Газовая промышленность № 08 2018

В настоящее время компьютерные технологии являются неотъемлемой частью интерпретации геолого-геофизических данных и построения геологических моделей. Растет потребность в универсальных программах, которые могут ускорить процесс получения результата. ООО «ИНГЕОСЕРВИС», один из ведущих российских разработчиков программного обеспечения для выполнения обработки и интерпретации геофизических материалов, выпустило на рынок свою запатентованную разработку – IngeosMAP® (iMAP). Это первый продукт на рынке специализированного программного обеспечения, позволяющий в полном объеме выполнять широкий спектр задач, связанных с технологиями картопостроения, прогноза и комплексирования геолого-геофизических данных.

На разных этапах моделирования и интерпретации необходимо построение 2D-сеточных моделей (структурных карт, общих, эффективных, эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости, нефтенасыщенности и т. д.). Важно помнить, что одним из основных видов предоставления результатов выполненных работ является набор всевозможных карт.

Сегодня на рынке отсутствует специализированное программное обеспечение (ПО), позволяющее в полном объеме выполнять широкий спектр задач, связанных с технологиями картопостроения, прогноза и комплексирования геолого-геофизических данных. Существующие программные продукты, как правило, занимают другую нишу – сейсмическая интерпретация, построение 3D-геологических моделей, ГИС-системы, подсчет запасов и т. д., что проявляется в недостаточном наборе возможностей для построения 2D-гео-лого-геофизических моделей. Многие технологии так или иначе представлены в других программных продуктах, с которыми приходится работать специалистам и которые зачастую так и не позволяют получить желаемого результата.

ИННОВАЦИИ

IngeosMAP® (iMAP) – инновационная разработка, запатентованная компанией «ИНГЕОСЕРВИС», – позволяет решать задачи, связанные с технологиями картопостроения, прогноза и комплексирования геолого-геофизических данных в полном объеме. Уникальность технологии – в ее многозадачности: в продукте воплощены все необходимые инструменты для работы геологов, геофизиков, интерпретаторов, специалистов по подсчету запасов.

Основной задачей IngeosMAP® является построение цифровых 2D-геологических моделей. В ней представлены качественно новые возможности редактирования (в том числе локального, с привлечением точечных объектов, полигонов и линий как для пликативных, так и для дизъюнктивных поверхностей) и анализа данных, которые предоставляют современные средства программирования, сформирован удобный и интуитивно понятный пользователю интерфейс, создан большой потенциал для дальнейшего наращивания широкого круга задач, входящих в компетенцию специалистов. В программе IngeosMAP® используются открытые кроссплатформенные библиотеки Qt, Qwt, OpenCV, VTK. Кроссплатформенность позволяет разрабатывать и запускать программу в системах Windows и Linux.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Главные преимущества и решаемые задачи ПО IngeosMAP®:

– комплексирование данных: классификация с построением матрицы классов, мультилинейная регрессия с автоматической валидацией как эталонов, так и регрессоров;

– полный цикл работ с 2D-моделями: импорт и экспорт, интерполяция, визуализация, анализ, редактирование, экспорт графики и печать, хранение оформленных графических приложений и картинок в проекте;

– работа с большими массивами данных;

– осуществление всех счетных и интерактивных процессов редактирования с учетом разломов;

– широкие возможности графической визуализации объектов, в том числе аксонометрия, визуализация данных в виде составных векторных объектов, построение секторных круговых диаграмм, роз-диаграмм;

– гибкие настройки для сглаживания грида (вдоль разломов, линий, контуров; внутри и (или) вне полигонов; в окне, заданном гридом);

– локальное интерактивное редактирование гридов;

– автоматическая посадка на скважины и линейные объекты с учетом разломов;

– автоматизированный метод валидации;

– статистический анализ связей;

– калькулятор пересчета координат.

Сегодня iMAP уже доказала свою эффективность. Во-первых, на рынке специализированного ПО нет ни одной программы с такими же возможностями для построения согласованных 2D-гео-логических моделей. Во-вторых, существующее ПО не справляется с таким объемом данных, который предусмотрен в iMAP. Эффективность доказана и быстродействием программы, и широким функционалом.

НА ПРАКТИКЕ

География применения программного комплекса IngeosMAP® специалистами ООО «ИНГЕОСЕРВИС» включает:

– акваторию Карского и Баренцева морей, где компанией обработано и проинтерпретировано более 100 тыс. пог. км данных сейсморазведки 2D и более 15 тыс. км2 данных 3D;

– участки Западной Сибири (Карабашский лицензионный участок, Нялинский, Панлорский, Валюнинский, Пулытьинский и пр.);

– участки Восточной Сибири, включая крупнейшие месторождения, на которых общий объем успешно выполненных камеральных работ по обработке и интерпретации 3D-сейсморазведки составил 11 000 км2 (рис. 1).

C помощью технологий, реализованных в программе, компания «ИНГЕОСЕРВИС» получила важнейшую информацию о геологическом строении отложений осадочного чехла и продуктивной части разреза венд-кембрийского возраста. Это позволило существенно уточнить представление о строении продуктивных горизонтов и геологическом развитии территории, построить актуальную модель пространственного распределения коллекторов и оценить запасы и ресурсы с учетом вновь построенной структурно-тектонической модели.

Эффективные толщины парфеновского горизонта одного из месторождений Восточной Сибири были построены на основе прогноза с применением технологии мультилинейной регрессии (рис. 2). Реализованный в IngeosMAP® алгоритм позволяет проводить глубокий анализ исходных данных и осуществлять автоматический выбор наиболее информативной комбинации регрессоров. Выбор происходит за счет перебора всех возможных комбинаций регрессоров и определения той из них, для которой максимальна величина коэффициента множественной корреляции в эталонных скважинах и минимальна величина стандартного отклонения.

По результатам построения прогнозной карты эффективных толщин проведена оценка и построена карта достоверности прогноза. Кроме этого, выполнена оценка точности построения карты эффективных толщин с помощью интерполяции значений в скважинах методом валидации. Среднеквадратичное отклонение построения карты толщин методом валидации составило 7,6 м, в то время как при мультилинейном подходе с использованием трех атрибутов – 3,6 м.

Для сотрудников ООО «ИНГЕОСЕРВИС» программный продукт IngeosMAP® стал незаменимым инструментом для оптимизации работы с геолого-геофизическими данными в области построения, анализа, редактирования и оформления результатов построения 2D-геолого-геофизических моделей.

ПОПРОБУЙ И УБЕДИСЬ

Одной из ключевых задач ПАО «Газпром» является развитие инновационной деятельности до 2020 г., что способствует повышению технологического и организационного уровня компании. На этой основе может быть обеспечено максимально эффективное и устойчивое развитие нефтегазового сектора и российского топливно-энергетического комплекса в целом.

Основными активами газодобывающего концерна являются объекты добычи, подготовки и транспортировки углеводородов, которые относятся к 1-му и 2-му классам опасности. В связи с этим ПАО «Газпром» нуждается в высококвалифицированных специалистах и рабочих, обслуживающих мощности по добыче природного газа и нестабильного конденсата.

В настоящее время изучение материалов и технологической документации в нефтегазовом секторе производится с помощью двухмерных чертежей и текстовой документации (рис. 1). От качества и наглядности обучающих материалов напрямую зависит эффективное усвоение информации, особенно это актуально при эксплуатации опасных производственных объектов в нефтяной и газовой промышленности, к которым предъявляются высокие требования промышленной и противопожарной безопасности. На сегодняшний день с помощью трехмерных моделей можно максимально быстро и эффективно подготовить производственный персонал к самостоятельной работе.

3D-МОДЕЛИРОВАНИЕ

Объединив классический принцип подачи информации с современными технологиями 3D-визуализации, специалисты Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой» разработали ряд специализированных учебно-тренировочных комплексов принципиально нового уровня, которые выполнены с точным сохранением всех пропорций и размеров.

Для реализации комплекса принято решение о приобретении 3D-принтера [1] с послойной технологией печати и открытой программно-технической архитектурой. Сначала подготавливается модель для печати с помощью системы автоматизированного проектирования (САПР), в данном случае с помощью SolidWorks [2, 3] (рис. 2). После создания файл отправляется на 3D-печать программой Repetier-Host [4], где он базируется в пространстве на рабочем столе, и производится слайсинг – процесс перевода трехмерной модели в управляющий код 3D-принтера.

