основных критериев эффективной экономической деятельности газодобывающего предприятия – достижение уровня безубыточности функционирования объектов социальной инфраструктуры за счет расширения спектра оказываемых услуг и установления максимально допустимых цен на них для сторонних организаций с учетом трансфертного ценообразования, регулируемого налоговым законодательством Российской Федерации (рис. 6). Доходы от объектов социальной инфраструктуры по сравнению с 2010 г. сокращаются. Их изменение обусловлено передачей на обслуживание управляющим организациям жилого фонда, увеличением дополнительной выручки в результате повышения цен на услуги в общежитиях г. Надыма и п. Пангоды, выводом из эксплуатации гостиниц «Полярная» и «Ямал» и доведением платы за пользование жилым помещением по договорам найма до уровня безубыточности, ростом доходов за счет расширения спектра услуг и утверждения новых прейскурантов на услуги, оказываемые спортивными комплексами и домами культуры.

В целях снижения убытков ООО «Газпром добыча Надым» разработало мероприятия для достижения уровня безубыточной деятельности объектов гостиничного типа и культурно-спортивного назначения, общежитий для временного проживания вахтового персонала, жилого фонда (рис. 7).

Из результатов анализа финансово-экономических показателей следует, что тенденция снижения убытков прямо зависит от мероприятий, направленных на оптимизацию и сокращение затрат объектов социальной инфраструктуры.

СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ СОЦИАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ»

Сохранение и развитие социальной инфраструктуры ООО «Газпром добыча Надым» считает приоритетной задачей, позволяющей выполнять обязательства крупного газодобывающего предприятия перед своими работниками.

В условиях Крайнего Севера с суровым климатом и дефицитом квалифицированных трудовых ресурсов ООО «Газпром добыча Надым» необходимо крайне осторожно проводить трансформацию социальной инфраструктуры, поскольку она представляет собой неотъемлемый элемент стабилизации отношений трудового коллектива и менеджмента, а также способствует повышению производительности труда и решению производственных задач.

Кроме того, несмотря на высокие показатели развития экономики ЯНАО, в округе не привлечено достаточное количество сервисных фирм для обслуживания объектов социальной инфраструктуры.

Социальный вектор развития ООО «Газпром добыча Надым» – важнейшая часть общей политики предприятия, задачи которой:

– создание и поддержание социальной инфраструктуры, которая представляет собой комплекс объектов, создающих благоприятные условия для реализации производственных задач и воспроизводства человеческих ресурсов (медико-санитарная часть, детские сады);

– оказание социальных услуг как сотрудникам предприятия, так и населению территории, на которой ведется добыча газа;

– нематериальное поощрение сотрудников для повышения мотивации к труду и лояльности к компании.

Ниже перечислены основные элементы стратегии развития социальной инфраструктуры ООО «Газпром добыча Надым».

Постоянный мониторинг затрат, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на их снижение, определение для каждого объекта социальной инфраструктуры пороговых значений удельных и абсолютных затрат, позволяющих содержать и эксплуатировать их с учетом безопасных условий труда и в соответствии с техническими регламентами.

Формирование перечня объектов, которые целесообразно сохранить в составе ООО «Газпром добыча Надым» и передать с баланса газодобывающего предприятия, т. е. провести реформирование системы управления. Основные задачи реформирования:

– снизить затраты на поддержание и восстановление основных фондов;

– повысить эффективность отдельных подразделений, деятельность которых не соответствует современным требованиям;

– оптимизировать численность и затраты подразделений в соответствии с изменяющимися функциями и объемами работ;

– использовать современные системы управления, новые бизнес-процессы и процедуры.

Повышение эффективности функционирования социальной инфраструктуры за счет реализации инновационного потенциала новейших технологий эксплуатации данных объектов. ООО «Газпром добыча Надым» принимает меры по оптимизации затрат в рамках соответствующей программы, в основе которой лежит энергосберегающая политика, направленная на повышение энергоэффективности социально значимых объектов.

Оценка прямых и косвенных социальных эффектов, а также степени их влияния на производственно-хозяйственные показатели ООО «Газпром добыча Надым».

Социальная инфраструктура – один из ключевых элементов стратегии развития крупного градообразующего предприятия. Она оказывает значительное влияние на качество жизни и условия труда сотрудников, а также на эффективность кадровой, производственной политики и др. За счет грамотной социальной ориентации можно избежать текучести кадров, понизить заболеваемость и травматизм, повысить привлекательность бренда работодателя и безопасность труда.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключение необходимо отметить, что ООО «Газпром добыча Надым» содержит на балансе значительное количество объектов социальной инфраструктуры и рассматривает этот факт как важную часть проводимой политики компании.

На примере ООО «Газпром добыча Надым» показано, как крупная газовая компания реализует свои конкурентные преимущества в области политики снижения затрат в социальной сфере.

На современном этапе развития ООО «Газпром добыча Надым», выступая социально ответственной компанией, проводит активную политику, ориентированную на работников, членов их семей и пенсионеров, а также участвует и поддерживает государственные и региональные программы и проекты. Развитие объектов социальной инфраструктуры для внутренних (удовлетворение потребностей собственных работников) и внешних (создание благоприятной среды и окружения для бизнеса) целей – важное условие для устойчивого развития газодобывающего предприятия.

Исследование выполнено в рамках научного проекта РФФИ № 20‑010‑00699.

Таблица 1. Организационная структура добычи газа (с учетом сжигания попутного нефтяного газа)Table 1. The organizational structure of gas production (with associated petroleum gas flaring taken into account)

Таблица 2. Добыча, поставки на внутренний рынок и экспорт природного газа и сжиженного природного газаTable 2. Production and supply to the domestic market and export of natural gas and liquefied natural gas

* Примечание. Оценка* Note. Estimates

Таблица 3. Добыча природного газа на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым»Table 3. Natural gas production at Gazprom dobycha Nadym LLC fields

Какие виды перевозок больше всего пострадали из‑за распространения COVID-19, с какими трудностями пришлось столкнуться поставщикам и потребителям? Каково влияние на перевозки в нефтегазовом секторе? Как организовать доставку грузов в сложившейся ситуации и поддержать своих клиентов? На эти и другие вопросы ответил председатель Совета директоров АО «ВНОГ», автор книги «Нефтегазовая логистика» Юрий Александрович Кичигин.

– Юрий Александрович, скажите, пожалуйста, как кризис, вызванный COVID-19, повлиял на логистику и управление цепочками поставок?

– Прежде всего хочу сказать, что этот кризис отличается от всех остальных тем, что сопровождающий его диапазон неопределенностей оказался очень широк, а география охватила почти всю планету. У нас нет аналогов среди предыдущих кризисов, когда бы настолько сильно оказалось влияние на цепочки поставок во всех отраслях экономики страны, включая топливно-энергетическую, для которой все осложнилось еще и ситуацией с ценами на нефть. Главное отличие сегодняшнего кризиса состоит в том, что при нем упал как спрос, так и предложение на многих рынках. Прежде удар в основном приходился на поставщиков, а в этот раз мы видим драматичное снижение потребления, в том числе энергоресурсов. Китай, главный производитель товаров для всего мира, закрыл свои производства из‑за распространения вируса, в результате чего мы перестали получать оборудование, материалы, запасные части в нужных объемах и нашим клиентам пришлось менять свои цепочки поставок и искать новых поставщиков.

– Что АО «ВНОГ» делает, чтобы помочь клиентам избежать сильного воздействия пандемии коронавируса на цепочки поставок?

– К сожалению, COVID-19 сильно повлиял на цепочки поставок. Мы смогли немного скорректировать наши услуги и подстроиться к новым требованиям клиентов. Но одного решения для всех не существует, к каждому клиенту нужен особый подход. Мы заметили, что происходят нарушения в сроках и изменились маршруты поставок. Кроме того, некоторые пункты сдачи грузов оказались закрыты из‑за введенного карантина, что потребовало дополнительных усилий для выполнения перевозки и доставки груза до места назначения. В результате нам пришлось активно координировать с клиентами и перевозчиками множество логистических вопросов, работая «как обычно», но в удаленном режиме.

– Какие меры предприняла компания, чтобы работа в удаленном режиме не повлияла на конечный результат? Как организовали взаимодействие с перевозчиками и клиентами?

– Наш главный офис в Санкт-Петербурге был открыт для ограниченного количества персонала, в основном для отправки и получения корреспонденции и для работы бухгалтерии по выставлению счетов. Не все клиенты перешли на электронный документооборот, поэтому нашим бухгалтерам приходилось приезжать в офис для подготовки и отправки счетов за выполненную работу. Все оперативные сотрудники и руководство компании работали в удаленном режиме при помощи уже имеющейся у «ВНОГ» информационной системы «Управление торговлей», программ для таможенного оформления, а при помощи Skype и Zoom мы проводили видеоконференции с клиентами и организовывали оперативные совещания для быстрого решения текущих вопросов.

– Какие международные перевозки больше всего пострадали из‑за коронавируса?

– Наиболее пострадавшим из‑за пандемии оказался воздушный транспорт. После введения ограничений на пассажирские перевозки в Россию стали прилетать только грузовые самолеты, а также чартерные пассажирские, которые время от времени подтверждали прием груза к перевозкам. Из-за того, что все регулярные международные пассажирские рейсы в Россию были отменены на период пандемии (а это обеспечивало доставку 60 % авиационных грузов), всем пришлось переориентировать авиаперевозки с пассажирских самолетов на грузовые чартеры. Международный автомобильный транспорт также испытал воздействие кризиса. Произошло сокращение перевозок из‑за ограничений по пропуску количества машин при переходе, например, китайской границы или требования предоставления справки об отсутствии коронавирусной инфекции у водителей при пересечении границы с Казахстаном. Причем Казахстан стал пропускать машины с грузом весом только более 5 т в период карантина. Международные грузовые перевозки из других стран также происходили с задержкой на границе, где у водителей стали проверять температуру и увеличили время на проверку документов на груз. Ситуация с морским и железнодорожным транспортом намного легче, но морские линии изменили расписание заходов в порты, увеличился дефицит контейнеров, т. к. многие из них оказались заполнены грузами, не востребованными получателями.

– Что можно сказать о внутрироссийских перевозках для нефтегазового сектора?

– Нефтегазовый сектор России в основном обеспечивается автомобильным транспортом. К сожалению, с введением карантина часть водителей отказывалась от осуществления перевозок из‑за страха заболеть коронавирусной инфекцией или пропусков в регионах. В результате спрос на автотранспорт увеличился, и это привело к росту цен на автоперевозки. Например, в Тюменской обл. доставка груза по федеральной трассе осуществлялась без проблем, но, чтобы заехать на месторождение, водитель должен был иметь при себе справку с отрицательным тестом на COVID-19. Для сдачи теста ему необходимо было посетить медицинское учреждение, в которое его направлял владелец месторождения. Такая справка делается три-четыре дня и действует два-четыре дня. Все подрядные организации обязаны были выполнять данные требования. Из-за большого количества подрядных организаций водители могли находиться в медицинском учреждении весь день. В Ханты-Мансийском АО при доставке грузов по федеральной трассе начинались проверки на первом посту ДПС, где останавливали машину и проверяли температуру у каждого водителя, а затем записывали в журнал всех въезжающих на территорию региона. Опять же при въезде на месторождение требовалась справка. То же самое происходило и в Ямало-Ненецком АО, кроме того, там ввели запрет на въезд в ряд городов и поселков. Прохождение медосмотра и сдача теста на COVID-19 оплачивались за счет водителя. Многие из‑за этого предпочитали не выходить в рейс. Сборные автомобильные перевозки сильных изменений не ощутили, но все перевозчики перешли на авансовую систему оплаты из‑за увеличения издержек и снижения грузопотока.

– Какие задержки в доставке грузов возникают и к чему отправители и получатели должны быть готовы?

– Один из важных моментов в сложившейся ситуации – постоянное информирование клиента о возможных задержках при доставке груза на склады получателя. Задержки возникают как при международных перевозках, о причинах которых я уже рассказал ранее, так и при внутрироссийских. В частности, при международных автомобильных перевозках из Европы задержки на границе длятся до двух-четырех дней, из‑за малой пропускной способности на границе с Китаем они могут составить от недели и больше. Самая неприятная ситуация происходит при воздушных перевозках, когда авиаперевозчики могут снять груз без объяснения причин и даже не перебуковать его на следующий рейс. Наиболее сложное положение – при авиаперевозках из Китая и США: задержки могут составить до двух недель. В результате этого стабильность на рынке отсутствует и цены на авиаперевозки поднялись в 2–3 раза. При внутрироссийских автомобильных перевозках задержки могут возникнуть по причине введения ограничений в регионах и на самих месторождениях.

– Что ваша компания делает, чтобы помочь клиенту в сложившейся ситуации?

– Прежде всего, очень важно, особенно в кризис, делиться с клиентом достоверной информацией по телефону, имейлу и при необходимости организовывать видеоконференции. Партнер должен понимать, с какими вызовами и трудностями он может столкнуться при отгрузке товара из определенного региона или другой страны. Мы всегда на связи и готовы помочь при возникновении любой ситуации в ходе доставки товара. Очень трудно предугадать все возможные сценарии развития событий. Но мы готовы проявить характер и, руководствуясь нашими основными принципами работы, такими как безопасность, комплаенс, качество и прозрачность операций, отнестись с уважением и пониманием к проблемам клиента. Надежные, доверительные партнерские отношения помогут нам вместе выйти из этого кризиса.

Сегодня случаи заболевания COVID-19 зафиксированы во всех регионах России. Противодействие пандемии объединяет усилия государства, бизнеса, общественности и медицинского сообщества. Бизнес при этом действует по двум направлениям – поддерживает проекты здравоохранения и, главное, обеспечивает безопасность своих сотрудников и объектов, учитывая специфику производства и региона присутствия.

Об особенностях организации работы шельфового проекта «Сахалин-2» в сложной эпидемиологической обстановке рассказывает главный исполнительный директор «Сахалин Энерджи» Роман Юрьевич Дашков.

– Роман Юрьевич, чем можно объяснить тот факт, что на Сахалине один из самых низких уровней заболеваемости коронавирусом в России? Это при том, что нефтегазовые проекты привлекают сотни вахтовиков.

– Свою роль сыграли географическая удаленность Сахалин-ской обл. от европейской части страны и условия островного региона – здесь проще контролировать пассажиропотоки. Правительство области достаточно оперативно стало вводить профилактические и предупредительные меры в условиях быстрого распространения инфекции. Качественное взаимодействие и коммуникация с властями позволили нам своевременно принять оперативные решения: остановить перевахтовку персонала с продлением текущей вахты до 3 мес. То есть мы взяли тайм-аут, чтобы оценить ситуацию и выработать комплексные мероприятия. На тот момент общая тенденция с распространением коронавируса была неочевидной. Плюс в «Сахалин Энерджи» существуют противоэпидемические мероприятия на период сезонного гриппа и ОРВИ. Пандемия COVID-19 была объявлена в этом году, но в целом методы борьбы с этим заболеванием такие же, как при любой вирусной инфекции. С коронавирусом мы во многом работали на опережение и, анализируя ситуацию и поступающие от государственных органов рекомендации, часто понимали: «Уже сделано».

– Потребовала ли изменений система управления?

