Газовая промышленность № 06 2018

В настоящее время термин «импортозамещение» стал весьма актуальным. Санкционная политика «партнеров» в отношении России становится все более агрессивной. Поэтому предприятия нефтегазового сектора разворачиваются лицом в сторону отечественных разработчиков и изготовителей систем автоматизации. ООО «Московский завод «ФИЗПРИБОР» активно предлагает собственные наработки в атомной энергетике для применения при построении автоматизированных систем управления технологическим процессом в нефте- и газодобывающей отрасли.

Вот уже более 75 лет «Московский завод «ФИЗПРИБОР» является одним из лидеров в сегменте разработки и изготовления отечественных технических средств и программно-технических комп- лексов для построения автоматизированной системы управления технологическим процессом на опасных производственных объектах. За столь длительный период оборудование предприятия хорошо зарекомендовало себя в космосе (на космических летательных аппаратах «Союз», «Буран» и станции «Мир»), в море (на морских буровых установках) и на суше (системы контроля и управления для АЭС).

Последние 30 лет предприятие успешно поставляет свои технические средства на АЭС для автоматизации контроля и управления технологическими процессами систем, важных для безопасности атомных станций.

Сегодня «Московский завод «ФИЗПРИБОР» – это современное высокотехнологичное предприятие полного цикла: от идеи до ее материального воплощения и сопровождения в процессе эксплуатации. Предприятие оснащено высокопроизводительным оборудованием для сборки функциональных модулей различного назначения и электротехнических шкафов, изготовления дополнительной оснастки и монтажных конструкций. Предприятие также обладает собственным испытательным центром, в котором проводятся испытания разрабатываемой продукции на соответствие требованиям по устойчивости к внешним воздействиям, таким как температура, влажность, песок, соляной туман, вибрация, сейсмические воздействия и электромагнитные импульсы.

На производственных участках предприятия изготавливается продукция только собственной разработки. Над созданием новых продуктов и модернизацией существующих трудятся около 50 конструкторов и программистов предприятия.

Гибкость производства и оперативность принятия решений позволяют в короткие сроки решать задачи по созданию автоматизированных систем контроля и управления с новыми, зачастую революционными характеристиками.

С учетом состояния отечественного рынка радиоэлектронных компонентов предприятие, как правило, использует при разработке новой продукции элементную базу иностранного производства. Вместе с тем нами постоянно ведется мониторинг рынка отечественных компонентов, который в последнее время начал стремительно развиваться, в целях быстрого перевода разработанных и разрабатываемых изделий на отечественные радиоэлектронные компоненты.

Так, на сегодняшний день компания выполнила перевод модулей ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов для систем малой автоматизации на микроконтроллеры компании «ПКК Миландр». В ближайшей перспективе предприятие планирует завершить разработку одноплатных компьютеров для ответственных применений на процессорах компаний «Т-Платформы» и «ЭЛВИС-НеоТек».

За многолетнюю историю предприятия номенклатура продукции расширилась от источников питания и технических средств непрограммируемой (жесткой) логики до высокоскоростных одноплатных компьютеров и модулей ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов, предназначенных для построения гибких распределенных систем контроля и управления технологическими процессами любой сложности.

«Московский завод «ФИЗПРИБОР» не останавливается на достигнутом, постоянно совершенствует свою производственную базу и непрерывно работает над расширением линейки выпускаемой продукции.

«Московский завод «ФИЗПРИБОР»

105066, РФ, г. Москва,

ул. Нижняя Красносельская,

д. 40/12, корп. 20, эт. 7, офис 729

Тел.: +7 (495) 228-60-19

Факс: +7 (495) 228-60-27

E-mail: info@fizpribor.ru

www.fizpribor.ru

Среди аварий и стихийных бедствий различной природы особую группу составляют техногенные аварии, связанные с деятельностью человека по эксплуатации технических систем, зданий и сооружений промышленного, жилищно-бытового и административного назначения. Такие аварии сопровождаются взрывами, пожарами, выбросом опасных веществ, разрушением зданий и сооружений. По данным Ростехнадзора и МЧС России, ежегодно фиксируется более чем по 40 техногенных аварий и природных ЧС соответственно.

Последствия таких негативных событий и явлений становятся все более опасными для объектов экономики, населения и окружающей среды. Значительную долю среди них составляют аварии на опасных производственных объектах (ОПО), безопасная эксплуатация которых регулируется Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [1]. К ОПО в первую очередь относятся элементы инфраструктуры и трубопроводы добычи, транспорта, хранения и переработки газа и нефти, крупнейшим владельцем которых является ПАО «Газпром».

В целях централизованного управления техногенными рис- ками эксплуатации газотранспортной системы, а также поддержания высокого уровня экологической и промышленной безопасности в ПАО «Газпром» внедряется Система управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы (СУТСЦ ГТС) [2, 3]. Основой СУТСЦ ГТС выступает долгосрочное планирование мероприятий по техническому диаг- ностированию и капитальному ремонту газопроводов. При этом процессы планирования участков МГ в рамках действующей нормативной документации базируются на информации о фактическом техническом состоянии трубопроводов, наиболее информативным инструментом для получения которой являются периодические технические диаг- ностирования с использованием внутритрубных дефектоскопов. Развитие технологий и технических средств диагностирования дает основания для совершенствования норм оценки опасности дефектов и повреждений трубопроводов, их ранжирования по степени влияния на надежность магистральных газопроводов (МГ) при различных условиях и режимах эксплуатации [4–6].

С этих позиций представляет интерес развитие методологии и расчетно-аналитических методов, направленных на выявление предрасположенности различных участков газопроводов к накоплению повреждений, зарождению и развитию дефектов одного определенного типа или их сочетаний. В этой же плоскости расположены вопросы выявления повышенной чувствительности или уязвимости участков газопроводов по отношению к тем или иным видам и сочетаниям природно-климатических или эксплуатационных нагрузок и воздействий.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

В статье представлена методология прогнозирования типа (природы) возможной аварии на газопроводах ПАО «Газпром» с применением аппарата распознавания образов и теории информации [7]. Распознавание образов – повсеместно встречающаяся в быту, на производстве, в науке процедура, приводящая к категорированию (т. е. классификации) распознаваемых объектов, процессов, сигналов, событий или явлений по определенным признакам [8]. Далее, чтобы не дуб- лировать разные понятия, содержащие термин «класс», – «класс опасности объекта» [1] и «класс объекта» (применяется при распознавании образов) – во втором случае будем применять термин «категория объекта», а задачу «классификация объектов» при распознавании образов называть категорированием.

Применение для ОПО ПАО «Газпром» категорирования аварий и создание методологии прогнозирования наиболее вероятного вида гипотетической аварии на магистральном трубопроводе может быть полезным при определении требований к периодичности и объему его технического диагностирования и ремонта, нормировании допустимых повреждений труб. Такая методология может быть также положена в основу системы поддержки и принятия решений при установлении специальной комиссией по расследованию причин аварии.

Решение указанной задачи становится возможным благодаря тому, что ООО «Газпром газнадзор» формирует упорядоченную базу данных обо всех случаях аварий на МГ начиная с середины 1960-х гг., основанную на сведениях эксплуатирующих организаций и данных Ростехнадзора (ранее – Госгортехнадзор России) [9].

Задача категорирования (прогнозирования вероятной причины аварии) решается с привлечением имеющихся ретроспективных данных о сопутствующих ей признаках, сгруппированных по физической природе их происхождения.

Процедуру категорирования аварий в общем виде можно организовать последовательной, например двухступенчатой, т. е. с возможной детализацией выводов (результатов категорирования) на втором и/или последующих этапах распознавания. Как показал предварительный анализ информационной обеспеченности различных категорий аварий, для определения физической природы возможной аварии в любой точке газотранспортной системы целесообразно использовать схему ступенчатого распознавания, представленную на рисунке.

По результатам анализа признаков различных аварий, имеющихся в базе данных, на первом этапе распознавания образа целесообразно установить принадлежность конкретного случая разрушения МГ к одной из n = 3 укрупненных категорий. Указанные категории аварий образуют (в терминах теории вероятностей) «полную группу», обобщая все случаи аварий, внесенные в базу данных, рассматриваемые с позиций причинной идентификации при расследовании этих происшествий.

На втором этапе процесса распознавания образа аналогичная работа может быть проведена относительно установленной подгруппы аварии для дальнейшего исследования и уточнения ее возможного механизма (природы). На третьем этапе процесса распознавания образа аналогичная работа может быть проведена относительно установленной на втором этапе (как наиболее вероятной) категории аварии для уточнения ее возможного механизма (природы аварии).

Так, если при распознавании на втором этапе определяющей причиной аварии оказалась стресс-коррозия участка или элемента, то на третьем этапе в качестве причины аварии рассматриваются: продольно-ориентированная стресс-коррозия, характеризующаяся повышенными локальными кольцевыми напряжениями в местах отслоения пленочной изоляции МГ трассового нанесения и т. д.; поперечная стресс-коррозия, обусловленная высоким уровнем изгибных напряжений в местах доступа коррозионной среды к поврежденному участку МГ.

Резюмируя описанное выше, на всех этапах процесса распознавания возможного вида (природы) аварии формируется пространство признаков с учетом факта уже состоявшегося отнесения рассматриваемой аварии к определенной категории или подгруппе.

СОПУТСТВУЮЩИЕ АВАРИЯМ ПРИЗНАКИ

Особо следует остановиться на совокупности признаков, сопутствующих конкретной аварии. При распознавании аварии вместе с объектом распознавания (вид возможной аварии) рассматриваются совокупности условий работы трубопровода, парамет- ров режима, конструктивные особенности и т. д. Таким образом, наряду с факторами, характеризующими непосредственно аварийный объект (характер деформаций, трещин, внутренних дефектов и т. д.), под «признаками аварии» подразумеваются любые факторы, сопутствующие такому событию.

Анализ признаков, сопутствующих авариям, дополняется комп- лексным анализом технического состояния и целостности линейной части МГ [10].

База данных ООО «Газпром газнадзор» предполагает следующее условное разделение признаков аварии по типам:

– внешние (сопутствующие), к которым относятся нагрузки, воздействия на трубопровод, а также обстоятельства, в той или иной степени способствующие инициализации или развитию аварии, влияющие на его прочность, герметичность, несущую способность;

– внутренние (собственные), т. е. различные дефекты, повреждения как металла трубы, так и изоляционного покрытия, механические свойства элементов трубопровода, металлургические дефекты и прочие, определяющие динамику изменения технического состояния объекта до момента аварии.

Внешние и внутренние признаки взаимозависимы, поэтому в поставленной задаче определения вида (природы) возможной аварии их нельзя объединять (рассматривать вместе).

Пространство признаков обязательно регистрируется в процессе расследования аварии, вносится в базу данных об этих происшествиях и отражает принадлежность рассматриваемой аварии к определенному типу (категории). Сопутствующие аварии признаки приобретают измеримые или неизмеримые значения, т. е. качественные или сформулированные в форме логического утверждения или отрицания.

На первом этапе распознавания рассматривается N признаков аварий внутри пространства признаков, каждый из которых является случайным фактором или случайной величиной 1, 2, … N [11]. Сведения, рассматриваемые в группе случайных величин, описываются численными значениями, в группе случайных факторов – словесными характеристиками, отражающими свойства каждого фактора. Например, фактор «вид грунта» может приобретать значения: глина, суглинок, супесь, песок и т. д. Случайные факторы, как и дискретные случайные величины, обладают своим рядом распределения вероятностей, но в отличие от случайных величин не имеют числовых характеристик (математического ожидания, дисперсии и т. д.). Значения этой переменной часто называют уровнями.

Для упрощения решения задачи категорирования непрерывные случайные величины (внутреннее давление газа, температура перекачки и др.) представляются здесь их дискретными аналогами.

ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПОДХОД

К решению задачи отбора значимых признаков при категорировании аварий на первом этапе распознавания применялся информационный подход.

В связи со спецификой понятия «признаки аварий» важную роль для правильной постановки задачи прогнозирования типа (природы) возможной аварии играет качество признаков, основным критерием которого является их информативность. Отбор признаков по критерию их наибольшей информативности на первом этапе распознавания осуществляется по следующему алгоритму:

– вычисление недостающей информации (энтропии) [12] и подготовка матрицы отбора значимых признаков из общего числа N признаков x1, x2, …, xN для каждой из трех категорий;

– оценка значимости признаков; из полученных результатов выбираем для дальнейшего использования ряд признаков, обладающих наименьшими (по модулю) значениями энтропии (т. е. наименьшей недостающей информацией), остальные признаки (с бóльшими значениями суммарной энтропии) отбрасываются как неинформативные;

– пересчет энтропии по информационно значимым признакам и определение категорий аварий, наиболее обеспеченных сведениями для прогнозирования (например, в рамках конкретного региона).

Как показали расчеты, наименьшим значениям энтропии, т. е. информационной неопределенности (в рамках конкретной структуры и фактического содержания базы данных об авариях на газовых объектах), отвечает 3-я категория аварий – «Коррозионно-механические проявления», что позволяет считать прогнозирование аварий по причинам коррозионно-механических проявлений в наибольшей степени информационно обеспеченным.

Алгоритм решения задачи вероятностного категорирования (прогнозирования вида возможной аварии) с применением тестового шурфования представлен ниже.

Пусть, например, для решения задачи прогнозирования наиболее вероятной технической причины (природы) аварии на конкретном участке линейной части эксплуатируемого МГ произведен опыт, состоящий в шурфовании участка МГ в определенной точке с определением значений (уровней) A0, B0, C0, ... , внешних (сопутствующих) признаков (факторов) A, B, C, ... . В принципе, полученные при шурфовании тестовые значения большинства наблюдаемых признаков могут сопутствовать любому из трех событий (гипотез о принадлежности к определенной категории) H1, H2, H3.

Для решения задачи вероятностного категорирования аварий и прогнозирования характера (природы) наиболее возможной аварии целесообразно воспользоваться соотношениями, действующими в схеме событий [13, 14].

Задача определения наиболее вероятной категории гипотетической аварии (при известных распределениях вероятностей тестовых значений/уровней сопутствующих признаков по всем трем категориям) решается в следующей последовательности:

1) определение значений априорных вероятностей гипотез сортировкой статистических данных: Р(Н1) = …; Р(Н2) = …; Р(Н3) = …;

2) определение для каждой из трех категорий (по известным априорным распределениям признаков) значений условных вероятностей, соответствующих значениям (уровням) тестового вектора:

Р(A|Н1) = …; Р(B|Н1) = …; Р(C|Н1) = …; Р(D|Н1) = …; Р(E|Н1) = …; …

Р(A|Н2) = …; Р(B|Н2) = …; Р(C|Н2) = …; Р(D|Н2) = …; Р(E|Н2) = …; …

Р(A|Н3) = …; Р(B|Н3) = …; Р(C|Н3) = …; Р(D|Н3) = …; Р(E|Н3) = …; …;

3) вычисление по результатам тестовой реализации вектора значений сопутствующих признаков A, B, C, … (т. е. при реализации события ABC…) вероятности попадания в каждую категорию компонент(-ы) вектора признаков:

Р(VABC…|Н1) = 1 – [1 – Р(A|Н1)] × × [1 – Р(B|Н1)].… …,

Р(VABC…|Н2) = 1 – [1 – Р(A|Н2)] × × [1 – Р(B|Н2)].… …,

Р(VABC…|Н3) = 1 – [1 – Р(A|Н3)] × × [1 – Р(B|Н3)].… … ;

4) определение среднего значения вероятности события ABC… по формуле полной вероятности:

P(ABC…) = Р(Н1)Р(VABC…|Н1) + Р(Н2) × × Р(VABC…|Н2) + Р(Н3)Р(VABC…|Н3);

5) вычисление по формуле Байеса [13] оценок условных вероятностей Р(Н1|ABC…) по категориям и установление наиболее вероятной природы гипотетической аварии путем сравнения полученных оценок для рассматриваемых категорий:

Р(Н1|ABC…) = …; Р(Н2|ABC…) = …; Р(Н3|ABC…) = … .

Следует подчеркнуть, что вышеуказанная задача должна рассматриваться для случая анализа только внешних (сопутствующих) признаков, фиксируемых при тестовом шурфовании, при этом приведенные рассуждения касались только первой ступени распознавания.

Для анализа правильности полученного решения задачи прогнозирования вида аварии на первом этапе распознавания следует с использованием приведенного алгоритма повторить решение относительно внутренних (собственных) признаков, которые могут быть определены при том же тестовом шурфовании: механических дефектов основного металла; нарушений изоляционного покрытия; сетки трещин; дефектов сварного продольного шва; отклонений от проекта механических свойств основного металла и т. д.

Отметим важность обязательного выполнения категорирования относительно внутренних (собственных) признаков, которое часто влияет на общий результат решения.

В случае когда при расчете по внешним и внутренним признакам получатся разные результаты, т. е. реализуются разные прогнозные механизмы возможной аварии, необходимо в дальнейшем учитывать возможность реализации обоих механизмов аварийного разрушения, в том числе и при уточнении механизма разрушения на последующих этапах распознавания аварии.

ВЫВОДЫ

Разработана методика прогнозирования вероятного типа (природы) гипотетической аварии магистрального газопровода на основе тестового шурфования газопровода с использованием аппарата распознавания образов, теории информации и привлечением упорядоченного массива ретроспективных сведений о случаях аварий на магистральных газопроводах.

Прогнозирование возможного типа аварии отличается от применяющихся при решении подобных задач подходов [15, 16] отсутствием необходимости предварительного обучения системы распознавания, которое в процессе подготовки к решению задачи уже проведено, а система настроена (обучена) на совокупности упорядоченных сведений о ранее произошедших случаях аварий.

Методика предназначена для прогнозной оценки наиболее вероятного типа (физической природы) гипотетической аварии на конкретном участке эксплуатируемого газопровода на основе данных, полученных с помощью пробного (одиночного или многократного) шурфования.

Методика прогнозирования типа (природы) гипотетической аварии на эксплуатируемом магистральном газопроводе допускает расширение алгоритма в целях учета дополнительных данных об условиях эксплуатации участка газопровода с использованием качественных и количественных результатов диагностических исследований.

Для стимулирования использования природного газа в качестве моторного топлива в общемировой практике и в России широко используются экономические инструменты. Они определяются возможностями и традициями страны, историей развития в ней газомоторного рынка (ГМР). В зависимости от этого центр тяжести государственной экономической поддержки переносится на регулирование цен на газомоторное топливо (ГМТ), субсидирование производителей или покупателей газомоторных автомобилей (ГМА), льготное кредитование и налоговые льготы для покупателей ГМА и другие меры [1–3].

Обсуждение возможностей использования для коммерческого развития ГМР различных форм организации бизнеса проведено в [4] на основе моделирования поведения участников рынка при двух базовых стратегиях: рыночное равновесие при свободном ценообразовании на ГМА и ГМТ; согласованное формирование максимального чистого дисконтированного дохода (ЧДД) и распределение его между участниками рынка.

Отметим, что ЧДД участников ГМР рассматривался как мера их коммерческой заинтересованности в развитии ГМР.

В настоящей статье в рамках разработанной в статье [4] модели рассмотрены вопросы влияния на поведение участников ГМР мер государственного экономического стимулирования. Поскольку в указанной выше работе уже проведено моделирование влияния цен на ГМТ на поведение участников ГМР, государственное регулирование этого показателя как средства стимулирования газомоторизации ниже специально не рассматривалось.

Моделировалось влияние на ГМР следующих двух мер государственного экономического стимулирования:

– государственное субсидирование производителей или покупателей ГМА;

– государственное субсидирование автокредитов коммерческих банков для покупателей ГМА.

Первая мера была практически реализована в России при закупке автобусов и коммунальной техники сначала в форме возмещения государством покупателям (муниципальные или региональные власти) превышения стоимости ГМА над их традиционными аналогам, а в настоящее время – производителям техники [5]. Формально принадлежность субсидии покупателю или продавцу ГМА не меняет суммарного ЧДД, создаваемого на ГМР, поскольку она имеет строго целевой характер, а в модели автоматически зачисляется за продавцом в момент покупки ГМА.

Вторая мера была практически реализована в России путем предоставления из федерального бюджета субсидий российским кредитным организациям на возмещение выпадающих доходов по кредитам, выданным российскими кредитными организациями физическим лицам на приобретение автомобилей, в рамках подпрограммы «Автомобильная промышленность» Государственной программы Российской Федерации «Развитие промышленности и повышение ее конкурентоспособности» [6].

МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ

Моделирование налогового стимулирования развития ГМР с экономической точки зрения приводит в целом к аналогичным результатам, поскольку ведет к снижению расходов владельцев коммерческих ГМА или других участников ГМР. Вместе с тем формальное моделирование этого процесса требует описания деталей производственной деятельности каждого владельца ГМА (производителя ГМА, ГМТ), влияющих на формирование, например, прибыли или другого показателя как базы для получения налоговых льгот. Практически это возможно только в рамках рассмотрения инвестиционных проектов газомоторизации конкретных автотранспортных предприятий или систем «заправки ГМТ – участники ГМР». Поэтому в рамках моделирования ГМР в целом такие опции экономического стимулирования не рассматривались.

Рассмотрим в сделанных предположениях субсидирование производства ГМА.

Основные зависимости ЧДД двух участников ГМР (покупатели ГМА и продавцы ГМТ) за период времени T, равный сроку службы ГМА, остаются теми же, что представлены в модели [4]. При моделировании принято то же усеченное логнормальное распределение N(L) по годовому пробегу L для ГМА (рис. 1).

Чистый дисконтированный доход производителя ГМА с учетом субсидирования определяется как:

Vags = (Pag – Pag0(N) + S).N,         (1)

где Pag – цена газомоторного автомобиля, тыс. руб/ед.; Pag0(N) – зависимость себестоимости производства ГМА от общего числа произведенных и проданных ГМА (учет эффекта масштаба производства), тыс. руб/ед.; S – субсидия в расчете на 1 ГМА, тыс. руб/ед.; N – общее число проданных ГМА, ед.

Продолжим рассмотрение условного примера [4], когда ГМР ограничен сегментом легких и средних грузовых коммерческих автомобилей, аналогичных моделям линейки ГАЗель NEXT и ГАЗон NEXT.

Базовые значения начальных данных для условного примера те же, что и в [4] (табл. 1).

Базовое значение субсидии на производство ГМА — 10 % от его себестоимости. Иначе говоря, за каждый проданный ГМА производитель получает субсидию 0,1Pag0 = 0,11 млн руб.

Отметим, что ЧДД покупателя в модели принят нулевым, т. е. доход покупателя ГМА на вложенный капитал (покупка ГМА) равен принятой им норме дисконтирования. Для расчетов принято значение нормы дисконтирования 0,1. Поведение покупателя ГМА определяется готовностью платить на ГМР за продукцию остальных участников рынка по предлагаемым ценам.

Компьютерное моделирование ГМР с этими исходными данными выполнено с использованием системы Mathematica [7], которая позволяет осуществлять символьные вычисления.

ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

Для оценки влияния субсидирования производства ГМА на равновесные цены ГМТ и ГМА на основе моделирования были построены представленные на рис. 2 зависимости (фазовые траектории) оптимальных цен для каждого из участников рынка в координатах «цены на ГМТ – цены ГМА». График показывает, что оптимальные для производителя цены на ГМА снижаются по сравнению с аналогичными ценами без субсидирования примерно на половину размера субсидии. Таким образом, коэффициент эластичности цены на ГМА равен примерно половине размера субсидии. Это указывает на относительно невысокую отдачу субсидирования как инструмента стимулирования роста парка ГМА, а значит, и ГМР.

Расчеты показали, что в случае 10%-ного субсидирования производства (покупки ГМА) равновесная рыночная цена ГМТ составляет 27 руб/м³, а ГМА – 1,165 млн руб. Любое отклонение от этих цен приведет к снижению ЧДД на рынке в целом и у его участников.

Суммарный ЧДД, создаваемый на ГМР, составит при этом 393 млн руб., ЧДД продавца ГМТ – 254 млн руб., ЧДД производителя ГМА – около 139 млн руб.

Ценовое равновесие на ГМР устанавливается при более низких ценах на ГМА (на 9 %) и более высоких ценах на ГМТ (на 20 %), чем в ситуации без субсидирования. Это указывает на необходимость перехода к более высоким рыночным ценам на ГМТ по мере развития стимулирования покупки ГМА.

Отметим, что в странах с рыночным ценообразованием на ГМТ оно стоит на 35–40 % дешевле нефтяного топлива. При этом превышение цен на ГМА над ценами их обычных аналогов составляет 20–25 % против 10 %, принятых в нашей модели в качестве начального значения. Дополнительные инвестиции в ГМА с учетом субсидирования окупаются на коммерческом автотранспорте в приемлемые для этих стран сроки – 3–4 года и менее (например, в секторе таксомоторов).

При моделировании кооперативной стратегии максимальный суммарный ЧДД на ГМР составил 437 млн руб., ЧДД продавца ГМТ – 346 млн руб., ЧДД производителя ГМА – 90 млн руб. Он достигается при цене ГМТ 31,5 руб/м³ и цене ГМА 1,09 млн руб. Отклонение от этих цен приведет к снижению ЧДД на рынке в целом и для его участников.

Эффект от кооперации участников рынка (разность между максимальным и равновесным значениями ЧДД) составил 433 млн руб., или 11 %.

Участникам ГМР кооперация при субсидировании покупки ГМА несколько более выгодна, чем свободная конкуренция. Прирост суммарного ЧДД на рынке при этом составляет около 8 %. В то же время относительная эффективность кооперации на ГМР при субсидировании падает и составляет 11 % по сравнению с 23 % при равновесном ЧДД.

Оптимальная цена на ГМТ должна удерживаться на уровне 31,5 руб/м³, или около 80 % от цены нефтяных топлив, что явно вызовет на рынке неустойчивость по спросу, даже при развитой системе перераспределения ЧДД между участниками, включая владельцев ГМА. Таким образом, субсидирование производства (покупки) ГМА тормозит развитие коммерческого потенциала с использованием современных схем кооперации бизнеса. Экономически такое положение вполне понятно: наличие на ГМР бесплатных финансовых ресурсов в виде субсидий на производство (покупку) ГМА не стимулирует к повышению эффективности бизнеса. Поэтому в ряде стран, например в США и ЕС, субсидирование покупки ГМА дополняют льготами в виде налоговых вычетов, которые автотранспортный бизнес должен заработать.

Для оценки влияния Программы льготного кредитования на коммерческое развитие ГМР дополним базовую модель, приведенную в [4], денежными потоками, связанными с получением и обслуживанием кредита на приобретение ГМА.

Рассмотрим общий случай, когда льготы по кредиту предоставляются для покупки всех легких и средних коммерческих автомобилей, как ГМА, так и обычных. Тогда прирост ЧДД покупателя ГМА по сравнению с покупкой обычного аналога будет равен:

,          (2)

где – доля от цены автомобиля, оплачиваемая в качестве первоначального взноса, безразмерная величина; Rag – срочная уплата по кредиту для приобретения газомоторного автомобиля, тыс. руб.; Ra – срочная уплата по кредиту для приобретения обычного автомобиля, тыс. руб.; Tk – срок кредита, годы; r – норма дисконтирования, доли ед.; t – время, годы; Pb – цена бензина, руб/л; Pg – цена ГМТ, руб/м³; – линейный расход топлива, л/км, L – годовой пробег, тыс. км/год.

Срочные уплаты по кредиту для приобретения ГМА и обычного автомобиля рассчитываются из условия погашения кредита в срок Tk.

Пусть f – льготная ставка по кредитам Программы субсидирования, тогда

f = fk – rcb,                                      (3)

где fk – ставка по кредитам, доли ед.; – коэффициент снижения ставки (доля от ставки рефинансирования ЦБ РФ), доли ед.; rcb – ставка рефинансирования ЦБ РФ, доли ед.

Тогда прирост ЧДД покупателя ГМА по сравнению с покупкой обычного аналога будет равен:

   (4)

Если льгота по кредиту предоставляется только при покупке ГМА, ЧДД его владельца составит:

(5)

Число автомобилей в рассмат-риваемом секторе автотранспорта Nsk с учетом Программы льготного кредитования представим как сумму Nwk – числа автомобилей, для приобретения которых льготы не использовалась, и Nk – числа автомобилей, приобретенных с использованием льгот:

Nsk = Nwk + Nk.                            (6)

Nk = N0k + = N0 + kN0 = = ( + k)N0,                           (7)

где N0k – число автомобилей, для приобретения которых использовалась Государственная программа субсидирования автокредитов, из первоначального числа автомобилей, ед.; – дополнительное число автомобилей, для приобретения которых использовалась Государственная программа субсидирования автокредитов, ед.; N0 – первоначальное число автомобилей при условии отсутствия Государственной программы субсидирования автокредитов – базовое число автомобилей в секторе, которые могут работать на ГМТ, ед.; – доля автомобилей от N0, для приобретения которых не использовалась Программа льготного кредитования, доля ед.; k – доля дополнительных автомобилей от N0, для приобретения которых использовалась данная Программа, доля ед.

Усеченные логнормальные распределения числа автомобилей по годовому пробегу L, для приобретения которых не использовалась и использовалась Программа льготного кредитования, имеют вид, соответственно:

Nwk(L) =

                                                         (8)

Nk(L) =   

                                                         (9)

при

где µ, – параметры логнормального распределения, безразмерные величины, Lmax – максимальный годовой пробег автомобиля, после логарифмирования – безразмерная величина, исходные значения – в тыс. км/год.

Общее число покупаемых ГМА можно определить как:

,      (10)

где Nwk – общее число автомобилей, для приобретения которых льготы не использовались, ед.; Nk – общее число автомобилей, приобретенных с использованием льгот, ед.; L0 – минимальный годовой пробег, при котором экономически эффективно приобретение ГМА без использования Программы льготного кредитования, тыс. км/год; Lk0 – минимальный годовой пробег, при котором экономически эффективно приобретение ГМА, при использовании Программы льготного кредитования, тыс. км/год.

Суммарный ЧДД продавца ГМТ определяется как:

(11)

где Pg0 – себестоимость ГМТ (затраты на приобретение газа и его компримирование или сжижение), руб/м³.

Чистый дисконтированный доход производителя ГМА, полученный от продажи новых ГМА, определяется как:

                        (12)

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Рассмотрим примеры поведения ГМР в условиях действия Программы льготного кредитования и исходных данных [4]. Обсуждение проведено на основе моделирования двух базовых стратегий: рыночного равновесия и максимизации суммарного ЧДД участников рынка.

Базовые значения финансовых исходных данных для условного примера применения Программы льготного кредитования представлены в табл. 2.

Для оценки влияния Программы льготного кредитования производства ГМА на равновесные цены ГМТ и ГМА на основе моделирования были построены фазовые траектории оптимальных цен для каждого из участников рынка в координатах «цены на ГМТ – цены ГМА» (рис. 3).

Расчеты показали, что в случае льготного кредитования производства (покупки ГМА) равновесная рыночная цена ГМТ составляет 23 руб/м³, а цена ГМА – 1,25 млн руб. Любое отклонение от этих цен приводит к снижению ЧДД на рынке в целом и у его участников.

Суммарный ЧДД, создаваемый на ГМР, составит при этом 250,2 млн руб., ЧДД продавца ГМТ – 225,6 млн руб., а ЧДД производителя ГМА – около 24,6 млн руб.

Расчетные равновесные цены и значения ЧДД для ГМР без стимулирования и при его наличии представлены в табл. 3. Из нее следует, что льготное кредитование, в отличие от субсидирования, мало влияет на положение равновесия на ГМР и создаваемый на нем суммарный ЧДД.

Расчетные равновесные цены и значения ЧДД для ГМР рассмот-рены ниже.

Максимальный суммарный ЧДД на ГМР достигается при цене ГМТ 31,5 руб/м³ и цене ГМА 1,1 млн руб. и составил 332 млн руб. ЧДД продавца ГМТ составил 332 млн руб., ЧДД производителя ГМА равен нулю. Отклонение от этих цен приведет к снижению ЧДД на рынке в целом и для его участников.