При 3D-печати, в отличие от печати на обычном принтере, вместо бумаги с текстом на выходе пользователь получает объемную твердую модель (рис. 3). Данная технология заключается в следующем: выдавливающая головка с контролируемой температурой разогревает до полужидкого состояния нити из пластика и с высокой точностью подает полученный термопластичный моделирующий материал тонкими слоями на рабочую поверхность 3D-принтера. Слои наносятся друг на друга таким образом, что со- единяются между собой и отвердевают, постепенно формируя готовое изделие. В дальнейшем, после небольшой обработки полученных деталей, на них наносится покрасочное покрытие, а затем они собираются в отдельные узлы (рис. 4).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Первый опытный образец представлял трехмерную модель технологической нитки № 6 установки комплексной подготовки валанжинского газа № 2В на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (рис. 5). Данный макет позволяет подробно изучить внутренние конструктивные особенности аппаратов (сепарационного и теплообменного оборудования, эжекторов газа), а также получить детальное представление о технологическом процессе (путь следования газа и конденсата, точное расположение сосудов и трубопроводов), не отходя от макета.

В дополнение разработан интерактивный стенд с анимационными видеороликами, в которых можно погрузиться внутрь аппарата и освоить физический процесс подготовки газа и конденсата. Данный обучающий комплекс успешно себя зарекомендовал и был оценен экспертной комиссией как лучшее средство обучения 2015 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» [5].

Положительный опыт применения 3D-технологий подтолкнул молодых сотрудников газодобывающего предприятия создать новый трехмерный проект с более широкими возможностями.

Интерактивный макет газоконденсатного промысла № 8 (ГКП № 8) предназначен для демонстрации процесса подготовки газа валанжинской и сеноманской установок промысла, а также имитации различного рода аварийных ситуаций и выполнения необходимых действий персонала в соответствии с планом ликвидации аварийных ситуаций, в качестве тренажера-симулятора. Процесс создания данного макета включал несколько этапов: создание 3D-модели и печать отдельных деталей; оформление светодиодной составляющей и сборку отдельных узлов макета; создание обучающих видеороликов; разработку программного обеспечения.

На первом этапе, по аналогии с макетом технологической нитки № 6 УКПГ-2В, для создания 3D-модели межцеховых технологических коммуникаций ГКП № 8 использовался программный комплекс SolidWorks, а для печати – 3D-принтер с послойной технологией. На следующем этапе было принято решение использовать светодиоды и светодиодную ленту для имитации направления потока рабочей среды и сигнализации положения запорно-регулирующей арматуры (рис. 6, 7). Демонстрация принципа работы аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО) была достигнута за счет установки в корпус АВО двигателей и лопастей с регулируемой частотой вращения.

Для реализации третьего этапа были созданы учебные анимационные видеоролики с демонстрацией работы сеноманской и валанжинской установок ГКП № 8 и возможными сценариями аварийных ситуаций на промысле. В данных материалах наглядно показаны движение газожидкостной смеси, внутреннее устройство технологических цехов и принцип работы оборудования, а также разъяснены необходимые действия оперативного персонала в соответствии с планом ликвидации аварий.

На заключительном этапе был разработан программный комп- лекс на базе Visual Studio [6], при помощи которого осуществляются управление светодиодным оформлением через микроконтроллер с открытой архитектурой Arduino [7] и синхронизация видеороликов с имитацией данного процесса в реальном времени на самом макете. Интуитивно понятный интерфейс программы дает возможность самостоятельно выбирать необходимую тему для изучения и проводить проверку знаний и закрепление материала в тестовом режиме. Открытая архитектура комплекса позволяет расширить диапазон его применения в зависимости от требуемых задач, например при запуске и остановке промысла или изменениях технологической схемы работы.

ВЫВОДЫ

Данные разработки позволяют оперативно решать различные задачи при производстве работ, в том числе огневых и газоопасных, а также при технологических переключениях. Применение интер- активных трехмерных технологий позволяет не только повысить уровень квалификации рабочих, специалистов и студентов профильных учебных заведений, но и снизить риск несчастных случаев и травм на производстве. Верные и своевременные действия оперативного персонала при нештатных ситуациях могут предотвратить дальнейшее развитие аварии и, как следствие, исключить дополнительные риски для здоровья и жизни работников.

Основное преимущество использования данных технологий – выявление проблем на этапе проектирования (рис. 8), а не строительства или авторского надзора совместно с проектной организацией, тем самым минимизируются риски пропустить проектную ошибку и потенциально привести к срыву или корректировке срока окончания строительства.

В проектировании трехмерное моделирование не только исключает моменты недоработки, но и позволяет заранее рассмотреть проект со всех сторон и довести его до совершенства. В итоге после сдачи объекта минимизирован риск претензий, касающихся проектной части, со стороны заказчика.

Ректор Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, член Совета директоров ПАО «Газпром» В.Г. Мартынов в этом году отмечает сразу две юбилейные даты: 65-й день рождения и 10 лет со дня начала работы на посту ректора университета. В своем интервью Виктор Георгиевич рассказывает о новых кафедрах и факультетах, о научной деятельности университета и его сотрудничестве с нефтегазовыми предприятиями, о востребованности «губкинского» образования в России, ближнем и дальнем зарубежье. 

– Виктор Георгиевич, поздравляем Вас сразу с двумя юбилейными датами. 25 августа Вам исполняется 65 лет, и в этом же году отмечается 10 лет с тех пор, как Вы стали ректором Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Чем еще был отмечен этот год в жизни университета, в частности в сфере сотрудничества с предприятиями топливно-энергетического комплекса?

– В этом году мы подписали с ПАО «Газпром» новую трехлетнюю программу по взаимодействию в области науки с бюджетом 1,5 млрд руб. В этой программе много тем и направлений, насущных для «Газпрома». При этом наши ученые, преподаватели и студенты получают возможность участия в актуальных и востребованных топливно-энергетических проектах.

С «Газпромом» у нас наиболее активное и обширное взаимодействие из всех нефтегазовых компаний. Это наш заказчик и стратегический партнер № 1 как по объему, так и по разнообразию видов сотрудничества, и число их постоянно растет.

В этом году в структуре нашего университета создан факультет комплексной безопасности топ- ливно-энергетического комп- лекса (ТЭК). Это тоже важно для «Газпрома» и других нефтегазовых предприятий, поскольку новый факультет готовит специалистов в области информационной, экономической и юридической безопасности, способных противостоять современным гибридным угрозам системам управления компаний.

Создаются новые программы и направления обучения, например по трейдингу газа. Совместно с компанией Uniper организована базовая кафедра по маркетингу энергетических рынков. На факультете международного энергетического бизнеса существует кафедра нефтегазотрейдинга и логистики, а здесь уже мы имеем дело с маркетингом в области ТЭК, и это также, думаю, будет очень полезно для «Газпрома».

О традиционных направлениях мы тоже не забываем. Разведка, разработка месторождений, транспортировка газа, экология – все это развивается и весьма востребовано.

– Приоритетные для «Газпрома» проекты в Арктике – какое участие в них принимает Губкинский университет?

– Мы много работаем по Арктике, и в частности по Ямалу. Стоит отметить, что главное месторождение «Газпрома» на Ямале носит имя выпускника Губкинского университета В.Д. Бованенко. Мы принимаем участие в подготовке кадров для нефте- и газодобывающих предприятий. Тесно сотрудничаем с ООО «Газпром нефть шельф» по Приразломному месторождению в Арктике и мес- торождениям Сахалина. В силу низкой цены на нефть объемы сотрудничества с газовиками сейчас более масштабны, например по Бованенковскому нефтегазоконденсатному месторождению. Арктика – пока еще дело будущего в силу особых технологий освоения и специфической экологии. Сейчас это отработка технологий, подготовка кадров, опытно-промышленные работы. А масштабное освоение планируется несколько позже, поскольку пока еще не иссякли менее затратные источники добычи нефти и газа.

– Совместная кафедра с Uniper – первый международный проект для университета?

– Это первая международная кафедра в Губкинском, и думаю, что первая подобная в России.

– На фоне санкционных ослож- нений в международном сотрудничестве это выглядит прорывом, свидетельствующим о том, что образование, наука стоят выше политики.