– Для обеспечения эффективного функционирования компании в режиме повышенной готовности к чрезвычайным ситуациям в «Сахалин Энерджи» создан и действует в круглосуточном режиме Главный координационный комитет (ГКК) под председательством главного исполнительного директора. Он включает три штаба, которые должны обеспечить непрерывную работу компании в текущих условиях. Первый штаб разрабатывает и внедряет меры по предотвращению распространения коронавируса на объектах. В него входят специалисты сектора охраны здоровья и гигиены труда, кадрового директората, управления эксплуатации и развития инфраструктуры, многих других подразделений. Второй штаб – по обеспечению надежного производства, отгрузке продукции и реализации проектной деятельности – возглавляет директор по производству. Кроме его непосредственных подчиненных в состав этого штаба вошли представители коммерческого, технического и финансового директоратов. Мы хорошо понимаем, что даже в сложной эпидемиологической ситуации и условиях низкого рынка мы обязаны обеспечить безопасное производство, надежные поставки углеводородов и продолжать строительство дожимной компрессорной станции (ДКС) согласно утвержденному акционерами графику. Штаб оценивает кумулятивное влияние негативных факторов на текущий бизнес и разрабатывает план мероприятий по их минимизации. Третий штаб под руководством финансового директора обеспечивает устойчивый денежный поток, а также контроль санкционного режима.

– На «Сахалине-2» работают специалисты со всего мира и из многих регионов России. Каким образом сейчас организована смена вахтового персонала?

– Сахалин-2» действительно международный проект. Но доля российского персонала на нем составляет около 95 %, причем более 55 % из них – сахалинцы. У вахтовиков этот процент еще выше. Безусловно, при планировании перевахтовок мы учитывали многие факторы.

В соответствии с указом губернатора Сахалинской обл. все пассажиры, прибывающие на территорию региона, должны в течение 14 дней находиться на самоизоляции. У правительства области имеются обсерваторы. При этом мы понимаем: даже двухнедельный изоляционный режим не гарантирует защиты наших объектов от COVID-19, поэтому компания сразу приняла решение взять на себя организацию пунктов временного пребывания (ПВП) для персонала проекта «Сахалин-2», тем самым частично снижая нагрузку на региональные власти.

Что конкретно мы сделали для организации смены вахтового персонала? Определили «стерильный» статус ряда производственных объектов. По результатам анализа графиков работы и отдыха согласовали оптимальный срок вахты – до 70 дней. Провели оценку необходимости в специалистах по направлениям с учетом производственно-технических планов. Сформировали «горячий резерв» из персонала структурных подразделений компании в Южно-Сахалинске. Определили ключевые позиции по дисциплинам и нашли возможность заместить их сахалинцами и подрядчиками. Обеспечили дистанционную техническую и экспертную поддержку по наиболее сложным работам. И, конечно, организовали тестирование на COVID-19 в день приезда, на 11‑й день пребывания в ПВП и на 10‑й день работы на объекте.

Наши производственные объекты значительно удалены друг от друга. Морские платформы и объединенный береговой технологический комплекс с площадкой строительства ДКС расположены на севере Сахалина, в Ноглик-ском р-не. Производственный комплекс «Пригородное», включающий завод по производству СПГ, – на юге острова. Компания разработала соответствующую схему, распределяющую потоки вахтового персонала через аэропорт Ноглики (из Хабаровска) и аэропорт Южно-Сахалинск. Там же организованы ПВП. При определении места прохождения двухнедельной самоизоляции учитывается регион, из которого прибыл сотрудник, а также месторасположение объекта, на котором ему придется работать.

– Сложно быть в изоляции в течение многих дней. Что можно сделать, чтобы облегчить режим?

– Начну с того, что готовых решений и площадок для профилактики и борьбы с коронавирусной инфекцией в Сахалинской обл. не было. В первую очередь нужно было обеспечить возможность соблюдения режима. Мы провели оценку текущего состояния возможных мест для ПВП, разграничили ответственность между компанией и подрядчиками и проработали с ними вопросы оптимального оснащения ПВП, в том числе интернет-связью и телевидением.

Что касается облегчения режима, компания предлагает использовать его с максимальной пользой. Если мы ограниченны в возможностях организации свободного времени и занятиях активными видами спорта, то нужно нагружать интеллект – «тренировать голову». В ПВП для сотрудников организована возможность удаленного обучения, аттестации и проверки знаний. А также руководители объектов подготовили для изучения производственные планы, чтобы можно было настроиться на предстоящую вахту.

– Как реализуется медицинская поддержка на производственных объектах?

– Нагрузка на наших врачей, естественно, возросла. При этом следует разделять медиков, работающих на ПВП, и врачей производственных объектов. Для первых основная задача – обеспечить своевременное тестирование и ежедневные осмотры сотрудников, находящихся на самоизоляции. Для вторых, помимо обычных обязанностей, добавились постоянный мониторинг состояния персонала, ежедневная термометрия и, разумеется, обязательный тест на COVID-19 на 10‑й день пребывания на объекте.

– Некоторые компании удлиняют периоды работы, чтобы сократить количество перевахтовок.

– Ситуация потребовала корректировки планов. Некоторые сотрудники, работавшие до пандемии по графику 5 / 2, перешли на 28‑дневную вахту. Для многих продолжительность вахты увеличилась до 70 дней с 42‑дневной перевахтовкой. Считаю, это адекватный подход для минимизации риска распространения инфекции, предотвращения усталости персонала и сохранения семейных отношений.

– Как долго компания предполагает работать в таком режиме?

– Столько, сколько нужно. Развитие нефтегазовой отрасли основано на постоянном поиске и совершенствовании, которые на всем пути сопровождаются рисками и неопределенностями. COVID-19 заставил найти нестандартные решения, которые позволили более рационально организовать текущее безопасное производство. Некоторые из решений, возможно, мы сохраним в дальнейшем.

– Есть ощущение, что все под контролем?

– Определенные тревога и озабоченность должны оставаться постоянно, даже если существует твердая уверенность, что сделано все возможное. Объясняется это тем, что на всех этапах реализации задачи всегда есть «серые зоны», на которые мы запланированно не имеем решения. К таким ситуациям надо быть готовыми: иметь необходимые ресурсы и психологическую устойчивость. Наш комплексный ответ на COVID-угрозу – командная работа внутри компании (ГКК, штабы, руководители подразделений и объектов), а также эффективное оперативное взаимодействие с региональными госорганами (включая управление Роспотребнадзора по Сахалин-ской обл.), конечно, при поддержке федеральной власти и акционеров.

Программе защиты от COVID-19, разработанной ПАО «Газпром», уже второй месяц. Она включает в себя проекты по тестированию сотрудников, обеспечению «чистой вахты», а также помощь медикам. В компании отмечают, что первый этап этой программы подходит к концу. Теперь важно поддержать достигнутый уровень противовирусных мероприятий и продолжить оказание адресной помощи наиболее нуждающимся региональным медицинским учреждениям.

Одним из важнейших проектов программы «Антивирус» стало создание буферных терминалов для тестирования работающих вахтовым методом сотрудников, которые направляются на месторождения. К работе допускаются те, у кого тест на коронавирус показал отрицательный результат. Для минимизации контактов по пути следования доставка к месту работы осуществляется на специально обработанном транспорте. На сегодняшний день такие терминалы созданы на всех месторождениях ПАО «Газпром нефть» в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском АО, Тюменской, Оренбургской, Томской и Омской областях.

Продление до 90 дней действующих вахтовых смен, массовое тестирование и завоз на месторождения сотрудников с отрицательными результатами теста на коронавирус позволят системно решить вопрос безопасности персонала и сохранения его здоровья.

Тем временем Московский нефтеперерабатывающий завод «Газпром нефти» провел превентивное тестирование на COVID-19 всех сотрудников предприятия и подрядных организаций. Исследования выполнены в сертифицированных Роспотребнадзором лабораториях. Регулярное тестирование позволяет выявить носителей вируса на ранней стадии без внешних симптомов и в случае необходимости определить контактные группы для изоляции до подтверждения диагноза.

«Всего же за апрель «Газпром нефть» организовала на своих предприятиях в России 100 тыс. тестов на COVID-19. В мае мы переходим ко второму этапу – выборочному тестированию, которое позволяет создавать так называемые «чистые вахты» на производственных объектах из сотрудников с отрицательными результатами тестирования», – рассказал член правления ПАО «Газпром нефть» А.М. Дыбаль.

В рамках проекта «Газпром нефть – медикам» компания предоставила региональным больницам аппараты искусственной вентиляции легких (ИВЛ). Медицинское оборудование поступило в больницы Омска, Нового Уренгоя и Санкт-Петербурга. Закупка аппаратов ИВЛ швейцарского производства в условиях дефицита такого оборудования на глобальном рынке стала возможной благодаря международным связям компании. Аппараты были доставлены в учреждения, работающие с больными COVID-19.

«Наша главная задача – подготовить для предприятия сотрудников, обладающих необходимыми компетенциями и высокой квалификацией, – говорит начальник Учебно-производственного центра (УПЦ) В.И. Лёвкин. – Методисты и преподаватели постоянно совершенствуют систему подготовки квалифицированных специалистов для газовой отрасли и добиваются высоких результатов в своей работе. Если в далеком 1995 г. преподаватели вели ускоренную профессиональную подготовку газовиков по трем производственным направлениям: электрооборудованию, газоэлектросварке и электрохимзащите, то сегодня мы реализуем 190 программ обучения, 23 из которых – по основным профессиям газотранспортного предприятия».

Сегодня в УПЦ функционирует 15 специализированных учебных классов, восемь лабораторий и мастерских, укомплектованных натуральными макетами узлов и агрегатов газотранспортной системы, современными электронными стендами и другим необходимым оборудованием для осуществления образовательного процесса.

«В педагогической деятельности мы взяли за основу практико-ориентированные методы обучения, – рассказывает методист УПЦ Т.С. Пудочкина. – Именно выполнение практических заданий и упражнений на реальных устройствах помогает газовикам лучше усваивать новый материал, позволяет наглядно исследовать различные технологические явления и процессы, а также приобретать необходимые навыки работы с конкретными техническими устройствами».

Учебный полигон и его высокотехнологичное оснащение – предмет особой гордости преподавателей УПЦ. Современные программные средства обучения и действующие макеты оборудования компрессорных, газораспределительных станций, а также линейной части газопроводов позволяют газовикам изучить процесс транспортировки природного газа на системном уровне, закрепить практические навыки и отработать взаимодействие со специалистами смежных служб.

В 2015 г. решением Учебно-методического совета по профессиональному обучению персонала ПАО «Газпром» учебный полигон Общества «Газпром трансгаз Нижний Новгород» признан лучшим учебным тренажером системы фирменного непрерывного профессионального обучения газовой корпорации.

По словам генерального директора ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» В.М. Югая, «устойчивое функционирование газотранспортной системы невозможно без грамотных сотрудников, и поэтому постоянное повышение квалификации газовиков – в центре внимания. Активная работа по внедрению инновационных методик и технологий обучения, а также расширению списка образовательных программ, которая непрерывно ведется преподавателями УПЦ, дает уверенность, что филиал продолжит свое развитие, поддерживая репутацию надежной образовательной организации системы непрерывного фирменного профессионального обучения ПАО «Газпром» и внося бесценный вклад в эффективную работу Общества».

МЕТОДЫ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

В настоящее время диагностирование технического состояния оборудования имеет большое практическое значение, поскольку позволяет определять и прогнозировать неисправное состояние механизмов, продолжительность их безопасной эксплуатации, а также продлевать ее сроки. Для контроля состояния энергетического оборудования применяют энергетические, акустические, тепловые, стробоскопические, параметрические, рентгеноскопические, ультразвуковые, магнитные, вибрационно-акустические, шумовые и другие методы.

Диагностика – это оценка неизвестных параметров состояния механизма Xi по результатам измерения величины сигнала Wi в контрольной точке. Конкретный вид функциональной зависимости Xi = F(Wi) выявляется заранее [4]. Для этого должны быть известны:

– критерии эффективности работы механизма;

– скорость изменения его состояния;

– параметры диагностического сигнала;

– зависимость параметров сигнала от неизвестного состояния механизма.

В результате диагностики состояние механизма будет определено, если определена каждая величина Xi.

Из всех перечисленных способов шумовая диагностика имеет существенные преимущества:

– простая и недорогая аппаратура (многоканальные шумомеры, портативные анализаторы шума с электровычислительной машиной, узконаправленные микрофоны, стетоскопы), способная оцифровывать практически все виды технических шумов;

– сбор данных о техническом объекте в режиме реального времени;

– выполнение контроля без вмешательства в функционирование технических объектов;

– большой комплекс диагностической информации практически обо всех подвижных элементах технического объекта;

– высокая разрешающая способность метода;

– возможность документирования с последующим тиражированием без потери качества информации для дальнейшей расшифровки.

Эти преимущества обуславливают актуальность реализации метода шумовой диагностики в газовой промышленности.

ИСТОРИЯ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ШУМОВОЙ ДИАГНОСТИКИ

Контроль за безопасной эксплуатацией оборудования методом шумовой диагностики появился одновременно с созданием первых подвижных механизмов. Это был самый доступный и распространенный способ диагностики, который позволял своевременно принять меры для предотвращения развития аварийных ситуаций и во многих случаях не требовал особой подготовки специалистов.

С появлением более сложного оборудования механик должен был прослушивать шум уже от нескольких отдельных источников одновременно, что, как правило, не представлялось возможным из‑за сложности анализа сигнала по отдельным элементам и необходимости выявлять неисправности по изменению характерного спектра шума. Поэтому диагностику мог производить только специалист с многолетним опытом ремонта и прослушивания большого количества аналогичных механизмов. Его способность определять неисправности по шуму была критерием профессионального мастерства.

Фактор субъективности и необходимость высокой квалификации специалистов стали причиной того, что для сложных машин определение неисправностей по шуму заменили другие методы выборочного контроля и диагностики отдельных параметров механизмов (давление в гидросистеме, температура, скорость, вибрации, магнитные свойства и др.). Промышленная революция, массовое производство изделий и общемировая тенденция снижения требований к квалификации обслуживающего персонала вытеснили шумовую диагностику в область ремонта машин и оборудования, где превалирует индивидуальный подход к объекту и профессионализму работников. Например, в автосервисе специалист-ремонтник зачастую безошибочно ставит предварительный «диагноз» по звуку работающего двигателя. Причиной обращения в автосервис часто становятся новые звуки, обнаруженные владельцем автомобиля при работе двигателя.

Ухо человека – несовершенный прибор, поэтому определить ряд особенностей акустических сигналов, связанных с его генерацией, распространением внутри и по поверхности механизма, а также с многократными отражениями и поглощениями в конструкции, не представляется возможным. Специалист при прослушивании воспринимает совокупность прямых волн от многих элементарных источников и многократно отраженных волн. Задача шумовой диагностики стала заключаться не только в определении изменения характерного спектра шума элементарной функциональной составляющей механизма, но и в пеленгации расположения шумового источника. Погрешности шумо-вого восприятия при диагностировании сложного механизма уже не позволяли однозначно коррелировать изменение спектра шума и состояние отдельных элементов. В отличие от параметров большинства современных систем контроля, которые четко привязаны к источникам возможных неполадок, шумы несут большой массив информации от множества источников, а выделение и анализ отдельных характеристик представляет собой творческий процесс с высокой степенью субъективности. В этой связи применение метода стало ограниченным.

Основы шумовой диагностики описаны в литературе [4–6]. В большой монографии [4] подробно изложены теория и способы технической диагностики, основанные на анализе излучаемого акустического сигнала работающего механизма. Эти методы и приборы, построенные на их основе, можно использовать для организации контроля качества выпускаемых изделий, определения необходимости обслуживания и ремонта оборудования в период эксплуатации, характеристик технологического процесса. В монографии также уделено внимание анализу погрешностей, которые возникают при акустической диагностике.