Эффект от кооперации участников рынка (разность между максимальным и равновесным значениями ЧДД) составил 82 млн руб., или 33 % от равновесного уровня, против 11 % для варианта субсидирования.

Из рис. 3 следует, что льготное кредитование при максимизации ЧДД на ГМР, в отличие от субсидирования, мало влияет на положение точки пересечения кривых цен на ГМР и ГМА (оптимальные цены).

Все это свидетельствует о том, что льготное кредитование является более эффективным инструментом развития коммерческого потенциала газомоторизации в рассматриваемом сегменте автотранспорта.

С использованием модели были подробно исследованы зависимости ЧДД владельца нового ГМА при различных условиях кредитования и от годового пробега.

Зависимость ЧДД владельца нового ГМА от годового пробега автомобиля при наличии льготного кредитования показана на рис. 4. Видно, что льготное кредитование только ГМА не дает преимуществ перед льготным кредитованием всех автомобилей в секторе.

Разница ЧДД владельца нового ГМА при различных ставках кредита растет с годовым пробегом автомобиля (рис. 5) и практически не зависит от первоначальных взносов.

Зависимость ЧДД владельца нового ГМА от годового пробега автомобиля при различных сроках кредита аналогична зависимости от ставки кредитования.

Зависимость минимального годового пробега L0, при котором экономически эффективно приобретение ГМА, от ставки кредита при различных его сроках приведена на рис. 6.

При ставке кредита меньше ставки дисконта минимальный годовой пробег не превышает 8 тыс. км/год, что охватывает практически весь сегмент легких и средних коммерческих автомобилей. При ставке кредита больше ставки дисконта L0 быстро растет, особенно при более долгосрочном кредитовании, до 15–20 тыс. км/год. Это в соответствии с распределением N(L) по годовому пробегу L (см. рис. 1) охватывает парк ГМА со средними и большими пробегами. Таким образом, бóльшая часть парка ГМА имеет пробег, обеспечивающий возможность обслуживания не только льготного, но и коммерческого кредитования со сроками до 5–7 лет по ставкам до 15 % годовых.

Минимальный годовой пробег L0, при котором экономически эффективно приобретение ГМА при ставке кредита, близкой к ставке дисконта, слабо зависит от первоначальных взносов.

Моделирование позволило установить зависимость числа ГМА в парке от их цены (рис. 7) и от цены ГМТ (рис. 8) без кредитования и с кредитованием.

Эти зависимости имеют сходный вид: при меньших ценах влияние кредитования на рост парка ГМА максимально и достигает 20 %, а с их ростом влияние резко сокращается, стремясь к нулю.

Зависимость числа ГМА в парке от ставки кредита при различных сроках кредита представлена на рис. 9. При ставке кредита меньше ставки дисконта сроки кредита мало влияют на размеры парка. С ростом ставки кредита больше ставки дисконта рост срока кредита резко сокращает размеры парка. Долгосрочное кредитование, таким образом, не стимулирует рост парка ГМА, а значит, и коммерческий потенциал ГМР.

Зависимость числа ГМА от ставки кредита при различных первоначальных взносах (рис. 10) имеет тот же характер, что и его зависимость от ставки кредита при различных сроках кредита, но влияние размера первоначального взноса существенно слабее.

ВЫВОДЫ

Моделирование ГМР в условиях применения мер экономического стимулирования (субсидирования производства ГМА и льготного автокредитования) показало их позитивное влияние на коммерческий потенциал газомоторизации.

Субсидирование приводит к существенному сдвигу равновесных и оптимальных цен на ГМР и изменению ЧДД всего рынка, что связано с использованием всеми участниками дополнительных бесплатных ресурсов. При этом коммерческая эффективность использования механизмов ко-операции участников рынка снижается.

Льготное автокредитование не ведет к существенному сдвигу равновесных и оптимальных цен на ГМР и изменению ЧДД всего рынка. Как рыночный инструмент, поскольку льгота снижает только уровень платности финансовых ресурсов, оно сохраняет возможности эффективного использования кооперации участников рынка. Разность между максимальным и равновесным значениями ЧДД составила 33 % от равновесного уровня против 11 % для варианта субсидирования. Более того, показано, что в рассматриваемом сегменте автотранспорта эффективно и коммерческое кредитование по ставкам до 15 % годовых.

Все это свидетельствует о том, что кредитование, прежде всего льготное, является эффективным инструментом развития коммерческого потенциала газомоторизации как в сегменте легких и средних коммерческих автомобилей, так и в других сегментах коммерческого автотранспорта.

Таблица 1. Базовые значения исходных данных для условного примераTable 1. Basic values of source data for illustrative example

Таблица 2. Базовые значения исходных данных для условного примера применения Программы льготного кредитованияTable 2. Basic values of the initial data for the conditional example of the application of the Promotional Lending Program

Таблица 3. Расчетные равновесные цены и значения ЧДДTable 3. Calculated equilibrium prices and net present values

ООО «Газпром добыча Уренгой» принадлежит шесть эксплуатационных участков (1А–6А) ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с пятью газоконденсатными и одной неф- тяной залежами. Эксплуатация первого ачимовского участка началась в 2008 г. на УКПГ-31 совместным предприятием АО «Ачимгаз», созданным с участием ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Уренгой» и Wintershall Holding GmbH. С октября 2009 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» ввело в эксплуатацию газоконденсатный промысел ГКП-22 второго ачимовского участка.

При проектировании установок подготовки ачимовских отложений был учтен опыт разработки газоконденсатных валанжинских залежей Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений. Как и на валанжинских промыслах, на существующих ачимовских установках подготовки газа был реализован процесс трехступенчатой низкотемпературной сепарации с применением рециркуляционной технологии использования ингибитора гидратообразования – метанола (рис. 1). Эффективность процесса десорбции метанола из высококонцентрированного вод- ного раствора, поступающего с концевой ступени сепарации, обес- печивается за счет применения специального аппарата – колонны-десорбера К-1.

АНАЛИЗ ПРОЕКТНОЙ СХЕМЫ

Анализ материально-компонентного баланса системы подготовки газа и конденсата ГКП-22 (рис. 1) позволил установить, что проектная рециркуляционная схема применения метанола имеет ряд недостатков. Первый связан с традиционной для схем трехступенчатой сепарации избыточной концентрацией метанола в низкотемпературном сепараторе [1, 2]. Содержание метанола в водометанольном растворе (ВМР) низкотемпературного сепаратора составляет около 75 мас. %, что выше минимально необходимой концентрации на 10–15 мас. %. С помощью технологического моделирования процесса подготовки конденсатсодержащего газа на ГКП-22 установлено, что избыточная концентрация метанола в ВМР приводит к увеличению потерь метанола на четверть с газом сепарации и примерно в два раза с нестабильным конденсатом (рис. 2). Накопленные массивы данных по зависимости потерь метанола от его концентрации в ВМР С-3 представлены на рис. 2.

Следует отметить, что для снижения потерь метанола с конденсатом проектные решения предусматривали подачу жидкой фазы из промежуточного сепаратора С-2 с концентрацией метанола в ВМР 35–45 % в низкотемпературный разделитель Р-2. Такое техническое решение позволило бы понизить концентрацию метанола в ВМР в низкотемпературном разделителе Р-2, сократить потери метанола с нестабильным конденсатом за счет экстракции ингибитора ВМР. Как следствие, увеличилось бы количество метанола, подаваемого на десорбцию ингибитора в колонну-десорбер К-1, и сократился бы общий расход метанола на установке.

На практике реализовать это техническое решение оказалось невозможно из-за образования гидратов в месте присоединения трубопровода от сепаратора С-2 к разделителю Р-2. Причина этого заключалась в том, что температура гидратообразования потока из сепаратора С-2 составляла –5 °С, в то время как в низкотемпературном разделителе Р-2 температура была около –30 °С. Поэтому была осуществлена подача жидкой фазы из сепаратора С-2 в разделитель Р-1. Это приводило к поглощению метанола из ВМР сепаратора С-2 конденсатом из первичного сепаратора С-1.

В действительности потери метанола на ГКП-22 распределялись следующим образом: 69 % с нестабильным конденсатом; 21 % с газом сепарации; 10 % с водометанольным раствором. Следует отметить, что указанная величина потерь метанола с ВМР избыточна по причине низкой эффективности колонны-десорбера. Ожидаемый рост добычи газа и конденсата на ачимовских установках комплексной подготовки газа (УКПГ) Уренгойского месторождения требует решения задачи по оптимизации расхода метанола при подготовке углеводородной продукции. В первую очередь требовалось сократить потери метанола с нестабильным конденсатом.

ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

Для решения поставленной задачи специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» была усовершенствована рециркуляционная технология применения метанола, на которую получено два патента на изобретение. Первое техническое решение основано на подаче жидкой фазы из промежуточного сепаратора С-2 в трубопровод пассивного газа эжектора Э-1 и через эжектор в низкотемпературный сепаратор С-3 (рис. 3). Объем и температура пассивного газа обеспечивают безгидратную транспортировку водной фазы из сепаратора С-2 в эжектор Э-1.

С помощью технологической модели ГКП-22 было установлено, что за счет подачи жидкой фазы из сепаратора С-2 в сепаратор С-3 происходит понижение концентрации метанола в ВМР до оптимального уровня – 60 мас. %. Вследствие этого часть ингибитора гидратообразования, ранее растворенного в газовой и углеводородной фазах, сорбируется во- дой. Происходит увеличение количества насыщенного ВМР, используемого для утилизации метанола в колонне-десорбере К-1. Проведенные исследования показали, что наиболее эффективной является подача в трубопровод пассивного газа всего потока жидкой фазы из сепаратора С-2. Реализация первого технического решения позволяет сократить расход метанола на установке на 42 мас. %.

Второе техническое решение основано на технологии водной экстракции метанола на УКПГ-1В Ямбургского НГКМ и Сургутского завода стабилизации конденсата [5, 6]. В качестве водного поглотителя метанола было предложено использовать пластовую воду из разделителя Р-1, в которой концентрация метанола не превышает 3,0 мас. %. Реализация этого предложения заключается в подаче части водной фазы из разделителя Р-1 в трубопровод транспортировки конденсата от теплообменника Т-3 до разделителя Р-3. Такой аппарат отсутствует в проектной схеме ГКП-22, поэтому прорабатывается вопрос модернизации выветривателя В-1 в трехфазный разделитель Р-3.

После поглощения водой части метанола, содержащегося в нестабильным конденсате, производится разделение газовой, углеводородной и водной фаз. Полученный в разделителе Р-3 ВМР смешивается с ВМР из разделителя Р-2 и направляется для утилизации ингибитора в колонну-десорбер К-1. Применение этого технического решения поз- воляет дополнительно сократить расход метанола на 8 мас. %.

На рис. 4 представлены результаты одновременного применения двух технических решений. Суммарно расход метанола на установке сокращается примерно в два раза. В основном эффект достигается за счет сокращения потерь метанола с нестабильным конденсатом.

Невысокая эффективность работы колонны-десорбера К-1 и увеличение количества водометанольного раствора при реализации новых рециркуляционных схем применения метанола потребовали изменить конструкцию этого аппарата. В соответствии с техническим заданием предусматривались повышение производительности, улучшение массообменных и фильтрационных характеристик колонны-десорбера К-1 (см. табл.).

МОДЕРНИЗАЦИЯ КОЛОННЫ-ДЕСОРБЕРА

В начале 2018 г. выполнена модернизация колонны-десорбера 2-й технологической нитки ГКП-22 (рис. 5).

При модернизации колонны К-1 произведена замена каплеотделителя на распределитель газожидкостного потока. Распределитель представляет собой цилиндрическую конструкцию, разделенную на секции по длине кольцевыми дисками, отверстия которых уменьшаются от патрубка входа газа. За счет диафрагм распределителя обеспечивается равномерное распределение нагрузки на контактные устройства каплеуловителей.

Массообменные тарелки с контактно-сепарационными элементами были заменены на тарелки с промывными элементами (каплеуловитель прямоточный промывной). За счет предусмот- ренных на тарелке переливных планок устанавливается уровень жидкости, который обеспечивает равномерную подачу ВМР на каждый прямоточный элемент каплеуловителя.

Фильтрационную часть аппарата заменили на каплеуловитель прямоточный комбинированный. Особенностью примененных каплеуловителей является наличие фильтр-патронов, закрепленных снизу опорного полотна под каждым сепарационным элементом. Коалесцирующие элементы имеют металлический каркас из нержавеющей стали и фильтрующий слой из нетканых материалов. Каждый фильтр- элемент имеет патрубок для слива уловленной жидкости.

ВЫВОДЫ

Проведенная модернизация колонны-десорбера К-1 позволила реализовать на ГКП-22 разработанные в ООО «Газпром добыча Уренгой» рециркуляционные технологии использования ин- гибитора гидратообразования в части подачи жидкой фазы из сепаратора С-2 в сепаратор С-3. Проведенные испытания новой схемы и модернизированного оборудования показали эффективность предложенных технических решений. Концентрация метанола в водном растворе из кубовой части колонны-десорбера К-1 не превышает 4,0 мас. %. Расход метанола сократился на 40 мас. %. Для реализации водной экстракции метанола из конденсата запланирована модернизация выветривателей для преобразования их в трехфазные разделители.

Таким образом, комплекс технических решений по внедрению рециркуляционных схем использования метанола на ГКП-22 поз- воляет сократить расход ингибитора в два раза. Разработанные технические решения включены в проекты по расширению 2-го опытного участка ачимовских отложений и проектные решения по обустройству III, IV, V ачимовских участков УНГКМ.

Согласно Энергетической стратегии развития газовой отрасли до 2035 г. одними из приоритетных обозначены следующие направления:

– освоение на базе современных технологий и передовой техники (при условии их создания в первую очередь отечественными предприятиями) экономически целесообразных ресурсов газа в новых и традиционных районах страны и на континентальном шельфе Российской Федерации с приростом добычи газа до 40 % [1];

– разработка и внедрение отечественных технологий (создание в стране соответствующей техники) в области добычи нетрадиционных ресурсов газа, глубоководного бурения, газопереработки и газохимии [1];

– увеличение производства сжиженного природного газа и доведение уровня на мировых рынках до 15–20 % [2];

– реализация программ по импортозамещению – к 2020 г. планируется заменить до 80 % импортных технологий [2];

– доведение уровня добычи нефти до 100 млн т/год в среднесрочной перспективе ПАО «Газпром нефть», входящего в структуру ПАО «Газпром».

С учетом приоритетных направлений развития газовой отрасли и Группы «Газпром» ООО «Завод дозировочной техники «Ареопаг» – многолетний надежный поставщик дозировочного оборудования в ТЭК – за последние два года развил и реализовал следующие крупные направления по выпуску экологически безопасного оборудования:

– разработка и поставка блочного оборудования для условий «безлюдных» технологий применительно к арктическим зонам и шельфам морей и океанов;

– освоение и поставка насосных агрегатов по программам импортозамещения;

– разработка и оснащение блочного оборудования системой управления 3-го уровня сложности с ее полной интеграцией в автоматическую систему управления технологическими процессами предприятия (АСУ ТП);

– разработка и внедрение компрессорного оборудования для откачки газа из затрубного пространства нефтяных скважин в коллектор для получения дополнительной добычи нефти.

1. Разработка и поставка блочного оборудования для условий «безлюдных» технологий применительно к арктическим зонам и шельфам морей и океанов.

Расширение географии добычи нефти и газа в арктические зоны и шельфы морей и океанов предъявляет и повышенные требования к блочному дозировочному оборудованию, в том числе и требования в соответствии с Российским морским регистром судоходства. Для указанных условий одними из основных требований к блочному дозировочному оборудованию являются автономность («безлюдные» технологии) и экологически безопасное исполнение.

2. Освоение и поставка насос- ных агрегатов по программе импортозамещения.

Согласно Приказу ПАО «Газпром» от 20.07.2015 № 421, Протоколу заседания Комиссии при Президенте РФ от 04.06.2014 № А4-26-368 и Приказу Минпромторга России от 31.03.2015 № 645 ООО «ЗДТ «Ареопаг» ведет работу по программе импортозаме- щения.

Выпускаемое заводом инновационное дозировочное оборудование соответствует требованиям стандартов Российской Федерации и требованиям API 675. По техническим параметрам не уступает зарубежным аналогам. Имеется полный комплект разрешительной документации.

На сегодняшний день в завершающей стадии – получение сертификата ИНТЕРГАЗСЕРТ. Аттестованные испытательные стенды ООО «ЗДТ «Ареопаг» проходят процедуру признания компетентности в качестве испытательной лаборатории Системы ИНТЕРГАЗСЕРТ и станут первыми для данного вида оборудования.

3. Разработка и оснащение блочного оборудования системой управления 3-го уровня сложности с ее полной интег- рацией в АСУ ТП предприятия.

Система управления третьего уровня сложности строится на основе иерархической структуры с распределенным управлением. Таким образом, для решения задачи управления всем блоком дозирования в общей СУ специально выделяется главный контроллер, решающий задачу единого управления отдельными насосными агрегатами по заданному алгоритму и связи с АСУ ТП по цифровому каналу и физическим линиям связи.

Для управления непосредственно самими насосными агрегатами, входящими в состав блока, используются отдельные локальные СУ не ниже 2-й группы сложности. Такое построение системы управления позволяет использовать контроллеры малой производительности для решения частных задач, что обеспечивает высокую надежность и «живучесть» системы в целом, гибкое управление и существенно снижает стоимость системы, в том числе и за счет материалоемкости. Например, только экономия на контрольных кабелях может достигать 50–60 % от систем, использующих один более мощный и, соответственно, более дорогой контроллер. Построение такой многоуровневой системы широко используется в АСУ ТП крупных предприятий и энергетики, но в приложении для систем дозирования наше предприятие выступает в числе первопроходцев.

Основным достоинством такой системы является ее полная интеграция в АСУ ТП предприятия за счет использования стандартных интерфейсов цифровой связи (Modbas, Profibus, Ethernet) и, соответственно, возможность полного управления как непосредственно с самой СУ, так и дистанционно с АСУ ТП.

4. Разработка и внедрение компрессорного оборудования для откачки газа из затрубного пространства нефтяных скважин в коллектор и получения дополнительной добычи нефти.

В 2016 г. ООО «ЗДТ «Ареопаг» разработало и приступило к внедрению новой конструкции маслозаполненного подвесного компрессора к станку-качалке для откачки газа из затрубного пространства нефтяных скважин и получения дополнительной добычи нефти.

Маслозаполненная конструкция компрессора имеет высокую степень сжатия – до 3,0 МПа – и может применяться при герметизированных напорных системах нефтесбора (при давлениях в нефтесборных коллекторах до 3,0 МПа).

Новая маслозаполненная конструкция подвесного компрессора была испытана 2017 г. на Сунчелеевском месторождении ООО «ТНГК-Развитие». До установки компрессора давление в коллекторе составляло 0,6 МПа, а в затрубном пространстве – 1,4 МПа. После включения станка-качалки и компрессора в работу давление газа в затрубном пространстве стало постепенно снижаться и по истечении 12,1 ч достигло 0,74 МПа.

В дальнейшем, после увеличения длины хода плунжера с 4,9 до 5,6 м, значение давления газа в затрубном пространстве составило 0,2 МПа. Дебит скважины по жидкости за этот период возрос на 19,4 %. Прирост дебита скважины по нефти составил 4,8 т/сут.

Снижение давления в затрубном пространстве с 1,4 до 0,2 МПа и увеличение дебита скважины по нефти на 4,8 т/сут свидетельствует об эффективной работе маслозаполненного подвесного компрессора.

Таким образом, широкое внед- рение подвесных компрессоров новой конструкции является значительным резервом увеличения добычи нефти. При внедрении подвесных компрессоров на 25 % фонда скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), и получении дополнительной добычи нефти 2 т/сут на 1 скважину в масштабах страны дополнительная добыча нефти составит более 9,3 млн т/год, что равносильно вводу в разработку крупнейшего месторождения.

Большое внимание завод уделяет процессу обучения работе и обслуживанию нового оборудования, выпускаемого ООО «ЗДТ «Ареопаг». Так, ставший традиционным научно-практический семинар «Экологически безопасные технологии добычи и транспорта нефти и газа в области химизации» с участием Санкт-Петербургского горного университета и специалистов ТЭК успешно прошел 23–25 мая 2018 г.

ООО «ЗДТ «Ареопаг»

197374, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Оптиков, д. 4, корп. 3,

литера А

Тел.: (812) 643-35-01

(многоканальный)

E-mail: info@areopag-spb.ru

www.areopag-spb.ru

Российский завод ООО «КРОНЕ-Автоматика» более 20 лет производит уровнемеры и расходомеры KROHNE, занимающие лидирующие позиции на мировом рынке. ООО «КРОНЕ-Автоматика» располагает лучшей в России метрологической базой для поверки расходомеров и уровнемеров. Успешная деятельность предприятия вносит значительный вклад в развитие метрологических возможностей нашей страны и общероссийскую Программу импортозамещения.

В статье рассматривается опыт применения дополнительных диагностических возможностей ультразвуковых расходомеров производства ООО «КРОНЕ-Автоматика», помогающих контролировать параметры технологических процессов и предотвращать большинство внештатных ситуаций, связанных с изменениями в измеряемой среде и данных процессах.

Безопасная эксплуатация взрывопожароопасных объектов напрямую зависит от надежной и достоверной работы полевых приборов. Основным измеряемым параметром технологического процесса является расход жидкости. Сигналы от расходомеров вводятся в систему противо- аварийной защиты (ПАЗ) и систему автоматического регулирования технологического процесса. При выборе метода измерения эксплуатирующий персонал руководствуется в первую очередь надежностью, применением проверенных методов. Измерение расхода жидкости по методу переменного перепада давления является классическим (квадратный корень по перепаду прямо пропорционален объемному расходу среды).

При измерении расхода вязких продуктов методом переменного перепада давления необходимо применение промывочных жидкостей для предотвращения закупорки импульсных линий. В качестве промывочной жидкости, как правило, используют светлые нефтепродукты, поэтому трубопроводы, по которым подается промывочная жидкость, выступают дополнительным опасным фактором. Разгерметизация трубопровода с промывочной жидкостью приводит к пожарам на технологических объектах, и подобные инциденты происходят достаточно регулярно. Кроме того, промывочная жидкость может вскипать в трубопроводе при высоких температурах, что негативно сказывается на сроке эксплуатации регулирующих клапанов. При отказе от использования промывочной жидкости требуется изменить метод измерения расхода. При этом службе эксплуатации контрольно-измерительных приборов приходится решать непростую задачу выбора надежных методов измерения расхода.

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА

В качестве основных рассмат- риваются три метода измерения расхода: вихревой, кориолисовый и ультразвуковой.

Вихревой метод малоприменим по причине высокой вероятности осаждения вязкого продукта на сенсоре и теле обтекания. Существуют ограничения по температуре и диаметру трубопровода.

Кориолисовый метод отличается высокой стоимостью и дополнительным перепадом давления для кривотрубных версий.

Альтернативой перечисленным методам выступает ультразвуковой метод измерения расхода. Компания KROHNE – лидер в производстве ультразвуковых расходомеров. Специалистами компании накоплен богатый опыт применения ультразвуковых расходомеров на различных средах и в различных отраслях промышленности: пищевой, газомоторной, нефтегазовой, атомной и др.

Ультразвуковой метод измерения расхода нефтепродуктов обладает рядом значительных преимуществ относительно метода переменного перепада давления, среди которых высокая точность, широкий динамический диапазон. При использовании этого метода не создается перепада давления, отсутствует необходимость проведения частых прокачек импульс- ных линий. Возможно использование программного обеспечения ультразвуковых расходомеров KROHNE для осуществления самодиагностики системы и измеряемой среды с последующей передачей данных в распределенную систему управления (РСУ).

ВЫБОР РАСХОДОМЕРА

Высокотемпературная линейка расходомеров позволяет измерять расход сред в температурном диапазоне –45…600 °С. Многолучевая технология позволяет сократить прямые участки. Применение редундантного (сдвоенного) исполнения приборов позволяет выводить параметры расхода как в систему РСУ, так и в систему ПАЗ.

Основным нежелательным фактором, который может влиять на измерение расхода ультразвуковым методом, является кипящая среда. Пузырьки кипящей жидко- сти поглощают ультразвуковые волны, и как следствие, прибор перестает производить измерение расхода. Различные нефтепродукты обладают разными свойствами начала кипения. Так, начало кипения бензиновых фракций – 150 °С, а дизельных – 220 °С при атмосферном давлении. У мазута, сложного по составу продукта, начало кипения зависит от химического состава, температуры и давления. Отсутствие необходимого давления при температуре 300 °С и выше может привести к вскипанию светлых компонентов. Кипящий мазут на входе в печь может вызвать разогрев змеевиков, что в дальнейшем способно привести к сбою работы вакуумной колонны. Применяя ультразвуковые расходомеры на потоках в печи в качестве сигнализации состояния измеряемой среды, возможно использовать диагностические параметры прибора: усиление сигнала, отношение «сигнал/шум». Данные параметры могут передаваться с помощью частотного выхода в РСУ, которая настраивается таким образом, что при выходе диагностических параметров за допустимый диапазон автоматическое регулирование клапанов переводится в ручное. Технологический персонал заранее оповещается о негативных факторах, связанных с кипением нефтепродуктов, что позволяет предпринять дополнительные меры по локализации.

Использование ультразвуковых расходомеров KROHNE дает возможность решать широкий спектр задач, связанных с измерением расхода различных сред. Расширенные диагностические возможности прибора позволяют проводить анализ состояния измеряемой среды.

В нефтегазовой и других отраслях промышленности особенно важно применение надежных высокоточных средств измерений, выбирать которые приходится с учетом значительного числа индивидуальных параметров. Расходомеры и уровнемеры ООО «КРОНЕ-Автоматика» отличаются высоким европейским качеством и метрологической точностью. Простота выбора прибора связана с разнообразием представленных параметров, учитывающих потребности различных производственных процессов.

ООО «КРОНЕ Инжиниринг» 

443538, РФ, Самарская обл.,

Волжский р-н,

жилой массив Стромилово

Тел.: +7 (846) 230–04–70

Факс: +7 (846) 230–03–13

E-mail: pr@krohne.su

www.krohne.ru

Защита трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры от коррозии в условиях агрессивной (к примеру, сероводородной) среды – сложная и не каждым промышленным предприятием решаемая задача, требующая внедрения инновационных разработок и технологий. О том, как предприятия АО «Сибирская Промышленная Группа» решают эту задачу на всех уровнях технологической цепочки – от проектирования до массового индустриального производства и внедрения на объектах нефтегазовых компаний, рассказывает генеральный директор холдинга Александр Виданов.

– Александр Наумович, расскажите о холдинге «Сибирская Промышленная Группа». Какие задачи решает компания в настоящее время?

– АО «СПГ» – вертикально-интегрированная холдинговая компания, в состав которой входят предприятия трубного дивизиона и машиностроительного комплекса. Главная миссия компании – производство импортозамещающей продукции для компаний ТЭК России. Наши предприятия трубного дивизиона – ООО «Ижевский Завод Изоляции» и ОАО «ТВЭЛ-Тобольск» – оказывают услуги по нанесению различных видов наружного, внутреннего изоляционного антикоррозийного и теплоизоляционного покрытия труб диаметром от 57 до 1420 мм и соединительных деталей, в том числе с использованием передовых нанотехнологий. Наши предприятия обладают колоссальным опытом в этой области, в частности ОАО «ТВЭЛ-Тобольск» более 25 лет осуществляет услуги по теплоизоляции труб, а Ижевский завод был одним из первых предприятий в РФ, освоивших выпуск труб с внутренним покрытием.

Предприятие машиностроительного дивизиона – ООО «Завод ПромИнТех» производит запорно-регулирующую арматуру (ЗРА) от Ду 50 до Ду 1000, предназначенную для эксплуатации в сложных средах. Это уникальная продукция, часть которой ранее в России не производилась.

Хотелось бы отметить, что продукция холдинга АО «СПГ» успешно применяется в крупнейших инфраструктурных проектах ТЭК, в числе которых нефтепровод «Ванкор – Пурпе», газопровод «Сила Сибири» и др.

Наша продукция аттестована к применению во всех крупных нефтегазовых компаниях страны: ПАО «Газпром», ПАО «Газпром нефть», ПАО «НК Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», АО «Ачимгаз», ОАО «Иркутская нефтяная компания», «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» и др.

Отдельно хотелось бы выделить то, что продукция завода «ПромИнТех» прошла стендовые и промысловые испытания в ООО «Газпром добыча Астрахань» и рекомендована для эксплуатации в сложных условиях: в агрессивных средах, при высоких давлениях, с повышенным содержанием механических примесей.

– Что вкладывается в понятие «сложная среда»? Насколько часто с ней сегодня сталкиваются предприятия ТЭК?

– В понятие «сложная среда» входят условия агрессивного химического и температурного воздействия на поверхности трубопроводов и ЗРА. Метанол оказывает разрушающее воздействие на уплотнения стандартных шаровых кранов. Примеси сероводорода в сырье воздействуют на металл на атомарном уровне, вызывая растрескивания. Высокие и низкие температуры в усло- виях переработки – к примеру, при криогенном сжижении природного газа – приводят к избыточному давлению в трубопроводах, термоусадке и стеклованию уплотнений, тем самым вызывая разгерметизацию. Можно сказать, что частота случаев работы в сложных средах напрямую зависит от развития отрасли. Для того чтобы работать в этих условиях эффективно и качественно, важно предусмотреть оснащение своих объектов трубопроводами и ЗРА в специальном защитном исполнении.

– Какие «ноу-хау» сегодня предлагают заводы АО «СПГ»?

– В первую очередь хотелось бы отметить, что наше производство располагает проектно-конструкторской базой, где разрабатываются инновационные решения для защиты от воздействия сложной среды. Во-вторых, у нас имеется собственный Инжиниринговый центр, который разрабатывает конструкции и технологии производства новых видов запорной арматуры. В-третьих, в структуре холдинга существует собственная испытательная лаборатория, тестирующая опытные образцы и дающая на них гарантию. 

Нашими инновациями являются:

– конструкция шарового крана, которая позволяет увеличить надежность и долговечность арматуры;

– технология производства;

– комплекс материалов, используемых для производства шаровых кранов;

– перспективные виды продукции, которые мы разрабатываем силами нашего предприятия.

– Каково техническое оснащение завода, предлагающего решения на основе нанотехнологий?

– Технический парк ООО «Завод Проминтех» формировался в 2012–2015 гг., самый «старый» станок в нем изготовлен в 2010 г. В состав оборудования входят высокотехнологичные металлообрабатывающие центры, автоматические сварочные установки, осуществляющие сварку как в среде защитных газов, так и под флюсом. Наши станки оснащены ЧПУ и объединены в общую информационно-управляющую сеть. Новое оборудование завода поз- воляет производить продукцию с повышенными качественными характеристиками. Для проектирования используются современные решения на базе CAD-CAM.

– Если вашим заказчикам требуется не только приобретение новой продукции, но и ремонт существующей, готово ли АО «СПГ» оказать помощь в этом направлении?

– АО «СПГ» предлагает комп- лексные решения полного цикла: разработку проектной документации в соответствии с требованиями заказчика, производство продукции, поставку, гарантийное обслуживание. Мы также можем предоставлять услуги по ремонту запорно-регулирующей арматуры других производителей.

– Какова социальная политика предприятий холдинга в регионах присутствия?

– АО «СПГ» имеет собственный Благотворительный фонд и активно поддерживает развитие отечественного спорта, в том числе детского. В мае этого года при поддержке АО «Сибирская Промышленная Группа» в Санкт-Петербурге состоялся VI Международный юношеский турнир по дзюдо памяти заслуженного тренера России Анатолия Рахлина. Мы также сотрудничаем с SMP Racing – российской программой подготовки автогонщиков, инициированной Борисом Ротенбергом. В рамках этого Соглашения предприятия холдинга оказывают поддержку чемпионатам – Российской серии кольцевых гонок и SMP Formula 4 Championship. Мы также спонсируем молодую команду КВН «Русская дорога» из Армавира.