– Образование и наука не должны зависеть от политических кризисов, которые длятся максимум десятилетие. Наука и образование оперируют другими масштабами, это фундаментальные долгосрочные процессы, ход которых легко нарушить, но чрезвычайно трудно восстановить. Поэтому даже в политически турбулентных ситуациях ни одна из противоборствующих сторон не стремится разрушать сложившийся базис международных отношений в области науки и образования. Нашему, да и любому университету важно присутствовать в общемировых образовательных и научных проектах. Невозможно все делать самостоятельно – нужно, чтобы люди общались, делились идеями, обменивались опытом.

– Насколько «губкинское» образование признано в ближнем и дальнем зарубежье?

– Оно ценится везде. Мировой нефтяной совет (МНС) в прошлом году опубликовал список университетов, рекомендуемых для получения высшего нефтегазового образования. Всего в мире такое образование дают примерно 320 вузов, в перечень МНС из них вошло лишь 16. Наш университет был единственным из России и СНГ, остальные участники списка – наши партнеры, связанные с РГУ нефти и газа им. Губкина совместными магистерскими программами.

– А какое место Губкинский университет занял в этом рейтинге?

– Это не был собственно рейтинг. Лучшие вузы были просто названы, а не расставлены на пьедестал.

– Существуют ли, тем не менее, национальные модели образования, лидирующие в мире по качеству? Ездили же раньше набираться опыта в США и Великобританию…

– Уровень нефтегазового образования в США и России сейчас примерно одинаков. У англичан если и учились когда-то, то дело ограничивалось навыками обслуживания их турбин Rolls-Royce, а отнюдь не всеми процессами транспортировки газа. Скорее, мы можем чему-то научить другие страны – с нашим опытом строительства и эксплуатации четырехниточных газопроводов диаметром 1420 мм, простирающихся на тысячи километров. Считаю, что сегодня по компетенциям, технологиям, качеству подготовки персонала, способности к работе в сложных климатических условиях наши неф- тегазовые компании в мире могут считаться одними из лучших.

– Вероятно, рейтинг университета повышает в первую очередь количество научных открытий и производственных инноваций, созданных его преподавателями, студентами, аспирантами. Сколько таких открытий и разработок в активе РГУ нефти и газа (НИУ) имени М.И. Губкина, помимо разработанного в 1956 г. способа гидроразрыва пласта, которым сейчас активно пользуется весь мир?

– Горизонтальное и турбинное бурение – в эти направления Губкинский университет внес существенный вклад. Газовые гидраты как явление были открыты в стенах вуза проф. Ю.Ф. Макогоном. Это «светлое будущее» добычи, поскольку запасов газогидратов во много раз больше, чем обычного газа.

– Сегодня Россия своими неф- тегазовыми и другими проектами поддерживает Китай в инициативе «Экономический пояс Шелкового пути» и «Морской Шелковый путь ХХI века» (также известной как «Один пояс – один путь»). Какую роль играет в этом сотрудничестве РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина?

– В свое время мы участвовали в создании Пекинского нефтяного университета, это было в 50-е гг. прошлого века. Сейчас там преподают наши выпускники, а у нас в настоящее время учатся около 300 китайских студентов. Многие руководители нефтегазовых предприятий Китая учились у нас, в том числе Ван Тао, министр неф- тяной промышленности и прош- лый ректор Пекинского нефтяного университета.

– Какова исследовательская роль университета?

– Наука занимает значительную долю в общем объеме работы университета, в том числе в упомянутой новой трехлетней программе сотрудничества с ПАО «Газпром». Программа продолжает сейчас дополняться новыми исследованиями.

– С чем связано увеличение бюджета программы? Предыдущая, насколько известно, была втрое меньше?

– Это связано с тем, что мы достаточно хорошо переоснастились. Стало больше оборудования, шире возможности для исследований. К тому же современная маркетинговая политика университета предполагает максимальное увеличение объема научно-исследовательских разработок (НИР).

– В каких проектах «Газпрома» университет принимает участие?

– Практически во всех. Следует понимать, что НИР – это не конкретная разработка под определенный проект, а нечто более всеобъемлющее, долгосрочное и «забегающее вперед». Проектные чертежи – не наша ниша.

В формате Восточной программы ПАО «Газпром» мы осуществляем геологические исследования Чаяндинского и Ковыктинского месторождений с их сложными коллекторами, а также шельфовых месторождений Сахалина. Работаем в области импортозамещения, диагностики, коррозии, экологии. Проектов очень много, причем самых разных.

– Возвращаясь к факультету комплексной безопасности ТЭК – каковы итоги первого набора?

– В этом году набора на бюджетные места нет. Он еще не закрыт, но в основном проанализировать результаты можно. Запланировано было максимум 100 студентов, сейчас уже зачислено 70.

– Кого Вы считаете своим главным учителем и кого – наиболее достойным учеником?

– Учителя № 1 – это, конечно, родители. Также считаю своим учителем В.Н. Виноградова – ректора нашего университета с 1961 по 1992 г. Еще один учи- тель – мой научный руководитель В.М. Добрынин, который заведовал кафедрой геофизических исследований скважин.

Любимых учеников выбрать сложнее. Могу, вероятно, как ректор считать своими учениками всех студентов университета, а лучшими – студенческий актив.

– Среди сотрудников и руководителей «Газпрома» есть такие?

– Есть. Пока не на крупных постах – слишком молоды, но уверенно продвигаются нужным курсом. В прошлом году наш университет занял первое место по стартовым зарплатам выпускников (по официальным данным Министерства образования и науки) и вошел в тройку вузов-лидеров с самым высоким процентом трудоустройства по стране. Это говорит о том, насколько востребован уровень качества нашего образования, и о том, что мы готовим выпускников не для общего рынка труда, а для конкретной отрасли, где они успешно трудо- устраиваются и растут в карьерном отношении.

Существует рейтинг «Вузы глазами студентов», транслирующий мнение потребителей, где мы попали в десятку вузов-лидеров и заняли 7-е место. Недавно вышел рейтинг Forbes, где мы на 6-м месте среди российских университетов. Там одним из главных показателей, кстати, была именно успешность выпускников.

Насколько сейчас для студента в отрасли оптимальна модель взаимодействия «вуз – работодатель»?

– Нашу систему образования я считаю все-таки лучше зарубежной. Не все реформы ей пошли на пользу, но общий вектор развития – правильный. Мы перешли на международные стандарты образования – бакалавриат и магистратуру. Магистров готовим под высокотехнологичные рабочие места, преимуществом также служат практики на производстве. На Западе человек получает диплом и рассылает резюме в компании, где его доучивают под конкретные задачи. А от нашего выпускника промышленность требует, чтобы он сразу все умел, имел необходимые компетенции и навыки и чуть ли не «корочки» по допуску к сложному оборудованию. И мы это нашим выпускникам даем, сознавая, что готовим оптимальных, с точки зрения работодателя, специалистов. Разумеется, сами работодатели помогают в этом университету, предоставляя возможность производственной практики и проводя отбор.

Наши «ярмарки вакансий» – это как раз место такого отбора. Студенты выезжают на первую и вторую практики, где к ним присматриваются. Какой-то процент отсеивается, большинство после получения диплома трудоустраиваются на эти предприятия. В этом мы не уникальны, но у нас такие отношения с промышленностью сильно развиты.

– Вероятно, базовые кафедры также способствуют целевой подготовке студентов под задачи конкретной компании?

– В определенной степени, но каждая базовая кафедра выпус- кает специалистов не только для конкретной компании. Также и лаборатории, финансируемые нефтегазовыми предприятиями, работают сразу для всех, а не только для компаний-инвесторов.

– Что еще мотивирует ваших студентов, помимо стартовых зарплат на будущих местах трудоустройства?

– Кроме упомянутой «ярмарки вакансий», проводятся международные конкурсы и программы, в которых участвуют такие компании, как BP, Total, Shell, Statoil и др. Существуют стипендии этих и других компаний. Все это в значительной степени стимулирует интерес к учебе и исследованиям.

– Сейчас много говорят о малолюдных технологиях и искусственном интеллекте. Но есть, наверное, отраслевые специальности, места, где нефтяника или газовика – человека не заменит никакой робот или «интернет вещей»…

– Разумеется, есть, и в этом случае вопрос замены никогда не ставился. В природе нет абсолютно одинаковых месторождений, она всегда готовит новые сюрпризы. Поэтому в отрасли невозможно все автоматизировать до конца, всегда остается место для творчества, способности к которому машины лишены. Творчество и опыт – важнейшие качества в профессии газовика и нефтяника.