Подробная классификация методов акустической диагностики предложена в [5]. Методы акустического контроля авторы делят на две большие группы: активные (основанные на излучении и приеме акустических колебаний и волн) и пассивные (использующие только прием колебаний и волн). Источник акустических колебаний в пассивных методах – сам контролируемый объект. К ним относят:

– метод акустической эмиссии (детектирование акустических волн, возникающих при образовании трещин);

– вибрационно-диагностический метод (основан на изменении параметров вибрации какой‑либо детали или узла с помощью приемников контактного типа);

– шумовая диагностика (анализ спектров шума работающего механизма на слух или с помощью специальных приборов).

По критерию достоверности неоспоримое преимущество имеют пассивные методы, поскольку при активных ошибка результата складывается из погрешностей как излучаемого, так и принимаемого сигнала.

Шумовой метод представляет наибольший практический интерес ввиду перечисленных в предыдущем разделе преимуществ. Достигнутый уровень развития акустических датчиков и цифровых систем обработки сигналов позволяет вывести шумовую диагностику на самый современный уровень, исключив субъективные факторы и обеспечив непрерывный контроль за рабочими параметрами.

В [6] описана методика применения шумовой диагностики для анализа механического шума оборудования. Рассмотрена природа возникновения механического шума, выделены его типовые спектры. Приведены сведения о применении технических и более совершенных электронных стетоскопов, которые должны иметь контакт с поверхностью изделия. Наибольший практический интерес в этой работе представляет оценка достоинств метода шумовой диагностики. Показано, что с его помощью можно получить качественную информацию о техническом состоянии механизма, а ошибки при обнаружении дефекта практически отсутствуют, если акустик имеет необходимую квалификацию. Решение задачи распознавания шумов и видов повреждений основано на знании характерных типовых спектров шумов элементов механизма. В [6] приведены характеристики шума подшипников и зубчатых передач при нормальной работе и различных неисправностях, т. е. описано практическое применение метода.

Основная проблема шумовой диагностики – сложность автоматической обработки акустической информации. Хотя человеческий мозг эффективно справляется с этой задачей, машинные алгоритмы сложны и несовершенны. В связи с этим диагностика развивается в направлении применения относительно простых, легко автоматизируемых методов обработки однозначно трактуемых данных, получаемых от датчиков температуры, вибрации, скорости, давления и др. По тем же причинам была затруднена обработка шумовой информации в диапазонах неслышимых частот (инфра- и ультразвуков).

В настоящее время, с развитием искусственного интеллекта и алгоритмов нечеткой логики, возможности полной автоматизации обработки шумовой информации в широком диапазоне частот существенно возросли. Специализированные организации конструируют приборы для шумовой диагностики энергетического оборудования. В частности, в [7] приведены сведения об установке для проверки исправности работы центробежных насосов для перекачивания топлива. Однако данные о достоверности полученных результатов в этой статье отсутствуют, поэтому успешность ее внедрения вызывает сомнения.

ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ПАССИВНОЙ ШУМОВОЙ ДИАГНОСТИКИ

Пассивная шумовая диагностика – процесс определения неизвестных параметров состояния механизма Xi по результатам измерения шумовых сигналов в виде спектра уровней звукового давления Si в контрольной точке:

Xi = F(Si). (1)

Оценка спектров шумовых сигналов относится к области акустоэлектроники [8–11] и к пассивным акустическим методам. Аппаратура пассивной шумовой диагностики состоит из системы широкополосных приемников и связанных с ними анализаторов спектра (рис. 1).

Для проведения стендовых исследований состояния механизма наиболее перспективна организация широкополосного приемника в виде фазированной антенной решетки из ненаправленных микрофонов. Функциональная схема двухканального пеленгатора такого типа и теоретические основы методов обработки сигнала подробно описаны в [9]. Источник звуковых колебаний будем называть целью, напряжения и токи, сформированные в микрофонах приемника энергии акустического диапазона, испущенной целью, – сигналом. Остальные колебания на входе усилителей (тепловые колебания приемного тракта, колебания от различных других источников) будем рассматривать как помехи.

В настоящее время достаточно успешно развита теория построения адаптивных методов измерения параметров сигналов такого класса. Задача заключается в следующем. Рассмотрим широкополосный приемник, состоящий из М независимых приемных элементов (каналов). На выходах этих элементов в результате наложения сигналов цели, собственных шумов и внешних помех образуется векторный случайный процесс с комплексной огибающей (t), стационарный на интервале наблюдения. Фронт падающих волн на апертуру антенны будем считать плоским (это допущение справедливо при достаточно большом расстоянии от источника до приемника звука – значительно превышающем длину волны), собственные шумы каналов приема – некоррелированными между собой центрированными гауссовскими процессами с одинаковой для всех каналов спектральной плотностью мощности [9–12].

Для описания помехи на входе приемных каналов примем нормальный закон распределения случайного процесса, что позволяет пространственно-временную обработку разделить на пространственную и временную. Будем полагать, что полосы пропускания приемных каналов связаны с частотой колебаний соотношением П << f0. Такое условие дает возможность оперировать комплексными огибающими входных процессов.

С учетом введенных допущений комплексная амплитуда колебания на выходе системы представляется в виде вектора – столбца размера М:

(t) = (t)(t,) +

+ П(t,h,) + 0(t).       (2)

Известно, что в этом случае при использовании статистики в виде абсолютного значения весового интеграла Z() или |Z()|2 появляется систематическая ошибка измерения параметра :

|Z()| = | T *(t,)dt|. (3)

В свою очередь, вектор *(t,) определяется интегрально-матричным уравнением:

П(t,s)(s, )dt = (s,). (4)

Матрицу-функцию П(t,s) можно оценить непрерывно или дискретно по поляризационно-пространственным или время-частотным выборкам комплексных амплитуд помеховых колебаний:

П(t,s) = 0,5 П(t)(t). (5)

Для исключения систематичес-кой ошибки измерения следует искать оценку измеряемого параметра по уравнению [8, 11]:

,               (6)

() = 0,5 T(t,) *(t,)dt.         (7)

Задачу адаптивного многоканального измерения параметров сведем к поиску операций, которые необходимо проделать над принимаемой реализацией (t), для того чтобы минимизировать флуктуационную ошибку несмещенной оценки параметра , предполагаемого постоянным в течение интервала измерения.

Особенности работы анализатора спектра в этом случае будут следующими.

Поскольку частотная и временная структуры помехового и полезного сигналов идентичны, при синтезе алгоритмов обработки шумовых сигналов их математические модели имеют такой же вид, как и модели помех. Получить какую‑либо априорную информацию о сигнале не представляется возможным, в дальнейшем будем считать, что направление прихода полезного сигнала совпадает с направлением локации.

Полезный шумовой сигнал, воздействующий, например, по главному лепестку адаптивного устройства обработки, может оказаться значительно более интенсивным, чем помеховые, воздействующие по боковым лепесткам. При этом вместо пространственной корреляционной матрицы П может оцениваться соответствующая матрица помехи и сигнала СП, а вместо весового вектора пространственной обработки П(ПР) = (ПР) – весовой вектор СП (ПР) = (ПР).

Таким образом, обработке подлежит гауссовский шумовой сигнал, принимаемый с выбранного для локации направления на фоне гауссовских помех, источники которых воздействуют с других направлений [8, 11].

Особенность адаптивной обработки при пеленгации – получение оценки матрицы помех и сигнала СП, а не матрицы помех П.

В настоящее время разработан ряд методов, обеспечивающих решение задачи пеленгации с использованием СП(). Алгоритмы пространственного анализа базируются в основном на методах, предложенных ранее для спектрального анализа. Подавляющее большинство этих методов рассчитано на частично заданную структуру обработки (рис. 2) в виде сочетания пространственной (весовое суммирование) и время-частотной обработки (квадратичное детектирование и последетекторное накопление). При этом весовой вектор пространственной обработки находится через вектор СП():

П() = c()СП().          (8)

Коэффициент передачи полезного сигнала по мощности этой схемы равен:

kc = |c()|2()ССП() =

= |c()|2().              (9)

Основное отличие методов состоит в выборе вида корректирующих функций. Его осуществляют различными способами, например исходя из правильного воспроизведения уровней полезного сигнала, выравниванием выходной мощности помех независимо от направления сканирования и др.

Отношение сигнал / помеха и коэффициент использования энергии при этом не зависят от вида корректирующего множителя c(), а определяются только весовым вектором RП(). Поэтому при правильном выборе порога качественные показатели обнаружения всех методов группы одинаковы.

Если определить функцию c() из условия kc() = 1, тогда c() = 1/(). Выходная величина S() определяется соотношением:

S() = ( *T() ())-1      (10)

и при известной матрице СП представляет собой максимально правдоподобную оценку спектральной плотности мощности или интенсивности полезного сигнала. Основанный на анализе такого выходного эффекта алгоритм предложен в работах [8, 11] и часто называется методом максимального правдоподобия. Это название следует относить именно к оценке интенсивности источников, а не частот спектра. Изменяя условия нормировки, можно перейти к другим методам этой группы: методу теплового шума, Борджотти – Лагунаса, максимальной энтропии. Основное достоинство рассматриваемого способа – малая ошибка оценки интенсивности, хотя по остальным параметрам он может уступать другим.

Многие технологические процессы в нефтегазовой отрасли не допускают непосредственного контакта приемника звука с поверхностью исследуемого изделия (например, вращающейся лопатки лопаточной машины). Способы дистанционной шумовой диагностики до настоящего времени в литературе не описаны, но они представляют большой практический интерес.

Из-за отсутствия методов автоматической обработки характеристик шума и обусловленного этим влияния субъективного фактора на результаты анализа данных шумовая диагностика проиграла в конкуренции с другими диагностическими техниками (рентгеноскопия, ультразвуковая и магнитная дефектоскопия, вибрационно-акустическая и тепловая диагностика), ее перестали применять для контроля исправности механизмов. Однако в связи с появлением импортных акустических измерительных приборов, систем цифровой обработки больших массивов данных в режиме реального времени, которые применяют в оборонной, авиационной, судостроительной промышленности, акустический метод снова можно рассматривать как перспективный для диагностики сложных и дорогостоящих изделий.

Ввиду недостаточной разработанности методики шумовой диагностики в периодической отраслевой печати практически отсутствует информация о ее применении в нефтегазовой промышленности. Из акустических методов относительно широко используются только те, с помощью которых измеряются достаточно просто выделяемые из общего шума сигналы (акустическая эмиссия, вибрационная диагностика). При этом потенциальные объекты контроля шумовой диагностикой очевидны и соответствуют общим тенденциям развития отрасли.

Например, при строительстве нефтегазовых предприятий необходимо обеспечить объективный контроль и документирование технологических процессов в режиме реального времени. Очевидно, что, начиная от земляных работ и заканчивая сварочными процессами, излучаемые шумовые спектры позволят точно отследить стабильность выполнения технологических операций и наличие / отсутствие нарушений. Каждый вид нарушений приводит к появлению характерных особенностей в спектре, которые с помощью несложных приборов можно зарегистрировать.

Во многих случаях (в частности, при бестраншейной прокладке трубопроводов) шумы, возникающие при протаскивании дюкера, характеризуют грунт, в котором ведется прокладка, и могут предупредить о начале опасного развития событий.

При пуско-наладочных работах и на начальном этапе эксплуатации объектов характерные шумы возникают при наличии просадок или морозного пучения трубопроводов, свай и фундаментов, возникновении эффектов типа Джоуля – Томсона, Гартмана – Шпренгера и др. Исследование спектров этих шумов позволит локализовать области повышенной опасности и предотвратить аварии.

В процессе эксплуатации шумы сопровождают работу практически всех агрегатов и трубопроводов. Часто они находятся в области инфра- и ультразвука, что не представляет проблем для современной акустической техники.

ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДА ШУМОВОЙ ДИАГНОСТИКИ

В нефтегазовой отрасли применяется большое количество оборудования, каждый его тип имеет специфические особенности, которые необходимо учитывать при адаптации метода шумовой диагностики, что требует большого объема экспериментальных данных. Используются буровые станки, газоперекачивающие агрегаты с авиационным, судовым, электрическим приводом, газомотокомпрессоры, вспомогательное оборудование компрессорных станций, подземные и надземные трубопроводы, установки сжижения природного газа, переработки природного газа и др. Каждый тип оборудования имеет множество отдельных источников шума различной физической природы (механический, аэродинамический, гидродинамический, шумы дугового разряда, термоакустических колебаний, от электромагнитных воздействий).

Особенность эксплуатации оборудования в нефтегазовой отрасли – работа при большом давлении природного газа и высокая звуковая мощность. Это открывает возможность применения метода шумовой диагностики без непосредственного контакта с поверхностью (дистанционно) или при ограниченном по площади контакте.

Однако каждый технический объект имеет свои характеристики шумов при нормальной работе и нарушениях. Универсальные алгоритмы идентификации шумов, генерируемых неисправными механизмами, отсутствуют [7]. В связи с этим внедрение метода пассивной шумовой диагностики механизмов невозможно без адаптации известных алгоритмов цифрового спектрального анализа [8].

Методология применения метода шумовой диагностики основывается на связи изменения спектров шума элементарных источников, составляющих шумовое поле оборудования, и появления дефектов и неисправностей на элементе этого оборудования. Базой для создания метода должны стать:

– разделение источников шума оборудования на составляющие элементы;

– паспортизация типовых характеристик элементарных источников шума;

– выявление корреляционных зависимостей дефектов оборудования и изменений в спектре его шума.

Для составления каталога типовых характеристик элементарных источников необходимо изучить физическую природу шума от каждого конструкционного узла, уточнить и актуализировать известные теории распространения шума от элементарных источников. В этих целях используемыми в акустике известными методами разделения и исключения отдельных источников шума на основании достаточно большого количества обобщенных и усредненных результатов измерений нужно классифицировать полученные данные с учетом известных механизмов генерации и распространения шума.

Для интерпретации данных шумовой диагностики в условиях эксплуатации оборудования необходимо иметь каталог его шумовых характеристик, а также характеристик элементарных источников шума (узлов). Кроме того, должен быть установлен вид корреляционных зависимостей между дефектами механизмов и шумовыми характеристиками оборудования. В этих целях специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проектируют стенд на базе двух реверберационных камер. Паспортизация шумовых характеристик типового оборудования и элементарных источников шума будет проведена как на стенде, так и в натурных условиях. Необходимые для построения корреляционных функций данные определят на стенде.

В ходе проведения стендовых и натурных испытаний необходимо установить связь между отклонением в спектре шума источников и природой, характером, размерами обуславливающего это отклонение дефекта.

ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ШУМОВОЙ ДИАГНОСТИКИ

Строительство и начальный этап эксплуатации

При выполнении сварочных работ возникает широкий спектр шумов, характеризующих режим сварки и процесс кристаллизации металла. Нарушение режима сварки может легко фиксироваться следящей шумометрической аппаратурой по изменению спектра.

В процессе бестраншейной прокладки трубопроводов столкновения с локальными препятствиями сопровождаются шумами, распространяющимися по всему дюкеру и тяговым устройствам, что позволяет зафиксировать местоположение препятствия.

При укладке и засыпке трубопроводов параметры шумов могут характеризовать недопустимые удары по поверхности.

На начальной стадии эксплуатации трубопровода потеря несущей способности подземных конструкций, просадки трубопроводов и площадных объектов создают характерные шумы.

Эксплуатация

На поверхности лопатки компрессора газоперекачивающего агрегата из‑за проникновения частиц пыли через воздушные фильтры может появиться эрозия, превентивное выявление которой необходимо для своевременного ремонта. При обтекании лопатки потоком различаются два источника широкополосного шума:

– связанный с начальной турбулентностью приходящего потока;

– обусловленный вихреобразованием, присущим самому пограничному слою на лопатках даже при условии ламинарного набегающего потока.