– Какие цели на будущее ставит перед собой ваш холдинг?

– АО «Сибирская Промышленная Группа» – предприятие растущее и перспективное. У нас молодой амбициозный коллектив, дружная, сплоченная команда профессионалов. Мы активно ищем новые производственные ниши, отслеживаем динамику изменения рыночной конъюнктуры и предлагаем новые конкурентоспособные комплексные решения.

АО «Сибирская Промышленная Группа»

117638, РФ, г. Москва,

ул. Одесская, д. 2, эт. 12

Тел.: +7 (495) 230-75-01

E-mail: office@aospg.ru

http://aospg.ru/

Объединенная двигателестроительная корпорация примет участие в 15-й Международной выставке «НЕФТЬ И ГАЗ» (MIOGE 2018) в Москве и продемонстрирует газоперекачивающие агрегаты и газотурбинные энергетические агрегаты, обладающие наибольшими перспективами на российском и международном рынках. Будут представлены макеты газоперекачивающего агрегата ГПА-16 «Арлан», энергокомплекса «Катангли», компрессорной станции «Новоприводинская» и газотурбинного двигателя ПС-90ГП-25. 

Основными заказчиками «наземной» продукции ОДК являются компании российского ТЭК, прежде всего ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. ОДК намерена увеличивать долю газотурбинной техники промышленного назначения в общем объеме поставок. Корпорация также ведет активную работу по выходу на зарубежные рынки. Так, в мае 2018 г. новейшие разработки ОДК были представлены на выставке Iran Oil Show в Тегеране и выставке «Нефть и газ Узбекистана – Oil & Gas Uzbekistan 2018» в Ташкенте.

ОДК постоянно работает над созданием новой перспективной техники, повышением надежности и качества производимой продукции, поиском новых современных форм работы с заказчиками. Промышленные газотурбинные двигатели ОДК по основным показателям (мощность, КПД, экономичность и ресурс) соответствуют лучшим мировым аналогам, но гораздо дешевле.

За последние несколько лет ОДК активно заявила о себе на рынке поставщиков современного газотурбинного оборудования для крупных энергетических проектов. По результатам тендерных процедур и заседания комиссии «Газпрома» АО «ОДК – Газовые турбины», головная компания ОДК по производству энергетических и газоперекачивающих агрегатов и комплексному строительству объектов энергогенерации, было выбрано в качестве комплексного поставщика энергетических газотурбинных агрегатов ГТА-6РМ для газотурбинной электростанции объекта «Обустройство газового месторождения Каменномысское-море» и газоперекачивающих агрегатов ГПА-25 для этого же объекта. Подписан контракт с ООО «Газпром инвест» на поставку газоперекачивающих агрегатов ГПА-4РМП с поршневыми компрессорами для Калининградского подземного хранилища природного газа. Впервые в отечественной практике создан комбинированный тип газоперекачивающего агрегата с применением ГТД в качестве привода поршневого компрессора.

В рамках майского Петербургского международного экономического форума ОДК и ПАО «Газпром» заключили Соглашение о намерениях в области развития современных технологий сервиса в течение жизненного цикла газотурбинного оборудования АО «ОДК». Стороны договорились проработать возможность перехода на долгосрочные контракты по сервисному обслуживанию приводных газотурбинных двигателей производства ОДК, эксплуатируемых на объектах «Газпрома» в составе газоперекачивающих агрегатов и газотурбинных электростанций. Новая форма сервисного обслуживания позволит «Газпрому» повысить эффективность эксплуатации газотурбинных двигателей.

В настоящее время в эксплуатации в ПАО «Газпром» находятся около 1500 промышленных двигателей производства АО «ОДК».

АО «Объединенная двигателестроительная корпорация»

105118, РФ, г. Москва,

пр-т Буденного, д. 16

Тел.: +7 (495) 232-55-02,

558-18-62

Факс: +7 (495) 232-69-92

E-mail: info@uecrus.com

www.uecrus.com

Сокращение потребления энергии и ресурсов всех видов – основной тренд развития цивилизации в настоящем и будущем. Запасы ископаемых энергоносителей не безграничны и не возобновляемы. Во многих странах мира действуют государственные программы развития, поддержки и стимулирования экологически чистых и энергосберегающих технологий, снижения потребления углеводородных энергоносителей. Наиболее наглядным примером технологического прорыва последнего времени с глобальным эффектом энергосбережения может считаться разработка светодиодных осветительных приборов и последующий бурный рост их производства. По данным Мирового энергетического совета, полная замена осветительных приборов накаливания на светодиодные приведет к сокращению потребления электроэнергии, расходуемой в мире на освещение, на 80 %.

Как поставщик наиболее экологически чистого углеводородного топлива, ПАО «Газпром» имеет значительные возможности совершенствования технологических процессов и оборудования для сокращения потребления ресурсов и энергии от внешних источников.

Процессы транспортировки и распределения природного газа, специфика работы оборудования компрессорных (КС) и газораспределительных станций (ГРС) связаны с появлениями излишков тепловой и потенциальной энергии. Их утилизация и переработка могут повысить как автономность самих станций, так и общую эффективность работы всей газотранспортной системы. В структуре ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» разработан и частично апробирован ряд технологических решений, основанных на утилизации «энергетических излишков» и иных ресурсосберегающих технологиях. Ниже подробно рассмотрено каждое из них.

УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ВЫХЛОПНЫХ ГАЗОВ ГПА

Суммарная мощность 253 КС ПАО «Газпром» составляет 46,7 тыс. МВт. Их выхлопные газы уносят в атмосферу до 100 тыс. МВт. Норматив потребления тепловой энергии одной среднестатистической квартирой во время отопительного сезона составляет примерно 2,3 кВт. Тепла, уходящего в атмосферу с выхлопными газами на объектах ПАО «Газпром», достаточно для обогрева в зимнее время 40 млн квартир, т. е. большей части отечественной жилплощади, которая, согласно данным Росстата, составляет 61,5 млн квартир.

Прямое использование этой теп- ловой энергии для отопления невозможно, так как объекты газовой промышленности находятся вдалеке от крупных населенных пунктов. Существующие технологии преобразования тепловой энергии в электрическую как универсальный и легко передаваемый на большие расстояния вид энергии сложны и нерентабельны. Требуется технологический прорыв – разработка и внедрение термоэлектрических преобразователей, способных эффективно работать в потоке выхлопных газов в температурном диапазоне 450–750 °С, не требующих больших эксплуатационных затрат и высококвалифицированного сервиса. Такие разработки активно ведут США и Япония. Если удастся разработать пригодный для монтажа на выхлопном тракте газотурбинной установки термоэлектрический преобразователь с КПД 3–5 % – это как минимум решит проблему электроснабжения собственных (эксплуатационных) нужд на предприятиях ПАО «Газпром».

В настоящее время возможно максимально использовать только легко снимаемую тепловую энергию выхлопа газоперекачивающих агрегатов (ГПА) для всех коммунальных и технологических нужд КС.

Пример эффективного использования утилизированного тепла выхлопных газов ГПА имеется на КС «Северная» – объекте ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург». Четыре ГПА Taurus 60S мощностью по 5,2 МВт каждый оборудованы установками утилизации тепла (УУТ) тепловой мощностью по 4,65 МВт каждая. Все потребности в тепловой энергии промплощадки обеспечены утилизацией тепла выхлопных газов газотурбинных двигателей (ГТД). К их числу относятся: отопление зданий и сооружений; обогрев воздуха вентиляции укрытий ГПА; обогрев сосудов системы очистки газа; обогрев емкостей склада горюче-смазочных материалов; обогрев маслопроводов; обогрев дренажных трубопроводов; эффективная тепловая защита от обледенения крыш зданий в зимнее время (рис. 1) и т. п.

Особенность утилизационных установок, используемых на КС «Северная», заключается в том, что их включение в работу не приводит к ухудшению параметров ГТД, так как отбор потока выхлопных газов в теплообменный аппарат производится за счет скоростного напора и тяги дымоходной трубы, без изменения сопротивления основного выхлопного тракта, всегда полностью открытого. Алгоритм управления УУТ предусматривает предпусковую проверку приводных устройств регулирующих поворотных заслонок и постоянный контроль их корректной работы, контроль потока теплоносителя через тепло- обменный аппарат и эффективную запатентованную систему охлаждения от перегрева в аварийных ситуациях. Использование этой системы предотвращает рост температуры и давления, вскипание и гидроудары в УУТ при аварийной остановке циркуляции теплоносителя на продолжительное время, позволяет избежать вынужденной остановки ГПА по этой причине. Кроме того, при необходимости возможно проведение заполнения или слива теплоносителя из теплообменного аппарата УУТ без остановки агрегата [1].

Типовые технические требования введенного регламента Р Газпром 2-3.5-1105–2017 [2] предусматривают использование автоматизированного люка аварийного охлаждения утилизаторов тепла ГПА. Правообладателем патента на эту разработку является ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» [3].

ПЕРЕРАБОТКА ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ КОМПРИМИРОВАННОГО МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗА

Электрогенераторных установок, использующих энергию магистрального газа при снижении давления на ГРС, в настоящее время разработано и сконструировано много, но число объектов, где бы они продолжительно и эффективно работали, составляет единицы. Совместная разработка одного из вариантов исполнения турбодетандерного генератора мощностью 20 кВт, вырабатывающего стандартный трехфазный электрический ток, была выполнена сотрудниками ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «НТЦ «Микротурбинные технологии» и Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого (СПбПУ). Была проведена серия лабораторных исследований и испытаний на промышленном объекте – ГРС «Северная» (рис. 2) [4].

Самым массовым вероятным потребителем электроэнергии турбодетандерных установок являются сами ГРС. В последнее время происходят изменения в структуре потребляемой ими электроэнергии: микропроцессорные слаботочные системы автоматики, связи, телемеханики и сигнализации, как правило, имеют входной уровень питающего напряжения постоянного тока 24 В. Использование единого источника с таким уровнем напряжения снижает общее энергопотребление и позволяет обеспечить бесперебойность электроснабжения буферным подключением аккумуляторных батарей необходимой емкости. Такая технология отработана в маломощной альтернативной электроэнергетике. На заряд аккумуляторных батарей могут работать все возможные в условиях ГРС источники энергии: солнечные панели с широким диапазоном напряжений (до 200–250 В) и ММРТ-контроллером заряда на любой уровень напряжения батарей (12; 24; 48 или 96 В), имеющие КПД 96–98 %; ветрогенератор с собственным контроллером заряда аккумуляторных батарей; генераторная установка с любым механическим приводом (включая турбодетандер на перепаде давлений газа); термоэлектрические преобразователи и т. д.

При основном источнике системы электрогенерации на уровне напряжения постоянного тока 24 В для потребителей, питаемых переменным напряжением 220 или 380 В, используются трансформаторные преобразователи DC 24 В /AC 220–380 В с единичной мощностью 1,3–20,0 кВт, имеющие КПД до 96 % и гибкую систему телеметрии и дистанционного управления.

Все перечисленные элементы входят в единую систему, которая управляет и оптимизирует процессы, обеспечивает требуемый режим работы конкретного типа аккумуляторных батарей и их регенерацию, сохраняет в памяти всю историю и может вывести ее в виде трендов в любом сочетании параметров за выбранный интервал времени локально на любое устройство (компьютер, коммуникатор, телевизор) или дистанционно через Интернет по запросу. Оборудование производится в России компанией «МикроАРТ», сотрудничающей с ПАО «Газпром».

При такой структуре электроснабжения ГРС требования к электрогенератору в составе турбодетандерной установки минимальны. Возможен самый простой и доступный по цене вариант – автономные электрогенераторы на 24 В от автомобильной или тракторной техники мощностью 1–3 кВт. Их конструкции отработаны и совершенны, ресурс составляет до 18 тыс. ч, продукция находится в розничной продаже по относительно низкой стоимости. Особое требование – бесщеточная конструкция с электронным возбуждением для работы в среде с природным газом при поступлении мелкодисперсной влаги и газового конденсата. В сочетании с простой в изготовлении и ремонте струйной турбиной (сменные элементы, имеющие низкий ресурс, – сопла и ротор) полноценная эксплуатация подобных турбодетандерных установок возможна эксплуатационным персоналом служб линейного производственного управления магистральных газопроводов, без привлечения специализированных подрядных организаций.

В настоящее время разработкой конструкции такой генераторной установки занимаются специалисты ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» совместно с учеными СПбПУ. Разработан и испытан в лаборатории опытный образец.

При целенаправленном снижении потребления электроэнергии ГРС и использовании таких электрогенераторных установок и альтернативных источников (солнечные батареи и ветрогенераторы) энергетически автономными могут быть до 50 % малых ГРС.

МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СМАЗКИ И СУФЛИРОВАНИЯ МАСЛОБАКОВ ГПА TAURUS 60S

С начала эксплуатации КС «Северная» в 1998 г. поэтапно было произведено несколько модернизаций в целях адаптации оборудования под используемое в России турбинное масло ТП-22С для снижения его удельного расхода и увеличения ресурса работы в системе смазки агрегатов.

Для снижения рабочей температуры масла была произведена замена температурных элементов термостатов, с температурой открытия ниже на 10 °С. В результате такой замены рабочий диапазон температуры масла снизился с 60–70 °С до 50–60 °С. Это является необходимым условием длительной работы отечественного масла ТП-22С.

Для снижения удельного расхода масла была проведена модернизация системы суфлирования маслобаков с целью убрать избыточное давление газов и паров масла в верхней зоне маслобаков (над поверхностью масла). Для этого были подобраны взрыво- безопасные вентиляторы среднего давления отечественного производства FUA-1800B/SP и смонтированы на выходном фланце устройств улавливания масляных паров. С помощью системы автоматического регулирования и частотных преобразователей скорость вращения вентиляторов поддерживается такой, чтобы полностью убрать избыточное давление в маслобаках и сохранять его в пределах ±2 мм вод. ст. на всех режимах работы ГПА [5].

Для тонкой очистки на молекулярном уровне и поддержания параметров масла на каждом ГПА при их работе в трассу в течение тысячи часов ежегодно работает установка электростатической очистки «Клинтек».

В результате проведенных модернизаций удельный расход масла снижен с 0,3 до 0,04 кг/ч. Необходимости в замене масла по показателям химических анализов не было с 1997 г., когда была произведена заливка маслобаков, до капитальных ремонтов. В 2009 и 2010 гг. все четыре ГТД прошли капитальный ремонт на заводе в Бельгии при наработке 30 тыс. ч и были заправлены свежим маслом. До настоящего времени масло, залитое в маслобаки ГПА после капитальных ремонтов, имеет безупречные показатели (рис. 3–6).

Графики (см. рис. 3–6) отражают процессы, происходящие в очищаемом масле, в результате высоковольтной ионизации и осаждения на картридже всех неоднородных соединений. Наиболее заметно воздействие электростатической очистки на температуру вспышки паров масла. Более подробно механизм воздействия высоковольтной элект- ростатической очистки масла рассмотрен в статье [6].

Проведенные усовершенствования позволили снизить удельный расход масла в агрегатах на 80 % и довести наработку масла без необходимости замены до 30 тыс. ч.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ АВО ГАЗА

Для увеличения пропускной способности газопровода и для повышения запасов газа в трубе после каждой КС газ необходимо охлаждать, что выполняется с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа путем обдува газа атмосферным воздухом. Для выполнения этой задачи необходимо затрачивать электроэнергию на привод электродвигателей вентиляторов АВО, получая при этом выгоду за счет экономии топ- ливного газа на КС. Вместе с тем баланс затрат на электроэнергию и выигрыша в расходе топливного газа применительно к газопроводу с несколькими КС до сих пор является нерешенной задачей.

При охлаждении газа в АВО возникают большие затраты на электроэнергию для привода электродвигателей АВО. В то же время увеличение глубины охлаждения может приводить к уменьшению гидравлических потерь на следующем за КС участке газопровода, что приводит к снижению расхода топливного газа как на рассмат- риваемой КС, так и на следующей за ней по потоку природного газа. Возникает довольно сложный и неоднозначный баланс между затратами на электроэнергию и экономией на топливном газе.

Для решения этой задачи была создана многофакторная математическая модель. Тестирование модели позволило выяснить, что значимыми факторами, влияющими на результаты расчета, являются: давление газа в магист- ральном газопроводе; расход газа через участок магистрального газопровода; температура грунта на глубине залегания магистрального газопровода; температура атмосферного воздуха; количество и порядок включенных АВО.

Для подтверждения адекватности модели были проведены испытания на участке газопровода «Грязовец – Ленинград», включающем три КС. В течение полутора месяцев по утвержденной программе проводилось последовательное отключение и включение АВО, фиксировалось изменение теплофизических параметров на КС, ГРС и крановых узлах, расположенных на магистральном газопроводе. Параллельно проводился расчет аналогичных параметров по разработанной модели. Сравнение результатов расчета и эксперимента показало, что максимальное отклонение по температуре составляет 2,5 %, а по давлению 0,3 %, что подтвердило адекватность модели и позволило выполнить основной массив расчетов для газопровода «Ямал – Европа».

Проведенные расчеты показали, что существуют сочетания параметров, при которых наблюдается ярко выраженный минимум затрат на транспортировку газа, но есть и такие сочетания параметров, при которых любое включение АВО приводит только к росту затрат.

Выполненная работа позволила сделать вывод, что в зависимости от расхода газа через газопровод, давления в газопроводе и условий окружающей среды (в основном температуры грунта и температуры окружающего воздуха) существуют оптимальные режимы, при которых наблюдаются минимумы затрат на перекачку газа в денежном выражении при текущем заданном уровне цен на электроэнергию и топливный газ. Пример результатов расчета приведен на рис. 7. Результаты работы были доложены на 25-й Международной газовой конференции в г. Куала-Лумпур (Малайзия) [7].

ВЫРАБОТКА ГАЗА ИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КОММУНИКАЦИЙ КС

Для возможности выработки газа из коммуникаций КС «Северная» при плановых остановках и сбросах давления был спроектирован и смонтирован газопровод-перемычка. Он соединил точку ввода газа в котельную на территории КС с выходным коллектором ГРС «Красная Зорька», которая находится на расстоянии менее 100 м от промплощадки и имеет тот же уровень выходного давления – 0,3 МПа. Данная разработка ежегодно позволяет предотвратить сброс в атмосферу от 50 до 100 тыс. Нм3 природного газа, в зависимости от того, с какого участка и при каком давлении производится выработка. Учет и одорирование вырабатываемого газа производятся оборудованием ГРС «Красная Зорька».

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭФФЕКТА СНИЖЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ГАЗА ПРИ РЕДУЦИРОВАНИИ

При редуцировании на ГРС небольшого потока газа высокого давления в обход подогревателя появляется беззатратный источник отрицательной температуры до –5 °С, с помощью которого можно решить проблему технического водоснабжения большого количества малых ГРС, не имеющих собственных источников водоснабжения. Для таких станций практикуется доставка воды, что влечет за собой транспортные расходы и занимает рабочее время персонала. В ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» таких ГРС 228 (из общего числа 244).

Получение потребляемого количества воды возможно методом конденсации из атмосферного воздуха в летнее время и из дымовых газовых котлов отопления ГРС зимой. Охлаждение атмосферного воздуха с помощью теплообмена с холодным газом обеспечит возможность конденсации влаги 2–5 л/сут. Такого количества воды достаточно для технических нужд малых ГРС.

Конструкция установки конденсации воды должна быть безопасной, простой в изготовлении, без использования сложной и дорогостоящей автоматики.

ВЫВОДЫ

Энергоэффективные и ресурсо- сберегающие решения, разработанные и частично апробированные на объектах ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», способствуют снижению эксплуатационных расходов и повышают эффективность работы газотранспортного и газораспределяющего оборудования, тем самым выполняя задачи и требования технической политики ПАО «Газпром».

Обозначенные решения также способствуют реализации корпоративной экологической политики, поскольку ведут к повышению автономности производственных объектов газотранспортных предприятий от внешних источников электрической и тепловой энергии, а также воды, утилизируют тепловыделения, оптимизируют потребление углеводородных ресурсов.

Обсуждение данных решений ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» на отраслевых совещаниях ПАО «Газпром» и их возможное тиражирование могут привести к масштабному сокращению энергопотребления предприятиями компании, положительно сказавшись на общей эффективности производственной деятельности.

Система управления результативностью нацелена на стратегическое управление организацией на основе измерения и оценки ее эффективности по набору показателей, учитывающих все существенные с точки зрения стратегии аспекты деятельности. Миссия и общая стратегия организации транслируются в систему четко формулируемых целей и задач, взаимосвязанных монетарных и немонетарных показателей, определяющих степень достижения данных установок [1].

Система управления результативностью инновационной деятельности ООО «Газпром трансгаз Москва» формируется и опирается на следующие ключевые принципы: решение приоритетных проблем, ключевых производственных задач; интеграция инноваций в производственные планы и программы развития компании; применение методов программно-целевого управления; активное выявление и внед- рение инноваций, обладающих потенциально высокой эффективностью; управление жизненным циклом новых технологий; соответствие инновационных проектов ключевым общеотраслевым и общекорпоративным задачам и показателям; определение систем сбалансированных показателей и их детализация (каскадирование) по уровням ответственности; управление на основе систем менеджмента; применение методов корпоративного стимулирования инноваций и новаторов, повышения квалификации сотрудников и др. [2].

Процесс разработки и внедрения системы управления результативностью включает следующие этапы: определение стратегии и целей компании; формирование плана достижения поставленных целей и решения задач; определение системы показателей и их нормирование, каскадирование до уровней ответственности; реализация мероприятий по достижению целей и решению соответствующих задач; интеграция мероприятий в действующие производственные бизнес-процессы; мониторинг выполнения, реализация предупреждающих и корректирующих действий.

Цикл управления результативностью соответствует распространенной модели Plan-Do-Check-Act (планируй – выполняй – проверяй – действуй), положенной в основу системы менеджмента качества. Выбор, назначение и нормирование показателей инновационного развития выполнены в соответствии с принципом SMART (конкретность, измеримость, достижимость, соотносимость с задачами развития компании, привязанность ко времени) [1].

СТРАТЕГИЯ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

ООО «Газпром трансгаз Москва» занимает одно из важных мест в Единой системе газоснабжения (рис. 1). Общество обеспечивает надежность транспортировки газа и основные требования безопасной эксплуатации газотранспортной системы и ее объектов.

Стратегической целью Общества является укрепление своих позиций на рынке газотранспортных услуг в качестве высоконадежной и современной высокотехнологичной газотранспортной организации.

Ближайшие перспективы Общество связывает с формированием научно-технического потенциала для сбалансированного технологического и социального развития компании. Для этого на основе применения технологически обоснованных и эффективных инновационных технологий и инженерных решений реализуются программы модернизации и реконструкции, капитального ремонта газотранспортной системы и ее объектов.

В целях реализации стратегии инновационного развития и поиска решений по преодолению негативных тенденций в транспортировке газа в Обществе утвержден Перечень научно-технических проблем на 2015–2020 годы. Каж- дая из научно-технических проб- лем требует решения приоритетных ключевых задач посредством реализации соответствующих инновационных проектов.

Инновационный проект (паспорт проекта) отражает цели, мероприятия и значимость проекта в решении ключевой задачи, планируемые результаты, показатели и ожидаемые показатели эффективности, временные и ресурсные показатели.

В целом стратегия инновационного развития Общества транслируется в систему инновационных проектов и вспомогательных процессов, направленных на реализацию проектов. Инновационные проекты предусматривают применение проектного принципа управления, обеспечение вклада в динамику показателей эффективности, встраивание в систему корпоративного управления, интеграцию документов по инновационной деятельности в производственные планы и программы развития и пр.

Перечень и описание инновационных проектов, планируемых к реализации, включен в Портфель инновационных проектов ООО «Газпром трансгаз Москва». Для реализации стратегии и приоритетов инновационного развития по поручению ПАО «Газпром» разработан проект Программы инновационного развития ООО «Газпром трансгаз Москва» до 2025 года [3].

ИНТЕГРАЦИЯ СТРАТЕГИИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ В СУЩЕСТВУЮЩИЕ БИЗНЕС-ПРОЦЕССЫ

В Обществе разработана, внед- рена и функционирует Интегрированная система менеджмента (ИСМ), отвечающая требованиям международных и отечественных стандартов и включающая пять систем менеджмента: качества; экологии; энергетической эффективности; охраны труда и промышленной безопасности; информационной безопасности.

Менеджмент Общества осуществляется на основе процессного подхода в соответствии с установленной процессной моделью ИСМ (рис. 2) [4]. Данный подход основан на выделении ключевых бизнес-процессов, обеспечивающих эффективную производственно-хозяйственную деятельность, и готовности к совершенствованию этих процессов для выполнения новых стратегических задач.

Процессы внутри ИСМ объединены в системы процессов, связанных общими задачами: процессы управления; производственные процессы; обеспечивающие процессы. Практически для каждого из процессов ИСМ устанавливаются цели, планы, критерии оценки результативности и эффективности.

Планами дальнейшего совершенствования управления производственной деятельностью Общества предлагается расширение области распространения действующей ИСМ за счет разработки и сертификации системы менеджмента инновационной деятельности (на соответствие ГОСТ Р 56273.1–2014 [5]); внедрение системы нормирования и каскадирования стратегических целей в системе «ПАО «Газпром» – Общество – подразделение (проект)» и выбора ключевых показателей эффективности инновационной и технологической деятельности Общества.

ПРОГРАММА ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

Программа инновационного развития Общества интегрирована в Стратегию технологического и социального развития ООО «Газпром трансгаз Москва» до 2030 года, является ее важнейшим элементом и направлена на достижение комплекса целей отраслевого и корпоративного уровней. Программа разработана в соответствии с действующей корпоративной системой управления инновационной деятельностью ПАО «Газпром» и ее нормативной базой.

Для реализации Программы определены две группы приоритетов (рис. 3.):

– технологические – непосредственно влияющие на инновационное развитие Общества, на привлечение и применение инновационных решений, технологий и оборудования;

– организационные – воздействующие на процессы внедрения образцов инновационной продукции, управления инновационной деятельностью, компетенции и мотивации персонала, распространение знаний.

Ключевыми элементами инновационного развития выступают Портфель перспективных технологий и оборудования и набор инновационных проектов. Их реализация осуществляется с использованием инструментария дорожных карт и организационно-программных мероприятий по их внедрению (инновационных программ, планов научно-технического развития, производственных планов и программ). Весь процесс имеет информационно-аналитическое, нормативное, проектное и экономическое сопровождение.

Предложенная схема реализует принятую системой менеджмента возможность выбора и определения сбалансированных показателей инновационного развития, их количественного задания, контроля достижения целей и показателей эффективности.

СИСТЕМА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

Для оценки эффективности инновационной деятельности Общества принята система контрольных показателей, отражающих вертикальную интеграцию целей инновационного развития (рис. 4). Принятые показатели эффективности инновационного развития являются частью системы сбалансированных показателей производственно-хозяйственной деятельности компании и учитываются в оценке показателей ответственности менеджмента Общества.

Показатели первого уровня (ключевые показатели эффективности) применяются для оценки инновационной деятельности и решения технологических приоритетов развития Общества, устанавливаются Программой инновационного развития ООО «Газпром трансгаз Москва» [3].

Целевые значения KPI определяются исходя из целей реализации Программы инновационного развития ПАО «Газпром» [6] и направлены на достижение Обществом заданного технологического и организационного уровня.

Установленные показатели включаются в число основных технико-экономических и ключевых показателей деятельности Общества. Мониторинг показателей осуществляется при анализе Интегрированной системы менеджмента со стороны руководства в соответствии с СТО ГТМ 13.1-21-006–2013 [7], а также при внутренних аудитах в соответствии с СТО ГТМ 13.1-21-007–2013 [8]. Персонал Общества мотивируется на достижение показателей инновационной деятельности в рамках системы менеджмента инноваций и в соответствии с СТО ГТМ 13.1-32-011-2013 [9].

Показатели второго уровня (индикативные показатели эффективности) применяются для конт- роля и оценки производственной и технологической деятельности Общества. Устанавливаются на уровне процессов и структурных подразделений в соответствии с требованиями СТО ГТМ 13.1-21-005-2013 [10]. При выявлении неблагоприятных тенденций при достижении установленных показателей разрабатываются и осуществляются предупреждающие и корректирующие действия в соответствии с СТО ГТМ 13.1-21-009-2013 [11].

Показатели третьего уровня (индивидуальные показатели эффективности) применяются для оценки уровня технологического развития Общества в дополнение к локальным (индикативным) показателям эффективности. Показатели характеризуют достижение технологических приоритетов, работы по импортозамещению, обеспечение эффективности, интеллектуальной деятельности. Устанавливаются на уровне исполнителей конкретных работ на определенные периоды планирования.

При планировании работ исполнителем проводится анализ рисков невыполнения плана и при необходимости разрабатываются и осуществляются предупреждающие и корректирующие действия в соответствии с СТО ГТМ 13.1-21-009-2013 [11].

В качестве показателей анализа и оценки эффективности инновационных технологий, оценки соответствия инноваций целевым показателям и приоритетным технологическим проблемам используются: показатели эффекта по группам; показатели экономической эффективности (рис. 5).

Критериями отбора инновационных технологий и оборудования выступают 33 показателя вида эффекта (ПЭф): коммерческого, экологического, социального и управленческого.

Расчет показателей проводится статическим методом (без учета фактора времени) в натуральных единицах измерения, которые соответствуют конкретному показателю эффекта [12].

Результаты расчета показателей эффекта являются обоснованием для отнесения технологии к той или иной группе по виду эффекта, позволяют ранжировать инновации внутри каждой группы, принимать решение о включении инновации в Портфель перспективных технологий и оборудования, рекомендовать к оценке экономической эффективности.

Для этой цели применяются девять показателей экономической эффективности технологий. На этапе оценки влияния инновации на ключевые показатели, соответствия инновации целевым показателям и приоритетным технологическим проблемам Общества выполняется расчет показателей эффективности по видам эффекта. Взаимосвязь между показателями инновационного развития и показателями эффективности привлечения инноваций показана на рис. 6.

Применение показателей оценки эффективности инновационных технологий и оборудования на этапах отбора и внедрения регламентировано в Обществе схемой бизнес-процесса «Оценка эффективности инновационной технологии и оборудования». Экономическая эффективность оценивается как статическим методом без учета фактора времени, так и с помощью дисконтирования с учетом фактора времени или приведения будущих доходов и расходов к настоящему моменту времени. Каскадирование показателей эффективности инновационной деятельности осуществляется в рамках функционирования системы менеджмента инноваций в соответствии с СТО ГТМ 13.1-21-005-2013 [10].

Ключевые показатели эффективности устанавливаются на уровне Общества и детализируются по системам, процессам, управлениям, филиалам, рабочим группам и отдельным структурным подразделениям в форме локальных показателей, индикативных и дополнительных показателей, программ или планов мероприятий (рис. 7).

В ООО «Газпром трансгаз Москва» планирование деятельности реализуется на каждом из следующих уровней управления Общества: уровень организации в целом; уровень систем и процессов; уровень филиалов, уровень структурных подразделений администрации и филиалов; уровень рабочих групп и отдельных сотрудников.

На основе целей по направлениям разрабатываются планы работ, программы и планы мероприятий, утверждаемые на соответствующем уровне управления [10].

РЕАЛИЗАЦИЯ И МОНИТОРИНГ МЕРОПРИЯТИЙ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

Основные мероприятия по реализации Программы инновационного развития – следующие: планирование и организация проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР); поиск, разработка и внедрение инновационных технологий и инновационных проектов; создание полигонов для опытно-экспериментальной проверки новых конструкций, технологий и материалов; совершенствование информационного, научно-кад- рового и нормативно-правового обеспечения инновационной деятельности; мониторинг внедрения новых технологий, техники и материалов.