– Что бы Вы пожелали к приближающемуся празднику – Дню работников нефтяной и газовой промышленности – своим студентам, преподавателям, научным сотрудникам, коллегам по Совету директоров и всему «Газпрому», а также нашим читателям?

– Читатели журнала – это фактически наши коллеги по нефтегазовому комплексу, в первую очередь коллеги из «Газпрома». Вместе мы традиционно отмечаем каждый год в начале сентября профессиональный праздник – День работников нефтяной и газовой промышленности. И параллельно отмечаем День знаний – 1 сентября. Символично, что эти два праздника находятся рядом, потому что для нашего университета и отрасли они практически неотделимы друг от друга. Существует своего рода круговорот людей и идей, когда выпускники Губкинского по стопам своих родителей уходят работать на нефтегазовые предприятия, возвращаются для повышения квалификации, становятся преподавателями, защищают диссертации, отправляют к нам учиться своих детей и т. д.

На самом деле газовиков и неф- тяников в стране не так уж и много – все наперечет и все друг друга знают. Существуют трудовые династии, поддерживаются связи на профессиональном уровне. Сила отрасли – именно в профессионализме специалистов, в их единстве. «Газпром» – это не просто компания, это государственное образование, которое обеспечивает энергетическую безопасность и жизнеспособность страны и отвечает практически за все и за всех. У «Газпрома» гигантская социальная ответственность. Был такой фильм – «Дежурный по стране». Сегодня это в наибольшей степени относится к «Газпрому» – компании, которая дежурит по стране каждый день, обеспечивая население и промышленность отоплением, 70 % электроэнергии, газомоторным топливом.

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, РФ, г. Москва,

Ленинский пр-кт, д. 65, корп. 1

Тел.: +7 (499) 507-88-88

E-mail: com@gubkin.ru

https://www.gubkin.ru

Месторождение Тюлюс (Респуб-лика Казахстан) разрабатывается с 1987 г., в эксплуатации находятся четыре объекта разработки. Сис-тема поддержки пластового давления (ППД) реализована с 1996 г. на всех объектах. В данной статье будет рассмотрен только первый объект разработки, который характеризуется проницаемостью коллектора по керну – 0,014 мкм2, высокой плотностью нефти (0,891 г/см³), повышенной вязкостью нефти (25 мПа.с), смолистостью около 12 %, малым содержанием серы (0,5 %) и парафина.

На рассматриваемом объекте существуют следующие факторы, затрудняющие разработку залежи: высокая обводненность продукции уже в первые месяцы работы добывающих скважин; низкая проницаемость коллектора; падение пластового давления, несмотря на наличие системы ППД; неоднородность пластов коллекторов. Все эти факторы ведут к тому, что невозможно достичь проектного значения коэффициента извлечения нефти (КИН). Поиск и анализ основных причин малоэффективной системы заводнения предопределили направление исследований данной работы.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Эффективность разработки неф-тяного месторождения определяется точностью выбора метода воздействия на продуктивный пласт, направленного на повышение или сохранение подвижности нефти. Выбор метода воздействия осуществляется на основании имеющихся данных о геолого-физических условиях нефтяной залежи, составе, структуре и пет-рофизических свойствах пород и характеристиках пластовых флюидов, с учетом их соответствия критериям применимости. Наиболее распространенным на сегодня методом воздействия является заводнение, обеспечивающее 95 % добычи нефти в Казахстане, за счет восстановления пластового давления и вытеснения целиков нефти.

В целях оптимизации и улучшения системы заводнения проведен ряд аналитических работ: анализ технического состояния нагнетательных скважин; анализ гидродинамической связи по сейсмическим данным с использованием ПО Petrel [1] и Eclipse [2]; анализ влияния нагнетательных скважин на добывающие путем сравнения исторических данных добычи и закачки.

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах относительно приподнятой зоны, выделенной по надсолевому комплексу пород. По поверхности соленосных отложений прослежены сбросы, которые более четко проявляются в надсолевой толще. Эти разломы делят структуру на блоки.

На месторождении в разрезе выделено 11 нефтяных горизонтов: от нижнемеловых до среднеюрских. Залежи продуктивных горизонтов по типу природного резервуара – пластовые сводовые, тектонически и литологически экранированные. Более по-дробно рассмотрим первый объект разработки – данный объект объединяет три нижнемеловых горизонта (II-ALB-1; II-ALB-2; III-ALB). Первый объект разделен на блоки тектоническими границами (рис. 1, 2).

В целях определения эффективности имеющейся системы заводнения впервые за всю историю разработки проведен анализ работы объекта. Объект I разрабатывается с 1987 г., система ППД внедрена в 1996 г. Точных рядов нагнетательных и добывающих скважин не прослеживается. На объекте реализована избирательная система заводнения.

Текущий фонд скважин составляет 19 добывающих скважин и 4 нагнетательные скважины. Весь добывающий фонд первого объекта эксплуатируется механизированным способом. Дебиты нефти колеблются от 0,1 до 5,8 м³/сут.

Несмотря на наличие системы ППД, текущее пластовое давление составляет 3,5 МПа, при начальном 4,8 МПа, т. е. наблюдается снижение давления в среднем на 1,3 МПа.

В целом по объекту I в начале разработки наблюдается высокая обводненность, что является следствием ввода в разработку уже обводненных скважин (рис. 3а). Причинами ввода уже обводненных скважин могут быть активность законтурных вод, прострел водоносных пластов (см. рис. 3б). Как показывает история разработки, ввод нагнетательных скважин практически не влияет на обводненность добываемой продукции. В основном рост обводненности обусловлен форсированием отбора жидкости.

Далее для повышения эффективности закачки был проведен анализ влияния нагнетательных скважин на соседние добывающие. Для анализа были взяты участки с низкими динамическими уровнями Н_дин в добывающих скважинах в зоне работы нагнетательных скважин. Для этого была построена карта Н_дин для всех объектов месторождения (рис. 4).

Низкие Н_дин свидетельствуют об отсутствии эффекта от закачки, что может быть связано с негерметичностью обсадной колонны нагнетательных скважин или отсутствием гидродинамической связи между скважинами. Для выявления таких случаев были проанализированы все имею-щиеся данные геофизических исследований скважин (ГИС) (определение технического состояния колонны), проведен анализ влияния путем построения геологической модели месторождения с полным анализом сейсмических данных и по сопоставлению исторических данных эксплуатации (рис. 5).

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ СКВАЖИН

Скважины № 114 (нагнетательная) и № 167 (добывающая) находятся на расстоянии 248 м друг от друга. Проводя анализ с использованием сейсмического куба, можно видеть, как прослеживается однородный пласт без каких-либо разломов, выклиниваний или иных нарушений, что свидетельствует о высокой вероятности наличия геологической связи между скважинами (рис. 6, 7). Таким образом, наблюдается влияние закачки на соседнюю добывающую скважину.

Вместе с тем были выявлены скважины с отсутствием гидродинамической связи: не наблюдалось ни положительного, ни отрицательного эффекта от закачки. Например, расстояние между нагнетательной скв. № 178 и добывающей скв. № 155 составляет 113 м. По кубу сейсмики прослеживаются однородный вышележащий пласт и нижний пласт с возможной неоднородностью и вероятностью попадания интервала перфорации нагнетательной скважины в линзовидный пропласток, выклинивающийся по всем направлениям (рис. 8). Согласно корреляции распространения коллекторов в скв. № 178 и № 155 скважины работают на разные горизонты (рис. 9). Из вышесказанного можно сделать вывод, что влияние закачки на соседнюю добывающую скважину отсутствует.

На следующем этапе скважины разделили на три категории: реагирующие на закачку воды (рис. 10, зеленые стрелки); получающие гидродинамическую связь после КРС или ПРС (оранжевые стрелки); не реагирующие на закачку воды (черные стрелки). После выделения реагирующих скважин были построены ячейки заводнения (см. рис. 10). Под ячейками заводнения понимается условно выделенная зона в районе работы нагнетательной скважины с теоретически реагирующими соседними добывающими скважинами. Далее в выделенных ячейках заводнения были рассчитаны текущие и накопленные компенсации отборов жидкости закачкой, что позволило в дальнейшем подобрать целевую (необходимую) приемистость для нагнетательных скважин.