Экспериментально установлено [8], что основную роль в шумообразовании играет вихреобразование пограничного слоя. При возникновении дефекта на лопатке в пограничном слое происходит отрыв пары вихрей с частотой, отличной от характерной, и, как правило, увеличивается интенсивность шума, изменяется его спектр.

Шум в подшипниках создается трением, соударением и вибрацией деталей. В исправном состоянии он имеет широкополосный характер с максимумом излучения на частотах в диапазоне 2–5 кГц. При появлении проблем с сепаратором или дефекта в шариках в спектре возникает дискретная составляющая на частоте вращения и ее гармониках.

Ослабление затяжки стыков на вибрирующих механизмах сопровождается резкими шумами, характеризующимися дискретными составляющими.

Эти примеры демонстрируют широкие возможности и практическую значимость шумовой диагностики при строительстве, ремонте и эксплуатации технологических объектов нефтегазовой отрасли.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Мозг человека недостаточно эффективно обрабатывает шумовую информацию, а машинные алгоритмы автоматизации этого процесса ранее были весьма сложны и несовершенны. По тем же причинам была затруднена обработка шумовой информации в диапазонах неслышимых частот (инфра- и ультразвуков). Метод шумовой диагностики – старейший из всех известных методов диагностики, но в настоящее время с его помощью можно получать достоверную информацию о неисправностях элемента оборудования только при наличии квалифицированных специалистов, имеющих многолетний опыт работы. Создание теории генерации и распространения шума элементарных источников технологического оборудования, а также развитие акустических датчиков и цифровых систем обработки сигналов позволяют вывести этот метод на современный уровень, исключив влияние субъективных факторов на результаты и обеспечив непрерывный контроль за рабочими параметрами.

Внедрение шумовой диагностики поможет определять наличие дефектов в технологическом оборудовании с указанием конкретных неисправностей в отдельных элементах конструкции. Помимо многомиллиардного экономического эффекта эта работа имеет значительный социальный аспект: увеличение надежности эксплуатации технологического оборудования, снижение уровня профессиональных рисков, повышение уверенности работников в безопасности технологических операций. В сочетании с другими методами шумовая диагностика способна стать одним из основных элементов системы контроля технического состояния объектов нефтегазовой отрасли и всех предприятий энергетического комплекса.

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

list of symbols

– – вектор

vector

. – комплексная величина

complex variable

 – оценка

evaluation

|| – модуль

magnitude

α – информативные неэнергетические параметры сигнала (угловые параметры, время запаздывания, частота Доплера и др.)

informative non-energy signal parameters (angular parameters, time lag, Doppler-shifted frequency, and more)

ν – информативные неэнергетические параметры помехи

informative non-energy noise parameters

〈(t)〉 = – амплитуда сигнала, определяющая его среднюю энергию

signal amplitude that defines the mean energy of the signal

c (α) – корректирующая функция

correlation function

f0 – несущая частота колебания

carrier frequency

h – интенсивность помехи (отношение спектральных плотностей мощности внешней помехи и внутреннего шума каналов приема)

noise intensity (ratio of external noise power spectra to internal receiving channel noise)

kc – коэффициент передачи полезного сигнала по мощности

coefficient of desired signal transmission (power)

0(t) – комплексная амплитуда, описывающая пространственно-временную структуру колебаний внутренних шумов каналов приема

complex amplitude that describes the space-time structure of internal receiving channel noise oscillations

П(t,h,) – комплексная амплитуда, описывающая пространственно-временную структуру внешней помехи

complex amplitude that describes the space-time structure of external noise

– отношение сигнал/помеха

signal-to-noise ratio

(s,) – комплексная весовая матрица – функция пространственно-временной обработки

complex weight matrix: space-time processing function

(t,) – комплексная весовая матрица – функция пространственно-временной обработки, где t – переменная времени

complex weight matrix: space-time processing function where t is the time variable

П(αПР) – весовой вектор пространственной обработки на основе пространственной корреляционной матрицы помеховых колебаний

weight vector of spatial processing based on spatial cross-correlation matrix of noise oscillations

S(α) – спектральная функция на выходе устройства обработки

spectral function at the processor output

S0(αc) – значение спектральной функции на выходе устройства обработки при настройке приемника на направление прихода сигнала

value of the spectral function at the processor output with the receiver tuned to signal arrival direction

Si – спектр уровней звукового давления в контрольной точке

sound pressure level spectra in the control point

SC(α) = (α)ФСRСП(α) – спектральная функция сигнала на выходе приемного устройства

signal spectral function at the receiver output

s – переменная времени для описания временной структуры сигнала

time variable to describe the temporal signal structure

T – интервал наблюдения

observation interval

t – текущее время

running time

Wi – величина сигнала в контрольной точке

signal magnitude in the control point

Wi = ∑fi – измеренный спектр уровней звукового давления в контрольной точке в диапазоне частот f = 16-20 000 Гц

measured sound pressure level spectra in control point within the frequency range of f = 16-20 000 Hz

Xi – неизвестные параметры состояния механизма

unknown state variables of a mechanism

(s,) – вектор комплексных амплитуд ожидаемых сигналов

complex amplitude vector of relevant signals

(t,) – комплексная амплитуда, описывающая пространственно-временную структуру сигнала

complex amplitude that describes the space-time structure of the signal

(t) – комплексная огибающая входного сигнала

input complex envelope

П(t) – поляризационно-пространственные или время-частотные выборки комплексных амплитуд помеховых колебаний

polarization-space or time-frequency sampling of noise oscillation complex amplitude

Z() = T*(t,)dt – весовой интеграл

weight integral

П – полоса пропускания приемных каналов

pass band of receiving channels

– пространственная корреляционная матрица комплексных амплитуд

spatial cross-correlation matrix of complex amplitudes

П(t,s) – корреляционная матрица – функция комплексных амплитуд помеховых колебаний

cross-correlation matrix: function of noise oscillation complex amplitudes

Индексы

Indexes

* – знак комплексного сопряжения элементов матриц

complex conjugation sign for matrix entries

T – знак транспонирования матриц

matrix transposition sign

П – помеховая составляющая входного колебания

noise component of input oscillation

ПР – параметры сигнала или помехи, зависящие от пространственных координат цели или источника помехового колебания

signal variables or noise that depend on spatial coordinates of the target or noise oscillation source

C – сигнальная составляющая входного колебания

signal component of input oscillation

CП – сигнал + помехи

signal + noise

Согласно накопленному опыту (например, на участках Северо-Европейского газопровода) фактическая продолжительность вакуумной осушки полости трубопроводов после гидравлических испытаний отличается от расчетной величины, причем по мере снижения абсолютного давления наблюдается увеличение этого отклонения [1]. Экспериментально показано, что при понижении абсолютного давления в процессе вакуумирования падает объемная производительность вакуумного модуля (ВМ). Таким образом, при расчете продолжительности осушки необходимо учитывать не паспортную, а фактическую объемную производительность ВМ, соответствующую значению абсолютного давления в полости трубопровода [2].

РАСЧЕТ ОБЪЕМНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ВАКУУМНОГО МОДУЛЯ

Для оценки влияния сопротивления входного трубопровода (рис. 1), с помощью которого ВМ подключают к осушаемому газопроводу, на объемную производительность ВМ в процессе осушки измеряли вакуумметрическое давление в секциях входного трубопровода, вычисляли фактическую объемную производительность и сравнивали с паспортной.

Рассмотрим влияние деформации секций входного трубопровода ВМ на структуру потока откачиваемой среды. Причинами появления этого дефекта могут быть ошибки при монтаже в трассовых условиях, а также эксплуатация ВМ с нарушением проектных характеристик податливости его опорных систем и пульсации давления во входном трубопроводе.

На рис. 2 приведены схемы прохода молекул среды (воздуха, насыщенного парами влаги) вглубь секции входного трубопровода ВМ (цилиндрический канал). Если газ максвелловский (рис. 2а), наибольшее число первых столкновений молекул со стенками происходит вблизи фланца гофрированного вакуумного рукава (2, рис. 1), далее в секциях 4, 6, 8 и входного фланца ВМ (10, рис. 1). Так, 60 % всех вошедших молекул сталкиваются со стенками. При этом в случае малого значения коэффициента прилипания в результате первого столкновения значительная часть молекул отразится от стенок. Ввиду диффузного характера отражения часть молекул покинет секции входного трубопровода ВМ и вернется в откачиваемый объем.

При направленном движении (рис. 2б) относительно оси снижается число столкновений и, следовательно, увеличивается поток молекул, захваченных откачиваемой из трубопровода средой [3].

На режим течения насыщенного парами воды воздуха во входном трубопроводе влияют:

– температура среды и стенок трубопровода;

– разность давлений на концах трубопровода;

– режим течения и взаимодействия с внутренней поверхностью труб откачиваемой среды;

– форма и размеры трубопровода.

На практике при вакуумной осушке (например, от 100 до 0,1 кПа) во входном трубопроводе ВМ наблюдается только вязкостный режим течения газа, поэтому приведенные ниже расчеты выполнены для него.

Поток воздуха во входном трубопроводе Q определили по уравнению:

Q = qPнас,      (1)

где q – средняя объемная производительность ВМ (10, рис. 1); Pнас – давление на входе в вакуумный насос, на входном фланце ВМ (10, рис. 1). Давление на входе входного трубопровода ВМ (гофрированный рукав) Pрук, равное давлению в полости осушаемого газопровода, рассчитали с учетом коэффициента скольжения внутренней поверхности гофрированного рукава :

,           (2)

где: U = Q/(Pвход - Pвыход) – пропускная способность гофрированного рукава, м3 / с; Pвход, Pвыход – давление на входе и выходе гофрированного рукава, Па; Rрук, lрук – радиус поперечного сечения и длина гофрированного рукава соответственно, м; – коэффициент динамической вязкости, Па.с (для воздуха при температуре от 0 до 10 °С  ≈ 1,8.10-5); Pср = 0,5 (Pвход + Pвыход) – среднее давление по длине рукава, Па.

Среднюю длину входного трубопровода вычислили с использованием соотношения:

l = ∑l' + 1,33Dсn,       (3)

где ∑l' – сумма длин секций входного трубопровода ВМ, м; Dс – диаметр секции, м; n – число изгибов (n = 3) (рис. 3). Коэффициент скольжения оценили по формуле:

,           (4)

где f – коэффициент переноса количества движения (соответствует доле соударений молекул со стенками входного трубопровода ВМ, приводящих к их диффузному рассеянию); R – универсальная газовая постоянная (R = 8314,3 Дж / кмоль.К); T – температура откачиваемой среды (примем T = 283,15 К); M – молекулярный вес воздуха (M = 29 кг/кмоль). Коэффициент переноса изменяется от 0,8 до 1,0, будем считать его равным 0,8 для фактической формы стенки гофрированного рукава.

С учетом изменения структуры потока и обусловленных им потерь энергии во входном трубопроводе ВМ при вакуумировании полости трубопровода определили фактическую объемную производительность для трех режимов работы ВМ при температуре откачиваемой среды 283 К (табл. 1):

– давление от 100 до 4,5 кПа, средняя объемная производительность 0,14 м3 / с (включение насоса второй ступени);

– давление от 4,5 до 1 кПа, средняя объемная производительность 0,28 м3 / с (работают две ступени);

– давление от 1 до 0,1 кПа, средняя объемная производительность 0,48 м3 / с (отключение насоса первой ступени) [2].

Фактическая объемная производительность ВМ в интервалах давления 100–4,5, 4,5–1 и 1–0,1 кПа оказалась ниже паспортной на 2, 5 и 22 % соответственно. Продолжительность вакуумной осушки увеличится при этом по сравнению с расчетными значениями пропорционально снижению фактической объемной производительности ВМ на каждом из трех режимов.

ОЦЕНКА ВЕЛИЧИНЫ ПЕРЕПАДА ОСТАТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ

Следует отметить, что на входе и выходе осушаемых участков линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) и технологических трубопроводов компрессорных станций (КС) также возникает определенный перепад абсолютного давления. В связи с этим нормируемая величина абсолютного давления 100 Па, измеряемого на входе ВМ, не будет единым значением, которого необходимо достичь во всех точках осушаемого газопровода: например, при абсолютном давлении на входе ВМ 100 Па в месте подключения входного трубопровода ВМ величина абсолютного давления составляет 127 Па (табл. 1).

Определим влияние сопротивления участка ЛЧ МГ на величину перепада остаточного давления между точкой подключения ВМ (начало участка ЛЧ МГ) и концом данного участка газопровода при условии достижения во всех его сечениях абсолютного давления 100 Па (табл. 2). Согласно полученным данным, в зависимости от количества работающих ВМ (1–3) в этом случае на входе в ВМ из-меренное абсолютное давление должно составлять от 650 до 560 Па.

Несколько иначе ситуация обстоит при вакуумной осушке трубопроводов – обвязок КС. В качестве примера на рис. 3 показана схема КС (общий объем технологических трубопроводов 4 тыс. м3) с указанием точек, наиболее удаленных от места подключения ВМ. В табл. 3 приведены результаты расчета максимального перепада давления относительно давления в пылеуловителе, к которому подключен ВМ. Оказалось, что при вакуумной осушке технологических трубопроводов КС для достижения абсолютного давления не более 100 Па давление на входе в ВМ не должно превышать 72 Па.

В качестве диагностического признака деформации секций входного трубопровода ВМ и, как следствие, изменения структуры потока и потерь энергии во входном трубопроводе принимается показатель снижения объемной производительности [4].

ВЫВОДЫ

Приведены результаты оценки влияния деформации секций входного трубопровода ВМ на структуру потока среды, откачиваемой из полости осушаемого трубопровода. Причины появления дефекта заключаются в ошибках монтажа в трассовых условиях при подключении входного трубопровода к газопроводу, а также в условиях эксплуатации при нарушении проектных характеристик податливости опорных систем ВМ и пульсации давления во входном трубопроводе.

В качестве диагностического признака деформации секций входного трубопровода ВМ и, как следствие, изменения структуры потока и потерь энергии во входном трубопроводе можно использовать показатель снижения объемной производительности ВМ, позволяющий оценить динамику изменения режимных параметров для управления процессом осушки ЛЧ МГ и технологических трубопроводов КС.

Таблица 1. Фактическая объемная производительность вакуумного модуля (расчет)Table 1. Actual volumetric capacity of vacuum module (design)

Таблица 2. Влияние гидравлического сопротивления участка линейной части магистрального газопровода (диаметр 1420 мм, длина 60 км) на перепад давления на его концах при вакуумной осушке до достижения во всех точках газопровода давления 100 ПаTable 2. Hydraulic resistance effect of line section of the main gas pipeline (1420 mm in diameter, 60 km in length) on differential pressure at its ends during the vacuum drying until the pressure is 100 Pa in each point of the gas pipeline.

Таблица 3. Влияние гидравлического сопротивления на величину абсолютного давления (до 100 Па) на входе вакуумного модуляTable 3. Hydraulic resistance effect on absolute pressure (up to 100 Pa) at the vacuum module inlet

По мере увеличения сроков эксплуатации газоперекачивающих компрессорных станций техническое состояние технологических трубопроводов требует разработки системы специальных мероприятий по обеспечению заданного уровня надежности, т. к. эксплуатация их за пределами расчетного ресурса сопровождается повышенной вероятностью возникновения аварий, в том числе с тяжелыми технологическими и экологическими последствиями. Необходимо отметить, что на надежность эксплуатируемых трубопроводов компрессорных станций оказывает влияние развитие на поверхности основного металла деталей трубопроводов многочисленных коррозионных и стресс-коррозионных повреждений.