Для организации исполнения и контроля реализации ключевых показателей эффективности и программных мероприятий разрабатывается (как неотъемлемая часть Программы инновационного развития Общества) и подлежит ежегодной актуализации среднесрочный план на трехлетний период. Среднесрочный план реализации Программы содержит наименования проектов и мероприятий, основные результаты, объемы и источники финансирования, сроки реализации, список ответственных исполнителей, организационно нацеленные на достижение ключевых показателей эффективности. Для реализации основных положений Программы по ключевым направлениям разрабатываются инновационные проекты, дорожные карты, планы и программы мероприятий по их реализации. Формой интеграции инновационных проектов в производственно-хозяйственную деятельность Общества выступают бизнес-планы, проектная и рабочая документации, программы и методики опытно-промышленной эксплуатации, нормативная документация и пр. При реализации инновационных проектов планируется применение принципов проектного управления (рис. 8).

Проектное управление преду- сматривает функционирование действующего в Обществе Научно-технического совета (сформированного из числа руководителей Общества и представителей структурных подразделений), рабочих групп из уполномоченных исполнителей - представителей заинтересованных структурных подразделений Общества, привлекаемых (при необходимости) сторонних специалистов, матричного взаимодействия подразделений.

В целях создания условий для выявления, сохранения и эффективного использования знаний и информации об инновациях в Обществе, накопления и распространения опыта, инновационных идей и информации для ускорения решения задач инновационного развития Общества предлагается к внедрению система получения и распространения знаний. Система позволяет объединить и тиражировать интеллектуальный капитал Общества и повысить общий уровень вовлечения внутренних интеллектуальных ресурсов в инновационное и технологическое развитие. Основными принципами построения и функционирования системы выступает управление ключевыми знаниями Общества, встроенное в существующие бизнес-процессы, формирование среды для создания новых знаний.

ВЫВОДЫ

Система управления результативностью инновационной деятельности ООО «Газпром трансгаз Москва» основана на планировании путей достижения поставленных целей и установленных показателей инновационного и технологического развития.

Предложенная система показателей оценки инновационной деятельности и их каскадирования позволяет проводить оценку и степень соответствия результатов инновационной деятельности принятой стратегии, ее приоритетам и поставленным целям, осуществлять предупреждающие и корректирующие действия при наличии отклонений. Принятая система показателей обеспечивает связь между стратегическим планированием на уровне Общества и операционной производственной деятельностью менеджмента предприятия.

Развитие системы управления результативностью инновационной деятельности предусматривает: совершенствование процедуры отбора технологий по критериям эффективности и эффекта, включая апробацию на примере дочернего общества ПАО «Газпром» современных методов работы с инновациями, с поставщиками инновационных продуктов и услуг (в том числе с открытого рынка); разработку методики оценки взаимосвязи и влияния показателей эффекта на выполнение ключевых показателей эффективности инновационной деятельности; применение и реализацию принципа проектного управления инновационными проектами в дочернем обществе; развитие системы мотивации персонала на инновационную деятельность; опытное внедрение системы управления технико-технологическими знаниями; пилотное внедрение и апробацию системы инновационного менеджмента (на соответствие ГОСТ Р 56273.1–2014 [5]).

Деятельность по подготовке работников дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» в области гражданской обороны, защиты от чрезвычайных ситуаций и обеспечения мобилизационной готовности особенно актуальна в настоящее время в свете обострения внешнеполитической обстановки и нарастающей угрозы природных и техногенных опасностей в нашей стране. Ключевую роль в подготовке руководителей и специалистов координационных органов, постоянно действующих органов управления и органов повседневного управления корпоративной системы гражданской защиты ПАО «Газпром» играет Частное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Учебный центр ПАО «Газпром», являющееся авторитетной головной организацией, осуществляющей подготовку и повышение квалификации работников ПАО «Газпром» в области гражданской обороны и защиты от чрезвычайных ситуаций.

Учебный процесс организуется с учетом особенностей и потребностей дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» (ДОО) и осуществляется руководителями и преподавательским составом Учебного центра. Для проведения занятий привлекаются ведущие преподаватели Академии гражданской защиты МЧС России, специалисты других образовательных и научно-исследовательских учреждений, представители федеральных органов исполнительной власти и ПАО «Газпром».

В настоящее время Учебный центр проводит обучение работников ПАО «Газпром» в области гражданской обороны (ГО) и защиты от чрезвычайных ситуаций (ЧС) по 18 образовательным программам.

За 2017 г. в Учебном центре прошли обучение более 2900 спе- циалистов в составе 80 групп. На 2018 г. запланировано обучение более 5000 слушателей.

Учитывая современные вызовы, а также постоянное ужесточение требований нормативных документов Российской Федерации в области ГО и защиты от ЧС, Учебный центр держит курс на повышение эффективности собственной деятельности, на развитие и совершенствование имеющихся образовательных ресурсов и технологий.

Особой заботой Учебного центра является обновление содержания и технологий обучения на основе компетентностного подхода, развитие вариативности программ и внедрение различных форм обучения с учетом потребностей и экономических возможностей ДОО. Проводится работа по повышению эффективности образовательной деятельности.

Совершенствуется выездная форма обучения, которая подразумевает выезд преподавателей Учебного центра в ДОО для проведения занятий (рис. 1). Такая форма обеспечивает эффективность и качество подготовки слушателей при одновременном сокращении расходов ДОО на подготовку работников. Ключевыми условиями проведения занятий являются подготовка мест проведения занятий в части обеспечения аудио-, видео- и проекционной аппаратурой и комплектование учебных групп с учетом минимально допустимого количества слушателей (не менее 20). В 2017 г. на выездных занятиях прошло обучение 28 учебных групп общей численностью более 800 человек.

Ведется учебно-методическая работа, направленная на актуализацию существующих и на разработку новых учебных и методических материалов в соответствии с потребностями ДОО и действующими нормативными документами. В связи с выходом в 2017 г. «Примерных программ курсового обучения должностных лиц и работников ГО и РСЧС МЧС России», «Организационно-методических указаний по подготовке работников ПАО «Газпром» в области ГО, защиты от ЧС, обеспечения пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах на 2016–2020 гг.» и «Организационно-методических указаний по подготовке органов управления и сил корпоративной системы гражданской защиты ПАО «Газпром» на 2017–2020 гг.» программы курсового обучения переработаны и приведены в соответствие с новыми требованиями.

Учебный центр организует периодическое изучение потребности ДОО в обучении по новым образовательным программам. Аналитическая информация и предложения представляются в Управление ПАО «Газпром» (О.И. Шаповалов) для принятия решения по внедрению новых программ, их составу и содержанию. В этом году открыто новое направление обучения – «Организация работы органов повседневного управления», позволяющее работникам дежурно-диспетчерских служб ДОО повысить свой профессиональный уровень в области ГО и защиты от ЧС.

Одновременно с расширением спектра образовательных программ развивается дистанционная форма обучения. За прошедший год с использованием дистанционных образовательных технологий прошло обучение 10 учебных групп в пяти потоках. Общее количество обученных работников составило 1415 человек. В планах на 2018 г. – обучение 15 учебных групп, ожидаемое количество слушателей – более 3000 человек.

Решать задачи по подготовке работников в области ГО и защиты от ЧС невозможно без соответствующей учебно-материальной базы. Использование учебно-материальной базы является одним из действенных факторов в обеспечении качества образования, его практической направленности. В связи с этим разработаны основные направления развития учебно-материальной базы Учебного центра, планомерно реализуются отдельные проекты. Совершенствование учебно-материальной базы позволяет: увеличить количество программ подготовки в области ГО и защиты от ЧС, а также обеспечить необходимое качество подготовки ведомственных спасателей по направлениям аварийно-спасательных работ; повысить уровень подготовки работников в области ГО и защиты от ЧС за счет использования в учебном процессе соответствующих учебных площадок, оборудования и тренажеров; демонстрировать современные технологии проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ и др.

Безусловно, обучение – это двусторонний процесс, и кроме работы педагогического состава и специалистов Учебного центра необходимо взаимодействие со специалистами ДОО, отвечающими за вопросы подготовки работников в области ГО и защиты от ЧС. С их стороны для обеспечения качества учебного процесса и надлежащего уровня подготовки работников следует выполнять установленные требования: обес- печивать своевременную подачу заявок на обучение и исполнять утвержденный график учебного процесса на текущий год; обес- печивать соблюдение требований Приказа ПАО «Газпром» от 29.05.2014 № 241 «О формировании учебных групп по категориям обучающихся»; организовать конт- роль за прохождением обучения своих работников, особенно в сис- теме дистанционного обучения; своевременно готовить места и учебно-материальную базу для проведения выездных занятий; обеспечить наличие необходимых документов для аттестации спасателей при прибытии на обучение.

Всестороннее взаимодействие Управления ПАО «Газпром» (О.И. Шаповалов), Учебного центра и ДОО при подготовке работников в области ГО и защиты от ЧС позволяет достичь наилучшего результата и обеспечивает максимально качественную подготовку работников (рис. 2).

Усилия руководства ПАО «Газпром» по организации и обеспечению качества обучения своих работников отмечены МЧС России в «Организационно-методических указаниях по подготовке населения Российской Федерации в области ГО, защиты от ЧС и безопасности людей на водных объектах на 2016–2020 гг.».

Дополнительное профессиональное образование в Учебном центре – современное, качественное, дающее необходимые знания и компетенции в области ГО и защиты от ЧС природного и техногенного характера. В настоящее время Учебный центр позволяет развивать новые направления подготовки, оперативно обновлять требуемые компетенции работников, что соответствует политике ПАО «Газпром» и государственной политике в целом по совершенствованию непрерывного образования.

ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»

143522, РФ, Московская обл.,

Истринский р-н, Костровское с/п,

дер. Хволово, д. 15

Тел.: +7 (495) 719-63-31

Факс: +7 (495) 719-63-38

www.sdo.gazprom.ru

Магистральные газопроводы (МГ) относятся к ответственным энергетическим сооружениям, к надежности и безопасности функционирования которых предъявляются повышенные требования. Аварийные разрушения МГ – серьезная проблема не только для газотранспортных предприятий, но и для экономики страны в целом. Участки разрушений непредсказуемы по времени и региону, а последствия аварий характеризуются значительной трудоемкостью восстановительных работ, большими экономическими затратами и сбоями в технологической схеме поставки газа [1].

Для выявления причин, влияющих на безопасность газотранспортных систем, был проведен анализ статистических показателей аварийности на данных производственных объектах. Сведения об авариях и несчастных случаях при эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО) магистрального транспорта газа были получены в ходе анализа годовых отчетов Ростехнадзора [2–15].

В течение последних 15 лет менялась протяженность газопроводов, поэтому для объективной оценки состояния промышленной безопасности на объектах магистрального транспорта газа более информативным будет переход от количества аварий к удельному показателю аварийности, определяемому как отношение количества аварий к протяженности МГ и выраженному в количестве аварий на тысячу километров газопровода. Результаты такого пересчета представлены в табл. 1.

В настоящее время количество аварий не может служить однозначным критерием определения состояния промышленной безопасности. Для подлинной оценки необходимо дополнительно иметь информацию о величине ежегодного материального ущерба, внеплановых потерях и др. Ежегодный полный ущерб предприятий, эксплуатирующих ОПО магистрального трубопроводного транспорта, по данным официальной статистики Ростехнадзора [2–15], исчисляется сотнями миллионов рублей.

На рис. 1 показана динамика ущерба от аварий на магистральном трубопроводном транспор- те РФ за 2009–2016 гг.

При анализе данных табл. 1 и рис. 1 выявлено, что размеры полного ущерба от аварий не всегда определяются их количеством. Так, несмотря на некоторое увеличение числа аварий в 2011 и 2012 гг. (до 14–16 аварий в год), размер полного ущерба не превысил 161,5 млн руб/год, в то время как при снижении аварийности до 10 аварий в 2015 г. размер ущерба увеличился в три раза и составил 488,2 млн руб.

Данный факт может быть объяснен прямой зависимостью размера ущерба при реализации аварии от уровня подготовки организации к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий. Своевременность, эффективность и согласованность действий оперативного персонала при реализации аварии, определяемые уровнем развития профессионально важных качеств (ПВК), могут изменить сценарий ее развития и сократить масштабы последствий.

ВЫЧИСЛЕНИЯ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Для установления зависимости масштабов последствий аварии от уровня развития ПВК оперативного персонала проведена оценка объемов выбросов газа при разгерметизации линейной части МГ. В качестве объекта оценки выбран участок МГ между компрессорными станциями (КС) «Таежная» и «Новокомсомольская» ООО «Газпром трансгаз Югорск». При этом рассматривался транспорт газа с закрытыми перемычками (автономно по одной нитке) между цехами.

Расчет интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа при разрушении газопровода позволил вывести линейную зависимость потерь массы газа от времени до перекрытия задвижки для однониточного газопровода при гильотинном разрыве, график которой представлен на рис. 2 [16].

Для графика (см. рис. 2) выведена линейная зависимость потерь массы газа от времени до перекрытия задвижки для однониточного газопровода диамет- ром 1420 мм, длиной 107,4 км при гильотинном разрыве на расстоянии 50 км от выходной КС: начальное давление 7 080 401,3 Па; начальная температура газа 35 °С; плотность транспортируемого газа 0,7168 кг/м³; производительность газопровода 32 млн м³/сут; температура окружающей среды 5 °С. Данная зависимость позволяет найти потерянную массу газа при различном времени оперативного реагирования диспетчера (идентификация аварии, принятие решения об отключении КС):

m = 6033,9t + 106 700,               (1)

где m – масса безвозвратных потерь газа, кг; t – время с момента аварийной разгерметизации до перекрытия задвижки, с.

Определить степень приближения найденной линейной зависимости к графику истечения газа можно при помощи величины достоверности аппроксимации, которая должна быть равна или близка к 1. На рис. 2 представлено значение аппроксимации R2 = 0,9886. Полученное значение свидетельствует о хорошем совпадении расчетной линии с наблюдаемыми данными.

В ходе проведения учебно-тренировочных занятий экспериментальным путем установлено, что начальник смены – диспетчер из числа оперативного персонала, имеющий высокий уровень развития ПВК, в случае аварийной ситуации приступает к действиям по оперативному реагированию (идентифицирует аварию и принимает решение об отключении КС) в среднем за 20 с. Время оперативного реагирования персонала с низким уровнем развития ПВК достигает 120 с. Согласно полученной зависимости безвозвратные потери транспортируемого продукта за 100 с составляют 489,709 т.

Рассмотрим алгоритм оценки ущерба при реализации аварии на МГ с учетом ПВК оперативного персонала.

Полный ущерб при реализации аварии рассчитывается по формуле [16]:

Уа = Ус.э + Упр + Уим + Ул.а + Уэк,     (2)

где Ус.э – социально-экономический ущерб вследствие гибели и травматизма людей, руб.; Упр – прямой ущерб производству, руб.; Уим – ущерб, связанный с уничтожением и повреждением имущества третьих лиц (населения, сторонних организаций и т. п.), руб.; Ул.а – затраты на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование аварии, руб.; Уэк – экологический ущерб (ущерб объектам окружающей природной среды), руб.

Из составляющих ущерба, приведенных в формуле (2), время оперативного реагирования диспетчера влияет только на прямой ущерб производству Упр, связанный с потерей продукции, а также на экологический ущерб Уэк.

Определим возможное увеличение ущерба при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК. Как указано выше, он будет складываться из увеличения ущерба, связанного с безвозвратными потерями транспортируемого продукта, и увеличения экологического ущерба из-за увеличения потери массы транспортируемого газа.

Увеличение ущерба, связанного с безвозвратными потерями транспортируемого продукта при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, определяется по формуле:

∆Упрод = ∆Мпрод·Sпрод,           (3)

где ∆Мпрод – увеличение объема (или массы) безвозвратно потерянного продукта при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, тыс. м³ (или т); Sпрод – внутренняя расчетная (оптовая) цена транспортируемого продукта для организаций ОАО «Газпром», руб/тыс. м³ (или руб/т).

Поскольку г. Югорск находится в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) Российской Федерации, цена на газ принята равной предельной минимальной оптовой цене для Тюменской обл., т. е. 3296 руб/тыс. м³ газа [17].

С учетом плотности газа, равной 0,7168 кг/м³, при увеличении потерь массы газа на 489,709 т увеличение безвозвратных потерь при реагировании оператора с низким уровнем развития ПВК будет составлять 2,25 млн руб.

Общий экологический ущерб рассчитывается по формуле:

Уэк = Уатм + Ул.ф + Уводн + Упочв,      (4)

где Уатм – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного воздуха, руб.; Ул.ф – компенсационные выплаты за ущерб лесному фонду и не входящим в лесной фонд лесам, руб.; Уводн – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением водных ресурсов, руб.; Упочв – компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением почвы или нарушением продуктивных характеристик почвы, руб.

При гильотинном разрыве трубопровода и истечении газа последние две составляющие экологического ущерба не применимы.

Увеличение экологических компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмо- сферного воздуха при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, рассчитывается как плата за сверхлимитный выброс загрязняющих веществ по формуле [18]:

∆Уатм = ∆Мпрод1·Нпл·Кот·Кср,          (5)

где ∆Мпрод1 – увеличение объема (или массы) выбросов загрязняющего вещества в количестве, превышающем установленные в соответствующих разрешениях выбросы или сбросы, при различном времени реагирования диспетчера, м³ (или т); Нпл – ставка платы, руб/м³ (или руб/т) [19]; Кот – дополнительный коэффициент к ставкам платы в отношении территорий и объектов, находящихся под особой охраной в соответствии с федеральными законами, а также для районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей, в число которых входит и Тюменская обл. ХМАО [16, 20], Кот = 2; Кср – коэффициент к ставкам платы за выброс или сброс загрязняющего вещества за объем или массу выбросов, превышающих установленные разрешениями на выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, Кср = 25.

Увеличению платежной базы будет соответствовать 489,709 т. Ставка платы за выбросы для метана (CH4) на 2017 и 2018 гг. составляет 108 руб/т.

Подставив значения увеличения платежной базы, ставки платы и коэффициентов в формулу (5), получим увеличение суммы компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного воздуха, ∆Уатм при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, равное 2,6 млн руб.

В сумму экологического ущерба с 2020 г. также возможно включение суммы платы за выброс парниковых газов. В данном случае целесообразно рассмотреть увеличение возможного экологического ущерба от парниковых газов. Выбросы парниковых газов рассчитываются с учетом потенциала глобального потепления и выражаются в CO2-эквиваленте (CO2-экв.) [21]. Таким образом, увеличение выбросов метана в составе природного газа при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК рассчитывают по формуле:

∆ = ∆Qрасх.п.г·CСН4··21,             (6)

где ∆Qрасх.п.г – увеличение расхода природного газа при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, тыс. м³; CCH4 – объемная доля метана в составе природного газа, %; – плотность метана при стандартных условиях, т/м³; 21 – коэффициент перевода метана в СО2-экв. (потенциал глобального потепления) в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14064-1–2007 [22].

При объемной доле метана 98,5 %, увеличении массы выброшенного газа 489,709 т по формуле (6) получим увеличение выбросов парниковых газов, равное 10,1 тыс. т СО2-экв. При введении платы за выбросы к 2020 г. ее сумма составит 10–50 долл/т СО2 [23]. Примем среднее значение для данного диапазона в 30 долл/т СО2. Таким образом, при курсе доллара в 60 руб. за 1 долл. выплаты за увеличение выбросов парниковых газов для метана при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК в тоннах в пересчете на СО2-экв. составят 18,2 млн руб.

Вышеприведенные расчеты показывают, что увеличение ущерба при реализации аварии на МГ при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК может составить 4,9 млн руб., а при введении платы за выбросы парниковых газов – 23,13 млн руб.

При гильотинном разрыве трубопровода помимо выброса может произойти возгорание метана. В этом случае увеличение ущерба также изменится. Основной продукт горения – диоксид углерода (СО2). Увеличение выбросов СО2 при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК при условии полного сгорания природного газа в тоннах СО2 рассчитывают по формуле [21]:

∆МCO2 = ∆Qрасх.п.г·K2,              (7)

где ∆Qрасх.п.г – увеличение расхода природного газа при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, тыс. м³; K2 – коэффициент выбросов СО2 без учета химической неполноты сгорания, K2 = 1896,85 т СО2 на млн м³.

Для значения массы, используемой в расчете при сгорании газа, получим 1297,35 т СО2. При выбросах диоксида углерода в формулу (7) необходимо подставить ставку платы за выбросы СО2, которая равна 1,6 руб/т. Таким образом, увеличение компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного воздуха при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, составит 0,1 млн руб.

При полном сгорании газа возможное увеличение ущерба, связанное с увеличением выбросов парниковых газов при ставке и курсе доллара, аналогичных предыдущему расчету, может составить 2,3 млн руб.

Для случая возгорания газа можно рассмотреть вариант его неполного сгорания. В расчетах следует принимать, что из 1 т сгоревшего природного газа в среднем образуются 0,015 т несгоревшего метана, 0,057 т СО2, 0,00013 т монооксида азота (NO), 0,0008 т диоксида азота (NO2) и 0,03 т сажи. По каждому веществу для формулы (5) оба коэффициента, кроме ставки платы, не будут меняться [13]. Ставки платы на 2017 г. и расчеты по каждому веществу приведены в табл. 2 [19].

Увеличение суммы экологических компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного воздуха при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК, в данном случае составит 56 008 руб.

Для расчета возможных выплат, связанных с эмиссией парниковых газов, в ГОСТ Р ИСО 14064-1–2007 [22] найдем коэффициенты перевода выброшенных веществ в СО2-экв.: 21 – для CH4; 1 – для СО2; 310 – для NO. Следовательно, увеличение возможного экологического ущерба от выброса парниковых газов при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК (при приведенной выше ставке платы и курса доллара) может составить 0,36 млн руб.

При реализации сценария горения возникает вероятность нанесения ущерба, связанного с воздействием тепловой радиации от пожара на леса (Ул.ф). Данный ущерб рассчитывается из формулы (4) [16, 23].

Для территории вокруг рассмат- риваемой точки разрыва МГ с контуром лесных угодий необходимо рассчитать распределение удельного теплового потока облучения на момент времени tхар = 90 с после начала истечения газа и построить зону теплового воздействия в виде изолинии теплового потока qу = 7 кВт/м². Далее определяется площадь уничтоженного леса Sл, га, попадающего в зону теплового воздействия, ограниченную изолинией 7 кВт/м² и контуром лесных угодий.

Ул.ф = К1·К2·К3·К4·V·Sл·Сл,                      (8)

где К1 – коэффициент, учитывающий вид нарушения лесного законодательства (К1 = 50 для случая «уничтожение или повреждение до степени прекращения роста деревьев»); К2 – повышающий коэффициент, зависящий от времени года (К2 = 2 в период с декаб- ря по январь; К2 = 1 в остальные месяцы); К3 – повышающий коэффициент для ставок платы за единицу объема древесины лесных насаждений (утверждается ежегодно); К4 – повышающий коэффициент, учитывающий категорию лесного массива (устанавливается в соответствии с [24]); V – корневой запас древесины на 1 га, м³/га; Sл – площадь уничтоженного лесного массива, попадающего в зону теплового воздействия, ограниченную изолинией теплового потока 7 кВт/м² на конец 1-й мин после начала пожара, рассчитывается в соответствии с [16], га; Сл – ставка платы за единицу объема лесных ресурсов, руб.

Поскольку распределение удельного теплового потока облучения рассчитывается на момент времени 90 с, можно сделать вывод, что сумма данного ущерба будет одинакова вне зависимости от уровня развития ПВК диспетчера. Суммарный массовый расход газа при аварийном истечении из двух концов разрушенного газопровода за 90 с составляет 6189 кг/с, при этом наименьшее время до закрытия линейных кранов – 110 с.

Увеличение суммы ущерба при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК при развитии аварии по различным сценариям представлено в табл. 3. Повышение уровня готовности оперативного персонала к действиям по локализации аварий приведет при гильотинном разрыве МГ к сокращению ущерба на 23,13 млн руб. при выбросе газа в атмосферу без возгорания; 4,69 млн руб. – при полном сгорании газа; 2,67 млн руб. – при неполном сгорании.

ВЫВОДЫ

Анализ статистических показателей аварийности МГ за последние 15 лет позволил установить, что на предприятиях, эксплуатирующих ОПО магистрального трубопроводного транспорта, размер полного ущерба от произошедших аварий увеличился, несмотря на некоторое снижение аварийности в 2015 г. Существует прямая зависимость между размером ущерба при реализации аварии и уровнем подготовки организации к действиям по локализации и ликвидации последствий аварий. Следовательно, уровень готовности оперативного персонала к действиям по локализации аварии влияет на продолжительность аварии, ход ее развития и размеры зон негативных воздействий, а значит, является одним из факторов, определяющих сценарий развития аварии на линейной части МГ.

Проведенный расчет парамет- ров истечения газа при разгерметизации МГ позволил вывести линейную зависимость потерь массы газа от времени до перекрытия задвижки для однониточного газопровода при гильотинном разрыве, позволяющую найти безвозвратные потери газа при различном времени оперативного реагирования (идентификации аварии и принятии решения об отключении КС) диспетчера. При оперативном реагировании в случае реализации аварии персонала с высоким уровнем развития ПВК сокращение безвозвратных потерь газа приведет к снижению ущерба при гильотинном разры- ве МГ на 23,13 млн руб. для случая выброса газа в атмосферу без возгорания (с учетом введения платы за эмиссию парниковых газов).

Таким образом, для безопасного выполнения работниками производственных задач на ОПО необходимо предъявлять повышенные требования к уровню развития их ПВК, что особенно важно учитывать при организации действий персонала в нештатных ситуациях, а также при проведении работ повышенной опасности в целях предупреждения аварий.

Таблица 1. Удельный показатель аварийности магистральных газопроводов за период 2000–2016 гг. Table 1. Specific indicator of the main gas pipeline accidents over the period 2000–2016

Таблица 2. Увеличение экологических компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного воздуха при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК в случае неполного сгорания природного газа Table 2. Increase in environmental compensatory payments for air pollution damage during the response of a dispatcher with low level of development of professionally important qualities in case of incomplete combustion of natural gas

Таблица 3. Увеличение ущерба при реагировании диспетчера с низким уровнем развития ПВК при различных сценариях реализации аварии на МГ Table 3. Increase in damage during the response of a dispatcher with low development level of professionally important qualities under different emergency scenarios on main gas pipeline

МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЛАТЕРАЛЬНЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА

В обеспечение надежности и бесперебойности поставок газа потребителям в РФ и зарубежных странах ПАО «Газпром» создана сеть подземных хранилищ газа (ПХГ). Резервирование газа поз- воляет компенсировать сезонную неравномерность газопотребления и аварийные недопоставки газа, обеспечивает надежность экспортных поставок, служит для создания стратегических и долгосрочных резервов.

За последние пять лет в Западной Европе, на европейской территории России, Урале и в Западной Сибири температура воздуха в осенне-зимний период была выше климатической нормы. Это привело к снижению объема отобранного газа из ПХГ за сезон и, соответственно, к недостаточному отбору всего активного объема газа из хранилищ. Для ПХГ, созданных на базе истощенных газовых, газоконденсатных месторождений и водоносных пластов с активной водонапорной системой, отбор не всего активного объема газа может привести к негативным последствиям, таким как растекание газовой залежи, снижение пластового давления на конец периода закачки и др.

Для минимизации негативного воздействия недостаточного отбора газа применяются следующие основные методы регулирования газовых залежей ПХГ в процессе их создания и эксплуатации:

1) оптимизация технологических режимов закачки и отбора газа на ПХГ, предусматривающая изменение временного (по декадам, месяцам и кварталам) графика закачки и отбора газа и продолжительности нейтральных периодов;

2) регулирование темпов и объемов закачки и отбора газа по группам скважин, расположенных на разных направлениях латеральных перетоков газа (площадное регулирование);

3) регулирование темпов и объемов закачки и отбора газа по разрезу слоистого пласта (селективное регулирование), в том числе закачка под газоводяной контакт и слабопроницаемую перемычку [1].

На заседании Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр разрабатываются и утверж- даются заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром» рекомендуемые объемы отбора газа из ПХГ в осенне-зимний период, обеспечивающие предотвращение растекания газа [2].

Все вышеперечисленные методы широко используются в хранилищах газа, но реализация двух последних методов требует таких геологических и технологических предпосылок, как наличие слабопроницаемой перемычки в разрезе пласта для осуществления закачки части оперативного резерва, наличия групп скважин, расположенных в зонах латеральных перетоков газа, и др.

Реализация первого метода, в том числе Программы отборов, приводит к высоким нагрузкам на газотранспортную сеть (ГТС), так как приходится отбирать газ из хранилищ даже при отсутствии необходимости по отбору в конкретном регионе.

Таким образом, актуальной становится задача разработки метода, который позволит регулировать работу газовых залежей ПХГ с активной водонапорной системой, направленного на предотвращение растекания газа по площади и повышение гибкости работы ПХГ как части Единой системы газоснабжения.

Рассмотрим возможности применения такого метода путем реализации однократного неполного восполнения в сезоне закачки газа, отобранного за предшествующий сезон, на примере одного из хранилищ ПАО «Газпром», расположенного в Южном федеральном округе. Подземное хранилище газа было создано в горизонте зеленой свиты (эоцен) истощенного газоконденсатного месторождения.

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПХГ

По фильтрационно-емкостной, литологической и продуктивной характеристикам пласт делится на три части:

– эксплуатационный пласт I расположен в верхней части и характеризуется наихудшими коллекторскими свойствами, значительным увеличением глинистости вверх по разрезу, высокой остаточной газонасыщенностью; газоотдача в этой части пласта минимальна;

– эксплуатационный пласт II занимает по толщине половину всего объекта и обладает наилучшими коллекторскими характеристиками, является основным газосодержащим и газоотдающим интервалом;

– эксплуатационный пласт III занимает нижнюю часть объекта, характеризуется несколько лучшими, по сравнению с пластом I, коллекторскими характеристиками.

За последние сезоны эксплуатации из хранилища отбирается чуть более 70 % активного объема газа (минимальный объем отбора составил 650 млн м³ в сезоне 2015–2016 гг.), что связано как с климатическими условиями, так и с проведением работ по реконструкции ПХГ (рис. 1). Незначительные отборы обусловливают рост газонасыщенного порового объема (ГПО), что может привести к растеканию газовой залежи.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОГО ОБЪЕМА ОТБИРАЕМОГО ГАЗА

В целях определения минимального оперативного резерва, обеспечивающего стабильную циклическую эксплуатацию на текущих показателях, были проведены итерационные расчеты вариантов работы хранилища, отличающиеся объемом оперативного резерва газа. Для объективности рассматривался пятилетний период работы хранилища с одинаковыми оперативным резервом, периодом отбора и производительностью по закачке. В качестве парамет- ров, отражающих состояние искусственной газовой залежи, рассматривались давление в зоне расположения эксплуатационных скважин (пластовое давление) и объем газа в пластовых условиях – ГПО.

Было рассчитано четыре варианта работы хранилища с разным оперативным резервом: вариант 1 – 650 млн м³; вариант 2 – 750 млн м³; вариант 3 – 850 млн м³; вариант 4 – 950 млн м³.

Согласно анализу работы хранилища, по варианту 1 был принят фактический минимальный оперативный резерв, составляющий 650 млн м³. Далее производились расчеты с шагом по оперативному резерву +100 млн м³, при этом минимальный расчетный оперативный резерв, обеспечивающий стабильную циклическую эксплуатацию на текущих показателях, составил 950 млн м³.

При реализации варианта 4 в течение пяти лет не происходит роста ГПО и снижения пластового давления, что свидетельствует о стабилизации параметров работы газовой залежи (рис. 2).

Таким образом, эксплуатация хранилища с оперативным резервом 650 млн м³ приведет к увеличению ГПО, растеканию газовой залежи и, как следствие, падению пластового давления на конец сезона закачки, что обусловлено нарушением условий стабильной циклической эксплуатации искусственной газовой залежи ПХГ с активной водонапорной системой (объем воды, оттесняемой из газовой залежи, должен быть равен объему вторгающейся) [3].