Далее были даны рекомендации по оптимизации и улучшению эффективности системы заводнения по всем четырем нагнетательным скважинам данного объекта. В список рекомендаций входят: проведение ГИС по определению профиля поглощения; дополнительные прострелы в нагнетательных скважинах; изоляция интервалов перфорации в нагнетательных скважинах; определение технического состояния нагнетательных колонн; уменьшение или увеличение среднесуточной приемистости.

РАСЧЕТ ПРОГНОЗНОЙ ДОБЫЧИ

Проведен расчет прогнозной добычи нефти по вышеуказанным мероприятиям (по объекту I). Расчет проводился по материальному балансу объемным методом [3, 4]. Результаты показали дополнительный прирост нефти за первый квартал на 700 т по 10 теоретически реагирующим скважинам.
 

где N_p – накопленная добыча нефти в поверхностных условиях, м³; B_o – объемный коэффициент нефти при изменении условий от текущих пластовых до стандартных (поверхностных), м³/м³; R_p – накопленный газовый фактор, R_p = G_p/N_p (здесь G_p – накопленная добыча газа в поверхностных условиях, м³), м³/м³; R_s – газосодержание при текущем пластовом давлении, м³/м³; B_g – объемный коэффициент газа при изменении условий от текущих пластовых до стандартных (поверхностных), м³/м³; W_p – накопленная добыча воды в поверхностных условиях, м³; B_w – объемный коэффициент воды при изменении условий от начальных/текущих пластовых до стандартных (поверхностных), м³/м³; N – начальные геологические запасы нефти в поверхностных условиях, м³; B_oi – объемный коэффициент нефти при изменении условий от начальных пластовых до стандартных (поверхностных), м³/м³; R_si – газосодержание при начальном пластовом давлении, м³/м³; m – отношение начального порового объема, занятого газом в газовой шапке, к начальному поровому объему, занятому нефтью в нефтяной части залежи, m = H_г.ш/H_н.ч (здесь: H_г.ш – поровый объем газовой шапки, занятый углеводородами, м³; H_н.ч – поровый объем нефтяной части, занятый углеводородами, м³; при этом H – поровый объем, занятый углеводородами, H = PV(1 – S_wc), м³), безразмерная величина; B_gi – объемный коэффициент газа при изменении условий от начальных пластовых до стандартных (поверхностных), м³/м³; c_w – сжимаемость воды, Па-1; c_f – сжимаемость горной породы, Па-1; ∆P – изменение пластового давления, Па; W_e – приток воды из аквифера в пластовых условиях, м³; W_inj – накопленная закачка воды в поверхностных условиях, м³.

После передачи рекомендаций заказчику проводился мониторинг выполнения мероприятий. Фактический результат за первый квартал показал расхождение на 200 т (30 %) меньше, чем по прогнозному варианту. Эффект от рекомендаций положительно повлиял на 9 из 10 теоретически реагирующих скважин, в итоге получен дополнительный приток нефти в количестве 500 т.

По результату проведенных работ было принято решение продолжить данную работу на оставшихся трех основных эксплуатационных объектах разработки.

ВЫВОДЫ

Как показал анализ системы заводнения, наблюдается неэффективная работа большинства нагнетательных скважин. Выявлены проблемы следующего характера: большой объем закачки в зонах с низким отбором жидкости, что ведет к высокому уровню компенсации на участках; неравномерное распределение нагнетательных скважин по площади залежи, т. е. работа нескольких нагнетательных скважин на одном небольшом участке, либо отсутствие нагнетательных скважин на участках с ухудшенным энергетическим состоянием; отсутствие положительного влияния закачки на добывающие скважины окружения по причине отсутствия интерференции между скважинами либо отсутствие необходимости в работе нагнетательных скважин в связи с выработкой запасов и стабильным энергетическим состоянием на участке.

По результату проведенного анализа составлен план мероприятий по нагнетательному фонду для данного объекта, а также принято решение по проведению аналогичной работы на оставшихся эксплуатационных объектах разработки.

В целом проделаны следующие этапы работ: определение типа системы разработки; рекомендации по оптимизации системы ППД; анализ текущей системы разработки; построение графиков динамики показателей разработки по блокам; выбор первоочередного блока для дальнейшего рассмотрения на основе анализа графиков и с учетом оставшихся извлекаемых запасов (ОИЗ) нефти и годовых темпов отбора от ОИЗ; расчет среднего пластового давления по уравнению материального баланса по объекту разработки в целом, по прилегающим объектам разработки и отдельно по рассматриваемому блоку; изучение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами с учетом динамики добычи, закачки, истории ГТМ, интервалов перфораций, результатов ГИС по выбранному для анализа элементу разработки; подготовка графика Холла по рассматриваемой нагнетательной скважине; оценка необходимой приемистости, расчет оптимального давления нагнетания; подготовка перечня мероприятий для достижения необходимой приемистости при оптимальном давлении нагнетания и оценка дополнительной добычи от их реализации.

Отложения сенонского возраста в настоящее время рассматриваются как источник поддержания добычи углеводородов (УВ) в пределах основных газовых месторождений севера Западной Сибири, находящихся на поздних стадиях разработки [1]. В процессе изучения коллекторских свойств и оценки промышленного потенциала надсеноманских отложений возникли трудности при определении эффективной пористости и газонасыщенности пород-коллекторов [2]. Это связано с тем, что традиционные методы исследования, применяемые для гранулярных коллекторов, не позволяют достоверно определить особенности коллекторских свойств этих пород [2, 3].

Систематическое изучение пет-рофизических свойств и литолого-минералогического состава сенонских отложений Медвежьего месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ) как пород-коллекторов началось на образцах керна, отобранного из скважин, пробуренных и испытанных в период с 2012 по 2017 г.

ИССЛЕДОВАНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА

Породы-коллекторы сенона Медвежьего месторождения приурочены к отложениям нижнеберезовской подсвиты коньяк-сантонского возраста и представлены опоками различной степени глинистости (от глинистых опок до глин опоковидных) серого цвета, с вкраплениями (от низких до высоких концентраций) раковин радиолярий, рассеянных в кремнисто-глинистой матрице. При анализе разрушенных образцов керна, раскалывающихся на фрагменты в пределах глинистых прослоев, поверхности скола демонстрируют четкие признаки излома от нерегулярного до полураковистого, характеризующегося матовым фарфоровым блеском, типичным для кремнисто-глинистых разностей.

Ф

По результатам описания шлифов установлено, что терригенная примесь алевритовой и песчаной размерности (кварц, полевые шпаты, слюда и др.) здесь составляет, как правило, от 5 до 10 %, редко – до 15 %.

Изучаемые породы характеризуются высокой текстурной неоднородностью как на сантиметровом, так и на миллимет-ровом уровне. Тонкие слойки темно-серого глинистого материала чередуются со светло-серой кремнистой массой (рис. 1а, б). При увеличении под микроскопом видно, что даже визуально однородная порода обладает линзовидной текстурой (см. рис. 1в). Наблюдаются линзочки глин или кремнистой массы размером до 1 мм.

Наряду с линзовидно-волнистой текстурой встречается и линзовидно-пятнистая (комковатая) (рис. 2). Комковатость текстуры в одних случаях подчеркивается темными линзочками глинистого материала на светлом фоне кремнистого вещества (см. рис. 2а), в других – линзочками светлого кремнистого материала на темном фоне глинистого вещества (см. рис. 2б). Размеры линзочек составляют десятые и сотые доли мм.

Пятнистый характер распределения глинистого материала наблюдается и на микронном уровне, о чем свидетельствуют данные рентгеновской микротомографии с разрешающей способностью 1 мкм (рис. 3). Видно, что глинистая составляющая (синий цвет) представлена как линзочками субгоризонтальной ориентировки (см. рис. 3а), так и отдельными неупорядоченными пятнами и пятнышками микронной размерности (см. рис. 3б).

Кроме сантиметрово-микронной неоднородности описанной выше текстуры изучаемых пород, в составе отложений нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения выделяются неоднородности более крупного масштаба. Вся толща нижнеберезовской подсвиты подразделяется на три интервала, которые различаются по составу основных породообразующих минералов: пласты НБ₀, НБ₁, НБ₂ толщинами от 10 м до 40 м (табл. 1, рис. 4).