В настоящее время в рамках политики информатизации в ПАО «Газпром» внедряется Система управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов, составной частью которых являются технологические трубопроводы компрессорных станций. Для указанной системы разработаны методико-регламентирующие документы, определяющие процессы оценки показателей технического состояния, надежности и техногенных рисков, на основании которых принимаются научно обоснованные управленческие решения.

Процесс управления техническим состоянием технологических трубопроводов (ТТ) компрессорных станций (КС) заключается в долгосрочном планировании и реализации замкнутого цикла работ по техническому диагностированию (ТД), выборочному и капитальному ремонту (ВР и КР), экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) трубопроводов и основан на следующих базовых принципах:

– сквозное ранжирование всех ТТ КС по приоритетности проведения мероприятий ТД, ВР, КР и ЭПБ;

– управленческие решения, принимаемые в отношении ТТ КС (например, ТД и ВР труб в шурфах или полная замена труб при КР), исходя из прогнозируемого объема замены и соответствующих экономических критериев.

Важной составляющей системы управления техническим состоянием объектов КС считается достоверная информация о текущем состоянии эксплуатируемого объекта. При этом проведение обследования сложных по конфигурации элементов ТТ КС в подземном исполнении значительно затруднено ввиду отсутствия эффективных средств их диагностики, в т ч. основного металла труб и сварных соединений.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ ПОДХОДЫ К ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТТ КС

На сегодняшний день в ООО «Газпром трансгаз Югорск», как и в ПАО «Газпром» в целом, для поддержания необходимого уровня технического состояния подземных ТТ КС выполняются следующие мероприятия.

Диагностические обследования объектов КС по программе диагностического обследования оборудования КС, включающие:

– периодические контрольные измерения (замеры толщин элементов, оценка напряженно-деформированного состояния, вибродиагностика и пр.), позволяющие либо оценить техническое состояние локального участка объекта, либо провести его интегральную оценку по совокупности данных косвенных оценок текущего состояния. Оба варианта не обеспечивают объективной оценки технического состояния и, соответственно, ресурса обследуемого объекта;

– наземное обследование ТТ КС средствами неразрушающего контроля (НК) без их вскрытия (акустико-эмиссионный контроль, бесконтактная магнитометрия и пр.). На данный момент достоверность результатов дистанционного НК (отношение обнаруженных повреждений к общему числу имеющихся) составляет не более 50 %, что не позволяет объективно оценить ресурс объекта по результатам только данного типа обследований;

– контрольное шурфование участков ТТ КС, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН). Метод основан на комплексном анализе исполнительно-технической документации (ИТД) и обследовании объекта в локальных шурфах, определенных по результатам этого анализа. Эффективность метода зависит от полноты и качества имеющейся документации.

Капитальный ремонт ТТ КС и диагностическое сопровождение (ДС) ремонтных работ с применением средств НК. Диагностическое сопровождение осуществляется после полнопрофильного шурфования трубопроводов, очистки от изоляционного покрытия и пескоструйной обработки поверхности труб. Результаты ДС считаются наиболее достоверными в отношении определения технического состояния ТТ КС. Реализация этих мероприятий требует значительных средств (финансовых, временных, ресурсных).

Внутритрубная диагностика (ВТД) ТТ КС. Именно этот метод наиболее эффективен для оценки технического состояния объектов ТТ КС. Периодическое проведение ВТД позволяет перейти к обслуживанию объектов ТТ по техническому состоянию при экономически обоснованном выборе компенсирующих ремонтных мероприятий, например таких, как выборочный ремонт дефектных элементов или сплошная замена труб на участке ТТ КС.

ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ВТД ТТ КС

Непосредственное использование технических средств (снарядов-дефектоскопов) ВТД, широко применяющихся для диагностики линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), практически невозможно на ТТ КС из‑за сложной пространственной конфигурации системы трубопроводов, наличия большого числа изгибов труб, подъемов, ответвлений. Кроме того, снаряды-дефектоскопы для обследования ЛЧ МГ рассчитаны на движение в потоке газа со скоростями 1–10 м / с, что невозможно реализовать на ограниченных участках ТТ КС, как правило, протяженностью 200–2000 м.

Важно отметить, что загрязнение отдельных труднодоступных участков ТТ КС (рис. 1) существенно ограничивает применение средств, предназначенных для проведения ВТД. При этом провести мероприятия по очистке внутренней полости трубопроводов перед ВТД с требуемым качеством, не нарушая целостности объекта, не представляется возможным ввиду ограниченных сроков с момента вывода из эксплуатации до проведения работ по обследованию объектов КС.

ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТТ КС

Для выполнения ВТД ТТ КС специализированная компания «ИнтроСкан Технолоджи» разработала и создала автономный роботизированный сканер-дефектоскоп (СД) А2072 IntroScan (рис. 2).

Основу СД составляет компактная транспортная платформа, обеспечивающая его передвижение по внутренней полости трубопроводов (трубы, отводы, тройники) диаметром от 400 мм. Габаритные размеры СД – 370 × 270 × 250 мм при массе порядка 17–22 кг.

Использование четырехмагнитных мотор-колес с общим усилием отрыва более 60 кг позволяет СД перемещаться как по горизонтальным, так и по вертикальным ферромагнитным поверхностям. Вышеуказанные транспортные и массогабаритные характеристики были заданы и реализованы в целях обеспечения загрузки оборудования в трубопровод через технологические люки-лазы диаметром от 400 мм и технологические отверстия размером 250 × 350 мм (рис. 3).

В конструкции СД используется бортовое аккумуляторное питание, рассчитанное на 10 ч автономной работы. Это позволило отказаться от кабеля, ограничивающего максимальное удаление СД от места загрузки в трубопровод. Контроль за действиями СД и управление им осуществляется оператором через радиоканал (Wi-Fi-модуль) из салона специализированного автомобиля (рис. 4), оснащенного необходимым диагностическим и вспомогательным оборудованием. На борту СД размещен радиомодуль с антеннами, а в точке загрузки установлены стационарные антенны, связанные кабелем с рабочим местом оператора. Дальность внутритрубной связи достигает 2000 м.

Первичным моментом при разработке подобных систем считается выбор технологий обнаружения типовых дефектов. Поэтому при проектировании СД применялся системный подход, при котором конструкция транспортного модуля разрабатывалась в комплексе со средствами диагностики, визуального контроля и множества вспомогательных измерительных систем, необходимых для получения достоверной и полной информации о текущем техническом состоянии ТТ.

Кроме модуля оптического контроля (HD-камеры), обеспечивающего передачу видеоинформации о состоянии внутренней полости трубопровода, для ультразвукового обследования основного металла труб впервые применена технология сухого точечного контакта. Такая технология позволяет проводить обследование без применения контактной жидкости, только за счет трения керамического протектора преобразователя о поверхность металла.

Применение технологии распространения низкочастотных ультразвуковых колебаний позволяет обеспечить контроль всего тела трубы при перемещении СД только по линии вдоль ее оси. Таким образом реализован поисковый (индикаторный) контроль с производительностью не менее 0,3 пог. м / мин. Чувствительность этого метода позволяет обнаруживать дефекты основного металла более 15 % от толщины стенки детали.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ СД А2072 INTROSCAN НА ОБЪЕКТАХ ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ЮГОРСК»

Впервые проверка и подтверждение результатов ВТД СД А2072 IntroScan (рис. 5) выполнены на КС «Карпинская» и КС «Узюм-Юган» ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Положительный опыт испытаний СД показал эффективность технологии сухого точечного контакта и волнового ультразвукового метода контроля. В процессе опытно-промышленной эксплуатации улучшалась конструкция СД и совершенствовалась методика проведения ВТД трубопроводов.

За счет проводимой на объектах ООО «Газпром трансгаз Югорск» опытно-промышленной апробации на реальных объектах отработано более 10 модификаций СД, что позволило вывести на новый уровень не только оборудование, но и саму технологию ВТД. В 2016 г. СД А2072 IntroScan внесен в реестр вновь разработанных роботизированных диагностических комплексов для ВТД ТТ КС, соответствующих техническим требованиям ПАО «Газпром» и допущенных к опытно-промышленной эксплуатации на объектах компании.

В период 2016–2019 гг. ВТД с применением СД А2072 IntroScan проведена на 420 объектах ООО «Газпром трансгаз Югорск» общей протяженностью более 280 км.

По результатам полного вскрытия участка ЛЧ МГ и обследования «ручными» методами НК выявляемость дефектов основного метал-ла труб и соединительных деталей трубопроводов глубиной более 15 % от толщины стенки соответствует нормативным требованиям ПАО «Газпром».

В 2019 г. на испытательных стендах ООО «Газпром трансгаз Югорск» и АО «ИнтроСкан Технолоджи» (рис. 6) проведены натурные исследовательские испытания доработанного СД А2072 IntroScan. Испытательные стенды состояли из трубных плетей Ду300–1400, имеющих естественные (коррозия, КРН) и искусственные дефекты (сверления и пропилы) в основном металле, сварных соединениях и их околошовных зонах, выполненных согласно требованиям Р Газпром 2–2.3–806–2014.

Испытания проводились для оценки качества выявления и идентификации различных типов дефектов и эффективности технологий диагностирования трубопроводов ПАО «Газпром» внутритрубными роботизированными диагностическими комплексами.

По результатам анализа данных, полученных в ходе исследовательских испытаний, установлено:

– СД А2072 IntroScan соответствует требованиям ПАО «Газпром», предъявляемым к техническим средствам визуального, измерительного и ультразвукового контроля (для обследования основного металла в «индикаторном» режиме) при проведении ВТД;

– при выполнении контроля основного металла труб и сварных соединений и сопоставлении результатов с данными НК обнаруженные дефекты были подтверждены;

– локализованы следующие искусственные дефекты, располагающиеся в околошовных зонах продольных сварных соединений: сверления – глубиной свыше 12 % от толщины стенки трубы; продольный пропил – глубиной свыше 15 % от толщины стенки трубы; кольцевой пропил – глубиной свыше 25 % от толщины стенки трубы;

– локализованы следующие искусственные дефекты, располагающиеся в околошовных зонах кольцевых сварных соединений: сверления – глубиной свыше 19 % от толщины стенки трубы; продольный пропил – глубиной свыше 35 % от толщины стенки трубы; кольцевой пропил – глубиной свыше 17 % от толщины стенки трубы.

ПРЕИМУЩЕСТВА СД А2072 INTROSCAN

На сегодняшний день инновационный диагностический комплекс А2072 IntroScan успешно применяется на объектах ПАО «Газпром» для проведения ВТД со следующими отличительными характеристиками:

– оценка технического состояния сложных по конфигурации трубопроводных систем (трубопроводы КС, включая подключающие шлейфы и узлы подключения; локальные участки ЛЧ МГ, в т ч. подводные переходы, перемычки, участки, не оборудованные камерами запуска или приема внутритрубных устройств, неравнопроходные и труднодоступные участки);

– выполнение ВТД с наименьшими затратами на подготовительные работы (шурфование, вырезка катушек, очистка внутренней полости трубопровода от загрязнений, восстановительные работы и т. д.);

– локализация и идентификация объемных (коррозия, механические повреждения) и плоскостных (трещиноподобных) дефектов, находящихся в т. ч. в околошовных зонах и в сварных швах;

– высокая степень роботизации процессов ВТД (автоматическое прохождение сложных по конфигурации трубопроводов, автоматический контроль качества процесса обследования и автоматическая расшифровка результатов) позволяет исключить человеческий фактор при проведении контроля и обеспечивает высокую степень повторяемости результатов при повторном обследовании объекта;

– высокая степень информативности, детализации и визуализации отчетных материалов, представляемых в виде 3D-модели обследуемых трубопроводов, позволяет в кратчайшие сроки принять обоснованные решения о дальнейшей эксплуатации обследуемого объекта КС и сократить затраты на проведение регламентных работ по ремонту основных фондов;

– высокая производительность обследования с требуемым качеством;

– высокая мобильность комплекса.

Кроме того, применение СД А2072 IntroScan позволяет на основании результатов обследования выдавать заключения ЭПБ со сроком безопасной эксплуатации до 5 лет, что обеспечивает надежную эксплуатацию ТТ КС в рамках выделяемых финансовых и организационно-технических ресурсов.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ

По результатам испытаний СД А2072 IntroScan на реальных объектах ПАО «Газпром» проводятся работы по развитию диагностического комплекса в части:

– оценки остаточной глубины объемных (коррозионных) дефектов;

– разработки ультразвуковой акустической системы для контроля сварных соединений трубопровода;

– профилеметрии деталей трубопровода при внутритрубном обследовании;

– контроля фактического пространственного положения трубопровода.

Применение автоматизированного СД А2072 IntroScan в совокупности с инновационной интеллектуальной системой управления позволит повысить эффективность диагностических обследований (достоверность, скорость обработки, уровень автоматизации, снижение влияния человеческого фактора и затрат) и обеспечить объекты газотранспортной системы современными средствами ВТД высокого качества. 

В настоящее время основным инструментом диагностического обследования магистральных трубопроводов стала внутритрубная диагностика (ВТД). Тем не менее ВТД как метод имеет свои принципиальные ограничения, которые не позволяют охватить значительную часть общей протяженности магистральных трубопроводов (до 40 % проблемных участков). Кроме этого, большая часть газопроводов-отводов (около 36 тыс. км) не приспособлена для прохождения внутритрубных снарядов-дефектоскопов. При отсутствии возможности применения ВТД целесообразно рассматривать использование наземных средств диагностики трубопроводов. Сегодня в нефтегазовой отрасли имеется или апробируется ряд современных наземных комплексов для диагностики трубопроводов с поверхности земли, позволяющих выявлять дефекты изоляционного покрытия, пространственное положение, параметры токов и намагниченности [1]. Функционал комплексов условно можно разделить на две части:

– контроль защищенности трубопровода средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) и диагностика состояния изоляционного покрытия (ИП);

– непосредственный контроль состояния основного металла трубы и сварных швов.

Специалисты ООО «ГАЗМАШ-ПРОЕКТ» полагают, что наиболее отработанной технологией обследования газопроводов, не приспособленных к ВТД, можно считать комплексную технологию специального коррозионного обследования. Она заключается в комбинированном применении методов электро- и магнитометрии. Результаты комплекса работ позволяют решать главную задачу диагностики – выявлять причины возникновения и развития дефектов и разрабатывать рекомендации по их устранению. Применение технологии на трубопроводах ПАО «Газпром» осуществляется в соответствии с СТО Газпром 9.4–052–2016.

Электрометрическая составляющая технологии предполагает использование оборудования, алгоритмов и нормативной документации, применяемых при коррозионных обследованиях методом измерения градиента напряжения постоянного тока (ГНПТ). К основным задачам ГНПТ-обследования можно отнести:

– локализацию повреждений ИП;

– оценку значимости (веса) повреждений ИП;

– оценку интерференции наложенных и блуждающих токов;

– определение коррозионного статуса (характера) дефекта потери металла.

Чаще всего обследование выполняют совместно методами ГНПТ и выносного электрода (МВЭ). Это дает возможность оценивать защищенность каждого выявленного повреждения ИП. Современное цифровое оборудование позволяет выполнять гибридное обследование одновременно за один проход трассы трубопровода.

Одним из ограничений метода ГНПТ / МВЭ, как и других электрометрических методов, становится невозможность выявления мест коррозионных повреждений под отслоившимся покрытием, не имеющим существенных сквозных повреждений (например, подпленочная коррозия). Для обнаружения такого рода повреждений предназначена вторая составляющая технологии специальных коррозионных обследований – измерения с использованием магнитометрического метода (МТМ). Наиболее значимым преимуществом данного вида диагностики считается его технологичность: работы проводятся без остановки объекта и без изменения рабочих режимов транспортировки газа. Технология прошла апробацию на трубопроводах ПАО «Газпром», ПАО «Транснефть», ОАО «ТНК-ВР Холдинг», ПАО «ЛУКОЙЛ» общей протяженностью более 17 тыс. км [2].

ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ

В 2010 г. в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» на технологических трубопроводах компрессорного цеха КЦ-3 «Холм-Жирковское» линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) проведены сравнительные испытания (апробация) различных методов и средств обследования трубопроводов с последующим 100%-ным вскрытием и дефектацией трубопровода перед ремонтом. В процессе сравнительных испытаний апробировались методы: МТМ, акустико-эмиссионного контроля (АЭК), ВТД трубопроводов компрессорных станций (КС) с использованием робота-дефектоскопа и выборочного обследования в шурфах традиционными методами неразрушающего контроля. Апробация показала, что ни один из методов диагностики в отдельности не дал 100%-ного результата. Лучший результат при простом подсчете выявленных дефектов (аномалий) показал МТМ – 52 % от суммарной протяженности дефектных элементов трубопроводов. Далее следует метод выборочной шурфовки – 50 %, затем методы АЭК – 35 % и ВТД трубопроводов КС – 21 %. При этом результат, близкий к 100%-ной выявляемости дефектов, достигался исключительно комбинированным применением методов диагностики [3].

В марте 2015 г. по распоряжению Департамента 308 ПАО «Газпром» на базе ООО «Газпром трансгаз Югорск» осуществлялись натурные испытания ряда комплексов МТМ различных производителей. Их проводили на участке трубопровода линейной части МГ Игрим – Серов – Нижний Тагил Комсомольского ЛПУ МГ 194,8–197,8 км. Результаты испытаний показали, что наиболее опасные дефекты, выявленные в шурфах и требующие оперативной замены труб, зафиксированы как «аномалии средней или низкой степени опасности» и далеко не всеми производителями оборудования. Кроме этого, не отработан алгоритм выделения сигнала от кольцевых сварных соединений, подсчет количества и длины труб на обследуемом участке для формирования трубного журнала. Экспертная группа пришла к выводу о наличии ряда существенных замечаний ко всем испытываемым комплексам и необходимости доработки как приборной части, так и алгоритмов обработки данных. В частности, было отмечено, что целесообразно совмещение магнитометрического и электрометрического обследований, доукомплектование комплексов МТМ электрометрическими приборами и проведение корректировки алгоритмов обработки информации с учетом состояния ИП труб.

В конце 2018 г. в ходе работ по специальному комплексному коррозионному обследованию в ООО «Газпром трансгаз Волгоград» на приграничных с Украиной участках газопроводов Петровск – Новопсков и Оренбург – Новопсков (в рамках договорных работ ООО «ГАЗМАШПРОЕКТ») прошел апробацию в полевых условиях новый комплекс МТМ отечественной разработки КБМ-01 (наряду с использованием в качестве основного апробированного прибора МАГ-01). С его помощью выявлены участки с подпленочной коррозией глубиной до 1,5 мм. Необходимо отметить, что защитное покрытие не имело сквозных повреждений, потенциал ЭХЗ был в норме и методами стандартно применяемых коррозионных обследований такие дефекты не выявляются. Кроме этого, реализованные в данном аппаратно-программном комплексе методы обследования позволяют удаленно, без проведения работ по доступу к трубопроводу определять наличие участков с дефектами металла трубы и сварных швов. При этом трубопровод продолжает работать в обычном режиме.

Таким образом, технология специального коррозионного обследования, основанная на комбинированном применении методов, учитывает технические возможности каждого из них. Комбинированное обследование позволяет за один проход выполнить оценку и коррозионный прогноз износа металла трубы, оценить напряженно-деформированное состояние, сохранность ИП и защищенность средствами ЭХЗ, определить возможность и условия продления срока безопасной эксплуатации трубопровода, не приспособленного к пропуску снарядов-дефектоскопов. 

При создании унифицированного газоперекачивающего агрегата (ГПА) необходимо брать за основу опыт, накопленный в процессе эксплуатации ГПА различных типов. Это позволит оптимизировать конструкцию и состав его узлов. В рамках решения данной задачи ПАО «Газпром» поручило ООО «Газпром трансгаз Москва» опытным путем определить наиболее энергоэффективный тип исполнения выхлопной шахты ГПА, а также оценить на практике результат использования утилизаторов тепла выхлопных газов.

Выхлопная система служит для отведения в атмосферу высокотемпературных продуктов сгорания после расширения в проточной части газотурбинного двигателя (ГТД) для достижения проектного уровня рассеивания и снижения шума. Как правило, она состоит из дымовой трубы, шумоглушителя, компенсатора, переходных элементов (конфузор, диффузор) и, при условии установки утилизатора тепла, газоплотного шибера (жалюзи).

Энергоэффективность выхлопной системы определяется ее гидравлическим сопротивлением. В технических условиях (ТУ) на ГТД указывают величину гидравлического сопротивления выхлопной шахты, при которой ГТД будет обеспечивать заявленный коэффициент полезного действия (КПД). Эту величину приводят и в руководстве по эксплуатации (РЭ) ГПА; она не должна превышать значение, указанное в ТУ на привод.

Для объективной оценки гидравлического сопротивления рационально использовать установленные на ГПА штатные средства измерения. Наиболее информативный в этом контексте тип привода (имеет все необходимые штатные средства измерения), эксплуатируемый в ООО «Газпром трансгаз Москва», – «ПС-90ГП-1».

В настоящей работе представлены результаты оценки энергоэффективности выхлопных шахт как вертикального исполнения, так и с боковым выносом. Описан опыт применения утилизатора тепла выхлопных газов.

ОБЪЕКТЫ ИСПЫТАНИЙ

Согласно ТУ на двигатель «ПС-90ГП-1» [1] гидравлическое сопротивление выхлопного тракта (разность между полным давлением за срезом улитки и атмосферным давлением) на номинальном режиме при нормальных условиях (давление 101,325 кПа, температура 15 ºС) с учетом сопротивления утилизатора не превышает 1,78 кПа (180 мм вод. ст.). Номинальное значение КПД (34 %) на валу силовой турбины достигается при выполнении требований ТУ на двигатель, в том числе по сопротивлению выхлопной шахты (не более 1,78 кПа).

В табл. 1 представлены ГПА с приводом «ПС-90ГП-1», выбранные в качестве объектов испытаний, в табл. 2 приведены технические характеристики утилизатора тепла выхлопных газов в составе «ГПА-12–05 Урал» станционный номер 3 (ст. № 3) компрессорной станции (КС) «Волоколамская».

МЕТОДИКА ПОЛУЧЕНИЯ И АНАЛИЗА ДАННЫХ

На рассматриваемых ГПА установлены штатные датчики замера полного давления за свободной турбиной (СТ) (рис. 2) и перепада между этим давлением и атмосферным. Их данные позволяют оценить суммарное гидравлическое сопротивление выхлопной улитки и выхлопной шахты ГПА.

Для достоверного определения гидравлического сопротивления газовоздушного тракта необходимо проводить испытания при номинальном режиме работы ГПА. В силу ограничений, обусловленных условиями транспорта газа по магистральному газопроводу, мощностные характеристики ГТД и гидравлическое сопротивление систем выхлопа определяли при работе агрегата в режиме частичной мощности. В этой связи для оценки эффективности выхлопных шахт необходимо экстраполировать функцию, аппроксимирующую экспериментальные точки зависимости гидравлического сопротивления от мощности, на номинальное значение мощности ГПА.

В процессе испытаний обнаружены следующие экспериментальные факты:

– гидравлическое сопротивление прямо пропорционально квадрату скорости потока продуктов сгорания;

– скорость потока продуктов сгорания прямо пропорциональна их расходу (поскольку геометрия выхлопной системы постоянна);

– расход продуктов сгорания прямо пропорционален мощности на валу СТ.

На этом основании можно считать, что гидравлическое сопротивление прямо пропорционально квадрату мощности на валу СТ, и их зависимость должна в хорошем приближении описываться параболической функцией. Поскольку при сравнении шахт различного исполнения объективные данные получают только при номинальном режиме работы ГПА (согласно ТУ на ГТД, РЭ на ГПА) и условии, что объекты тестирования находятся в одинаковом техническом состоянии, сделанный вывод справедлив для случаев, когда коэффициент технического состояния (КТС) ГПА по мощности равен 1. При его снижении гидравлическое сопротивление в выхлопной системе ГПА будет расти в связи с уменьшением срабатываемого теплоперепада в проточной части ГТД:

 ~ (N/KNe)2,           (1)

где  – гидравлическое сопротивление; N – номинальная мощность (12 МВт); KNe – КТС ГПА по мощности.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ

Результаты испытаний представлены в табл. 3 и на рис. 3. Поскольку ГПА работали в режиме частичной мощности, данные при ее номинальном значении получены путем экстраполяции согласно зависимости (1).

Расчетное гидравлическое сопротивление (табл. 4) определяли, пересчитав суммарное гидравлическое сопротивление выхлопной системы на нормальные условия и приведя к значению KNe = 1. После этого из суммарной величины вычитали гидравлическое сопротивление выхлопной улитки 2,5 кПа, соответствующее номинальной приведенной мощности ГПА 12 МВт.

Разброс значений гидравлического сопротивления выхлопных шахт ГПА без утилизатора тепла (1,19–1,65 кПа) может объясняться погрешностью оценки КТС по мощности, которая составляет 5 % [2], а также погрешностью датчика перепада полного давления за СТ и атмосферного воздуха.

Расчетные значения гидравлического сопротивления ГПА ст. № 1, 2, 3 КС «Воскресенск», ГПА ст. № 6 КС «Тума» (исполнение шахт – вертикальное), ГПА ст. № 4 КС «Во-локоламская» (выхлопная шахта с боковым выносом) не превышают 1,78 кПа и соответствуют требованиям РЭ на ГПА. В РЭ на ГПА ст. № 3 КС «Белоусовская» указано предельное значение гидравлического сопротивления выхлопной шахты без утилизатора тепла 0,78 кПа (80 мм вод. ст.). В этом случае расчетное гидравлическое сопротивление выхлопной шахты (1,65 кПа) превышает допустимое значение на 0,87 кПа. Гидравлическое сопротивление выхлопной шахты с утилизатором тепла ГПА ст. № 3 КС «Волоколамская» при любом положении жалюзи на утилизатор тепла превышает указанную в РЭ величину (1,78 кПа): гидравлическое сопротивление с полностью закрытыми жалюзи на утилизатор тепла составляет 2,77 кПа, при полностью открытых жалюзи – 2,12 кПа.

С учетом полученных результатов можно оценить вклад утилизатора тепла в суммарное гидравлическое сопротивление выхлопной системы ГПА. Разница значений гидравлических сопротивлений ГПА ст. № 4 КС «Волоколамская» без утилизатора тепла и ГПА ст. № 3 КС «Волоколамская» с утилизатором тепла составляет 0,68 кПа при условии, что жалюзи на утилизатор полностью открыты, и 1,33 кПа – когда жалюзи полностью закрыты.

ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ УТИЛИЗАТОРА ТЕПЛА

Наличие фактических данных о гидравлическом сопротивлении системы выхлопа ГПА позволяет оценить целесообразность применения утилизатора тепла (табл. 5).

Следует отметить, что на ГПА ст. № 3 КС «Волоколамская» утилизатор тепла эксплуатируется примерно на 10 % номинальной производительности, полностью покрывая потребность станции в осенне-зимний период.

Экономический эффект от использования утилизатора тепла рассчитали для номинальных и фактических условий эксплуатации с различными вариантами положения жалюзи на утилизатор (открыто / закрыто), а также случая демонтажа утилизатора тепла в межотопительный период. Эффективность применения утилизатора тепла выхлопных газов определили относительно котельных при условии его использования в течение 4 мес. по 500 ч наработки ежемесячно.

В зависимости от фактического гидравлического сопротивления КПД ГТД оценивали с учетом поправочных коэффициентов согласно [1].

На основании результатов проделанной работы можно сделать однозначный вывод: утилизаторы тепла следует выбирать соразмерно потребности в тепловой энергии. В случае использования утилизатора тепла, несоразмерного потребностям в тепловой энергии, растет гидравлическое сопротивление за счет неполного открытия жалюзи, что приводит к существенным потерям КПД и, соответственно, к увеличению расхода топливного газа.

ВЫВОДЫ

Путем экстраполяции гидравлического сопротивления на номинальное значение по мощности ГТД и приведения к КТС, по мощности равному 1, получены объективные данные об энергоэффективности ГПА с выхлопными шахтами различного исполнения при отсутствии возможности загрузки ГПА до номинальных значений.

Величины гидравлического сопротивления ГПА ст. № 1, 2, 3 КС «Вос-кресенск», ГПА ст. № 6 КС «Тума» (исполнение шахт – вертикальное), ГПА ст. № 4 КС «Волоколамская» (выхлопная шахта с боковым выносом) не превышают 1,78 кПа и соответствуют требованиям РЭ на ГПА. На ст. № 3 КС «Белоусовская» это значение больше указанного в РЭ, но соответствует требованиям ТУ на двигатель [1].

Величины гидравлического сопротивления шахт различного исполнения без утилизаторов тепла варьируются в пределах суммарной погрешности датчика перепада давления и определения КТС ГПА по мощности [2]. Эти данные позволяют утверждать, что в отношении энергоэффективности тип исполнения выхлопной шахты не имеет существенного значения.

Параметры утилизатора тепла выхлопных газов следует выбирать соразмерно потребностям КС в тепловой энергии. В противном случае эффективность его использования либо минимальна (при условии демонтажа в межотопительный период), либо отрицательна за счет избыточного гидравлического сопротивления, дополнительно создаваемого не полностью открытыми жалюзи, что влечет за собой снижение КПД и, как следствие, увеличение расхода топливного газа. Для минимизации этого эффекта в межотопительный период целесообразно эксплуатировать ГПА с полностью открытыми жалюзи на утилизатор при условии, что это допускается технической документацией. 

Таблица 1. Объекты испытаний эффективности выхлопных шахт различного исполненияTable 1. Facilities tested for efficiency of different configurations of exhaust tracts

* Примечание. ГПА – газоперекачивающий агрегат; ст. № – станционный № ГПА; КС – компрессорная станция* Note. GPU – gas pumping unit; CS – compressor station** Примечание. Согласно руководству по эксплуатации на ГПА** Note. According to GPU operating manual*** Примечание. С учетом сопротивления утилизатора*** Note. With consideration of heat-recovery boiler resistance**** Примечание. Без учета сопротивления утилизатора**** Note. Without consideration of heat-recovery boiler resistance

Таблица 2. Технические характеристики утилизатора тепла ГПА ст. № 3 КС «Волоколамская» (относительная мощность газотурбинной установки равна 1, температура наружного воздуха составляет –26, –40 ºС)Table 2. Specifications of the heat-recovery boiler of GPU No. 3 at Volokolamskaya CS (relative power of the gas-turbine unit is 1, ambient air temperatures are –26, –40 ºС)

Таблица 3. Результаты испытанийTable 3. Test results

* Примечание. Приведенная к нормальным условиям* Note. Normalized to standard conditions** Примечание. Фактическое приведенное к нормальным условиям** Note. Actual, normalized to standard conditions*** Примечание. Значение получено путем экстраполяции, аппроксимирующей фактические данные кривой*** Note. The value is found by extrapolation that approximates the actual curve data

Таблица 4. Расчетное гидравлическое сопротивление системы выхлопа шахты ГПА при коэффициенте технического состояния по мощности, равном 1Table 4. Design hydraulic resistance of GPU exhaust tract at technical condition factor (power) equal to 1

Таблица 5. Оценка целесообразности использования утилизатора теплаTable 5. Feasibility study for using heat-recovery boilers

* Примечание. Экономический эффект определяли, исходя из стоимости газа на собственные технологические нужды 4,694 руб. / м3* Note. Economic effect was determined based on the gas cost for own process-related needs 4,694 rubles / m3

Информационное моделирование зданий – BIM-технологии (building information modelling) – широко распространенный инструмент в мировой практике строительства и проектирования. Используя возможности информационной модели (ИМ), прогрессивные компании управляют всеми стадиями жизненного цикла производственных активов – от планирования инвестиций до сноса и утилизации объектов.