РЕГУЛИРОВАНИЕ ИСКУССТВЕННОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ

По результатам анализа проведенных расчетов можно сделать вывод о необходимости ежегодного отбора объема газа из хранилища свыше потребности, что приводит к дополнительным нагрузкам на ГТС. Анализируя динамику ГПО и пластового давления, можно сделать предположение о возможности стабилизации искусственной газовой залежи при оперативном резерве 650 млн м³, но при меньшем общем объеме газа в пласте.

Для проверки данного предположения был проведен дополнительный комплекс расчетов, направленный на определение параметров стабильной циклической эксплуатации хранилища с оперативным резервом, соответствующим потребности ГТС. В качестве базового варианта был принят вариант 1 и дополнительно рассчитаны три варианта с различным общим объемом газа в пласте (табл. 1).

Проведенный анализ динамики ГПО и пластового давления по вариантам выявил следующее (рис. 3):

– вариант 1 – интенсивный рост ГПО, снижение пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, растекание искусственной газовой залежи ПХГ;

– вариант 1а – рост ГПО, снижение пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, растекание искусственной газовой залежи ПХГ;

– вариант 1б – цикличность динамики ГПО, стабилизация плас- тового давления на конец закачки от сезона к сезону, отсутствие растекания искусственной газовой залежи ПХГ;

– вариант 1в – сокращение ГПО, рост пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, компактизация искусственной газовой залежи ПХГ.

Расчеты показали, что при снижении общего объема хранимого газа на 150 млн м³ ниже проектного значения рекомендуемый объем отбора газа из ПХГ в осенне-зимний период, обеспечивающий предотвращение растекания газа, снижается с 950 млн до 650 млн м³. При этом при снижении общего объема газа в пласте сохраняется потенциал хранилища по обеспечению утвержденной максимальной суточной производительности и отбора всего оставшегося активного объема газа – 1100 млн м³, достаточного для компенсации среднего фактического газопотребления за последние годы эксплуатации, с последующим восполнением общего объема до проектного уровня без выхода технологических параметров эксплуатации хранилища за проектные значения.

Возможность эксплуатации хранилища с общим объемом газа ниже проектного значения на 150 млн м³ подтверждается фактическими данными эксплуатации. Неполное восполнение в сезон закачки отобранного за предшествующий сезон объема газа на рассматриваемом хранилище было связано с проведением работ по реконструкции наземной части ПХГ, для проведения которой был необходим простой хранилища в течение продолжительного периода, в связи с чем оперативный резерв газа был сокращен на 150 млн м³.

Рассмотрено влияние неполного восполнения отобранного объема газа на основные технологические параметры работы хранилища в последующем сезоне отбора газа, для чего проведено сравнение вариантов технологических режимов отбора газа при работе хранилища с различным объемом газа в пласте на начало сезона (рис. 4).

Расчеты технологических режимов и динамики основных технологических параметров работы хранилища проводились с использованием адаптированной к истории эксплуатации постоянно действующей геолого-технологической модели работы пласта ПХГ.

Сравнение параметров работы хранилища в сезоне отбора газа по вариантам «Восполнение» (полное восполнение отобранного объема газа) и «Недозакачка» (неполное восполнение отобранного объема газа) представлены в табл. 2.

Анализ полученных результатов показывает, что негативным фактором реализации варианта «Недозакачка» является снижение пластового давления в зоне расположения эксплуатационных скважин на начало сезона отбора газа, что, в свою очередь, приводит к сокращению периода потенциально возможного достижения хранилищем максимальной производительности на десятые сутки (эквивалентно 150 млн м³ накопленного объема отобранного газа) при одном и том же технологическом режиме эксплуатации. Это связано с меньшим объемом газа в пласте на конец сезона закачки.

ВЫВОДЫ

Анализ результатов проведенных многовариантных расчетов реализации рассмотренного метода регулирования эксплуатации искусственной газовой залежи с активной водонапорной системой путем неполного восполнения объема отобранного газа подтвердил эффективность его применения в целях снижения негативных последствий при малых объемах отбора газа, связанных с потребностью ГТС.

При этом решаются следующие задачи повышения эффективности эксплуатации ПХГ, созданных в пористых пластах с активной водонапорной системой, как части Единой системы газоснабжения: обеспечение латеральной герметичности хранилища; предотвращение растекания газовой залежи по площади; повышение гибкости ГТС за счет снижения необходимого минимального объема отбираемого газа за сезон и отсутствия необходимости реализации специальных «жестких» технологических режимов эксплуатации.

Возможность реализации данного метода подтверждена фактическими данными эксплуатации рассматриваемого хранилища. Необходимо отметить, что в данной статье не учитывались влияние технологических режимов на формирование искусственной газовой залежи и возможность реализации площадного регулирования, что могло бы повысить эффективность рассмотренного метода при комплексировании различных методов регулирования работы искусственных газовых залежей с активной водонапорной системой. Также не рассмотрен подробно вопрос влияния неполного восполнения объема отобранного газа на период потенциально возможного достижения хранилищем проектной максимальной производительности.

Таблица 1. Варианты расчета Table 1. Variants of calculation

Таблица 2. Сопоставление параметров работы хранилища при реализации вариантов эксплуатации Table 2. Comparison of the storage operation parameters at the realization of the operation variants

Мониторинг технического состояния узлов и деталей фонтанных арматур – предмет особого внимания со стороны технических специалистов Астраханского газоконденсатного месторождения и их партнеров. Аномально высокое пластовое давление - до 61,8 МПа, наличие в газе значительных количеств высококоррозионных и токсичных компонентов (25 % Н2S и 15 % CO2), высокая температура гидратообразования (21 °С) и наличие механических примесей – факторы, формирующие дополнительную нагрузку на фонтанную арматуру. О том, как продлить срок службы оборудования при помощи использования отечественных разработок, рассказали директор по производству ООО «Некст Трейд» Сергей Давыдов и инженер газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Астрахань» Андрей Пономарев.

С.М. Давыдов, директор по производству ООО «Некст Трейд» (г. Воронеж, РФ):

– В связи с тем, что промысел был укомплектован на 100 % фонтанной арматурой (ФА) импортного производства, было принято наименее затратное решение в виде проведения капитального ремонта шиберных задвижек ФА с помощью замены всех комплектующих при условии диагностики и продления срока службы корпуса задвижки.

На начальном этапе совместно со специалистами Газопромыслового управления Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) было сформировано техническое задание. Далее при активном участии ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводилась работа по поиску российских аналогов материалов, которые соответствовали требованиям NACE MR-0175 [1]. Результатом этой работы стало формирование ООО «Некст Трейд» перечня материалов, допущенных к применению на Астраханском ГКМ, для производства комплектующих к задвижкам ФА.

Сейчас «Некст Трейд» производит и замещает запасные части к ФА Cameron (США), FMC (США), Malbranque (Франция), Barber (Канада). Как показала практика, принятое решение использовать запасные части отечественного производства оказалось эффективным: если в начале работы по ремонту ФА компания «Некст Трейд» ремонтировала примерно 20 ФА в год, то в последние годы потребность в ремонте составляла не более 4 ед. Таким образом, наблюдается снижение эксплуатационных расходов на ремонт.

Ежегодный мониторинг технического состояния ФА выявил еще одну достаточно серьезную проблему. При изготовлении ФА иностранными производителями для корпусных деталей использовались коррозионностойкие стали и сплавы по стандартам А182 Gr. F6NM, Gr. F3NM, A487 CA6NM, модифицированные с пониженным содержанием серы, фосфора и углерода. В соответствии с рекомендациями вышеперечисленных институтов физико-химические свойства сталей гарантированно способны противостоять коррозионным воздействиям на структуру металла и стойки к сульфидно-коррозионному воздействию под напряжением.

Тем не менее, как показывает практика эксплуатации фонтанных и запорных арматур на Астраханском ГКМ, наличие легирующих элементов в химическом составе металлов не способно в полной мере исключить влияние сероводорода на структуру металла в течение планируемого срока службы в 25 лет.

А.А. Пономарев, инженер газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, РФ):

– Наиболее распространенными дефектами, выявляемыми на корпусных деталях, считаются коррозионные язвы, питтинговая коррозия и размывы. Данные дефекты выявлялись при осмотрах корпусов моноблоков в канавках под металлическими уплотнительными кольцами крышек задвижек, местах контакта неметаллических уплотнений седел и штока с корпусами задвижек ФА. В отдельных случаях глубина дефектов в основном металле достигала 5,5 мм (рис. 1, 2).

Области структурных изменений в основном металле моноблоков возникают в результате длительного воздействия сероводородсодержащей газожидкостной смеси, знакопеременных циклических нагрузок, высоких и низких температур и при проведении обследования не всегда могут быть обнаружены.

Результаты разрушающего контроля для определения напряженно-деформированных участков корпусов моноблока и задвижки шиберной, проведенного Оренбургским государственным университетом «Технопарк ОГУ» в 2011 г. по договору с ООО «Газпром добыча Астрахань», показали их наличие в местах герметизации фланцевых пар и седел задвижек (рис. 3). Это позволило своевременно проработать вопрос применения защитных покрытий в особо нагруженных зонах.

После проведенного анализа действующих требований к материальному исполнению, с учетом имеющейся статистики характера повреждений, принято решение о пересмотре Технических требований на устьевое оборудование для эксплуатационных скважин Астраханского газоконденсатного месторождения в части применения упрочняющего покрытия (наплавки) сплавом Inconel 625 внутренних полостей ФА в местах контакта с уплотнительными элементами и поверхностях, контактирующих с металлическими прокладками, исходя из опыта эксплуатации в условиях агрессивных сред ФА производства Technor Malbranque (Франция). Вышеуказанный опыт применялся при изготовлении коренной задвижки из низколегированной стали AISI 4130 mod с наплавлением сплава Inconel 625 во всей полости корпуса с выходом на уплотняющие поверхности фланцев.

Применение данного материала и технологии позволило увеличить нормативный срок службы оборудования более чем в два раза – с 10 до 25 лет.

Совместно с ООО «Некст Трейд» в рамках Программы импортозамещения и в целях сокращения стоимости изготовления в 2017 г. было согласовано техническое задание и испытана с положительным результатом задвижка ФА Ду 80 с наплавлением сплава Inconel 625 во всей полости корпуса с выходом на уплотняющие поверхности фланцев.

Применение технологии наплавки защитных покрытий из никелевых сплавов при изготовлении задвижек и корпусов ФА является трудоемким процессом, но вместе с высокой стоимостью процесса увеличивается срок эксплуатации и возрастает эксплуатационная надежность оборудования.

Группа компаний «Некст Трейд» 

394038, РФ, г. Воронеж,

ул. Дорожная, д. 17, литера З

Тел/факс: +7 (4732) 60-50-05

(многоканальный)

E-mail: mail@nt-group.ru

www.nt-group.ru

Линейная часть магистральных газопроводов (МГ) является основной составляющей газотранспортной системы (ГТС). Протяженность МГ и отводов ПАО «Газпром» в однониточном исчислении составляет более 170 тыс. км. Газотранспортная система преимущественно состоит из газопроводов большого диаметра DN 1000–1400 (более 60 %), при этом 45 % МГ превысили установленный ресурс – 33 года. На таких газопроводах повышается вероятность аварийности – около 75 % всех аварий зафиксировано на МГ старше 30 лет [1, 2].

При проведении внутритрубной диагностики (ВТД) обнаруживается значительное количество дефектов, которые устраняются в плановом порядке. Сроки устранения определяются в зависимости от категории опасности. В этих условиях какое-то время приходится эксплуатировать дефектные участки, имеющие допустимую категорию опасности. В то же время дефекты продолжают развиваться, их развитию способствуют циклические нагрузки большой амплитуды от внутреннего давления транспортируемого газа [2, 3].

МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ

Целью работы стало создание методики контроля параметров и алгоритмов действий при диспетчерском управлении режимами транспорта газа и проведении технологических операций на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Предельный цикл нагружения трубы характеризуется изменением кольцевых напряжений в газопроводе на величину, равную 10 % от предела текучести [3].

Большинство труб МГ изготовлены из сталей, относящихся к категории прочности Х70, со средним пределом прочности 630 МПа и пределом текучести т = 485 МПа [4].

Предельная нормативная величина изменения кольцевых напряжений в трубопроводе, соответствующая циклу нагружения, составит: кц = 0,1т = 0,1.485 = = 48,5 МПа.

Согласно [5] величина кольцевых напряжений от нормативного (рабочего) давления определяется из выражения:

,                                        (1)

где P – рабочее (нормативное) давление, МПа; Dвн – внутренний диаметр трубы, м; н – толщина стенки трубы, м.

С учетом наличия возможных дефектов по результатам диаг- ностического обследования в формулу вводится поправочный коэффициент ослабления стенки трубопровода:

,                                        (2)

где hд – глубина дефекта, м.

Формулу (1) для величины кольцевых напряжений представим в виде:

.                                        (3)

Тогда изменение кольцевых напряжений при изменении давления газа в газопроводе от Р1 до Р2 можно определить по формуле:

.                         (4)

Откуда предельная величина изменения давления в газопроводе определяется по формуле:

.                                        (5)

Применяя формулу (5), определим предельные значения изменения давления газа в газопроводе для основных используемых диаметров трубопроводов DN 500–1400. На рис. 1 приведена гистограмма распределения ∆P в газопроводе в зависимости от условного диаметра и коэффициента ослабления стенки трубы.

Для газопроводов различного диаметра ∆P в зависимости от глубины дефекта можно определить в соответствии с графиком (рис. 2), но использовать графическую зависимость неудобно при организации трендового контроля амплитуды изменения давления в комплексе «Магистраль-2» [6]. В связи с этим актуально аналитическое моделирование характеристик для определения ∆P для трубопроводов различного диаметра DN в зависимости от глубины дефекта hд. Для разработки аналитической модели ∆P = f(DN,hд) применим метод асимптотических координат [7].

Получим следующую аналитическую функцию предельной величины изменения давления в газопроводе ∆P от наружного диаметра трубопровода и глубины дефекта:

∆P = 14 190DN-0,982 + + (0,0202hд – 0,0221) × × (7001,8DN-0,98 – 14 190DN-0,982). (6)

Погрешность расчета по предлагаемой аналитической модели не превышает 1 %. Оценка достоверности формулы (6) производилась на основе сравнения исходных (графических) и расчетных данных.

При организации трендового контроля в комплексе «Магист- раль-2» предельный градиент изменения давления рекомендуется принять равным 0,26478 МПа/мин [8]. Предельная величина изменения давления на участках линейной части МГ определяется по формуле (6). Глубина дефекта hд принимается по данным ВТД (последний пропуск).

Процесс транспорта газа по МГ характеризуется также флуктуациями давления, возникающими при компримировании газа в центробежных компрессорах (ЦБК), увеличивающими склонность трубопровода к разрушению. Причиной аварий являются кольцевые напряжения в металле трубы, возникающие от внутреннего давления газа.

Используя формулу (3), рассмотрим соотношение между минимальным и максимальным значениями кольцевых напряжений, называемое размахом напряжений цикла:

.                                        (7)

Известно, что трубные стали ведут себя неустойчиво против разрушения при амплитуде колебаний напряжений цикла R ниже значения 0,9 [3].

Произведем анализ временных трендов размаха напряжений цикла от давления газа на выходе компрессорной станции (КС), где наиболее вероятны флуктуации, возникающие при компримировании газа в ЦБК.

Для исследований взяты архивные данные из комплекса «Магист- раль-2» с интервалом времени 15 с. На рис. 3, 4 приведены временные тренды для двух характерных схем работы КС-17А «Поляна» с неполнонапорными ГПА: в две ступени и в одну ступень.

Анализ рис. 3, 4 показывает, что значения показателя R для анализируемых трендов не ниже критического значения 0,9. Вариация показателя R составляет 0,9986–1,0. Режимы работы ГПА в одну ступень вызывают меньше флуктуаций давления газа и более стабильны, что установлено на основе сравнения трендов, проиллюстрированных на рис. 3, 4.

Целесообразно производить постоянный мониторинг показателя R. Временной интервал для определения и может быть принят равным 1 мин.

На рис. 3, 4 видны «выскакивающие» значения контролируемого показателя R, которые требуют дополнительного анализа. Для этого воспользуемся контрольными картами процессов, применяемыми для диагностики неполадок [9].

КОНТРОЛЬНЫЕ КАРТЫ ШУХАРТА

Теоретические основы конт- рольных карт Шухарта предполагают применение графических средств оценки динамических процессов, которые несложно подготовить и использовать в условиях производства. При этом устанавливаются допущения по статистическим контролируемым параметрам, но не требуется детерминированная модель процесса. У контролируемой переменной процесса могут быть два источника, влияющих на ее изменение:

1) флуктуации давления газа, имеющие случайный характер (например, обусловленные газодинамическими процессами в ЦБК);

2) неслучайные изменения, вызванные детерминированным компонентом, добавляемым к переменной процесса неправильными измерениями, связанными с работой датчика давления.

Если измерения переменной относятся только к первой из указанных категорий, то говорят, что процесс находится «под статистическим контролем». В случае, когда наблюдаются изменения, относящиеся ко второй категории, можно сказать, что контролируемый процесс находится «вне статистического контроля». Под термином «под контролем» понимается тот факт, что в течение всего хода процесса контролируемый параметр характеризуется одним и тем же законом распределения вероятности. Таким образом, назначением контрольных карт Шухарта является техническая организация визуального наблюдения контролируемого переменного параметра и определение влияющих источников второго рода.

При использовании контрольных карт Шухарта контрольными границами называют интервал, в область которого попадают контролируемые параметры при нормальном ходе процесса. При подготовке контрольных границ используются формулы, жестко привязанные к конкретному типу карты.

Рассмотрим один из способов применения контрольных карт Шухарта. Пусть имеется выборка исследуемой независимой случайной переменной со средним µx и дисперсией , рассчитаны значения , тогда наносится на график. Для случая, когда измерения произведены в равные промежутки времени, можно записать:

Xt = µx + t,                                      (8)

где t – величина, называемая «белым шумом» (стохастическая переменная), имеющая среднее значение, равное нулю, и дисперсию .

На основе статистических данных дисперсия случайной величины вычисляется по формуле:

,                                        (9)

где xi – значение переменной x в момент времени i; – среднее арифметическое выборки; n – объем выборки.

Стандартное отклонение рассчитывается по формуле:

.                                                      (10)

Постоянство среднего значения во времени определяет нулевую гипотезу. Используя или ее оценку, верхнюю и нижнюю конт- рольные границы наносят на карту по обе стороны от известного и оцененного значения µx для определенного уровня значимости a (обычно значение a принимается равным 0,0027, при этом можно записать: 1 – a = 0,9973). Идентификация процесса как «вне контроля» производится, когда выборочное среднее выходит за установленные контрольные границы. Следует отметить, что выбор a очень важен, так как от установленной и ограниченной области будет зависеть появление сигнала «вне контроля».

Произведем анализ тренда размаха напряжений цикла R. На рис. 5 приведена контрольная карта для КС-17А «Поляна» по данным давления газа на выходе КС. Нижняя контрольная граница на карте Шухарта находится на удалении –3, при этом вариация экспериментальных значений внутри диапазона является характеристикой случайных вариаций. Граница –3 указывает на то, что как минимум 99,7 % контрольных точек попадут в установленный интервал при условии, что процесс является управляемым, т. е. средство измерения является исправным. При этом существует риск, составляющий 0,3 %, что контролируемый параметр попадет вне контролируемых границ. Таким образом, контрольные карты могут применяться для определения контрольных границ при трендовом контроле показателя R.

При планируемом изменении режимов работы ГТС для предупреждения превышений предельной величины изменения давления газа в трубопроводной обвязке компрессорных станций и линейной части МГ предлагается производить прогнозное моделирование возможных сценариев в комплексе «Астра: Газ» [10].

На рис. 6 приведен алгоритм принятия решений при регулировании режимов работы газотранспортной системы.

На основе имитационного моделирования технологического процесса составляется порядок действий для руководства при проведении работ. Параметры технологического процесса конт- ролируются по системе телемеханики «Магистраль-2».

ВЫВОДЫ

В условиях старения газотранспортной системы и повышения вероятности возникновения аварий показана актуальность разработки способа контроля параметров и алгоритма действий при диспетчерском управлении режимами транспорта газа и проведении технологических операций.

Получена аналитическая функция предельной величины изменения давления в газопроводе от наружного диаметра и глубины дефекта. Глубина дефекта принимается по данным ВТД (последний пропуск). На основе сравнения исходных (графических) и расчетных данных получено, что средняя квад- ратическая погрешность расчета по предлагаемой аналитической функции не превышает 1 %. При организации трендового контроля в комплексе «Магистраль-2» предельный градиент изменения давления рекомендовано принять равным 0,26478 МПа/мин.

Процесс транспорта газа по МГ характеризуется флуктуациями давления, увеличивающими склонность трубопровода к разрушению. Предложено контролировать колебания давления газа на выходе КС по величине показателя – размах напряжений цикла, который представляет соотношение минимального к максимальному значению кольцевых напряжений за интервал времени, равный 1 мин. Предельная величина показателя составляет 0,9 (стали при амплитуде размаха напряжений ниже 0,9 ведут себя неустойчиво против разрушения). Показано, что режимы транспорта газа при одноступенчатом компримировании более стабильны по сравнению с двухступенчатым.

В качестве средств анализа предложены контрольные карты для выявления и исключения неслучайных изменений тренда контролируемого параметра, вызванных детерминированным компонентом, добавляемым к переменной процесса, – неправильными измерениями, связанными с работой датчика давления газа.

На основе проведенных теоретических исследований разработан стандарт организации – СТО ООО «Газпром трансгаз Уфа» [11]. Инновационная составляющая СТО заключается в методологии контроля параметров и управления технологическими операциями при стравливании и заполнении газом трубопроводной обвязки КС и линейной части МГ, пусках и остановках газоперекачивающих агрегатов, изменении режимов их работы и других технологических переключениях для исключения превышения предельных значений амплитуды колебаний давления газа в целях повышения работоспособности газотранспортной системы Общества.

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ»

(СТО Газпром и Р Газпром), утвержденных и зарегистрированных в период с 01.05.2018 по 31.05.2018

ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ»

(СТО Газпром и Р Газпром) в период c 02.05.2018 по 31.05.2018

Компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», оператор проекта «Сахалин-2», образована в 1994 г. с целью разработки Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений в Охотском море на шельфе о. Сахалин. Проект гармонизации иностранных и национальных стандартов успешно развивается в «Сахалин Энерджи» с 2014 г. Накопленный опыт и перспективные разработки в этой сфере приобрели общероссийское значение и могут быть успешно использованы другими предприятиями отечественной нефтегазовой промышленности. 

Освоение шельфовых углеводородных ресурсов Сахалина ведется в соответствии с Соглашением о разделе продукции (СРП), заключенным в 1994 г. компанией «Сахалин Энерджи», Правительством Сахалинской области и Правительством Российской Федерации и ставшим первым в России соглашением подобного рода. Действующее Соглашение служит эффективным механизмом привлечения долгосрочных инвестиций в экономику страны и является одним из основных факторов успешной реализации проекта «Сахалин-2». Соглашение обеспечивает стабильность юридических и финансовых условий и, несмотря на сложную экономическую ситуацию в мире, позволяет соблюдать все договоренности и продолжать реализацию проекта.

«Сахалин-2» – один из самых технически сложных проектов, осуществляемых в последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии. «Сахалин Энерджи» создала масштабную инфраструктуру добычи, транспортировки, переработки и последующей реализации углеводородов. В ее состав входят три стационарные морские нефтегазодобывающие платформы, морская и наземная трубопроводные системы, объединенный береговой технологический комплекс, насосно-компрессорные станции, терминал отгрузки нефти с выносным причальным устройством, первый в России завод по производству сжиженного природного газа, узлы отбора и учета газа.

Все объекты компании спроектированы с учетом применения материалов иностранного производства, изготовленных по международным техническим стандартам. Бóльшая часть материалов, предназначенных для технического обслуживания и ремонта объектов, также производится за пределами России. Это существенно ограничивает возможности выполнения одного из основных условий СРП, которое заключается в увеличении доли российского участия в проекте до 70 % за весь срок реализации «Сахалин-2».

Для закупки материалов и оборудования «Сахалин Энерджи» использует спецификации SHELL DEP, MESC и др. Структура спецификаций аналогична международным стандартам (в 95 % случаев это требования ISO, API, ASME, ASTM, NACE, EN и др., 5 % – специальные требования). Включенные в текс- ты ссылки, изменения ряда положений, ужесточения затрудняют использование этих стандартов на российских предприятиях-изготовителях, работающих по национальным стандартам (ГОСТ, ТУ и др.). Международные стандарты ссылаются на стандарты своей системы, большинство которых в России не только не гармонизированы, но и не переведены на русский язык. Это создает препятствия в реализации проекта «Сахалин-2».

Гармонизация международных и национальных стандартов призвана обеспечить максимальный уровень российского участия в проекте и предоставить эффективный инструмент для решения задач импортозамещения, развития российской промышленности в рамках международных проектов и вывода на рынок качественной и конкурентоспособной отечественной продукции.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Идея гармонизации иностранных и национальных стандартов возникла в «Сахалин Энерджи» в начале 2014 г. В основу проекта легли выявление и анализ отличий и соответствий в иностранных и отечественных стандартах, относящихся к сфере деятельности компании.

Предварительный анализ рынка услуг по гармонизации стандартов показал, что в этой сфере нет достаточного опыта. Поэтому было принято решение разработать собственный подход. В компании был проведен анализ объема нормативно-технических документов (НТД) к заказу, эксплуатации, ремонту оборудования и комплектующих на наземных объектах «Сахалин Энерджи». Это позволило определить общий объем работ и составить план действий (рис. 1).

В «Сахалин Энерджи» практикуется распределение оборудования, материалов и комплектующих по направлениям (дисциплинам):

– контрольно-измерительные приборы и автоматика (Control & Automation);

– электротехническое оборудование (Electrical);

– механическое оборудование (Mechanical Static Equipment);

– оборудование с элементами вращения (Rotating Equipment);

– сталь и сплавы различных составов (Structural Steel).

В ходе анализа НТД также были изучены ссылочные документы нескольких уровней. В результате определилось более 34 тыс. НТД, необходимых для дальнейшей гармонизации, и была разработана полномасштабная схема проекта.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ

В 2017 г. компания «Сахалин Энерджи» приступила к активной стадии гармонизации стандартов. Этот многоступенчатый проект требует привлечения колоссальных трудовых и материальных ресурсов. Работа ведется совместно с профильными отечественными производителями оборудования, российской стороной и с комитетами Российского союза предпринимателей и промышленников. В настоящее время выявляются и анализируются различия и соответствия в международных и национальных стандартах в неф- тегазовой отрасли.

Результатом реализации проекта станет создание системы соотношения корпоративных НТД с аналогичной документацией федерального уровня, действующей на территории России, для обеспечения объектов «Сахалин Энерджи» необходимыми материалами, комплектующими и оборудованием.

Реализация этих задач, безусловно, поможет сформировать каталог поставщиков и производителей и предоставит возможность свое- временно корректировать требования с учетом новых технологий. Сравнительный анализ международных и национальных стандартов поможет также техническим специалистам компании в планировании операций по обслуживанию и ремонту оборудования – особенно при проектировании новых объектов. У гармонизации стандартов есть еще одно важное экономическое преимущество: она позволит «Сахалин Энерджи» существенно увеличить объем закупок материалов и оборудования у российских производителей.

Система гармонизации стандартов схематично представлена на рис. 2.

ВЫВОДЫ

С учетом значительного количества иностранных компаний, использующих в своем производстве международные стандарты и заинтересованных в работе на российском рынке, результаты реализации проекта гармонизации стандартов на Сахалине могут быть актуальны в крупных отраслевых масштабах. С другой стороны, отечественных компаний, готовых работать по международным стандартам, в России сейчас не так много. В связи с этим востребованность идеи также гарантирована. Вопросы гармонизации отраслевых стандартов сегодня активно обсуждаются на уровне Совета директоров ПАО «Газпром» и других энергетических компаний. Содержание выступлений представителей отраслевых министерств на нефтегазовых форумах текущего года свидетельствует о заинтересованности государства и его готовности обеспечить соответствующую поддержку в этой сфере.

ВЫНОСЫ

Акционерами компании «Сахалин Энерджи» через дочерние структуры являются ПАО «Газпром» (50 % плюс одна акция), англо-голландский концерн SHELL (27,5 % минус одна акция), японские группы компаний MITSUI (12,5 % акций) и MITSUBISHI (10 % акций).

Гармонизация стандарта – это приведение его содержания в соответствие с другим стандартом для обеспечения взаимозаменяемости продукции (услуг), единого понимания результатов испытаний и технической информации. Гармонизация способствует расширению взаимовыгодного обмена товарами и услугами, заключению соглашений о сертификации, развитию промышленного сотрудничества, оптимальному решению научно-технических задач, обеспечению высокого качества продукции, оптимизации материальных и энергетических затрат и повышению эффективности мер в сфере ОТОС.

Цели гармонизации стандартов:

– сформировать представление о соответствии международных стандартов российским, сопоставить их для потенциального применения в компании и подрядных организациях;

– сформировать информационно-сравнительную базу стандартов компании;

– привлечь к проекту «Сахалин-2» максимальное число российских производителей и поставщиков материалов и оборудования;

– предоставить российским производителям оборудования новые возможности для развития технологий и выхода на мировой рынок;

– подтвердить применение в компании наиболее передовых мировых практик в сфере стандартизации;

– создать благоприятные условия для расширения производственных мощностей компании в рамках ее новых проектов.

«Сахалин Энерджи» 

Главный офис:

693020, РФ, г. Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66-20-00

Факс: +7 (4242) 66-28-01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru

Синтетические масла позволяют эксплуатировать газотурбинные двигатели (ГТД) с максимальной рабочей температурой до 200 °C и относятся к группе III по классификации ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [1]. В группу входят продукты класса А (содержание эфиров в масле 0–50 %), класса Б (содержание эфиров в масле 50–100 %) и класса В (на основе пентаэритритовых эфиров).

Несмотря на высокие эксплуатационные свойства масел группы Б, которые производятся на основе эфиров себациновой кислоты, их применение на объектах ПАО «Газпром» в настоящее время ограничено ввиду ряда недостатков.

Решением проблемы стала разработка углеводородного масла с повышенной термоокислительной стабильностью, обеспечивающего эксплуатацию с максимальной рабочей температурой до 200 °C (класс А). Данное масло обладает значительно более высокой термоокислительной стабильностью по сравнению с маслами «Петрим» и МС-8П, которые обеспечивают эксплуатацию при температурах 175 и 150 °C соответственно. В то же время у него отсутствуют недостатки, присущие маслам на эфирной основе.

Совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» компания «Газпромнефть-СМ» разработала продукт на основе полиальфаолефинов, получивший наименование «Газпромнефть ИПМ-12 ГП». Масло успешно прошло квалификационные испытания, предусмотренные ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В табл. 2 представлены результаты анализа опытного образца масла «Газпромнефть ИПМ-12 ГП» по основным физико-химическим и эксплуатационным свойствам.

Кроме того, было проверено воздействие масла ИПМ-12 ГП на уплотнительные материалы, оценена совместимость с маслами МС-8П и «Петрим».

Результаты сравнительных испытаний показали, что по основным эксплуатационным характеристикам (склонность к осадкообразованию, термоокислительная стабильность, смазывающие свойства) масло «Газпромнефть ИПМ-12 ГП» превосходит масло сравнения («Петрим»).