Минеральный состав пород пласта НБ₀ характеризуется пониженным содержанием ОКТ-фазы кремнезема (опал + кристобалит + + тридимит), содержание которой изменяется в интервале от 0 до 0,9 %, среднее значение составляет 0,1 % (см. рис. 4а, табл. 1). Содержание кварца варьирует от 43,2 до 63,6 %, составляя в среднем 56,6 %. Глинистые минералы представлены преимущественно монтмориллонитом с содержанием от 21,8 до 39,8 %, в среднем – 29,3 % (см. рис. 4в, табл. 1).

Минеральный состав пласта НБ₁ отличается повышенными значениями ОКТ-фазы кремнезема, содержание которой составляет здесь в среднем 21,7 %, изменяясь от 0 до 35,8 % (см. рис. 4а, табл. 1). Преобладающие значения доли ОКТ-фазы кремнезема (в пределах от 25 до 35 %) равномерно распределены по глубине в интервале от 980 до 997 м, при переходе к вышележащему и нижележащему пластам НБ₀ и НБ₂ содержание ОКТ-фазы резко снижается до нуля.

Переходные зоны между пластами составляют не более 5 м по разрезу. Распределение ОКТ-фазы по разрезу хорошо согласуется с другим методом анализа минерального состава породы – оценкой доли растворимого кремнезема в щелочных растворах (см. рис. 4б).

В интервале пласта НБ₁ доля растворимого кремнезема составляет около 35 %, что практически равно доле ОКТ-фазы. Кроме того, оценка минеральной плотности изучаемых пород показывает, что значения плотности существенно различаются для пластов НБ₁ и НБ₂, составляя в среднем 2,44 и 2,60 г/см3 соответственно. Содержание кварца в породах пласта НБ₁ изменяется от 36,5 до 58,4 %, при среднем значении 44,6 %, суммарное содержание различных фаз кремнезема в среднем составляет 65,3 %. Из других минералов в наибольшей степени представлены глинистые минералы, среди которых, как и в пласте НБ₀, преобладает монтмориллонит (см. рис. 4в, табл. 1).

Породы пласта НБ₂ (интервал глубин от 999,5 до 1049,1 м) представлены преимущественно кварцем и глинистыми минералами (см. рис. 4а, табл. 1). Содержание кварца варьирует от 55,7 до 81,6 %, составляя в среднем 66,0 %. Минералы ОКТ-фазы в данном интервале практически отсутствуют (см. рис. 4б, табл. 1). Глинистые минералы представлены преимущественно монтмориллонитом и составляют от 13,2 до 37,3 %, в среднем – 25,5 % от общего объема (см. рис. 4в).

ДАННЫЕ ГИС

Выделенные по особенностям минералогического состава плас-ты НБ₀, НБ₁, НБ₂ диагностируются и по данным ГИС. На рис. 5 приведена геолого-геофизическая характеристика разреза скв. № 4С, согласно которой однозначно определяются границы нижнеберезовской подсвиты по пониженным показаниям радиоактивных методов ГГК-П и ГК. Пласт НБ₂ выделяется по повышенным значениям времени пробега продольной волны (DT) и по низким значениям общей пористости по результатам интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа (К_ЯМК). Границы пласта НБ₁ выделяются по данным ГИС. Пласт характеризуется пониженными значениями времени пробега продольной волны и высокими значениями К_ЯМК. Пласт НБ₀ характеризуется повышенными показаниями ГГК-П и ГК (чем и отличается от пласта НБ₁), а также повышенными значениями DT и низкими значениями К_ЯМК, чем схож по геофизическим свойствам с пластом НБ₂. Пласты НБ₀, НБ₁, НБ₂ также различаются по емкостным свойствам и газонасыщенности, что предопределяется особенностями структуры порового пространства рассматриваемых пород.

В связи с тем что основная масса фильтрационных каналов в изучаемых глинистых опоках имеет нанометровый размер радиусов (от 0 до 2000 нм) [4, 5], для изучения структуры порового пространства необходимы методы адсорбционно-структурного анализа (АСА), применяемого при изучении пористых структур в химии [6]. При описании результатов АСА используется количественная классификация пор по размерам (диаметрам), принятая Международным союзом теоретической и прикладной химии (IUPAC) [6]. Для всех пластов в поровом пространстве глинистых опок преобладают мезопоры c диаметром <50 нм (табл. 2).

Для пласта НБ₁ суммарный объем мезопор достигает 75 %, а для пластов НБ₂ и НБ₀ доля мезопор составляет около 50 %. По объему микро- и макропор пласты практически не отличаются друг от друга, тогда как по объемам пор капиллярной размерности наблюдается трехкратное различие. Для пласта НБ₁ доля капилляров не превышает 10 %, а для пластов НБ₂ и НБ₀ доля капилляров составляет >30 % от всего объема порового пространства. Это различие существенно, поскольку движение флюидов в пластовых условиях в основном происходит именно по капиллярным и наиболее крупным порам субкапиллярной размерности (макропорам).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Наблюдается тесная связь между долей содержания кварца в породе и суммарной долей капилляров и макропор в пустотном пространстве (рис. 6).

С увеличением доли содержания кварца в породе закономерно увеличивается и доля наиболее крупных пор в пустотном пространстве, что объясняет вероятный механизм появления данных пор. При кристаллизации исходного губчатого кремнистого осадка (геля кремниевой кислоты) в кварц происходит перераспределение молекул кремнезема к центрам кристаллизации. При этом по периферии зон кристаллизации образуются пустоты более крупных размеров, чем в исходном кремнистом осадке. Таким образом, чем больше вновь образованных кристаллов кварца в породе, тем больше размеры пустот. Из этого следует, что в пласте НБ₁, где кристаллизация кремнезема не достигла перехода в фазовое состояние кварца, размеры пор должны быть меньше, чем в пластах НБ₂ и НБ₀. Таким образом, естественным является тот факт, что доля мезопор в пласте НБ₁ намного больше, чем в других пластах, поскольку сохранена исходная пористость губчатой среды кремнезема.

Выявленные различия в структуре порового пространства глинистых опок являются определяющими с точки зрения газонасыщенности этих пород. Поскольку движение флюидов происходит по капиллярам и по макропорам и суммарный объем пор в пластах НБ₂ и НБ₀ в два раза больше, чем в пласте НБ₁ (см. табл. 2), то и газонасыщенность пластов НБ₂ и НБ₀ будет вдвое выше, чем газонасыщенность пласта НБ₁.

Соотношение газонасыщенности пластов подтверждается и прямыми определениями коэффициента газонасыщенности по керну при лабораторных исследованиях. Описанная выше микронно-сантиметровая неоднородность текстуры изучаемых пород накладывает отпечаток на результаты изучения пустотного пространства по стандартным цилиндрическим образцам размером 30 × 30 мм. Поскольку глины представлены в основном минералами монтмориллонитового ряда, то все лабораторные исследования, связанные с водонасыщением образцов, становятся невозможными из-за набухания и последующего разрушения образцов [3]. В том числе невозможны и оценки эффективной пористости и коэффициента газонасыщенности. Единственный способ оценки характеристик изучаемых пород – это отбор изолированного керна и определение природной водонасыщенности К_в образцов экстракционно-дистилляционным методом. На этой основе определялся коэффициент газонасыщенности К_г пород-коллекторов сенона по формуле: К_г = 1 – Кв.

На рис. 7 приведены результаты изучения образцов изолированного керна, отобранного в скважине, пробуренной на безводном растворе.

Опыты выполнялись в ТНЦ ООО «ТюменНИИгипрогаз». Значения К_в изменяются от 0,31 до 0,88 д. ед. (см. рис. 7а), при этом К_г составляет от 0,12 до 0,69 д. ед. Поскольку водонасыщенность пород ни в одном из образцов не достигает 100 %, то можно утверждать, что вся толща нижнеберезовской подсвиты является газонасыщенной, но степень газонасыщенности различается по пластам. Самые низкие значения водонасыщенности изучаемых пород отмечаются в интервале пласта НБ₂, здесь образцы со значениями К_в > 0,7 д. ед. встречаются значительно реже, чем со значениями 0,5 и 0,6 д. ед. (см. рис. 7в). Иначе выглядит распределение К_в для пласта НБ₁ (см. рис. 7б), значения >0,7 д. ед. встречаются наиболее часто.