В России информационное моделирование только зарождается. В 2017 г. утвержден и введен в действие ряд нормативных актов, формирующих требования к ИМ (основные – [1, 2]). В федеральном законе [3, ст. 1, п. 10.3] установлено понятие «информационная модель»: «…совокупность взаимосвязанных сведений, документов и материалов об объекте капитального строительства, формируемых в электронном виде на этапах выполнения инженерных изысканий, осуществления архитектурно-строительного проектирования, строитель-ства, реконструкции, капитального ремонта, эксплуатации и (или) сноса объекта капитального строительства». Это определение закреплено при внесении изменений в Градостроительный кодекс [4]. Таким образом, ИМ официально включена в рабочую документацию (РД) проекта строительства в РФ.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ В Российской Федерации

Несмотря на молодость нормативной базы, российские проекты BIM-технологий разрабатываются и находят свое место в мировом информационном пространстве.

Первыми начали внедрять инновации специалисты в сфере гражданского строительства. В Группе компаний «ПИК», Группе «Эталон» и многих других профильных организациях проектирование и управление строительством осуществляют на базе ИМ целых жилых микрорайонов и объектов социальной инфраструктуры.

В информационном моделировании промышленных объектов нельзя не отметить успешно реализованный ПАО «Газпром нефть» и Группой компаний «НЕОЛАНТ» проект Новопортовского месторождения, который в январе 2020 г. был награжден премией Excellence in Project Integration, ежегодно вручаемой на International Petroleum Technology Conference (IPTC). Эту модель (сначала проектную, затем строительную, на сегодняшний день эксплуатационную) создавали в течение семи лет.

Из строящихся объектов масштабами выделяется Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), который должен стать крупнейшим в мире по производству гелия (60 млн т / г.) и вторым по объему переработки газа (42 млрд м3 / г.). Бюджет проекта составляет 19 млрд евро, заказчик реализации – ООО «Газпром переработка Благовещенск», управление строительством, проектирование и создание ИМ осуществляет АО «НИПИгазпереработка».

Специалисты ООО «Газпром проектирование» также реализуют включение 3D-модели в состав РД. Первым шагом в этом направлении стала разработка в Саратовском филиале в 2017 г. ИМ дожимной компрессорной станции на установке комплексной подготовки газа УКПГ-3С Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В Тюменском филиале ООО «Газпром проектирование» в 2017 г. создана 3D-модель дожимной компрессорной станции сеноманской залежи Песцовой площади Уренгойского НГКМ. В настоящий момент решается вопрос о моделировании объектов обустройства сеноман-аптских залежей Харасавэйского и Ковыктинского газоконденсатных месторождений на период опытно-промышленной разработки.

Несмотря на явные преимущества описываемого метода, определенная часть строителей и работников эксплуатирующих организаций скептически относятся к внедрению BIM-технологий, основанные на ИМ прогнозы не считают достоверными. Такая точка зрения возникает в результате непонимания научных основ и возможностей информационного моделирования объектов строительства, результаты которого позволяют оперативно получить необходимую информацию о проблеме, быстро определить и сопоставить варианты ее устранения, а также сформировать отчет в виде ведомости необходимых для этого ресурсов.

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ИНФОРМАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЕРТИЗЫ РАБОЧЕЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА ПРЕДМЕТ ВОЗМОЖНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА ОБЪЕКТА

Под руководством АО «Газстрой-пром» специалисты ООО «ГСП-Технологии» разработали и внедряют метод экспертизы РД с помощью компьютерного моделирования объектов строительства. В отличие от государственной экспертизы проектной документации, ориентированной в основном на проверку соответствия проектных решений требованиям промышленной безопасности, экспертиза с помощью 3D-модели проводится в первую очередь в интересах строительных организаций и позволяет оценить потенциальные риски строительства объекта. Все части проекта (здания, сооружения, водопровод, канализация, теплотрассы, кабельные линии, технологические трубопроводы) накладываются на ландшафт генерального плана, и недопустимые пересечения или разрывы (коллизии) (рис. 1) выявляются в процессе планирования, а не на стройплощадке.

Проведенная силами ООО «ГСП-Технологии» экспертиза РД с построением модели объекта компрессорного цеха КЦ-2 компрессорной станции (КС) «Пикалевская» (участок Грязовец – КС «Славянская») уже в начале строительства позволила выявить и устранить коллизии, ущерб от которых мог бы составить 47,62 млн руб. В настоящее время подобная экспертиза проводится для объектов КС-2 «Олекминская» (рис. 2), КС-3 «Амгинская», КС-4 «Нимнырская», входящих в состав стройки магистрального газопровода «Сила Сибири».

ИНФОРМАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ КАК УНИВЕРСАЛЬНЫЙ РЕЕСТР ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ, ПЛАНИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Информационная модель в формате «как нарисовано» разрабатывается на основе проектной документации и используется в основном проектировщиками и строителями. Эксплуатирующим организациям необходима ИМ в более развитом формате «как построено», которая отличается от предыдущей наличием привязки к элементам модели соответствующей исполнительной до-кументации (исполнительные схемы, сертификаты на материалы, паспорта на оборудование, акты освидетельствования скрытых работ, журналы и др.) (рис. 3). В результате ИМ становится универсальным реестром исполнительной документации, единым источником достоверной информации об объекте.

В процессе сдачи объекта в эксплуатацию с помощью простого фильтра можно выявить те элементы модели, на которые отсутствуют паспорта или сертификаты, и устранить эти недочеты в исполнительной документации. Появляется возможность привязать к элементам модели инструкции по эксплуатации оборудования, регламенты по техническому обслуживанию сетей, нормы трудозатрат и расходных материалов на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР).

Информационная модель позволяет зафиксировать в списке параметров элементов любую необходимую для функционирования объекта информацию и представить в наглядной форме результаты измерений и обследований (рис. 4).

С помощью ИМ несложно определить, какие элементы оборудования подлежат обслуживанию в заданный временной период. Это позволяет автоматизировать процесс составления графиков ТОиР, причем их варианты формируются с учетом фактического наличия расходных материалов и заданного лимита средств, выделяемых на ремонтные работы, и к каждому графику прикладываются ведомости трудозатрат и спецификации на материалы. Соответственно, использование ИМ позволяет должным образом обосновать решения при управлении процессом ТОиР даже в том случае, когда их приходится принимать в сжатые сроки. Важно отметить, что в отличие от широко известного информационного ресурса «Инфотех» (ООО «Информационные технологии») в ИМ входят данные не только о запорно-регулирующей арматуре и оборудовании, задействованном в процессах транспортировки и переработки газа, но и о фундаментах и опорах, на которых стоит это оборудование, обо всех подходящих и отходящих трубопроводах и кабельных линиях. Информационная модель дает возможность визуализировать картину предстоящего ремонта, определить безопасные габариты монтажных приспособлений и места установки подъемных кранов (рис. 5).

РАЗВИТИЕ ИНФОРМАЦИОННОЙ МОДЕЛИ В ЦИФРОВОЙ ДВОЙНИК ПРЕДПРИЯТИЯ

В 2017 г. введен в действие ГОСТ [5, п. 3.6, 3.7]: «Необходимо использовать ЭИМ [эксплуатационная информационная модель] актива для поддержки следующих видов деятельности организации:

– разработка планов и стратегии управления активом;

– реализация планов управления активом;

– управление жизненным циклом актива;

– управление знаниями об активе;

– управление предприятием и его человеческими ресурсами;

– управление рисками и их анализ.

Информация в составе ЭИМ должна иметь качество, достаточное для принятия решений по управлению активом, а также соответствовать нуждам эксплуатации, технического обслуживания и управления активом».

Эксплуатационная ИМ разрабатывается из 3D-модели «как построено» путем введения дополнительных данных: параметров производственных процессов, алгоритмов обработки исходного сырья и получения конечного продукта. В состав эксплуатационных ИМ в структурированном виде включается полный комплекс ключевых инженерно-технических данных и документов об эксплуатируемом объекте. В результате формируется единый инженерный портал, который открывает доступ специалистам всех эксплуатационных служб к актуальной информации, необходимой для решения конкретных задач в рамках их производственной деятельности. Например, можно автоматически определять оптимальный расход электроэнергии на аппараты воздушного охлаждения в зависимости от изменения температуры наружного воздуха и параметров транспортируемого газа.

Информационные модели эффективно используются в сфере промышленной безопасности; они позволяют:

– проводить обзорный инструктаж по технике безопасности на предприятии новому персоналу и работникам подрядных организаций;

– собирать и обрабатывать информацию о состоянии оборудования и систем противопожарной защиты, планировать на территории предприятия пути эвакуации при различных аварийных ситуациях;

– моделировать развитие и последствия чрезвычайных ситуаций;

– разрабатывать учебные компьютерные программы (виртуальные тренажеры) на основе исполнительных 3D-моделей для отработки и тестирования навыков технологического персонала, газоспасательной и противопожарной служб по плану локализации и ликвидации аварий. 

Каждое месторождение углеводородов уникально по своим геологическим, геофизическим, природным и другим характеристикам. Сроки эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений обычно составляют не менее 40 лет. В октябре 2019 г. исполнилось 35 лет ООО «Газпром добыча Ямбург» и 50 лет с момента открытия Ямбургского месторождения, расположенного в Надым-Пур-Тазовской нефтегазоносной провинции [1].

Для компенсации падения дебита целевых продуктов на выработанных залежах разрабатываются новые объекты добычи газа и проводится дополнительная разведка имеющихся с использованием современных передовых технологий и оборудования.

Определена последовательность ввода в эксплуатацию месторождений Обско-Тазовской губы и Гыданского п-ова; конкретные сроки пока не установлены. Запланировано освоение семи шельфовых месторождений (Каменномысское-море, Северо-Каменномысское, Обское, Чугорьяхинское, Семаковское, Антипаютинское и Тота-Яхинское), а также находящейся на суше группы Парусовых месторождений. Схема (рис. 1) проработана достаточно подробно в расчете на использование инфраструктуры, созданной ранее при обустройстве и эксплуатации Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Начать работу планируется в 2025 г. с месторождения Каменномысское-море со строительством одной ледостойкой платформы, а в последующие годы – трех ледостойких блок-кондукторов.

Определена последовательность реконструкции объектов в течение их жизненного цикла, в рамках которой будут предусмотрены проектные решения для снижения риска технологических и экологических инцидентов [2].

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Эксплуатируемые месторождения в р-не Ямбурга находятся на разных стадиях жизненного цикла. Ниже выделены этапы работы для эффективного преодоления проблем, возникающих на добывающих предприятиях:

– постановка объектно-ориентированных задач, которые можно решить силами предприятия с использованием имеющегося оборудования и информационно-управляющих систем (ИУС);

– выявление тех из них, которые требуют минимальных затрат на реконструкцию производства;

– определение проблем, для преодоления которых необходимо организовать творческие коллективы с привлечением специалистов исследовательских и проектных организаций.

При реализации такого подхода возникает потребность в адекватных моделях (цифровых двойниках) технологических процессов, управляемых ИУС и гарантирующих:

– повышение объектной ориентации ИУС путем разработки и внедрения индивидуальных алгоритмов с учетом текущего состояния оборудования на конкретном месторождении;

– использование комбинации методов классической и постнеклассической науки (теория нечетких множеств, экспертный подход) для создания и реализации инновационных технологий и алгоритмов управления ими;

– прогнозирование и контроль рисков техногенных, геоэкологических и экологических инцидентов на газопромысловых объектах;

– минимизацию влияния человеческого фактора при принятии решений в предаварийных ситуациях;

– алгоритмизацию управления газопромысловыми объектами в предаварийных ситуациях;

– интеграцию ИУС газопромысловых объектов с системами математического моделирования разработки месторождения;

– поиск и реализацию инновационных решений, связанных с охраной окружающей среды и экологией, позволяющих встроить предприятие в естественный ресурсооборот с сохранением его устойчивого развития (природоподобные технологии).

Решения всех перечисленных выше проблем и задач вписываются в идеологию «индустрия 4.0» [3] и позже войдут в цифровой двойник (адекватную модель) для ИУС газодобывающего комплекса. Вероятно, это будет одна из главных частей цифрового двойника, однако специалисты по информационным технологиям (ИТ) на нее обращают меньше внимания, чем на вспомогательные комплексы. Фактически эта часть оставлена для разработки специалистам газодобывающих предприятий по ИТ и моделированию разработки объектов добычи и автоматизации технологических процессов газодобывающих предприятий. И здесь потребуется объединение их усилий для решения большого числа пограничных задач, из которых и рождаются инновационные технологии.

ОСНОВА ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ

Первой попыткой постановки и решения этих задач послужило создание системы «Ямбург-ГиперФлоу ТМ» (рис. 2) [4]. Она была разработана специалистами ООО «Газпром добыча Ямбург» совместно с научно-производственным объединением «Вымпел» при освоении Анерьяхинской залежи Ямбургского НГКМ. В последующем ее внедряли на всех вновь вводимых объектах для контроля и управления эксплуатацией неэлектрифицированных кустов добывающих скважин. «Ямбург-ГиперФлоу ТМ» встроена в ИУС газового промысла, благодаря чему можно оперативно уточнять параметры разработки, в частности проводить газогидродинамическое исследование скважин без выброса парниковых газов в атмосферу и практически в отсутствие обслуживающего персонала.

Это стимулировало творческий подход к поиску задач, решение которых возможно лишь с использованием вышеуказанной системы и позволяет создать инновационные технологии газодобывающего комплекса и их цифровых двойников благодаря увеличению числа контролируемых параметров на скважинах, что в соответствии с известной теоремой Эшби «закон необходимого разнообразия» [5], доказанной для кибернетических систем управления, многократно повышает возможности по обеспечению безопасности промыслов как объектов, функционирующих одновременно в трех сферах. Для реализации указанных возможностей необходимо расширить объектную ориентацию ИУС благодаря учету и контролю параметров, предоставляемых системой «Ямбург-ГиперФлоу ТМ».

Второй независимой попыткой инновационного развития стало внедрение контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений с использованием прецизионного гравиметрического мониторинга [6–9], совмещаемого с геодинамическим полигоном месторождения, что позволило минимизировать техногенное воздействие на окружающую среду [10]. Внедрить этот мониторинг удалось, решив большой блок инновационных задач, связанных с особенностями поведения деятельного слоя криолитозоны севера Западной Сибири, способов экспресс-контроля добываемого флюида и проработкой методики применения гравиметрического мониторинга для контроля за эксплуатацией месторождений [11–18].

ПОСТРОЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Современные автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) функционируют, используя математические модели процессов. Чем точнее модель, тем выше качество выпускаемой продукции. В идеале адекватная модель должна быть «цифровым близнецом» реального технологического процесса, что недостижимо, поэтому работа ведется над созданием их цифровых двойников [19].