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Следующим этапом процедуры согласования применения смазочного материала в газоперекачивающем оборудовании дочерних обществ ПАО «Газпром» являются опытно-промышленные испытания. В целях оценки эффективности применения масла «Газпромнефть ИПМ-12 ГП» в реальных условиях была организована опытно-промышленная эксплуатация на КС-18А «Москово» ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Для испытаний был выделен ГТД АЛ-31СТ производства ПАО «ОДК – Уфимское моторостроительное производственное объединение» («ОДК – УМПО») в составе ГПА-16Р «Уфа». Работа была согласована с производителем ГТД – ПАО «ОДК – УМПО». Программа предусматривала эксплуатацию двигателя АЛ-31СТ в течение 5 тыс. моточасов в рабочих режимах агрегата без замены смазочного материала. В ходе эксплуатации фиксировались основные рабочие параметры ГПА, отбирались пробы для оценки состояния масла. Для принятия окончательного решения о работоспособности масла «Газпромнефть ИМП-12 ГП» в ГТД АЛ-31СТ была проведена ревизия опытного ГТД в ПАО «ОДК – УМПО». Отклонений от штатного рабочего режима ГТД АЛ-31СТ в процессе работы не отмечено.

ВЫВОДЫ

В ходе ревизии выявлено:

– отсутствие следов образования кокса и лака в масляных полостях опор компрессоров высокого и низкого давления, опор силовой турбины, на валах роторов, металлические детали имеют естественный цвет побежалости;

– отсутствуют следы выкрашивания, питтинга на подшипниках;

– все трубопроводы системы смазки – чистые, без отложений;

– резинотехнические уплотнения сохранили целостность.

В ходе испытаний оценивались физико-химические параметры работавшего масла: согласно полученным данным они практически не изменили свои значения в течение 5 тыс. моточасов работы ГТД АЛ-31СТ.

Показатель кинематической вязкости масла на момент завершения испытаний сохранил свое значение (4,09.10-6 м2/с).

Содержание элементов износа в течение всего периода испытаний оставалось на уровне фоновых значений, что свидетельствует о минимальном износе узлов трения.

Кислотное число изменялось в диапазоне 0,1–0,2 мг КОН/г, что находится в пределах допустимых значений. Накопления продуктов окисления в объеме масла не отмечено.

По результатам эксплуатационных испытаний получено положительное заключение ООО «Газпромнефть ВНИИГАЗ», применение масла согласовано с производителем техники – компанией ПАО «ОДК – УМПО».

По результатам проделанной работы синтетическое масло «Газпромнефть ИПМ-12 ГП» было рекомендовано для эксплуатации в теплонапряженных ГПА ПАО «Газпром». При этом разработанное масло существенно превосходит по эксплуатационным свойствам масло «Петрим»

Таблица 1. Требования к маслам группы III (ТОС – 200 °C) [1]

Таблица 2. Результаты сравнительных испытаний масел «Газпромнефть ИПМ-12 ГП» и «Петрим»

Таблица 3. Динамика физико-химических показателей масла «Газпромнефть ИПМ-12 ГП»

Импортозамещение, освоение полного цикла производства оборудования, аналогичного иностранной продукции, – достаточно сложный процесс, требующий временных и материальных затрат. В России существуют компании, организовавшие полный цикл производства конкурентоспособной продукции. Среди них АО «Борхиммаш» – завод более чем с 50-летним опытом производства теплообменного оборудования и аппаратов воздушного охлаждения для нефтегазовой промышленности. 

АВО «Айсберг-8,5» на объекте «ДКС (2-я очередь) Западно-Таркосалинского месторождения. 2-й этап»

До недавнего времени проекты модернизации и строительства нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов России разрабатывались преимущественно западными специалистами. В числе иностранного оборудования поставлялись тепло-обменные аппараты и аппараты воздушного охлаждения (АВО) высокого давления (более 18 МПа). Сегодня, отслеживая рыночную ситуацию и общие тенденции к снижению издержек, АО «Борхиммаш» готово заполнить своим предложением освободившуюся нишу. У предприятия есть собственные разработки, позволяющие производить оборудование, работающее под давлением до 40 МПа. Гибкое производство позволяет выпускать оборудование, разработанное по индивидуальным требованиям заказчиков. Качественные характеристики АВО и теплообменного оборудования, сделанного в Борисоглебске, ничем не уступают импортным аналогам.

В основе конкурентоспособности продукции завода «Борхиммаш» находятся три фактора. Во-первых, АО «Борхиммаш» входит в Международную ассоциацию производителей теплообменного оборудования HTRI. Членство в Ассоциации дает предприятию возможность использовать для проектных расчетов специальное программное обеспечение – такое же, с каким работают ведущие западные производители теплообменного оборудования и АВО. АО «Борхиммаш» также имеет собственное конструкторское бюро, позволяющее предприятию проектировать теплообменное оборудование под требования конкретной площадки.

Во-вторых, завод постоянно модернизируется, внедряются передовые технологии и уникальное для российской промышленности оборудование – современные сварочные комплексы для автоматической сварки под слоем флюса, автоматическая линия производства коллекторов вентиляторов методом ротационной вытяжки, линия по производству экструдированного оребрения труб. Применение данного высокотехнологичного оборудования позволяет повысить качество продукции и минимизировать брак.

В-третьих, система менеджмента качества АО «Борхиммаш» отвечает всем российским и международным нормам и правилам в области качества и безопасности. Предприятие сертифицировано по стандарту ISO 9001:2015, Своду правил ASME, а также стандартам Европейского союза и Европейской директивы 97/23/СЕ. На заводе проведено несколько внешних аудитов, в том числе иностранными компаниями, и все они дали самые высокие оценки.

Передовые программные решения, современное оборудование и технологии, эффективная система контроля качества – все это позволяет АО «Борхиммаш» выйти на один уровень с ведущими мировыми производителями теплообменного оборудования, сочетая высокие стандарты качества с экономическими преимуществами продукции, сделанной в России.

ВЫНОСЫ

Председатель Совета директоров АО «Борхиммаш» Витаутас Поцюс возглавляет Коммуникационный комитет HTRI в России и СНГ 

АО «Борхиммаш» входит в Группу компаний «Лимонте», отмечающую в 2018 г. 20-летний юбилей

АО «БОРХИММАШ» 

397164, РФ, Воронежская обл.,

г. Борисоглебск, ул. Проходная, д. 4А

Тел.: +7 (47354) 6-05-14

E-mail: bhm@bhm.ru

www.oaobhm.ru

Транспортировка многофазных углеводородов по трубопроводам широко применяется в газовой промышленности. Данная проблема изучена недостаточно полно в связи со сложностью явлений, происходящих при совместном движении смеси конденсата и газа, отличающемся от движения однофазного потока. Лабораторные эксперименты показали, что относительное движение фаз в трубах приводит к появлению особых силовых взаимодействий, а при неизотермическом течении – тепловых взаимодействий, которые влияют на изменение скоростей течения, давления и температуры. Эти явления объясняются образованием различных структурных форм двухфазного потока и пульсацией давления в трубопроводах [1–5].

На практике в трубопроводах, которые прокладываются зачастую по пересеченной местности промысла, происходит более сложный процесс движения газожидкостной смеси. При движении двухфазной смеси в таких трубопроводах кроме влияния сил трения проявляется воздействие и других сил.

Совокупность влияния разнообразных параметров на движение газоконденсатных смесей затрудняет получение основных уравнений на основе теоретического анализа. Это объясняется тем, что в исходное уравнение входят сложные функции, такие как касательное напряжение и истинные скорости фаз, которые на современном этапе их научной изученности могут быть определены только эмпирическим путем.

Основной причиной недостаточной изученности данного процесса – движения газоконденсатной смеси по трубопроводу – является малый объем выполненных теоретических и экспериментальных работ.

Большинство посвященных изучению данной проблемы работ в лабораторных условиях проводилось на горизонтальных трубах малого диаметра и ограничивалось изучением движения воздухо-водяных смесей без учета физических свойств компонентов, составляющих газожидкостную смесь. На материале некоторых лабораторных и промысловых наблюдений изучалось по отдельности влияние плотности, вязкости и других параметров на процесс движения. Отметим, что пока еще не проводятся систематические наблюдения и контроль за работой действующих газоконденсатопроводов, поэтому собранный материал по движению двухфазных систем недостаточен для более детальных исследований. Вместе с тем сложность проблемы заключается в отсутствии доказанного теоретически и экспериментально обоснованного метода постановки лабораторных исследований.

Недостаточно изучено влияние на результаты экспериментов таких обобщенных параметров, как числа Рейнольдса, Фруда и т. д. Не всегда обосновано использование критерия подобия однофазного движения жидкой или газовой фазы, что создает трудности при изучении общепринятой классификации газоконденсатной смеси. Нет надежных способов определения границ между фазами и ширины зон переходов структур. Отсутствуют достаточно надежные зависимости для определения истинного содержания фаз и коэффициента гидравлического сопротивления. Имеющиеся в литературе многочисленные математические формулы часто противоречивы с точки зрения не только количественной, но и качественной оценки всего процесса. Еще меньше изучены природа скоплений конденсата в трубах, влияние шероховатости труб на гидравлические характеристики потока, а также неустановившие-ся процессы при пуске, остановке и изменении режимов работы трубопровода, вопросы, связанные с повышением пропускной способности данного трубопровода.

ВЫЧИСЛЕНИЯ

Проведенный анализ показывает, что при движении газожидкостной смеси общее уравнение можно записать следующим образом [6]:

,        (1)

где ∆pс – потеря давления на трение при движении газожидкостной смеси, Па; ∆pж и ∆pг – потери давления на трение при движении однородной жидкости и газа соответственно, Па; k – экспериментальный параметр, безразмерная величина.

Данная зависимость апробирована на экспериментальных данных работ [1, 2, 4, 5] при следующих соответствующих параметрах для различных жидкостей: число Фруда для газа Frг = 0,15–3246; число Фруда для жидкости Frж == 0,00005–134,12; число Рейнольдса для газа Reг = 211–67 500; число Рейнольдса для жидкости Reж = = 404–18 886; внутренний диаметр трубы D = 0,02–0,05 м.

Подставляя отдельные парамет-ры в уравнение (1), получим:

        (2)

где ж и г – коэффициенты гид-равлического сопротивления для однородной жидкости и газа соответственно, безмерные величины; vж и vг – приведенные скорости жидкости и газа соответственно, м/с; ж и г – плотности жидкости и газа соответственно, кг/м³; L – длина трубопровода, м.

Проведем группировку для получения безразмерных параметров:

                          (3)

Между приведенными скоростями жидкости и газа существует зависимость:

.                                        (4)

Отсюда приведенная скорость газа равна:

.                                        (5)

С учетом данного выражения имеем:

(6)

     (7)

Введем новое обозначение:

                          (8)

Далее получим:

                                         (9)

При расчете трубопроводов вводится параметр напора [2, 3]:

                                       (10)

тогда

                                         (11)

Из формулы (9) определим среднюю скорость жидкости:

                                       (12)

Длина конкретной трубы – всегда известная величина, поскольку определяется производственными условиями, поэтому при расчете трубопровода возникают три основные задачи: определение расхода, напора и диаметра трубопровода, связанных уравнением движения.

Рассмотрим решение этих задач. Представим, что требуется определить необходимый действующий напор для трубопровода длиной L и диаметром D для пропуска расхода Qж. Для этого умножаем левую и правую части выражения (12) на площадь трубопровода:

                                       (13)

где – площадь трубопровода, м2.

Решение сводится к прямому вычислению напора. При этом требуется определить коэффи-циент гидравлического сопротивления для однородной жидкости и газа. Данные параметры определяются в зависимости от режима движения с числом Рейнольдса, но при заданном диаметре трубопровода и расхода фаз – без затруднений.

Учитывая вышесказанное, можно решить вторую задачу. Часто на практике необходимо определить расход одной из фаз. В нефтяной отрасли определяется расход по нефти, в связи с чем получим:

                                       (14)

Вычисление по данной формуле встречает некоторые затруднения, связанные с тем, что коэффициенты сопротивления зависят от числа Рейнольдса для жидкости и газа, а для определения этих параметров необходимо знать скорость или расход отдельных фаз. Поэтому при определении объемного расхода жидкости необходимо пользоваться методом попыток или графоаналитическим путем использования формулы (14) для построения графика H = f(Qж).

Построение графика кривой производится достаточно просто. Задавая ряд значений расхода жидкости при постоянных параметрах газа, вычисляем ряд значений напора системы.

Третья задача требует определить диаметр трубопровода, по которому прокачивается двухфазная система типа «нефть – газ». Анализ показывает, что определить диаметр трубопровода наиболее просто графоаналитическим методом. Можно построить кривую D = f(H) при заданных параметрах отдельных фаз, а по ней определить требуемый диаметр, задавая конкретное значение напора данного трубопровода.

Отметим, что для длинных трубопроводов, когда потерями на местные сопротивления можно пренебречь, все три основные задачи решаются с помощью данной методики.

При сохранении методики рас- чета вычисления представляются достаточно несложными. В таблице приведено сопоставление вычисленного по данной методике распределения давления по длине трубопровода с измеренными значениями [7]. Предлагаемая методика проста и удобна в применении, что поз-воляет рекомендовать ее для широкого промыслового использования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе многочисленных лабораторных данных предложена методика расчета основных параметров двухфазных течений в горизонтальной трубе с учетом физических свойств жидкости и газа.

Определение распределения давления в трубе (Dтр = 0,0504 м, Lтр = 197,2 м)Determination of pressure distribution in the pipe (Dтр = 0.0504 m, Lтр = 197.2 m)

Современные экологические требования к дизельным топливам ограничивают содержание в них ароматических углеводородов и серосодержащих соединений. При этом традиционные технологии гидроочистки дизельных фракций характеризуются рядом недостатков: применение дорогих катализаторов, большой расход водорода, необходимость блоков очистки газов от сероводорода, жесткие условия процесса. Данные недостатки гидрогенизационных процессов приводят к необходимости использования дополнительных процессов повышения качества дизельных топлив.

Наряду со снижением сернистых соединений в дизельных фракциях актуальным направлением является извлечение концентратов сульфоксидов и сульфонов, находящих широкое применение в гидрометаллургии при обогащении редких и благородных металлов [1, 2], при лечении крупного рогатого скота, для повышения урожайности сельскохозяйственных культур. Эффективным методом снижения содержания общей серы в дизельных фракциях высокосернистых нефтей и газовых конденсатов с одновременным выделением сернокислых со- единений является совмещенный процесс окисления и экстракции. Основой способа окислительной сероочистки топлив является селективное окисление сернистых соединений по атому серы различными окислителями в присутствии катализатора с последующим селективным накоплением окисленных соединений твердыми сорбентами или растворителями [3].

Системы с использованием различных органических и неорганических окислителей постоянно исследуются. Наиболее широко применяемым окислителем является пероксид водорода в виде водного раствора, который используют в сочетании с различными катализаторами, такими как муравьиная кислота, уксусная кислота, соединения на основе переходных металлов и др. [3–7].

ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В качестве объектов исследования выбраны негидроочищенная дизельная фракция 180–350 °С астраханского газового конденсата (АГК) и легкий газойль, выделенный из мазута АГК вакуумной перегонкой на аппарате АРН-2. Основные показатели качества фракций приведены в табл. 1.

Содержание общей серы в сырье и продуктах определялось методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектромет- рии [8]. В качестве окислителя сернистых соединений использовалась перекись водорода [9]. Для интенсификации процесса окисления применялась муравьиная кислота (90 %) [10].

В процессе экстракции в качестве растворителя был выбран азеотроп изопропилового спирта (С3Н8О) [11] с водой. Данный растворитель характеризуется достаточно высокой избирательностью к сульфонам и сульфоксидам [12].

Исследование процесса окисления негидроочищенной дизельной фракции проводилось в термостатированном стеклянном реакторе, снабженном перемешивающим устройством. Взвешенное сырье загружалось в реактор, после чего включался обогрев термостата, снабженного насосом, обеспечивающим циркуляцию теплоносителя в рубашке реактора. При достижении требуемой температуры процесса окисления (40 °C) сырье дополнительно термостатировалось в течение 0,25 ч. В реактор с помощью дозирующего устройства вводилась смесь катализатора и окислителя, включалась мешалка. Температура в опытах поддерживалась с точностью ±0,25 °C. Время контакта составляло 1 ч, время отстаивания смеси – 0,5 ч.

Исследование процесса одноступенчатой экстракции оксидата дизельной фракции проводилось в термостатированной стеклянной делительной воронке – экстракторе. Оксидат и необходимое количество растворителя (по массе) загружались в экстрактор, после чего включался обогрев термостата, снабженного насосом, обес- печивающим циркуляцию теплоносителя в рубашке экстрактора.

При достижении требуемой температуры процесса экстракции дополнительно термостатировался исходный раствор в течение 0,25 ч. Затем включалась мешалка. Температура в опытах поддерживалась с точностью ±0,25 °С. Время перемешивания составляло не менее 0,5 ч, время отстаивания – до полного расслоения фаз, но не менее 0,5 ч. После отстаивания смеси при температуре экстракции растворы (сначала экстрактный, а затем рафинатный) сливались в отдельные тарированные колбы через нижний сливной кран. Определялась масса растворов, взвешивалось содержимое колб с точностью до 0,01 г, от них отгонялся растворитель.

На последней стадии осуществ- лялась регенерация растворителя из рафинатного и экстрактного растворов методом простой дистилляции.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Процесс окисления с последующей экстракцией является многофакторным. Если при проведении регенерации растворителя из рафинатного и экстрактного растворов условия остаются постоянными, то при проведении окисления с последующей жидкостной экстракцией в периодическом экстракторе возможно изменение ряда параметров: состава окислителя и его кратности к сырью; состава экстрагента и его кратности к оксидату; температурного режима.

В данной работе на стадии окисления негидроочищенной дизельной фракции в качестве варьируемого параметра было выбрано соотношение окислителя к сырью по массе. Остальные параметры (температура, количество катализатора, кратность экстрагента к оксидату, время перемешивания) остались неизменными.

Соотношение окислителя (пероксида водорода) к сырью по массе варьировалось от 0,1:1 до 0,3:1, массовое соотношение Н2О2 к СН2О2 составляло 4:1. Температура окисления поддерживалась на уровне 40 °С, время контакта – 1 ч, время отстаивания – 0,5 ч. На стадии экстракции соотношение растворителя (водного раствора изопропилового спирта) к оксидату составляло по массе 4:1. Экстракция проводилась при температуре 40 °С. Время перемешивания составляло 0,5 ч, время отстаивания – 0,5 ч. Далее из полученных экстрактного и рафинатного растворов осуществлялась регенерация растворителя.

В результате проведенных экспериментов были получены продукты, показатели качества которых представлены в табл. 2.

На основании полученных данных выявлено, что при изменении соотношения сырья к окислителю – от 1:0,1 до 1:0,3 (по массе) на стадии окисления негидроочищенной дизельной фракции выходы рафинатов и экстрактов изменяются незначительно, но количество сернистых соединений в рафинате и экстракте изменяется существенно: от 0,72 до 0,25 мас. % в рафинате и от 2,94 до 4,53 мас. % в экстракте.

Таким образом, наименьшее содержание сернистых соединений в рафинате и их наибольшая концентрация в экстракте наблюдаются при максимально выбранном массовом соотношении сырья к окислителю – 1:0,3.

В дальнейшем при проведении исследований совмещенного процесса окисления и экстракции легкого газойля АГК соотношение сырья к окислителю было выбрано 1:0,3 (по массе). Все остальные режимные параметры, катализатор и экстрагент на стадиях окисления, экстракции и регенерации были выбраны аналогично предыдущим испытаниям негидроочищенной дизельной фракции. Определенные показатели качества продуктов процесса окисления и экстракции легкого газойля АГК представлены в табл. 3.

По результатам анализов продуктов совмещенного процесса содержание общей серы в рафинате по сравнению с сырьем было снижено с 2,4 до 0,3 мас. %, при этом выход целевого продукта составил 60,48 мас. %.

ВЫВОДЫ

В исследуемом диапазоне соотношений сырья к окислителю на стадии окисления сернистой дизельной фракции АГК получены зависимости выходов и качества продуктов. Установлено, что при соотношении сырья к окислителю 1:0,3 (по массе) наблюдается максимальное снижение концентрации сернистых соединений в рафинате (0,3 мас. %) и наибольший выход их в экстракте (4,5 мас. %). Учитывая результаты исследования совмещенного процесса окисления и экстракции легкого газойля – фракции вакуумной перегонки мазута АГК, полученной в лабораторных условиях на аппарате АРН-2, выявлено, что данный процесс позволяет снизить концентрацию сернистых соединений в сырье на 88 %.

Предлагаемый совмещенный процесс окисления и экстракции сернистой среднедистиллятной фракции газоконденсатного сырья в качестве дополнительной стадии очистки топлив от сернистых соединений, а также возможная вакуумная перегонка мазута АГК с последующим применением легкого газойля в вышеуказанном процессе позволит увеличить ресурсы концентратов сульфоксидов, используемых в гидрометаллургии в качестве составного компонента ингибиторов для защиты металлов от коррозии, асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Одновременно комбинирование данных процессов позволит снизить затраты водородсодержащего газа на стадии гидроочистки дизельной фракции.

Таблица 1. Основные показатели качества негидроочищенной дизельной фракции и легкого газойля АГК Table 1. Main quality indicators of non-hydrotreated diesel fraction and light gasoil of the Astrakhan gas condensate

Таблица 2. Показатели качества продуктов процессов окисления и экстракции негидроочищенной дизельной фракции Table 2. Quality indicators of products of oxidation and extraction of non-hydrotreated diesel fraction

Таблица 3. Показатели качества продуктов окисления и экстракции легкого газойля АГК Table 3. Quality indices of oxidation and extraction products of light gasoil of the Astrakhan gas condensate

В этом году отмечает свое 60-летие АО «Брянский автомобильный завод», ведущий отечественный производитель тяжелой многоцелевой техники, входящий в АО «Концерн ВКО «Алмаз – Антей». Изначально производство БАЗ было ориентировано на оборонную промышленность, но фактически сразу же, согласно Постановлению Совета Министров РСФСР 1958 г., завод разработал и стал выпускать трубоукладчики, которые строили главные нефте- и газопроводы страны. Сегодня на основе полноприводных шасси семейства «Вощина-1» БАЗ производит технику повышенной проходимости для нефтегазовой отрасли: шасси, используемые под монтаж мобильных буровых установок. О прошлом, настоящем и будущем БАЗ, о людях, составляющих историю и славу завода, рассказывает генеральный директор АО «БАЗ» Дмитрий Олейник.

– Дмитрий Николаевич, разрешите поздравить Вас с 60-летним юбилеем Брянского автомобильного завода! Каково положение БАЗ на сегодняшний день? Какие основные вызовы стоят перед предприятием?

– За свою 60-летнюю историю Брянский автомобильный завод переживал и взлеты, и падения, но всегда работал в интересах страны и оставался клиентоориентированным. Сегодня БАЗ – единственный в России изготовитель серийных специальных колесных шасси и тягачей высокой проходимости.

Коренным образом ситуация изменилась после вхождения предприятия в состав АО «Концерн ВКО «Алмаз – Антей», 100 % акций которого находится в собственности государства (в лице Росимущества). Многое было сделано для налаживания стабильной работы завода, расширена кооперация между входящими в Концерн предприятиями, организована работа по техническому перевооружению станочного парка, средняя заработная плата сотрудников выросла в полтора раза.

В производственной программе БАЗ представлена широкая линейка моделей шасси и тягачей народно-хозяйственного назначения. БАЗ – один из ключевых серийных автомобильных заводов России, наша продукция предназначена для использования в различных климатических зонах страны и комплектуется с учетом индивидуальных требований заказчика.

Многоосные шасси БАЗ нашли широкое применение в нефтегазовой отрасли. Обладающие высокой проходимостью и надежностью, они успешно используются под монтаж мобильных буровых установок и оборудования для ремонта скважин нефтегазового комплекса. Имеется опыт изготовления автоцистерн большой емкости для перевозки нефтепродуктов, а также в качестве средств для транспортировки труб большой длины и диаметра.

Так, на недавно прошедшей 18-й Международной выставке «Нефтегаз-2018» в Москве Брянский автомобильный завод продемонстрировал образец специального колесного шестиосного шасси БАЗ-69099 с колесной формулой 12 × 12 для нефтегазовой отрасли.

Завод готов не только выполнить Государственный оборонный заказ, но и дополнительно обес-печить значительное увеличение выпуска гражданской продукции уже в текущем году.

– Имеются ли у БАЗ-69099 аналоги в мире?

– Несомненно, в мире есть производители подобных машин, но наша техника отличается рядом преимуществ: она адаптирована для эксплуатации в различных климатических условиях нашей страны – от Крайнего Севера до жаркого юга. В отличие от обычных грузовиков повышенной проходимости наша техника обладает еще более высокой проходимостью. За счет разрезных мостов, независимой торсионной подвески и колесных редукторов несоосного типа обеспечиваются больший дорожный просвет, проходимость и отсутствие бульдозерного эффекта. При этом осевая нагрузка нашей техники не превышает 10 т, что делает возможной ее эксплуатацию на всех видах дорог. Машины обладают низкой монтажной высотой по раме, что позволяет разместить крупногабаритное технологическое оборудование и обеспечить низкий центр тяжести.

Техника БАЗ оснащена централизованной системой регулирования давления воздуха в шинах, системой гидроусиления руля с дублирующим (аварийным) насосом, что повышает безопасность движения и обеспечивает возможность буксирования с неработающим двигателем. В систему выхлопа включен моторный замедлитель, повышающий безопасность движения на длительных спусках. Для повышенной проходимости предусмот-рены блокировки межколесного, межосевого и межтележечного дифференциалов.

– Как можно использовать ваш внедорожный тягач? В каких версиях он выпускается?

– Внедорожный тягач БАЗ-69099 предназначен для монтажа специального оборудования массой до 43 т: мобильных буровых установок, топливозаправочного оборудования, пожарного оборудования, системы для перевозки контейнеров, краново-манипуляторной установки для погрузки и транспортировки различных грузов. Весьма широк перечень надстроек, их количество и виды зависят от индивидуальных пожеланий заказчика.

– Двигатель какого объема и мощности стоит на БАЗ-69099?

– Все наши шасси и тягачи комплектуются двигателями Тутаевского и Ярославского моторных заводов. По желанию заказчиков может быть установлен двигатель другого производителя. Что касается БАЗ-69099, то этот внедорожный тягач оснащен 8-цилиндровым V-образным дизелем, развивающим мощность до 470 л. с., и 9-ступенчатой механической коробкой передач.

– Есть ли у завода планы выпуска версии тягача, которая использовала бы в качестве топ-лива компримированный или сжиженный природный газ?

– Этот вопрос прорабатывается, но его решение зависит от спроса и пожеланий наших клиентов. Мы, в свою очередь, готовы разработать модели шасси и тягачей, работающих на компримированном или сжиженном природном газе.

– Существует ли арктическая версия БАЗ-69099, чем она отличается от базовой?

– Специальную арктическую версию БАЗ-69099 завод не производит. Если рассматривать производство машин для использования в районах Крайнего Севера и Арктики, то в этом году БАЗ изготовил первый образец оборудованного шасси в арктическом исполнении. Это новинка – подобную технику ранее БАЗ не выпускал. Сейчас образец проходит испытания в экстремальных условиях в Якутии. Уверен, такая техника будет востребована работающими в Арктике нефтяниками и газовиками, службами спасения и МЧС.

– Сколько стоит базовая версия тягача, есть ли у завода или его дилеров лизинговые программы?

– Если говорить о стоимости нашей продукции, то у нас действует гибкая система ценообразования. Стоимость нашей машины зависит от модификации и конечной комплектации различным оборудованием, в том числе навигационным и радиотехническим, по индивидуальным требованиям заказчиков.

– Насколько БАЗ-69099 ремонтопригоден в условиях обслуживания специалистами нефтегазовых автохозяйств?

– Сервисное обслуживание техники, в том числе БАЗ-69099, в гарантийный и постгарантийные периоды проводится мобильными выездными бригадами официального дилера ОАО «БЗКТ-АЛМАЗ-АНТЕЙ» на территории заказчика и в местах эксплуатации техники. Мы предоставляем высокий уровень обслуживания, гарантированное качество, оптимальные сроки проведения работ и доступные цены.

БАЗ проводит серьезную работу по расширению количества дилерских и сервисных центров. В удаленных районах страны обслуживание техники производится местными сервисными компаниями, специалисты которых прошли обучение по специфике обслуживания наших машин. Отмечу, что при этом для ремонта используются оригинальные запчасти АО «БАЗ».

– Какова сегодня модельная гамма продукции БАЗ?

– Если говорить именно о тягачах, мы можем предложить различные модели: от 3-осной до 6-осной, могут быть изготовлены и 7-осные, 8-осные и даже 9-осные машины. Есть в модельном ряду и «широкие» модели – с габаритной шириной 3,1 м, необходимой для большей устойчивости монтажа уникального оборудования.

Среди седельных тягачей есть модели для использования в составе трубоплетевоза – именно такая техника сегодня актуальна для прокладки газо- и трубопроводов в условиях Сибири и Арктики. Уверен, что строители экспортных трубопроводных магистралей смогут заменить импортную технику отечественной.

Седельные тягачи (допустимая нагрузка на седельно-сцепное устройство – от 12 до 20 т) могут быть использованы для буксирования полуприцепов-трейлеров, в том числе зарубежного производства, на которых можно пере-возить различную тяжелую технику. Полная масса автопоезда может достигать 90 т.

Балластные тягачи БАЗ могут быть использованы для буксирования прицепов или самолетов на аэродромах, оборудованы универсальными бортовыми платформами, в том числе с кран-манипуляторными установками. Допустимая масса буксируемого прицепа по дорогам с твердым покрытием – 200 т.

В настоящее время в АО «БАЗ» ведутся работы в части расширения модельного ряда и создания шасси с колесной формулой (14 × 14, 16 × 16) для монтажа МБУ-160 и МБУ-200.

У наших шасси и тягачей очень широкий спектр использования.

– Есть ли на БАЗ трудовые династии и какая из них самая долгая, легендарная и многочисленная?

– БАЗ – одно из старейших предприятий Брянской области. Лучшим примером стабильности, корпоративного духа и высокой социальной ответственности БАЗ является сохранение рабочих династий и возникновение новых. За 60-летнюю историю Брянского автомобильного завода в коллективе выросло немало трудовых династий. Вот только некоторые из них: Сипачевы, Романовы, Константиновы, Петрушины, Есины, Ильюхины, Шевлюковы.

Например, общий трудовой стаж семьи Фещенко на Брянском автомобильном заводе – 105 лет. Василий Семенович пришел на предприятие в год основания и более 30 лет работал мастером автоагрегатного производства. С заводом также связана и судьба его супруги: Валентина Николаевна более трех десятков лет занимала должность инженера-технолога. Сегодня трудовую династию продолжает их дочь Галина Васильевна Липская – более 45 лет она работает на заводе инженером-конструктором.

История семьи Левкиных на нашем предприятии началась в 1960 г. Ее основатель, Анатолий Михайлович, проработал в должности слесаря до 2002 г. В 80-е на завод пришли его сест-ра Галина Анатольевна и брат Михаил Анатольевич, который в 24 года стал самым молодым начальником цеха. Тогда же, начав 17-летним студентом с производственной практики, на завод пришел сын Анатолия Михайловича – Александр, который сегодня работает на нашем предприятии заместителем директора по производству корпусных машин. С 2001 г. его супруга, Ольга Владимировна, трудится в должности инженера по подготовке производства. Работает на заводе и молодое поколение семьи Левкиных – оба племянника Александра Анатольевича продолжают семейную традицию: Артур Михайлович работает водителем-испытателем, а Анатолий Михайлович – инженером-конструктором. Таким образом, общий стаж этой семьи на БАЗ – более 140 лет.

Каждая из таких трудовых династий – гордость предприятия, его прошлое, настоящее и будущее.

– Как БАЗ участвует в жизни Брянска и области? Есть ли программы спортивно-оздоро-вительной, шефской, благотворительной деятельности?

– Мы активно участвуем в социальной жизни Брянска и региона в целом, помогая школам и детским домам, способствуя развитию детского и юношеского спорта, оказывая поддержку людям с ограниченными возможностями. Наша активная молодежь регулярно принимает участие в таких проектах, как «Территория творчества», «Лесное раздолье», всероссийские акции «Неделя без турникета» и «Весенняя неделя добра». Предприятие не только поддерживает, но и активно инициирует социальные программы, вносит свой вклад в развитие социальной и образовательной сферы региона.