Ф

Изредка встречаются даже значения, характерные для глин кузнецовской свиты (черные точки на рис. 7а, значения >0,8 д. ед.). Глинистый пласт НБ₀ характеризуется несколько меньшей водонасыщенностью, чем НБ₁, но очень близкой к кузнецовским глинам.

Пониженная газонасыщенность пород пласта НБ₁ предопределяется структурой порового пространства. Пустотное пространство пород пласта на 75 % состоит из мезопор, которые, по теории, заполнены связанной водой [7], а значит, для газа здесь остается меньше места, чем в поровом пространстве пород пласта НБ₂, при том что их общая пористость практически одинакова [4]. Ярким подтверждением этого теоретического предположения служит выявленная на изучаемых образцах тесная взаимосвязь коэффициента газонасыщенности глинистых опок и доли мезопор в них (рис. 8а). Приведенные на рисунке значения К_г получены в четырех скважинах по данным ГИС (точки на рисунке) с использованием разработанной в методике интерпретации [8]. Кроме того, на рис. 8 вынесены значения К_г (треугольники), которые получены осреднением по пластам данных лабораторных исследований изолированных образцов. С увеличением доли мезопор до уровня 90 % коэффициент газонасыщенности снижается до нуля (см. рис. 7а). Этим подтверждаются теоретические предположения о том, что мезопоры полностью водонасыщенны и К_г растет с увеличением доли капилляров и макропор (см. рис. 7б).

Отмеченный по керну факт пониженной газонасыщенности пласта НБ₁ подтверждается и данными испытания скважин, поскольку при совместном испытании пластов НБ₂ и НБ₁ основной приток газа наблюдается из пласта НБ₂.

ВЫВОДЫ

Результаты исследований, выполненных на образцах керна сенонских отложений из скважин Медвежьего месторождения, в сопоставлении с результатами интерпретации данных ГИС позволяют сделать следующие выводы.

Структура порового пространства зависит от степени перекристаллизации исходного кремнистого вещества. Чем больше кварцевая составляющая в пласте, тем меньше доля мезопор и выше газонасыщенность.

Вся толща нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения газонасыщенна. Степень газонасыщенности коллекторов меняется по разрезу и предопределяется структурой порового пространства пород. Увеличение доли мезопор в пустотном пространстве приводит к уменьшению коэффициента газонасыщенности.

В толще нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения пласты с различной степенью газонасыщенности разграничиваются как по минеральному составу, так и по данным ГИС.

По минеральному составу:

– пласт с повышенной газонасыщенностью (НБ₂) характеризуется повышенной долей кварца и пониженной долей ОКТ-фазы кремнезема;

– пласт с пониженной газонасыщенностью характеризуется или повышенным содержанием ОКТ-фазы кремнезема (НБ₁), или повышенной глинизацией (НБ₀).

По данным ГИС:

– пласт с повышенной газонасыщенностью (НБ₂) выделяется по повышенным значениям времени пробега продольной волны и по низким значениям общей пористости по результатам интерпретации ядерно-магнитного каротажа;

– пласт с пониженной газонасыщенностью (НБ₁) выделяется по низким значениям DT и по высоким значениям общей пористости;

– пласт со средними значениями газонасыщенности (НБ₀) имеет промежуточные между НБ₁ и НБ₂ характеристики.

Таблица 1. Характеристика минерального состава пород, скв. № 4СTable 1. Characteristics of rock mineral composition, well No. 4S

Таблица 2. Доля пор различных классов в пустотном пространстве глинистых опокTable 2. Proportion of pores of different classes in the pore space of argillaceous silica clays

Уважаемые коллеги, партнеры, друзья! 

От имени всего коллектива ЗАО «СП «МеКаМинефть» сердечно поздравляю работников нефтяной и газовой промышленности с профессиональным праздником.

Наш общий труд на благо России невероятно важен. Ведь именно от его результатов зависят бесперебойность работы всех отраслей промышленности, комфорт и уровень жизни граждан страны. Благодаря нашему тяжелому труду в непростых климатических условиях развивается экономика нашего государства, становится комфортнее жизнь людей.

В течение многих лет компания «МеКаМинефть», стремясь сделать вашу работу еще более эффективной, росла и развивалась вместе с отраслью, разрабатывала и внедряла комплексные подходы к решению важных задач.

Это праздник смелых и отважных, сильных духом людей, которые не отступают перед трудностями, а стремятся быть лучшими в своей области, профессионалами, преданными своему делу.

В этот день хотим пожелать вам сплоченности, успехов в достижении стратегических целей и решении оперативных задач, надежных и перспективных деловых партнеров, успешной реализации проектов и воплощения смелых идей, открывающих новые горизонты для развития! 

А.Г. Ефремов, генеральный директор ЗАО «СП «МеКаМинефть»

«МеКаМинефть»: ЧЕТВЕРТЬ ВЕКА ПРОФЕССИОНАЛЬНЫХ ПОБЕД 

Высокое качество работы одной из первых нефтесервисных компаний Югры подтверждается многолетним плодотворным сотрудничеством с крупнейшими нефте- и газодобывающими предприятиями России. ЗАО «СП «МеКаМинефть» сделало ставку на постоянное развитие, модернизацию и теперь может предложить широчайший спектр услуг в сфере увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях нефти и газа. 

«СП «МеКаМинефть» – компания-первопроходец: это одно из первых самостоятельных сервисных предприятий в топливно-энергетическом комплексе не только Югры, но и России в целом. Оно открылось в 1992 г. как подразделение ПО «Мегионнефтегаз»: новая структурная единица должна была увеличить нефтеотдачу месторождений, которые разрабатывало югорское предприятие. Но уже через несколько месяцев структурное подразделение превратилось в самостоятельную компанию, учредителями которой стали ПО «Мегионнефтегаз», германская фирма Cat.oil GmbH и бельгийская финансовая компания Micko Finance and Trading Company.

«МеКаМинефть» много лет является лидером среди нефтесервисных компаний по качеству и объему оказываемых услуг. Высокий уровень профессионализма сотрудников предприятия регулярно отмечают крупнейшие игроки нефтегазового рынка России, присуждая «МеКаМинефть» заслуженные награды.

Среди клиентов и партнеров компании – крупные дочерние предприятия «НК Роснефть», «Газпром», «Газпромнефть», «ЛУКОЙЛ» и другие нефтегазодобывающие компании.

Территория производственной деятельности СП «МеКаМинефть» не ограничивается Ханты-Мансийским автономным округом. Подразделения предприятия созданы в Западной Сибири и Волго-Уральском регионе, Рес-публике Коми и Якутии.

УСЛУГИ КОМПАНИИ

СП «МеКаМинефть» предоставляет широкий спектр услуг в сфере увеличения нефтеотдачи месторождений. Современные методы вторичного воздействия на пласт позволяют существенно повысить продуктивность скважины.

Самая востребованная опера-ция – гидравлический разрыв пласта (ГРП), который приносит наибольший эффект и, как правило, максимально полно соответствует запросам заказчика. Если в 2002 г. специалисты «МеКаМинефть» произвели 350 операций ГРП, то в 2017 г. только за I квартал было выполнено более 1000 подобных операций.

Планомерная модернизация техники, применение высококачественных материалов, сотрудничество с ведущими иностранными научно-техническими организациями, квалифицированные кадры способствуют не только увеличению количества операций ГРП, но и повышению их качества. Так, успешность проведения операций по гидравлическому разрыву пласта выросла с 78 % практически до 100 %.

Кроме того, специалисты компании внедряют новые технологии для эффективного извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов. Применяются разные виды ГРП – пенно-азотные, ГРП по технологии STEPWISE FRAC (гид-ропескоструйная перфорация с ГРП), многостадийные и кислотно-проппантные.

Прекрасные результаты дает технология «койлтюбинг» (гибкая труба), которой можно воспользоваться для безопасного выполнения работ в скважине, находящейся под давлением. Это сравнительно новая для России, но весьма перспективная методика. С ее помощью можно в сжатые сроки подготовить скважину к эксплуатации после гидроразрыва, при этом межремонтный период значительно увеличивается, срок возврата скважины в эксплуатацию сокращается, а производительность возрастает. С использованием гибких насос-но-компрессионных труб (ГНКТ) оказываются следующие услуги: ГРП в горизонтальных скважинах, очистка ствола скважин от песка, парафиновых отложений, механических примесей, разбуривание портов, различные виды перфорации, растепление скважин.