Эту задачу решили, интегрируя подходы классической и постнеклассической науки, условно разбив сложный процесс на три составляющие (подпроцесса) (рис. 3). Область классического решения определяется (в первом приближении, без учета влияния помех и второстепенных факторов) параметрами первого подпроцесса, которые измеряются средствами автоматизации. Фактические параметры второго подпроцесса, как правило, невозможно определить ввиду высокой стоимости или отсутствия необходимого оборудования для их измерения. Влияние этих параметров можно оценить с помощью аппарата нечеткой логики в виде поправок к решению, полученному на первом этапе (область нечеткого решения). Вклад в модель процесса третьей группы параметров учитывается поправкой, определяемой экспертной системой с использованием базы знаний, созданной профессионалами – опытными операторами (область экспертных оценок).

Полученные результаты позволяют достаточно точно определить выходной параметр системы и создать адекватную математическую модель процесса или цифровой двойник реально действующего объекта. Описанный подход обеспечивает высокое качество управления и реализуется имеющимися АСУ ТП и ИУС.

В качестве примера практического использования предложенной методологии можно привести задачи, решенные авторами на базе эксплуатируемых ИУС газопромысловых объектов [20–24]. В частности, ИУС «научили» прогнозировать время начала гидратообразования в газосборном шлейфе и определять, когда и в какую точку системы необходимо подать метанол. Авторы применили инновационные технологии автоматического мониторинга состояния скважин и шлейфов, у которых установлена система «Ямбург-ГиперФлоу ТМ», по стандартному [25–28] и расширенному [29] блокам контролируемых параметров. В настоящее время ведутся подготовительные работы для реализации измерения межколонного давления в автоматическом режиме, что поможет решить ряд принципиально новых задач [30] с учетом [5].

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ

В процессе внедрения перечисленных технологий обнаружили, что их эффективность напрямую зависит от надежности функционирования ИУС и их способности принимать управляющие решения в случаях поступления неполной / недостоверной информации. Сбои в работе ИУС иногда приводят к непредвиденным инцидентам, однако заменить существующие системы на промыслах в настоящее время не представляется возможным.

Авторам удалось найти инновационные решения, позволяющие ИУС диагностировать работу технологического оборудования газопромыслового объекта, анализировать на предмет достоверности поступающую в нее информацию и проверять работоспособность своих измерительных каналов (ИК). В случае выявления отказов и сбоев ИУС способна точно моделировать показания отказавших ИК до момента их восстановления, предупредив персонал о необходимости проведения ремонтных работ. Для этого ИУС непрерывно контролирует в заданном интервале времени до последнего цикла измерений расчетные значения и фактические показания каждого ИК. Если они лежат в пределах допустимых отклонений, ИК считается исправным. В противном случае ИУС дополнительно проверяет канал по показаниям «родственных датчиков» (всех датчиков, которые контролируют параметры данного конкретного процесса). В этом случае оператор получает сообщение с рекомендацией перехода на режим моделирования, который ИУС реализует, используя расчетное значение параметра отказавшего ИК. Моделирование ведется с учетом поправки, равной последней зафиксированной разности между фактическим и теоретическим значениями указанного параметра. Такой подход многократно повышает надежность функционирования промысла под управлением ИУС; авторская технология защищена патентами РФ [31–33].

Информационно-управляющую систему, которая непрерывно диагностирует работу оборудования с помощью специальных алгоритмов и исправляет потенциальные ошибки, можно привлекать для решения любых задач, возникающих в процессе эксплуатации месторождения. Фактически в такой системе прослеживается зарождение искусственного интеллекта [34]. Можно сказать, что авторы описанных технологий идут навстречу разработкам специализированных лабораторий и институтов, в которых занимаются вопросами искусственного интеллекта.

РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ

Пример расширения возможностей существующих ИУС – автоматизация создания карты изобар газоносной и многопластовой залежи для любой исторической даты. Согласно действующим нормативам такую карту необходимо строить раз в квартал с использованием результатов газогидродинамических исследований скважин, которые проводятся не реже одного раза в 3 г. с охватом всего фонда. Авторы разработали технологию контроля и расчета параметров функционирующих и остановленных скважин, необходимых для построения карты изобар, и алгоритм ее создания ИУС, в том числе для многопластовых месторождений нефти и газа [35–37]. С использованием полученных результатов удалось повысить отдачу конденсата валанжинскими залежами [38].

Один из эффективных способов контроля за разработкой газоконденсатных месторождений – метод гидропрослушивания скважин. Его используют редко, поскольку для этого необходимо провести значительный объем работ и задействовать целую группу скважин с ограничением режима эксплуатации. Авторы разработали технологию автоматизации гидропрослушивания с использованием ИУС, в состав которой входит система телемеханики [39]. Испытания можно проводить по команде оператора в любой момент жизненного цикла месторождения параллельно со стандартными газогидродинамическими исследованиями или во время планово-диагностических работ. Эта технология позволит повысить точность определения текущих параметров пласта и оптимизировать параметры его эксплуатации. Информационно-управляющая система строго контролирует порядок подключения и отключения скважин, регистрирует время прихода и форму волны возмущения давления (рис. 5). Поскольку методика не требует присутствия людей на кусте скважин, полностью исключается влияние так называемого человеческого фактора на результаты. В настоящее время ведутся подготовительные работы для ее практической реализации.

РАСШИРЕНИЕ ОБЪЕМОВ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯЮЩИХ СИСТЕМ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ

Даже небольшое расширение объемов контроля (введение всего нескольких дополнительных информационных и управляющих каналов) многократно увеличивает число степеней свободы ИУС, которые она сможет использовать для снижения риска возникновения чрезвычайных ситуаций на газопромысловых объектах. Следовательно, расширение числа контролируемых параметров, выбираемых с учетом геологических, экологических и технологичес-ких особенностей конкретного месторождения, – одна из ключевых задач развития ИУС добычного комплекса.

Например, потребуется не более одного дня для того, чтобы установить дополнительный манометр для измерения межколонного давления, подключить его к ИУС и реализовать потенциальные возможности изобретения [30], позволяющего оперативно контролировать процесс разработки месторождения. Однако, если строго следовать правилам внедрения новой техники и технологий, предварительно необходимо выполнить научно-исследовательскую и опытно-конструкторскую работу, что позволит реализовать все потенциальные возможности резервных мощностей имеющейся ИУС технологических процессов и систем моделирования разработки месторождения. Наличие такой интегрированной системы особенно важно при освоении и эксплуатации офшорных месторождений в условиях, когда замерзающая акватория накладывает серьезные ограничения на проведение ряда стандартных испытаний. В настоящее время невозможно предсказать, как быстро удастся решить эту задачу.

Ниже речь пойдет о потенциаль-ных возможностях 4D-сейсми-ческого мониторинга флюидозамещений в разрабатываемых залежах и образования природно-техногенных залежей углеводородов (в первую очередь газа) при разведке и разработке месторождений на акваториях. Необходимость проведения таких исследований подтверждается большим числом работ, например [2, 40–45]. Такие работы дважды успешно опробованы в России «Сахалин Энерджи Инвестмент компани Лтд.»: на северо-восточном шельфе Сахалина (участок Астохский Пильтун-Астохского месторождения) в 2010 г. и на месторождении Лунское (участок Пильтунский) в 2015 г. [41, 42]. Для проведения этих научных исследований необходимо периодически (один или два раза в год) привлекать специализированное судно с полным комплексом оборудования для 3D-сейсморазведки, включая сейсмоисточники и сейсмокосы.

Более рационально на ранней стадии при обустройстве месторождения у каждой ледостойкой платформы и кондукторов уложить на дно (заглубить в донные отложения ниже возможной ледовой экзарации) несколько сейсмокос, подключив их к ИУС газового промысла (патент на изобретение [46]). В этом случае измерения будут проводиться на регулярной основе под ее управлением с использованием резервных мощностей и не очень сложных алгоритмов технологических процессов газового промысла. Получаемые цифровые данные измерений и результаты их автоматизированной обработки содержат информацию о состоянии пространства около скважин, необходимую для оперативной оценки геоэкологической безопасности, а также геологам и другим специалистам. Эти специалисты по результатам 4D-мониторинга будут принимать окончательные решения о необходимости вмешательства для предотвращения угрозы выброса газа. Здесь речь идет о комплексе технологических решений (искусственном интеллекте), обеспечивающем безопасность добычи углеводородов. Технологию сейсмического мониторинга в режиме реального времени планируется реализовать на нефтегазодобывающих морских платформах (Каменномысское-море и др.); также ее можно применить и на суше для мониторинга геосреды на удаленных кустах скважин (подробности в работах [2, 45]). Возможно, на этом пути будет найдено решение задачи раннего обнаружения и парирования крайне опасного процесса образования мощных природных и техногенных выбросов газа с образованием гигантских кратеров [2, 45].

УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССАМИ МЕРЗЛОТНОГО ПУЧЕНИЯ НА ПЛОЩАДКАХ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ

Наиболее перспективный способ повышения культуры взаимодействия производства с окружающей средой – природоподобные технологии. Приведенный ниже пример создания и внедрения таких технологий связан с процессом образования в зимнее время на площадках газопромысловых объектов сезонных бугров пучения, которое представляет собой одно из наиболее опасных природных явлений, способных спровоцировать серьезные аварийные и даже катастрофические ситуации [2, 45]. Они вызывают перемещения свайных фундаментов зданий и инженерных сооружений, вплоть до полного разрушения. Пучение грунтов возникает в результате криогенных процессов, обусловленных миграцией жидкой воды в замерзающем деятельном слое мерзлоты.

Опираясь на результаты экспериментальных исследований надмерзлотного сезонно-талого водоносного горизонта, разработали простую и эффективную инновационную технологию с применением разгрузочных трубок, устанавливаемых в летний период в существующие гидрогеологические колодцы [47]. Зимой в процессе плановых обследований маркшейдеры выявляют начало образования бугров пучения. В этом районе вскрывается одна из трубок в гидрогеологическом колодце (снимается верхняя пробка и выбивается нижняя). Через нее стравливается из промерзающего деятельного слоя вода с аномально высоким давлением. В результате с 2010 г. новых деформаций свайных фундаментов не наблюдается. Более того, зафиксирована динамика понижения средней температуры вечной мерзлоты под защищаемыми зданиями и сооружениями. Это свидетельствует о решении еще одной задачи – техногенной стабилизации геотехнической системы благодаря удалению из межмерзлотного слоя воды вместе с избыточной энергией, которая выделилась бы при ее замерзании. В данной технологии наряду с маркшейдерскими исследованиями широко используется ИУС лаборатории мерзлоты, которая позволяет безошибочно определять, когда и какую разгрузочную трубку необходимо активизировать (рис. 6).

Приведенный пример свидетельствует о необходимости поиска решения проблем образования многолетних бугров пучения, угрожающих мощными выбросами газа с его самовоспламенением и взрывом; в результате этих выбросов образуются гигантские кратеры, а крупные фрагменты мерзлой породы и льда разлетаются на расстояние 400–900 м [45]. Поиск путей решения этой проблемы крайне актуален [48, 49]. В результате шестилетних исследований, проведенных специалистами ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук» (ИПНГ РАН), обоснован новый механизм формирования бугров пуче-ния – газогидродинамический, по своей сути близкий к вулканическому [45]. Понимание механизма облегчает путь выявления опасных объектов – газонасыщенных полостей в криосфере.

РЕКУЛЬТИВАЦИЯ НАРУШЕННОЙ И ЗАГРЯЗНЕННОЙ ПОЧВЫ ТУНДРЫ

Перспективность комплексного подхода к разработке природоподобных технологий была оценена авторами при рекультивации нарушенных и загрязненных территорий. В результате создан ряд инновационных решений на базе местных ресурсов. Работу выполнил творческий коллектив специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ФГБУН «Федеральный исследовательский центр «Пущинский научный центр биологических исследований Российской академии наук» «Институт физико-химических и биологических проблем почвоведения Российской академии наук», ФГБУН «Институт фундаментальных проблем биологии Российской академии наук». Базовые исследования включали спектрометрический изотопный анализ различных типов торфов, распространенных в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах (ХМАО, ЯНАО) [50], а также количественную параметризацию природных и нарушенных биогеохимических циклов. Оказалось, что каждый встреченный тип торфа уникален, и требуется на основании данных анализа в лабораторных условиях определять те его природные физико-химические и биологические характеристики, включая ферменты жизнедеятельности бактерий (дегидрогеназа, каталаза), которые доказывают, что именно этот торф обеспечит планируемый в контексте рекультивации почв результат [51]. Важно и то, что на практике технологии не требуют использования дорогостоящих приборов, а подготовительные работы к летнему сезону могут проводиться зимой по разработанному регламенту в течение одного месяца в стандартно оснащенной экологической лаборатории. Получаемые результаты ферментативных анализов совместно с данными по механическому составу почвогрунтов и их влагоемкости позволяют подбирать оптимальные соотношения торф : почва для каждого рекультивируемого контура. Одновременно дается прогноз восстановления природных биогеохимических циклов в рассматриваемых экосистемах природно-технических комплексов газоконденсатных месторождений. А это говорит о природоподобности разработанных технологий и их применимости в суровых условиях Арктики. Все они защищены патентами на изобретения [52–58].

Эти технологии можно использовать при рекультивации других территорий на п-ве Ямал, в частности пастбищ, деградированных при перевыпасе северных оленей, и мы надеемся, что данные разработки заинтересуют и администрацию ЯНАО.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Развитие и интеграция эксплуатируемых ИУС в целях повышения техногенной, геоэкологичесой и экологической безопасности газопромысловых объектов ООО «Газпром добыча Ямбург» изначально ориентировались на конкретные объекты (объектная ориентация), на общепризнанные принципы устойчивого развития и идеологию «индустрия 4.0» [3] с учетом характерных особенностей каждого из разрабатываемых НГКМ. Наш первый цифровой двойник [20] зарегистрирован в 2008 г., что соответствует по срокам объявлению Германией начала четвертой научно-технической революции «индустрия 4.0». Следовательно, газовая промышленность РФ идет в ногу с мировыми тенденциями.

Переход к освоению шельфовых НГКМ потребует интеграции в единый комплекс используемых ИУС технологических процессов и моделирования разработки месторождений с их жесткой ориентацией на объекты добычного комплекса с одновременным увеличением числа контролируемых параметров. Все новые ИК должны иметь стационарные средства измерения и оперативно управляться ИУС, в том числе для выявления нештатных ситуаций и проведения специальных исследований, назначаемых по фактическому состоянию эксплуатируемого объекта добычного комплекса. Данное требование полностью соответствует [5] и позволяет без увеличения мощностей ИУС существенно повысить оперативность выявления потенциальных инцидентов, значительно снижая риск их развития в аварии и катастрофы. Именно поэтому в статье описаны внедренные технологии, позволяющие предельно приближаться к точкам бифуркации (точкам перехода в аварийную ситуацию или катастрофу) и добиваться значимого экономического эффекта. Такое возможно только благодаря использованию адекватных математических моделей (цифровых двойников) для управления каждым конкретным технологическим процессом ИУС промыслового объекта. Одновременно осуществляются перспективные наработки во всех трех сферах (техногенной, геоэкологической и экологической) в связи с планируемыми в ближайшее время обустройством и разработкой ряда шельфовых НГКМ Обской и Тазовской губ.

Несмотря на то что в идеологии «индустрия 4.0» много внимания уделяется интернету вещей, для стратегически важных уникальных объектов промышленного комплекса [59], таких как НГКМ, суть идеологии реализуется посредством инновационных объектно-ориентированных технологий высокого уровня (фактор масштабирования), управляемых ИУС объекта, интегрированной в иерархическую систему управления газодобывающего предприятия с использованием интранета, а комплекс внедренных и планируемых к внедрению технологий представляет собой основу дорожной карты инновационного научно-технического развития ООО «Газпром добыча Ямбург».