– Как ваш завод поддерживает профессиональное образование, есть ли кафедры БАЗ в учебных заведениях страны?

– БАЗ заинтересован в воспитании будущих сотрудников, предоставляя им возможности для качественного роста, поэтому с сентября 2017 г. совместно с Брянским государственным техническим университетом (БГТУ) создана базовая кафедра «Специальные колесные шасси и тягачи». Это целевая подготовка студентов-магистрантов по дополнительной программе повышения квалификации. С данной программой БАЗ победил в федеральном конкурсе «Новые кадры для ОПК» и получил государственное софинансирование проекта. В течение всего периода обучения на нашей кафед-ре студенты получают от завода стипендии и обеспечиваются трудовыми местами на предприятии по окончании вуза.

Также с 2017 г. совместно с МГТУ им. Баумана БАЗ ведет целевую подготовку студентов-магистрантов по направлению «Транспортные средства специального назначения». Эта группа сформирована из брянских ребят – выпускников бакалавриата БГТУ и Брянского государственного инженерно-технологического университета. Завод также выплачивает им стипендии и гарантирует дальнейшее трудоустройство.

Заводу есть что предложить молодежи, приходящей к нам. Скажу больше: сохранение лучших традиций и постоянное развитие человеческого капитала являются одними из ключевых моментов стратегии развития нашего предприятия.

АО «Брянский автомобильный завод»

241038, РФ, г. Брянск,

ул. Сталелитейная, д. 1

Тел/факс: +7 (4832) 58-15-00,

58-14-80

www.baz32.ru

Прогнозному расчету термодинамических свойств (ТДС) и фазовых равновесий нефтяных и газоконденсатных систем посвящено достаточно много работ отечественных и зарубежных авторов, но проблема остается актуальной, поскольку далека от окончательного решения. Получаемые результаты востребованы в промысловой и технологической практике. В известных пакетах прикладных программ используются кубические уравнения состояния (КУС) [1], которые неплохо передают фазовое поведение многокомпонентных углеводородных систем, но обладают невысокой точностью для прогнозного расчета ряда ТДС. Определенной альтернативой могло бы стать применение многоконстантных фундаментальных уравнений состояния.

Авторы посвятили этой проб- леме ряд предыдущих работ [2–4], в которых предложена методика, базирующаяся на двух обобщенных фундаментальных уравнениях состояния (ОФУС), описывающих ТДС алканов и углеводородов с циклическими структурами – нафтенов и аренов соответственно. Данная методика позволяет с достаточно высокой точностью производить расчеты ТДС сложных углеводородных смесей. Вместе с тем она все еще не позволяет уверенно описывать фазовые равновесия газоконденсатных смесей с компонентами, для которых число атомов углерода в молекуле больше или равно 11. Для подобных смесей сильно возрастают погрешности расчета фазовых равновесий в низкотемпературной области вблизи линий равновесия «жидкость – жидкость», «жидкость – твердое тело» вплоть до физически неверного поведения, что, по-видимому, связано как со сложностью уравнений, так и с их эмпирическим характером.

Следует также отметить, что при моделировании пластовая смесь, как правило, разбивается на две части: газовую с известным составом компонентов и конденсатную. Газовую часть, в состав которой входят сопутствующие газы и углеводороды (от метана до бутана), моделируют индивидуальными фундаментальными уравнениями состояния (ФУС). В свою очередь, конденсатную часть разбивают на подфракции (псевдокомпоненты), которые идентифицируются интегральными показателями (относительная плотность, молярная масса, показатель преломления, средняя температура кипения), а ТДС моделируют на основе ОФУС [3, 4]. Использование такого количества многоконстантных эмпирических уравнений состояния разной формы в совокупности с достаточно сложным правилом комбинирования для расчета псевдокритических свойств существенно усложняет математическую модель и алгоритм расчета фазовых равновесий. Поэтому компромиссным решением может быть применение теоретически обоснованного обобщенного уравнения состояния, полученного в рамках статистической теории ассоциированного флюида (SAFT).

УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ PC-SAFT

Одним из наиболее успешных вариантов таких уравнений является уравнение состояния PC-SAFT, предложенное в [5].

Уравнение описывает избыточную свободную энергию Гельм- гольца чистого вещества:

Ares = Ahs + Achain + Adisp,                      (1)

где Ahs – слагаемое, описывающее взаимодействие в системе «твердых сфер»; Achain – слагаемое, описывающее цепные связи (для несферических молекул); Adisp – слагаемое, учитывающее дисперсионные силы.

,                         (2)

где m – число сегментов в молекуле; R – универсальная газовая постоянная; T – температура; – приведенная плотность (см. ниже).

.          (3)

       (4)

при

,

где NA – число Авогадро; /kB – энергетический масштабный параметр сегмента, К; – диаметр сегмента, нм; v – количество вещества; I1, I2 – интегралы радиальной функции распределения (см. ниже).

В формулы (2) – (4), по аналогии с критическими параметрами в КУС или ФУС, входят константы m, и /kB, характеризующие чистое вещество и определяемые, как правило, по экспериментальным данным. Параметр представляет собой приведенную плотность и описывается формулой

,                                        (5)

где d = , а параметр , в свою очередь, определяется как

.                         (6)

В формуле (4) интегралы радиальной функции распределения описываются соотношениями, предложенными в [5]:

                          (7)

                          (8)

Матрица универсальных параметров, определяемая коэффициентами a0-2i и b0-2i, была оптимизирована в [5], где и приводятся численные значения. Определение коэффициентов производилось на массиве экспериментальных данных о давлении паров и плотности жидкой фазы 78 веществ, включающих как углеводороды различного строения, так и сопутствующие газы (азот, аргон, диоксид углерода и т. д.).

Расчеты применительно к смесям производятся с использованием следующих правил комбинирования:

,                                        (9)

где = 3.

Вклад для цепных связей не- сферических молекул применительно к смесям рассчитывается по уравнению:

, (10)

где радиальная функция распределения для сегмента

(11)

Для расчета констант уравнения используются следующие правила:

ij = 0,5(i + j),

mij = 0,5(mi + mj),

(/kB)ij = .                                                             (12)

МЕТОДИКА ПРИМЕНЕНИЯ

Ниже рассмотрена методика применения уравнения состояния PC-SAFT для расчета термодинамических свойств и фазовых равновесий углеводородных фракций.

Расчет плотности по описанной выше модели проводится в рамках «квазиодножидкостной» модели – углеводородная фракция рассматривается как вещество, состоящее из трех компонентов: н-алкана, ароматического углеводорода и нафтенового углеводорода, характеризующихся соответствующими значениями констант m, и /kB. Доли алкановых, ароматических и нафтеновых структур в составе смеси рассчитывались nD – – M – методом структурно-группового анализа [6] на основе данных о показателе преломления при температуре 20 °С, , относительной плотности при той же температуре и средней молярной массе M. Необходимые для расчета значения константы m, и /kB определялись по эмпирическим соотношениям, представленным в [7]. В частности, в [7] соотношения для расчета соответствующей константы представлены в виде функции молярной массы и в общем виде записываются как

Y = n1M + n2,                                                                     (13)

где Y – соответствующая константа (m, или /kB); n1, n2 – эмпирические коэффициенты; M – молярная масса фракции, г/моль.

Коэффициенты уравнения (13) для соответствующих гомологических рядов представлены в табл. 1.

Плотность рассчитывалась численным решением уравнения:

.                                                                              (14)

Изобарная теплоемкость рассчитывалась на основе уравнения (1) с использованием дифференциальных уравнений термодинамики. Расчетные соотношения здесь не приводятся ввиду их громоздкости.

Предложенная выше «квазиодножидкостная» модель не позволяет произвести расчет фазового поведения раствора. В [3, 4] авторами разработан метод перехода от «квазиодножидкостной» модели смеси к модели идеального раствора, на основе которой можно производить расчеты фазового равновесия, при этом термодинамические свойства остаются такими же, как и в «квазиодножидкостной» модели. Данный метод был протестирован в [4] применительно к многоконстантным ФУС. В данной работе в рамках этого же метода был произведен расчет давления начала кипения и конденсации для нефтяных фракций. Отличие заключалось в том, что термодинамические свойства (фугитивность и давление) рассчитывались по уравнению состояния PC-SAFT [5]. Так как константы уравнения m, , /kB рассчитываются по корреляционной зависимости (13) через молярную массу M, которая для углеводородных фракций в лабораторных условиях определяется с погрешностью 1–3 %, то для повышения точности расчетов плотности производилась коррекция константы через относительную плотность , точность определения которой не хуже 0,02 %. Аналогичная коррекция критической плотности производилась при расчетах ТДС по ОФУС и коррекция критического давления – при расчетах по КУС Брусиловского.

РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕСТИРОВАНИЯ

В табл. 2 представлены результаты тестирования уравнения состояния PC-SAFT [5], методики, построенной на использовании двух ОФУС [4] и обобщенного КУС, разработанного Брусиловским [1] применительно к расчету плотности. На рис. 1–3 представлены отклонения рассчитанных значений изобарной теплоемкости нескольких нефтяных фракций, как прямогонных, так и вторичных. Для тестирования использовались экспериментальные данные, полученные в разные годы в отраслевой теплофизической лаборатории Грозненского нефтяного института [8–11], а также данные о плотности газового конденсата Вуктыльского месторождения и его фракций, опубликованные в [12].

Анализ распределения отклонений и данных, представленных в табл. 1, показывает, что плотность жидкой фазы описывается уравнением состояния PC-SAFT несколько хуже, чем при использовании ОФУС, но в 2–3 раза лучше, чем с помощью КУС. При этом ошибки возрастают с увеличением давления.

При расчете изобарной теплоемкости Ср необходимы данные о теплоемкости в состоянии идеального газа . Как и в предыдущих работах [3, 4], использовалось обобщенное уравнение Ли – Кеслера [13]. На рис. 1 представлены отклонения Ср для двух технологических фракций мангышлакской нефти, выкипающих в интервале НК-62 °C и 140–180 °C в жидкой и газовой фазах и в сверхкритической области. Из анализа были исключены критическая область (|/c–1| < 0,35 и 0,97 < T/Tc < 1,06) и экспериментальные точки в непосредственной близости к пограничным кривым, где одножидкостная модель неприменима. Величина среднего относительного отклонения (СОО) составила 1,12 % для фракции НК-62 °C и 1,44 % для фракции 140–180 °C. Таким образом, впервые показана высокая точность расчета Ср бензиновых фракций в широком диапазоне параметров состояния – по температуре 290– 650 К, по давлению 0,1–25 МПа.

Данные, представленные на рис. 2 и 3, получены в более узком интервале температур в жидкой фазе. Анализ отклонений показывает, что они увеличиваются по мере увеличения молярной массы фракции. Аналогичный характер имели отклонения и при расчетах Ср по ОФУС [4]. Возможной причиной является недостаточно высокая точность прогнозного расчета по формуле Ли – Кеслера [13]. При этом величина отклонений не выше, чем при использовании ОФУС.

На рис. 4 представлены отклонения рассчитанных значений давления начала кипения и начала конденсации для нескольких углеводородных фракций. Методика разбивки на подфракции описана в [3, 4]. Сравнение проводилось с экспериментальными данными, полученными как в p-V-T-эксперименте [8, 10], так и в результате Cp-p-T-исследования [11]. Анализ отклонений показывает, что точность прогнозного расчета примерно такая же, как и при использовании ОФУС [4] и КУС [14].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные расчеты показали, что уравнение состояния PC-SAFT позволяет производить прогнозный расчет плотности многокомпонентных углеводородных смесей с ошибками, несколько превышающими значения, полученные при использовании двух ОФУС, разработанных авторами [2–4], но отклонения в 2–3 раза меньше, чем при использовании КУС [1]. Точность расчета изобарной теплоемкости не ниже, а в некоторых случаях и выше, чем при использовании ОФУС, и существенно выше, чем при использовании КУС (здесь не приводится).

Точность расчета давления начала кипения и начала конденсации для рассмотренных здесь фракций примерно одинакова как для КУС, так и для ОФУС. Вместе с тем теоретическая обоснованность уравнения состояния PC-SAFT и дальнейший анализ позволяют надеяться на более надежный и устойчивый прогноз- ный расчет фазовых равновесий многокомпонентных систем, особенно газоконденсатных, чем при использовании ОФУС. Уточнение может быть достигнуто введением параметров бинарного взаимодействия, как это делается при использовании КУС, но невозможно реализовать для ОФУС. При этом точность расчета ТДС существенно не снижается по отношению к ОФУС.

Таблица 1. Коэффициенты уравнения (13) по данным [7]. Table 1. Coefficients of equation (13) according to the data of [7].

Таблица 2. Результаты расчета плотности углеводородных фракций Table 2. Results of calculating the density of hydrocarbon fractions

На российском Арктическом шельфе и шельфе дальневосточных морей в настоящее время открыты нефтегазовые месторождения, где сочетание глубин акваторий и ледовых условий не позволяет применять традиционные технологии добычи углеводородов с помощью стационарных или плавучих платформ. Для их освоения требуется создание специальных подводных комплексов. Номенклатура подводных технических средств, изготавливаемых в мире и обеспечивающих нефтегазодобычу, весьма широка. В статье рассматриваются разрывы и недостатки в развитии таких технологий в целях применения их в специфических условиях российского шельфа. Они в основном обусловлены надежностью и операциями по его обеспечению: техобслуживанием и ремонтом подводного оборудования, поскольку в ледовых условиях эти операции затруднены и требуют больших затрат.

Первая скважина с подводным расположением устья была пробурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине моря 11,5 м. В 1961 г. компанией Cameron была разработана и изготовлена первая промышленная подводная фонтанная арматура для скважины в Мексиканском заливе. Основным побудительным мотивом к развитию морской нефтедобычи в мире стал нефтяной кризис 1970-х гг. из-за эмбарго, наложенного странами ОПЕК на поставку «черного золота» западным странам. Такие ограничения вынудили американские и европейские нефтяные компании искать альтернативные источники нефтяного сырья путем создания новых технологий, позволявших бурить морские скважины на больших глубинах, и развития подводных технологий добычи углеводородов.

Первая система управления подводным добычным комплексом (ПДК) была установлена в 1963 г., а в 1979 г. появилась подводная система с мультиплексным электрогидравлическим управлением. Прогресс в разработке ПДК в течение 1980–2015 гг. был отмечен появлением подвод- ной фонтанной арматуры в горизонтальном исполнении, новых систем управления, в том числе с полным электроприводом.

Сегодня подводное оборудование для добычи углеводородов в мире производят не более 10 компаний, но насчитывается более 130 морских месторождений, где применяются технологические процессы по добыче углеводородов на морском дне. География распространения подводной добычи обширна: шельфы Северного и Средиземного морей, Индия, Юго-Восточная Азия, Австралия, Западная Африка, Северная и Южная Америка. В России первые добычные комплексы были установлены на шельфе Сахалина в 2013 г. в рамках обустройства Киринского месторождения.

ОСОБЕННОСТИ ПОДВОДНОЙ РАЗРАБОТКИ

Разработка морских месторождений с подводным расположением устьев скважин хотя и достаточно сложна, но обладает рядом преимуществ перед традиционными способами надводного оборудования устьев. Основное преимущество заключается в возможности ввода морского месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой продукции.

Пробурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу для бурения с нее наклонно-направленных скважин. Кроме того, подводный метод разработки позволяет выявить некоторые геолого-физические и эксплуатационные параметры месторождений на более ранней стадии разработки.

Общая методология проектирования разработки и обустройства подводных месторождений, по существу, соответствует традиционным схемам, применяемым для ме- сторождений суши и морских место- рождений с платформенным обустройством. Она включает три этапа: анализ характеристик месторождения и условий его эксплуатации; обоснование принципов/концепций разработки залежей и обустройства промысла, которые варьируются в зависимости от региона, особенностей организации проектирования, строительства и эксплуатации месторождения и т. п.; анализ и оптимизацию технологических процессов, местоположения скважин, промысловых объектов и др.

Вместе с тем отличительная особенность проектирования подводных месторождений – выявление и проверка определяющих факторов, влияющих на выбор проектных решений. Например, известно, что низкие температуры требуют использования специальных материалов для подводных конструкций, удорожающих их стоимость, но температуры морской воды на глубинах более 30–50 м практически одинаковы во всех регионах. Температуры транспортировки и хранения оборудования в Арктике, как правило, ниже –40…–50 °С. Но надо ли транспортировать и хранить, а также испытывать подводные системы при таких экстремальных температурах, удорожая конструкцию?

В рамках проекта Arctic Development Roadmap были выявлены и систематизированы ключевые темы, решение которых, по мнению авторов проекта, необходимо для разработки нефтяных и газовых ресурсов в Северном Ледовитом океане. Согласно этому документу к существенным факторам, воздействующим на будущее развитие, отнесены технологии транспорта углеводородов, углубление дна и рытье траншей, моделирование и тренинги, а к потенциально неустранимым помехам – защита окружающей среды. По нашему мнению, подобные оценки не являются вполне убедительными.

При выборе решения по разработке месторождения определяющим фактором является минимизация буровых работ и финансовых затрат путем оптимизации числа и конструкций скважин, а также рационального размещения оборудования на морском дне. Должны проверяться функциональные требования к монтажу и эксплуатации, включая условия транспортировки, хранения и испытаний, а также требования по проведению одновременных операций (например, бурение и монтаж, бурение и добыча).

Преимуществом системы с подводным расположением устья скважин является защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надводные стационарные платформы представляют значительную навигационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует; устраняется также пожарная опасность.

При этом существенным недостатком систем с подводным расположением устья является трудность доступа к устьевому оборудованию, особенно при наличии ледового покрова и необходимости частых ремонтов скважин. Так, по данным компании Statoil, одного из лидеров в области технологий подводного освоения месторождений, сравнение статистических показателей эффективности добычи за 2010–2012 гг. при платформенном и подводном обустройстве месторождений Северного моря по всей цепочке от скважины до платформы показало, что коэффициент эксплуатации скважин с сухим устьем (на платформах) составляет 91,8 %, а для подводных скважин – 86,5 %, т. е. эффективность платформенной добычи на месторождениях на 5,3 % выше.

Повышенные потери добычи на месторождениях с ПДК связаны в основном с райзерами и промысловыми трубопроводами, приводящими к внеплановым потерям добычи в связи с необходимостью ремонтно-восстановительного обслуживания (3,7 %). Статистика внеплановых потерь добычи на ПДК приведена на рис. 1.

Очевидно, что для морей России, характеризующихся длительным ледовым режимом и относительной недоступностью устьев скважин в этот период, коэффициент эксплуатации подводных скважин может оказаться существенно ниже.

ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

При освоении морских месторождений и обосновании схем размещения подводного добычного оборудования весьма важным является учет специфических условий региона (например, Арктики) и выявление применимости существующих системных решений или выявление разрывов в развитии/отсутствии технологий для обеспечения проектных решений.

Разрывы в процессе развития технологий возможны двух типов: концепции, улучшение которых возможно за счет новых технологий, но при этом существуют апробированные технологии; концепции, которые полностью зависят от новых технологий, так как такие технологии отсутствуют.

Уровень готовности технологий определяется по API RP 17N [1] (см. табл.). Как правило, многие нефтегазовые операторы заявляют о готовности новой технологии к внедрению на месторождениях при завершении стадий разработки TRL 4 и TRL 5.

Проблема обеспечения надежности – одна из важнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция подвод- ного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требуют больших затрат. Кроме того, отказ подводного оборудования непосредственно влияет на состояние окружающей среды. И наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Согласно данным компании FMC Technologies, оценку надежности новых технологий можно производить по схеме, приведенной на рис. 2, которая основана на методике, разработанной Норвежским квалификационным обществом (Det Norske Veritas) [2].

Для использования подводных технологий в условиях ледовых морей важно обеспечить приемлемость методов технического обслуживания компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены.

В связи с этим необходимо заложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который обеспечивал бы надежность и был гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с дублированием стандартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изготавливаться со строгим контролем качества.

В любой системе могут быть уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. В такой ситуации возможны два подхода: обеспечить высокую надежность этих компонентов подводной системы; проектировать системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Поэтому при решении задач обеспечения надежности подвод- ных систем необходимо сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей, а характер обслуживания подводных систем наряду с результатами анализа их рентабельности должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

Рассматривая развитие технологий подводной подготовки продукции скважин, следует отметить, что изначально перед подводным оборудованием ставилась только задача по добыче нефти. В первых проектах под водой проходила только сепарация газа от жидких углеводородов, после чего последние выкачивались насосом на поверхность, а подъем газа осуществлялся под собственным давлением. Вместе с тем задачи использования остаточного потенциала месторождений путем продления периода эффективной эксплуатации, снижения затрат на жизненный цикл месторождения и увеличение добычи обусловили активное развитие технологий подводной подготовки скважинной продукции.

В работе [3] детально рассмот- рены мировой опыт применения и перспективы развития систем подводной сепарации нефти и газа. Согласно [3] размещение технологического оборудования на морском дне в непосредственной близости от устьев скважин позволяет более эффективно осуществлять разработку месторождения, в частности: поддерживать необходимое для добычи тяжелой нефти давление на устье; повышать давление на входе во внутрипромысловую систему сбора для месторождений с низким пластовым давлением; снижать риски, связанные с гидратообразованием в системе сбора; обес- печивать эффективную добычу нефти при повышении уровня обводненности за счет использования сепараторов «нефть – вода»; более гибко подходить к проектированию верхних строений морских платформ за счет размещения части технологического процесса на морском дне; значительно снижать эксплуатационные затраты за счет подбора оптимального дожимного оборудования (например, применяя однофазные насосы взамен многофазных).

Технологии подводного компримирования используются на газовых месторождениях при больших расстояниях до берега или существующих платформ и обеспечивают: снижение капитальных затрат и эксплуатационных расходов; увеличение коэффициента газоотдачи пласта; бесперебойность потока и исключение выбросов и сбросов в море.

Увеличение коэффициента извлечения газа на месторождении Ормен Ланге при применении подводного компримирования показано на рис. 3.

Первая подводная насосно-компрессорная станция была разработана компанией Kvaerner в 1989 г. На основе работ по изготовлению в 2001–2003 гг. компрессора Demo 2000 компанией Aker Solutions в 2004–2012 гг. была разработана и изготовлена пилотная станция Ormen Lange, которая прошла аттестацию технологии и строительства, а также испытания в бассейне. По результатам пилотных испытаний к 2016 г. была изготовлена полномасштабная компрессорная станция мощностью 58 МВт, включающая четыре параллельные линии компримирования, аналогичные пилотному образцу, с общей производительностью 70 млн м3/сут, и установлена на месторождении Ормен Ланге на расстоянии 120 км от берега и глубине моря 900 м.

В 2015 г. на месторождении Асгард, отстоящем на расстоянии 40 км от технологической платформы и глубине моря ~300 м, была также установлена подводная компрессорная станция мощностью 23 МВт и производительностью 21 млн м3/сут, что было обусловлено падением добычи из-за больших потерь давления по сравнению с ожидаемыми и ранним прорывом воды в скважине Z, а также необходимостью исключения динамической неустойчивости в трубопроводах.

Помимо этих двух проектов, компания Statoil реализовала третью программу, связанную с использованием подводной компрессорной станции для влажного газа на действующем месторождении Гуллфакс, которое было открыто в 1978 г. и с 1986 г. находилось в эксплуатации. В данном проекте использовался иной принцип, нежели в системах для месторождений Асгард и Ормен Ланге, а именно многофазная компрессорная технология, не требующая высокой производительности: два компрессора влажного газа мощностью 5 МВт, производительностью 12 млн м3 газа в сутки. Цель проекта заключалась в увеличении добычи на месторождении Гуллфакс путем закачки газа в скважину для повышения давления на нефтеносных горизонтах и дополнительного извлечения 22 млн баррелей нефти. Но уже через месяц после установки в 2015 г. первый в мире подводный компрессор для влажного газа HOFIM был снят с месторождения из-за обнаружения в нем утечки.

Тем не менее опыт применения технологий подводного компримирования на месторождениях Ормен Ланге, Асгард и Гуллфакс выявил преимущества подвод- ного компримирования, которые заключаются в следующем: создание более безопасных условий эксплуатации промысловых объектов (без присутствия людей); предотвращение накопления жидкости в трубопроводе за счет увеличения скорости перекачки; значительное снижение инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению с вариантом компримирования газа на платформе; повышение эффективности компримирования за счет расположения компрессора ближе к скважинам; возможность разработки месторождений с малым пластовым давлением, низкой проницаемостью пласта и сложными свойствами флюидов.

Хотя комплексы подводного компримирования газа в будущем позволят отказаться от объектов надводной инфраструктуры, современные технологии имеют ограничения по энергообеспечению. Они позволяют передавать мощности по энергопотреблению 20–30 МВт на расстояние до 50 км, а мощности 10–20 МВт – до 250 км.

Компания Aker Solutions, мировой лидер в области подводного компримирования, создала новый подводный компактный компрессор Compact GasBooster™ с малыми габаритными размерами (5,5 × 5,0 × 8,0 м), высокоэффективными компонентами, низким весом, упрощенной конструкцией и развивает следующие направления совершенствования компрессорных станций: использование высокоэффективных центробежных компрессоров, допускающих присутствие жидкой фазы в компримируемом газе; максимально компактные решения, ведущие к снижению веса и стоимости подводной компрессорной станции (ПКС); возможности расширения границ применения технологий подводного компримирования – на любых глубинах моря и при большом диапазоне давлений газа; совершенствование систем мониторинга в реальном времени состояния и эксплуатационных параметров работы ПКС, обеспечивающих надежную и безопасную работу подводных систем компримирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перспективы дальнейшего развития подводных технологий связываются с проблемами освоения месторождений арктических морей, максимизацией нефте- и газоизвлечения путем создания полного подводного обустройства месторождений.

Разработки нового поколения оборудования должны быть направлены на совершенствование подводных технологий в области: компримирования газа; обратной закачки попутного газа; очистки и утилизации пластовых вод; контроля параметров добычи и транспортировки продукции скважин; контроля состояния эксплуатационных характеристик подвод- ного оборудования; проведения технологических операций автономными средствами; энергообес- печения, связи и управления.

Уровень готовности технологий Level of the technology ready

Головной Научный технологический центр ПАО «Газпром» – ООО «Газпром ВНИИГАЗ» – отмечает свое 70-летие. Выполненные Институтом за годы успешной деятельности научные исследования, уникальные открытия, разработанные коллективом инновационные технологии внесли неоценимый вклад в развитие газовой отрасли нашей страны. Об истории создания Института, достижениях и ключевых проектах рассказывает генеральный директор ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Дмитрий Люгай.

 
Д.В. Люгай, генеральный директор ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

– Дмитрий Владимирович, в июне 2018 г. исполняется 70 лет с момента образования ВНИИГАЗа. Расскажите об истории создания Института и его становлении.

– Начну с того, что, несмотря на неразрывную связь с газовой промышленностью и ее историей, Институт все-таки моложе отрасли. Зарождение газовой промышленности относится к концу XVIII – началу XIX в., когда стали использовать газ, получаемый из каменного угля, для освещения городов Великобритании, Франции, Бельгии, России и других стран. В первой половине XIX в. появились крупные установки для выработки газа из угля – газогенераторы. Природный газ, как и нефть, никто не искал, свободные выходы его на поверхность земли были известны человечеству еще на заре цивилизации. В дореволюционной России небольшое количество газа добывалось на нефтяных промыслах, на мелких заводах из угля производился низкокалорийный светильный газ. Газ из собственно газовых месторождений почти не добывался.

Газовая промышленность развивалась, и тогда стала формироваться необходимая научно-экспериментальная и опытная база. Новые проблемы требовали консолидированного и комплексного научно-технического подхода. Ответом на очевидный вопрос о создании соответствующего научного центра стало образование ВНИИГАЗа.

– Какие задачи пришлось решать в первую очередь?

– Институт природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ был создан 2 июня 1948 г., объединив под своим началом несколько научно-исследовательских групп и лабораторий, занимавшихся исследованием природного газа. Тогда в штате было 60 человек. На первом этапе (1948–1956 гг.) сформировались основные направления научно-исследовательской деятельности Института: геологическое, промысловое, транспортное и перерабатывающее.

Перед учеными Института стояли практические задачи по обеспечению стабильной работы первого магистрального газопровода и расширению сырьевой базы за счет освоения новых газовых месторождений Саратовской, Куйбышевской и Сталинградской (Волгоградской) обл., Ставропольского края, Западной Украины, Республики Коми. Результатом почти десятилетней деятельности стала впервые сформированная стратегия развития отрасли, реализация которой обеспечила высокие темпы роста добычи и транспорта газа.

Институтом был решен ряд задач, имеющих народнохозяйственное значение, в частности были разработаны и внедрены технологии извлечения гелия и производства технического углерода из природного газа. При непосредственном участии ученых ВНИИГАЗа было создано первое в СССР промышленное производство технического углерода, необходимого в качестве наполнителя для шин, в производстве лаков и красок, а также построены первые установки по выделению гелия из газа Вой-Вожского месторождения для военных и медицинских нужд.

 
Приказ о создании Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов от 2 июня 1948 г.

– Масштабное расширение отрасли требовало освоения новых месторождений. Над какими проектами и в каких регионах работал Институт?

– В 1957–1972 гг. деятельность Института была связана с реализацией стратегии развития газовой промышленности, преду- сматривающей интенсификацию и повышение эффективности геологоразведочных работ, добычи, переработки и транспорта газа.

При освоении новых газовых месторождений на Северном Кавказе (Ставрополь и Краснодар), Украине (Шебелинка), в Туркмении (Шатлык), Узбекистане (Газли) и Коми (Вуктыл) были использованы разработки Института, направленные на ускоренный ввод в эксплуатацию месторождений, с совмещением стадий их доразведки и промышленного освоения. Развитие этого направления позволило увеличить добычу по стране с 1955 по 1965 г. с 10 до 129 млрд м³, или более чем в 12 раз (см. табл.).

Широкомасштабное освоение газовых месторождений на всей территории СССР проходило наряду с решением другого важнейшего вопроса – доставки природного газа потребителям. В условиях удаленности центров добычи от центров потребления, характерных для страны, требовались иные, принципиально новые научно-технические решения. Их разработку и поручили ученым Института. В результате в области магистрального транспорта газа была реализована инновационная для своего времени концепция создания газотранспортных сис- тем большой мощности. За этот период в отрасли были осуществ- лены крупные газотранспортные проекты, имевшие общенациональное значение. Эти газопроводы стали основой для будущей Единой газотранспортной системы СССР, а затем и России.

Шло планомерное наращивание пропускной способности магистральных газопроводов за счет использования труб большого диаметра. По обоснованию наших ученых впервые в мире были построены газопроводы диаметром до 1420 мм. При этом для транспортировки газа по газопроводам такого диаметра были использованы новые типы газоперекачивающих агрегатов большой мощности – центробежные нагнетатели с электрическим и газотурбинным приводом. Это позволило решить проблему транспорта больших объемов газа на огромные расстояния и создать предпосылки появления российского газа на мировом рынке.

Заместитель Председателя Совета Министров СССР Н.К. Байбаков (в центре) на экспериментальной установке по сжижению газа, пос. Развилка, август 1983 г.

В Институте заложены научные основы подземного хранения газа. Были разработаны первые проекты подземных хранилищ под Москвой (Щелковское и Калужское). Уникальное подземное хранилище газа в практически горизонтальном водоносном пласте было создано совместно с учеными Московского института нефтехимической и газовой промышленности (МИНХ и ГП) имени И.М. Губкина (ныне – РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина) под Санкт-Петербургом в Гатчине. Таким образом была решена проблема устойчивого газоснабжения крупнейших промышленных центров страны.

Одновременно решались вопросы по разработке технологий подготовки газа к транспорту с использованием методов низкотемпературной сепарации и осваивались новые методы его переработки. Создавались технологии, основанные на использовании турбодетандерных агрегатов, эжектирования газа и других процессов.

Институт традиционно связан с крупнейшими регионами газодобычи страны. Постоянная необходимость их научно-технического сопровождения привела к созданию региональных филиалов, призванных решать практические проблемы в масштабах отдельных газовых провинций и учитывать их специфику при освоении месторождений. Так появились филиалы ВНИИГАЗа в Азербайджане, Украине, Узбекистане, Турк- мении, Западной Сибири, Респуб- лике Коми, Ставропольском крае, ставшие впоследствии самостоятельными научно-техническими центрами.

– Для Института 70-е гг. XX в. стали временем уникальных открытий и новых технологических вызовов. Расскажите о самых ярких достижениях этого этапа.

– Этот этап развития Института (1972–1982 гг.) связан с выходом в новые регионы газодобычи и открытием уникальных месторождений Западной Сибири, Прикаспийской впадины и Средней Азии. На месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона впервые в мире в суровых климатических условиях и для зон многолетней мерзлоты на практике были построены скважины большого диаметра, сгруппированные в кусты по девять единиц, спроектированы и построены установки комплексной подготовки газа большой единичной мощности до 35 млрд м³ газа в год. Освоение месторождений, расположенных в суровых климатических условиях, потребовало внедрения малолюдных технологий, что привело к необходимости активного использования автоматизированных систем управления. Полученные в то время результаты остаются актуальными и востребованными и сегодня. С вводом в промышленную эксплуатацию месторождений Надым-Пур-Тазовского региона добыча газа в стране к началу 1980-х гг. достигла 435 млрд м³.

Характерный для месторождений Прикаспийского региона многокомпонентный состав газа и наличие в нем значительного количества неуглеводородных компонентов, в том числе сероводорода и углекислоты, требовали дальнейшего развития научных основ фильтрации многокомпонентных систем и методов прогнозирования разработки месторождений. Были проведены исследования фазовых превращений газоконденсатных систем при аномально высоких давлениях (до 60 МПа). Результатом этих исследований стало успешное освоение месторождений в Оренбургской и Астраханской обл., создание ныне действующих крупнейших газохимических комплексов и заводов по переработке газа в Оренбурге и Астрахани.

В этот период для решения актуальных задач переработки газа нашими специалистами были предложены технологии, обеспечивающие очистку газа от кислых компонентов (сероводорода и диоксида углерода), осушку газа, производство этана и сжиженных газов, получение газовой серы, стабилизацию конденсата.

Масштабное строительство магистральных газопроводов от месторождений Западной Сибири, Прикаспия и Средней Азии поз- волило сформировать Единую систему газоснабжения страны, управление которой в настоящее время осуществляется из единого центра. Создание столь мощного газотранспортного комплекса, крупнейшего в Евразии, стало началом продвижения отечественного газа на европейский рынок, и с этого времени наша страна является одним из его главных игроков. Во многом создание Единой системы газоснабжения стало заслугой ученых Института, предложивших свои экономически эффективные решения по ее созданию и надежной эксплуатации.

Еще стоит сказать о важных достижениях наших ученых: в Институте был выполнен большой комплекс работ по повышению надежности и эффективности оборудования компрессорных станций. Кроме того, ученые ВНИИГАЗа стоят у истоков компьютеризации проектирования и эксплуатации газотранспортных систем.

В.В. Путин в ходе посещения выставки в Опытно-экспериментальном центре ООО «Газпром ВНИИГАЗ», пос. Развилка, август 2010 г.

– Какие передовые технологии и открытия позволили Институту уверенно вступить в XXI век?

– На новом этапе развития (1982–2000 гг.) деятельность ученых Института связана с вводом в эксплуатацию газоконденсатных ресурсов валанжинских залежей месторождений Западной Сибири, который был осуществлен благодаря научным разработкам в области термогидродинамики углеводородов.

В начале 1980-х гг. проходила активная доразведка месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, осуществлялись геологоразведочные работы на п-ове Ямал, приведшие к открытию новой крупной газоносной провинции.

Уникальные запасы газа месторождений Надым-Пур-Тазовского региона требовали обеспечения максимальной газо- и конденсатоотдачи. В этот период особое место в деятельности ВНИИГАЗа заняли фундаментальные исследования по извлечению выпавшего в пласте конденсата. Эта работа проводилась на основе современных методов физического и математического моделирования.

В результате была решена задача по повышению эффективности разработки месторождений на поздней стадии эксплуатации. Впервые в мире на Вуктыльском газоконденсатном месторождении началась промышленная добыча ретроградного конденсата. Реализация этого проекта позволила повысить степень извлечения углеводородов, обеспечить взаимосвязанную работу месторождения и газоперерабатывающего завода, а также регулирование сезонных неравномерностей газопотребления.

Обеспечение долгосрочных поставок газа отечественным и зарубежным потребителям требовало постоянного наращивания ресурсной базы. Геологами ВНИИГАЗа были определены направления поисковых работ в новых регионах. Мощное развитие геологоразведочных работ на континентальном шельфе Баренцева и Карского морей привело к открытию крупнейших шельфовых месторождений углеводородов (Штокмановское и Приразломное). Были разработаны методы оценки разведанных шельфовых запасов нефти и газа, созданы геолого-геофизические структурно-литологические модели ряда газонефтяных залежей и месторождений, а в 1984 г. впервые была издана карта «Перспективы нефтегазоносности акваторий СССР и прибрежных окраин».

В 1989 г. Министерство газовой промышленности СССР преобразовали в Государственный газовый концерн «Газпром». И началась новая глава истории газовой промышленности. Современный этап развития Института (начиная с 2001 г.) неразрывно связан с развитием глобального энергетического концерна – ПАО «Газпром». В XXI в. газовая промышленность России вступила, не утратив основных научно-технологических позиций, несмотря на трудный переход от плановой экономики к рыночной. ПАО «Газпром» со дня своего образования было и остается не просто компанией, а одним из важнейших факторов сохранения стабильности в стране.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» — многократный лауреат Премии ПАО «Газпром» в области науки и техники. На снимке: генеральный директор ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Д.В. Люгай (слева) получает Первую премию конкурса 2017 г. за работу «Корпоративная система управления энергоэффективностью и выбросами парниковых газов ПАО «Газпром», Москва, 2017 г.

– Расскажите о научной школе Института, о взаимодействии с институтами РАН, профильными НИИ.

– С учетом того, о чем я уже сказал, очевидно, что достижения ВНИИГАЗа были бы невозможны без собственной научной школы. Ее формировали несколько поколений ученых, замечательная плеяда которых внесла решающий вклад в развитие отечественной газовой науки и создание инновационных технологий.

В 1956 г. был создан коллективный орган управления научными исследованиями – Ученый совет – и сформирована система подготовки и аттестации кадров высшей квалификации для газовой промышленности. В том же году начала работу аспирантура. За это время аспирантуру Института успешно окончили более тысячи выпускников.

ВНИИГАЗ в решении важнейших проблем газовой отрасли, требующих реализации результатов фундаментальных исследований академической науки, активно сотрудничает с институтами Российской академии наук. Так, в 2007 г. между Лимнологическим институтом Сибирского отделения Российской академии наук (ЛИН СО РАН, г. Иркутск) и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» было заключено Соглашение о научном сотрудничестве, предусматривающее обмен научной информацией, проведение совместных семинаров и конференций, организацию совместных технологических экспедиций и т. д.

В 2008 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с ЛИН СО РАН организовало первую технологическую экспедицию на оз. Байкал, в рамках которой был успешно осуществлен отбор газогидратов с глубины около 1300 м, а также протестированы научные методы их поиска и разведки. В рамках первой технологической экспедиции состоялась конференция молодых ученых и специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ЛИН СО РАН, ФГУП «ВНИИОкеанология» (г. Санкт-Петербург) и Новосибирского государственного университета.

Хочу упомянуть, что первое свидетельство существования газовых гидратов на дне оз. Байкал было получено именно сотрудниками ООО «Газпром ВНИИГАЗ» еще в 1978 г. В настоящее время в Обществе работает квалифицированная, признанная в мире группа газогидратных исследователей.

Тесное взаимодействие в области гидродинамического моделирования, фильтрационных исследований, проблем геомеханики, технологий переработки природного газа налажено с Институтом механики РАН, Институтом нефтехимического синтеза имени А.В. Топчиева РАН, Институтом органической химии имени Н.Д. Зелинского РАН, Институтом катализа имени Г.К. Борескова СО РАН, Объединенным институтом высоких температур РАН и многими другими. Результатом такого сотрудничества являются отечественные инновационные разработки технологий, реагентов и катализаторов, успешно использующиеся в газовой промышленности.

– Чей вклад и научные труды прославили Институт в российской и мировой науке?

– На протяжении многих десятков лет Институт формирует научные школы по базовым направлениям деятельности газовой промышленности (ресурсная база, разработка и эксплуатация месторождений, транспорт и подземное хранение газа, переработка и использование газа). И здесь уместно упомянуть выдающихся ученых: В.И. Ермакова, В.Н. Савченко, Е.И. Козлова, В.Н. Корценштейна, П.А. Теснера, А.Л. Халифа, А.Л. Хейна, А.И. Гриценко, Г.А. Зотова, Р.М. Тер-Саркисова, С.Н. Бузинова, Б.П. Гвоздева, Г.Э. Одишарию, Н.И. Изотова, Д.А. Мирзоева, Г.С. Акопову, В.В. Харионовского, Е.В. Леонтьева и многих других видных ученых Института. Именно благодаря их трудам ВНИИГАЗ с 1948 г. является не только головным Научно-технологическим центром газовой отрасли, но и школой, на базе которой в настоящее время существует научно-технический комплекс ПАО «Газпром».

На базе филиалов ВНИИГАЗа были созданы региональные научно-исследовательские институты, которые сейчас работают не только в России, но и в СНГ. Институты в Тюмени, Ухте, Ставрополе, Харькове, Ашхабаде, Ташкенте – все это «выпускники» школы ВНИИГАЗа. Отойдя от непосредственного «руководства», ВНИИГАЗ тем не менее осуществляет методическое сопровождение профильной деятельности научных организаций через подготовку нормативных документов, отраслевых стандартов, технологических документов по разработке наиболее сложных месторождений, решение задач, возникающих в настоящее время в добыче, транспорте, хранении и переработке газа и конденсата.

Получив серьезное базовое образование, сотрудники ВНИИГАЗа в настоящее время работают во многих департаментах ПАО «Газпром».

На протяжении десятков лет именно коллектив ООО «Газпром ВНИИГАЗ» готовит для головной компании программные документы по основным направлениям производственной деятельности ПАО «Газпром», а также осуществ- ляет мониторинг их реализации.

– Как проходит взаимодействие с опорными вузами?

– Хочу отдельно подчеркнуть особую роль РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в деле подготовки научных кадров для Института. Многие поколения наших ученых и специалистов являются выпускниками этого вуза. На базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» ведут свою работу две базовые кафедры Университета – «Газовые технологии и подземное хранение газа» и «Исследование нефте- газовых пластовых систем». На них возлагается проведение учебной, методической и научно-исследовательской работы, связанной с проектированием и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ) в ПАО «Газпром» и с комплексными исследованиями кернового материала и пластовых флюидов, моделированием многофазных фильтрационных процессов в пластовых системах, изучением состояния и поведения газоконденсатных углеводородов в пластовых условиях.

Говоря о взаимодействии с научными организациями, не следует забывать и о необходимости консолидации международного опыта. Специалисты ВНИИГАЗА широко привлекаются для работ с зарубежными компаниями. Кроме того, ежегодно в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проходят научно-практические конференции по всем производственным и вспомогательным отраслевым направлениям. И как правило, в мероприятиях участвуют видные ученые ведущих отечественных и зарубежных исследовательских и образовательных центров, а также представители нефтегазовых компаний.

– Какую роль Вы отводите молодому поколению в работе Института?

– Тема преемственности научных кадров – особая для нас. На протяжении всей истории ООО «Газпром ВНИИГАЗ» всегда уделяло внимание работе с молодыми учеными и специалистами, и здесь важную роль играет аспирантура Института – старейшая в отрасли. У нас работают два диссертационных совета по шести научным специальностям. В настоящее время мощный научный и кадровый потенциал Института включает около 50 докторов и 250 кандидатов наук, а также современную опытно-экспериментальную базу, что позволяет готовить уникальные научные кад- ры высшей квалификации.

Приглашаю представителей молодого поколения работников дочерних производственных организаций на обучение в аспирантуру ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также предлагаю взаимодействовать с нашим Молодежным ученым советом, оказывающим активную поддержку молодым специалистам.

Совместно с ПАО «Газпром» Молодежный ученый совет ВНИИГАЗа регулярно проводит различные научные мероприятия. Они направлены на выявление и развитие перспективных сотрудников, способных к достижению высоких результатов в научно-исследовательской деятельности.

Мы ведем постоянную работу с опорными вузами, в том числе научное консультирование и руководство магистерскими диссертациями, проводим стажировки преподавательского состава.

Работа с молодежью – важнейшее направление для современной науки. И у нас в Институте она приносит свои плоды.

Так, в целом по стране сохраняется возрастной дисбаланс в структуре научных сотрудников с доминированием старшей возрастной группы (старше 50 лет). Средний возраст специалистов, имеющих ученую степень, составляет почти 60 лет. Возрастная структура научных кадров ООО «Газпром ВНИИГАЗ» заметно отличается от этих показателей: средний возраст высококвалифицированных научных сотрудников Института не превышает 45 лет.

При этом отечественный и мировой опыт показывает, что пик научной и творческой активности ученого, как правило, приходится на возраст между 30 и 40 годами. Именно таких людей в нашем Институте сейчас достаточно много – более 30 % от общего количества научных сотрудников. А самые молодые научные кадры составляют более 15 % от общей численности, что является хорошей базой и перспективой для дальнейшего развития Института.

– Как Институт участвует в реализации проектов ПАО «Газпром»?

– Наш Институт традиционно осуществляет научно-техническое обеспечение перспективного развития ПАО «Газпром»: прогнозирование и планирование развития, поддержание высокого уровня сырьевых запасов и добычи углеводородного сырья, обеспечение надежности поставок продукции, научно-техническое сопровождение разработки и реализации системообразующих инвестиционных проектов ПАО «Газпром».

В новом тысячелетии перед ПАО «Газпром» возникла проблема вступления основных месторождений в стадию падающей добычи. Речь идет о месторождениях Западной Сибири (Медвежье, Уренгой, Ямбург), которые обеспечивают более 70 % добычи газа компании. Глубоко проанализировав проблему разработки таких месторождений, Институт разработал научную программу устойчивой работы газовых промыслов в осложненных условиях.

После освоения месторождений Надым-Пур-Тазовского региона руководство ПАО «Газпром» определило п-ов Ямал в качестве первостепенного региона стратегических интересов компании на длительный период. Напомню, что начальные суммарные ресурсы газа на Ямале уникальны и составляют 50 трлн м³. Доказанные запасы углеводородного сырья полуострова только на суше составляют 10,5 трлн м³, что равно половине запасов Ирана, занимающего вторую строчку в мировом рейтинге запасов, и в два раза превышает запасы США или Европы.

В связи с этим руководством ПАО «Газпром» перед нами была поставлена задача: в изменившихся экономических условиях на качественно новом уровне подготовить решения и документацию для планомерного осуществления выхода на новый газоносный регион. Организовать его полномасштабное освоение – значит обеспечить надежное снабжение страны природным газом и реализацию экспортной стратегии.

Начиная с 1980-х гг. ВНИИГАЗ совместно с рядом других специализированных научных организаций провел первые крупномасштабные исследования на Ямале. В результате впервые в отечественной практике задолго до начала разработки были в комплексе изучены особенности будущего освоения этой «газовой кладовой России», создан банк всей необходимой информации, что позволило выбрать наиболее оптимальные решения по развитию газодобычи на полуострове.

В соответствии с «Программой комплексного промышленного освоения полуострова Ямал» объем добычи газа на полуострове достигнет 250 млрд м³/год.

На новом этапе развития газовой промышленности потребовался анализ крупномасштабных инвестиционных проектов, которые обеспечат ее поступательное движение в будущем. Институт выполнил ряд прогнозных инвестиционных проектов – предложений по освоению новых сырьевых перспективных регионов: п-ова Ямал, а также Обско-Тазовской губы и нижних ачимовских горизонтов в Надым-Пур-Тазовском регионе.

Анализ перспектив развития ресурсной базы ПАО «Газпром» показал, что основной прирост запасов газа, а следовательно, и добычи связан с освоением месторождений шельфа. Во ВНИИГАЗе с конца 1990-х гг. работает Научный центр, в рамках которого ведется разработка отраслевых программных, нормативных, технологических документов по освоению шельфовых месторождений, ведутся специальные научные исследования. Признанием уникальности и заслуг ВНИИГАЗа в этом направлении является решение Председателя Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллера перевести Центр освоения морских нефтегазовых ресурсов ВНИИГАЗа в статус корпоративного.

– Расскажите о вкладе Института в развитие ресурсной базы и стратегию развития газовой отрасли.

– Спецификой развития ресурсной базы является грамотное обоснование величины запасов (как геологических, так и извлекаемых). Во многом обоснованность принимаемых решений зависит от результатов исследований керна и пластовых флюидов. Во ВНИИГАЗе с момента его создания этому направлению уделялось огромное внимание. Специалисты Института готовили подсчеты запасов газа по всем базовым месторождениям ПАО «Газпром». Несомненно, что развитие ресурсной базы потребовало расширения географии работ по исследованиям керна и пластовых флюидов. Учитывая квалификацию и опыт ВНИИГАЗа, Центру исследований пластовых систем также присвоен статус корпоративного. У нас хранятся эталонные образцы керна всех месторождений ПАО «Газпром», ведутся исследования керна вновь вводимых месторождений – Чаяндинского, Киринского и Южно-Киринского. Также специалистами Корпоративного центра разрабатываются отраслевые нормативные документы, определяющие все аспекты работы по данному направлению.

Начиная с 2002 г. наши ученые принимали участие в разработке стратегии развития газовой отрасли для «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона», «Генеральной схемы развития газовой промышленности РФ до 2030 года», интегрированных решений для системы управления деятельностью и рисками по восполнению минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром». Помимо разработки «Комплексной программы освоения месторождений полуострова Ямал и шельфа прилегающих морей», ведутся научные работы в рамках «Программы освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения».

В последние годы нами разработана стратегия развития газохимического бизнеса ПАО «Газпром», реализация которой позволит существенно диверсифицировать направления сбыта продукции, повысить эффективность и инвестиционную привлекательность компании.

– Какие исследования ведутся в области экологии?

– Новое время ставит перед нами новые задачи. В современных экономических и социальных реалиях появились направления деятельности, требующие соответствующего прикладного научно-технического подхода. Так, в Институте актуальными стали экологическое и метрологическое направления, ученые начали активно работать над управлением рисками и промышленной безопасностью, привлечением спутникового оборудования для зондирования геологоразведочных работ.

Институт разработал биодеструктор углеводородных загрязнений «БИОРОС», предназначенный для ликвидации нефтяных загрязнений и являющийся инновационным продуктом, эффективность которого превышает отечественные и зарубежные аналоги. В частности, он обладает более высокой скоростью утилизации нефтяных загрязнений и широким диапазоном температуры применения – от 5 до 45 °C.

Биопрепарат «БИОРОС» прошел ряд лабораторных и полевых испытаний. В период с 2009 по 2011 г. в рамках эколого-технологических экспедиций на п-ове Ямал были проведены исследования по определению эффективности очистки почвы от углеводородных загрязнений на территории Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В Санкт-Петербурге состоялся торжественный ввод в эксплуатацию установки по его производству. Организация производства биодеструктора нефти «БИОРОС» является примером плодотворного взаимодействия ПАО «Газпром» с отечественными предприятиями по организации выпуска конкурентоспособной импортозамещающей продукции.

В новейшей истории Института ученые проводили работы в сфере изучения многолетнемерзлых пород и газовых гидратов, исследования свойств серы и ее применения, разрабатывали технологии производства из природного газа жидких углеводородов, микробных кормовых белков и биосорбента для очистки окружающей среды от углеводородных загрязнений, методы по обезвреживанию и утилизации нефтешламов и рекультивации нарушенных земель, технологии малотоннажного производства СПГ. Прорабатывались вопросы освоения арктических нефтегазовых ресурсов, импортозамещения, использования газа в качестве моторного топлива и многие другие.

Специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводили апробацию технологий термолиза для очистки жидких химических загрязнений, испытания труб и покрытий для трубопроводов, производства сероасфальта, серобетона и изделий на его основе, экспертизу деталей для трубопроводов, начали исследование возможностей использования композитных труб. Подготовлены и успешно защищены проектные документы по разработке Чаяндинского НГКМ, Киринского и Южно-Киринского месторождений, сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя, осуществлялось проектирование установки стабилизации конденсата на Уренгое.

Институт активно разрабатывал инновационную систему катионных буровых растворов «Катбурр», разработаны национальные стандарты по проектированию разработки и освоению газовых и газоконденсатных месторождений, нормам проектирования подземных хранилищ газа.

– Достижения коллектива Института признаны на самом высоком уровне!

– Не без гордости скажу, что результаты деятельности ООО «Газпром ВНИИГАЗ» регулярно отмечаются высочайшими корпоративными и государственными наградами – 79 раз 60 сотрудников Института были удостоены государственных премий.

В 2011 г. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» стало лауреатом Премии Правительства РФ за достижение значительных результатов в области качества, а в 2014 г. группе сотрудников ВНИИГАЗа присуждена Премия Правительства РФ в области науки и техники за разработку и внедрение комплекса научно-технических решений при строительстве и вводе в эксплуатацию Бованенковского НГКМ. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» многократно становилось лауреатом Премии ПАО «Газпром» в области науки и техники. Отраслевых премий, призов различных конкурсов и конференций неоднократно удостаивались молодые специалисты Института.

Я думаю, что именно принимая во внимание роль и достижения ВНИИГАЗа в развитии отрасли было принято решение провести в Институте выездное заседание Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям с участием Владимира Путина, которому было доложено о результатах деятельности Института и о проблемах организации отраслевой науки.

– Какие направления деятельности считаются актуальными? Почему?

– Институт всегда решал и решает актуальные научно-технические проблемы. На сегодняшний день выполняется широкий спектр плановых и долгосрочных научно-исследовательских и опытно-конструкторских задач.

Входящие в состав Института 18 научных центров реализуют проекты по ключевым производственным направлениям деятельности ПАО «Газпром». Институт осуществляет научное сопровождение восполнения и развития минерально-сырьевой базы, переоценку ресурсной базы России и мира, разработку стратегических и нормативных документов, проектирование разработки месторождений углеводородного сырья, долгосрочное прогнозирование добычи углеводородов на суше и шельфе, поиск новых технологий освоения месторождений, строительства скважин, переработки газа и конденсата, производства СПГ. Ведется подготовка трехмерных региональных геологических моделей, разработка новых и усовершенствование существующих буровых растворов, совершенствуются технологии заканчивания и капитального ремонта скважин.

Широкий спектр работ Институт ведет с использованием аэро- космической съемки, является методическим и исследовательским центром в сфере определения физико-химических свойств природного газа, газоконденсата и моторных топлив.

Мы разрабатываем программы капитального ремонта и осуществляем научно-техническое сопровождение строительства газопроводов, проводим расчет, нормирование, мониторинг показателей технического состояния, надежности и безопасности объектов газотранспортной системы, ее функциональной и структурной целостности. Наши ученые разрабатывают нормативную документацию и выступают экспертами по оценке и применению трубной продукции, технологий, оборудования, средств и материалов для сварки и родственных процессов на всех стадиях жизненного цикла объекта строительства.

Кроме того, мы специализируемся на разработке и применении методов защиты от коррозии объектов добычи, транспортировки, подземного хранения и использования газа и газового конденсата, сопровождения строительства и ремонта магистральных газопроводов.

Наши специалисты осуществляют геологическое сопровождение поиска объектов для создания подземных хранилищ газа, оценку экономической эффективности, а также технологическое проектирование подземных хранилищ газа и создание временных подземных хранилищ попутного нефтяного газа, комплексный гео- лого-промысловый мониторинг эксплуатации, авторский надзор за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ.

– Разработку каких технологических и организационных процессов ведут специалисты Института?

– В рамках наших компетенций – также энергоэффективные технологии крупнотоннажного производства сжиженного природного газа и технологии производства синтетических жидких углеводородов, топлив и продуктов с высокой добавленной стоимостью из природного газа. Наши ученые разрабатывают новые энергоэффективные процессы и технологии низкотемпературного и криогенного разделения природного газа, легких углеводородов, нестабильного углеводородного сырья, извлечения гелиевого концентрата, тонкой очистки и сжижения гелия, а также разрабатывают новые строительные материалы на базе газовой серы и новые абсорбенты для очистки газа от сернистых соединений.

Институт осуществляет научное, методическое, технико-экономическое, нормативно-техническое, инженерно-технологическое сопровождение проектов по развитию использования природного газа в качестве моторного топлива.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполняет экспертные функции в рамках работы специализированной комиссии по выявлению и анализу нештатных ситуаций, по поручению департаментов ПАО «Газпром» принимает участие в расследовании инцидентов и аварий на объектах магистральных и промысловых газопро- водов.

Наша главная цель – максимально повысить эффективность «Газпрома» и его конкурентоспособность на отечественном и международных рынках, максимально полно использовать накопленный научный потенциал для снижения издержек по всей технологической цепочке создания стоимости газового бизнеса.

Без современной научной базы, передовых технологий эти грандиозные планы осуществить невозможно. Создавать ее, внедрять в практику, поддерживать и развивать, работая на опережение общемирового научно-технического уровня, – это прямая задача ООО «Газпром ВНИИГАЗ» как головного Научного центра ПАО «Газпром» и газовой промышленности в целом.

– В каких перспективных проектах ПАО «Газпром» принимает участие Институт?

– Имея значительный опыт комплексного научного сопровож- дения основных направлений газового бизнеса ПАО «Газпром», широкий диапазон научных компетенций и уникальную опытно-экспериментальную базу, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» продолжает осуществлять широкомасштабную научно-техническую поддержку ключевых производственных проектов ПАО «Газпром». Специалисты ВНИИГАЗа принимают участие в научно-техническом обеспечении всех перспективных проектов, реализуемых в ПАО «Газпром».

ВНИИГАЗ является автором проектного документа по разработке Бованенковского НГКМ – крупнейшего месторождения п-ова Ямал. Для обеспечения запланированных уровней добычи планируется ввод Харасавэйского, а затем Крузенштерновского месторождений, проектированием разработки которых также занимается наш Институт.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» принимает участие в мегапроекте ПАО «Газпром» «Сила Сибири», основной ресурсной базой которого является Чаяндинское НГКМ. Институт разработал основные технико-технологические решения по освоению данного месторождения. Специалисты Института принимали участие в разработке технических решений газопровода «Сила Сибири» и в настоящее время активно участвуют в научном сопровождении реализации указанного проекта.

Сотрудники Института активно участвуют в освоении первых газовых объектов ПАО «Газпром» на шельфе – это Киринское и Южно-Киринское месторождения на шельфе Сахалина. Указанные объекты являются базой для производства СПГ, поставок газа потребителям Дальнего Востока, а также для поставок газа за рубеж.

Учеными Института ведется разработка сценариев развития мощностей по добыче ачимовского конденсата Уренгойского НГКМ с учетом синхронизации ввода перерабатывающих мощностей Надым-Пур-Тазовского района для развития газопереработки в европейской части РФ.

– Как решаются вопросы модернизации?

– В условиях изменения составов и объемов добываемого сырья газо- и конденсатоперерабатывающие заводы ПАО «Газпром» сталкиваются с необходимостью модернизации технологических установок для поддержания качества продукции на уровне действующих и перспективных стандартов. В связи с этим в сфере переработки нами осуществляется постоянный мониторинг действующих производств, на базе результатов которого проводится разработка новых технологических решений, позволяющих не только поддерживать устойчивую работу предприятий, но и повысить их общую энергоэффективность. В планах у нас новые разработки низкотемпературных, сорбционных и каталитических технологий, которые должны стать основой для перспективных перерабатывающих производств ПАО «Газпром».

ВНИИГАЗ ведет ряд серьезных проектов в экологическом направлении – мы разрабатываем комплексную экологическую программу ПАО «Газпром» на 2019–2023 гг. Программа нацелена на снижение общей техногенной нагрузки на окружающую среду за счет повышения экологической эффективности производственной деятельности ПАО «Газпром», организации контроля и мониторинга эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, подготовки и выполнения программ энергосбережения и природоохранных мероприятий, реализации инновационных технических решений в рамках долгосрочной стратегической задачи по импортозамещению.

Институт разрабатывает технологии и реагенты для ликвидации последствий углеводородных загрязнений прибрежной полосы и береговой линии при реализации проектов по освоению шельфовых месторождений (Обская и Тазовская губы, Охотское (Сахалин-3), Карское и Баренцево моря). Для нужд ПАО «Газпром» будет разработана комплексная технология очистки от углеводородных загрязнений водной среды, прибрежных и береговых полос, включая дистанционное лазерное воздействие и стимулирование природных процессов самовосстановления.

В ближайшее время будет закончена разработка не имеющего зарубежных аналогов опытного образца системы селективного каталитического восстановления оксидов азота отходящих газов ГПА КС (ДКС). Работа системы превосходит требуемые европейские нормативы по выбросам NOx в составе отходящих газов агрегата в несколько раз. Эффективность очистки составит от 70 до 99 %.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» готовит комплекс мер по переходу ПАО «Газпром» на внедрение и использование наилучших доступных технологий.

Ведется работа над созданием дорожной карты системы управления выбросами парниковых газов в компаниях Группы «Газпром» на период до 2030 г.

Говоря о финансовой эффективности инвестиций в научно-исследовательскую и опытно-конструкторскую деятельность, скажу, что в 2017 г. производственная рентабельность Института составила 688 руб. прибыли на рубль затрат.

– Как Вы оцениваете перспективы деятельности Института? Удастся ли удержать столь высокую эффективность в современных экономических условиях?

– Подводя итог всему перечисленному, могу определенно утверждать, что в текущих условиях острой политической и экономической ситуации решения проблем импортозамещения, усложнения минерально-сырьевой базы, а также возможной смены рыночных ориентиров деятельность Института остается в высшей степени востребованной. Разрабатывая не только научно-техническую нормативную документацию, программы и стратегии развития основных производственных направлений ПАО «Газпром», но и новые технологии, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» своей деятельностью оказывает заметный положительный экономический эффект как в кратко- срочной, так и в долгосрочной перспективе.

Ближайшие годы открывают новые горизонты развития для компаний Группы «Газпром»: поставка газа в Китай по «восточному» маршруту газопровода «Сила Сибири», обустройство Чаяндинского месторождения, строительство Амурского газоперерабатывающего завода, ввод в конце 2019 г. газопровода «Турецкий поток» и развитие газотранспортных мощностей в Северном коридоре, на северо-западе России, для вывода газа с Ямала для потребителей в Российской Федерации и для поставок на экспорт по «Северному потоку – 2» – все эти вызовы требуют фундаментальной базы знаний и многолетнего опыта, а также современных прорывных разработок.

Сверхсложные проекты ПАО «Газпром» придают мощный импульс развитию отечественной науки и отрасли. Мы вступили в юбилейный год с уверенностью в своих силах и в оптимистичном будущем газовой промышленности, которое мы создаем уже сегодня. 

ВЫНОС

В СССР газовая промышленность получила широкое развитие лишь после Великой Отечественной войны. Добыча и производство газа возросли с 0,02 млрд м³ в 1913 г. до 200 млрд м³ в 1970-м. По добыче газа СССР со второй половины 1950-х гг. занимал первое место в Европе и второе место в мире (после США). Ускоренное развитие отрасли стало оказывать все большее влияние на топливоснабжение отдельных районов и развитие производительных сил страны в целом. Удельный вес природного газа в общей добыче основных видов топлива (в пересчете на условное топливо) увеличился с 2,3 % в 1950 г. до 19,2 % в 1970 г.

Добыча и производство газа в СССР, млрд м³