Для того чтобы выполнять эти задачи в кратчайшие сроки и на высоком уровне, ЗАО «СП «МеКаМинефть» собрало команду из 2000 профессионалов и большой парк оборудования. Сейчас в арсенале компании есть 20 комплексов для ГРП, насосная установка, три комплекса ГНКТ, системы заканчивания скважин, компоновки многостадийного гидравлического разрыва пласта и вспомогательное оборудование. Бóльшая часть спецтехники изготавливается по индивидуальному заказу в соответствии с современными требованиями рынка. Все это позволяет предприятию успешно конкурировать с ведущими мировыми нефтесервисными компаниями, которые также предлагают свои услуги на этом рынке.

Руководство компании не останавливается на достигнутом: специалисты СП «МеКаМинефть» регулярно проходят обучение, исследуют и внедряют в производство передовые методики работы с месторождениями. При реализации новых технологий используется высококлассная техника и учитываются все нормы контроля качества и безопасности.

ЗАО «СП «МеКаМинефть»

628684, РФ, ХМАО – Югра,

г. Мегион, ул. Западная, д. 31, стр. 18

Тел.: +7 (34643) 4-02-01

Факс: +7 (34643) 4-02-70

E-mail: mecamineft@mecamineft.com

www.mecamineft.com

Промысловые наблюдения показывают, что при эксплуатации газовых скважин наблюдаются различные отклонения в зависимости от изменения призабойной зоны. Наличие жидкости (конденсата) в продукции скважины, выпадение конденсата, вызванное изменением термодинамических условий, конденсация водяного пара, содержащегося в газе, обводненность скважины, закачка антигидратных или антикоррозионных ингибиторов в скважину и т. д. вызывают изменение характера призабойной зоны [1–4].

Особенностью фильтрации реальных природных газов по сравнению с идеальным газом является их отклонение от характеристического уравнения движения идеальных газов. При этом значительное изменение динамической вязкости природных газов при падении давления в пласте также существенно изменяет процесс фильтрации. Лабораторные и промысловые данные об отклонениях реальных газов от идеальных и зависимости вязкости газов от давления и температуры освещено в работах [1, 3].

Многие авторы при решении задач фильтрации газов вязкость газа в зависимости от давления не учитывают и считают газ идеальным. Впервые проф. Б.Б. Лапук предложил методику приближенного решения задачи установившейся фильтрации реальных природных газов в пористой среде с учетом изменения их свойств в пластовых условиях в зависимости от изменения пластового давления [1].

Учитывая вышеизложенное и опираясь на многочисленные промысловые наблюдения, авторы данной работы предлагают методику вычислений процесса фильтрации реальных газов с учетом скин-зоны.

МЕТОДИКА ВЫЧИСЛЕНИЙ

Известно, что массовую скорость фильтрации реальных газов в направлении оси (r) можно представить как

,                                          (1)

где ρ – плотность газа в заданных условиях, кг/м³; v – скорость фильтрации реальных углеводородных газов, м/с; k(r) – проницаемость пласта, которую в некоторых случаях можно рассматривать как функцию оси фильтрации (в ряде случаев в однородных по проницаемости пластах k = const или в неоднородных по проницаемости пластах можно принять среднее значение проницаемости), м²; P – давление, Па; φ(P) = pg/µ – функциональная зависимость; µ – абсолютная динамическая вязкость природного газа, Па.с.

Плотность природного газа в зависимости от давления и температуры можно определить как [2]

,                                        (2)

где ρ₀ – плотность газа при 20 °C и 760 мм ртутного столба, кг/м³; P₀ – атмосферное давление, Па; T₀ – нормальная температура, °C; Z – коэффициент сверхсжимаемости газа при заданном давлении и температуре; T – данная температура, °C.

Плотность газа известного состава можно определить как сумму произведений плотности отдельных компонентов на их объемное содержание. Если в природном газе содержатся водяные пары, т. е. влагосодержание больше нуля, то плотность можно определить по формуле:

                          (3)

где ρ_вп – плотность насыщенного водяного пара, кг/м³; W – влагосодержание, определяется по методике [2], %; P_вп – давления насыщения водяного пара, Па.

Значения данных параметров даются в справочном материале или в работе [2].

Динамическая вязкость природного газа имеет сложную характеристику. Известно, что под вязкостью газа подразумевается его свойство сопротивляться перемещению одних частиц природного газа относительно других. При этом сила трения между слоями газа единичной площади пропорциональна изменению скоростей на единицу длины движущегося потока. Динамическая вязкость природного газа, как и давление, температура, плотность, проницаемость, является характерным параметром фильтрации. Данный параметр природного газа, так же как и отдельных его компонентов, зависит от температуры и давления. Вязкость природного газа при заданных промысловых условиях определяется в два этапа. Первоначально определяют вязкость при заданной температуре, атмосферном давлении, а затем определяемое значение динамической вязкости пересчитывают на заданное давление. В работе [2] даны методика и графический материал для определения данного параметра.

Для решения данной задачи в первом приближении примем, что фильтрация природного газа происходит при изотермических условиях и при этом Z = Z(P) и µ = µ(P). Зная скорость фильт-рации природного газа, можно определить его массовый расход:

M = |ρv|F(r),                                     (4) 

где F(r) – площадь сечения пласта, которая задается как функция координат (r), м².

При радиальной фильтрации газа F(r) = 2πhr, где h – мощность пласта с данными давлением P и скоростью фильтрации v.

Решая совместно данные уравнения, массовый расход фильтрации можно определить как

             (5)

Проведем перегруппировку, обозначив

.                                        (6)

Тогда имеем

Mf(r)dr = φ(P)dp.                            (7)

Величина (r) изменяется в пределах от R_с (радиус скважины) в условиях радиальной фильтрации до R_к (расстояние до контура питания), м. Величина давления изменяется от забойного давления до значения на контуре питания.

Интегрируя данное уравнение в указанных пределах, находим:

,                         (8)

откуда можно определить значение массового расхода

.                                        (9)

Введем новое обозначение:

.                                      (10)

При радиальной фильтрации в однородном пласте

.                                        (11)

Как известно, при возникновении скин-зоны вокруг газовой скважины образуется зона с новыми физическими свойствами. В этой зоне значение скин-фактора отрицательное (при загрязнении призабойной зоны) или положительное (при проведении дополнительных работ в призабойной зоне для увеличения проницаемости, пористости и т. д.) при эксплуатации газовых скважин.

Обозначим радиус данной зоны через R_s, м, проницаемость скин-зоны – через k_s, м², тогда

.     (12)

Проведем группировку:

.                       (13)

Введем в данное уравнение выражение скин-фактора [5]:

,                                      (14)

тогда

.                                      (15)

Если k = k_s (т. е. скин-зона отсутствует), то скин-фактор S = 0, следовательно, получаем формулу, предложенную в работе [1].

В данную методику расчета введем понятие дебита:

M^* = A^*M.                                     (16)

Тогда, подставляя в данную формулу A^* и M, получим:

.                                      (17)

Массовый расход природного газа можно определить как

                                       (18)

или объемный расход Q, м³/с, зная, что ρ₀ = М/Q,

.                                      (19)

Величину M^* нетрудно определить путем графического интегрирования функции, значения которой при различных φ(P) значениях давления определяются по приведенной методике [2] на основе экспериментальных данных о коэффициенте сверхсжимаемости газа и динамической вязкости природного газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученная методика проста в применении и на основе промысловых наблюдений дает возможность определить состояние объемного расхода природного газа в призабойной зоне. Заранее определив значение скин-фактора, можно провести дополнительные работы для изучения призабойной зоны газовых скважин, что в итоге дает возможность регулировать их производительность.

Проблема межколонных давлений (МКД) широко распространена в скважинах нефтяных и газовых месторождений. Межколонные давления образуются в результате перемещения некоторой массы флюида из высоконапорных пластов в межколонное пространство (МКП). Высоконапорные пласты могут быть насыщены водой, газом, нефтью. Происходит непрерывное перемещение в первую очередь газа из зон с высоким давлением в зоны низкого давления.

Источниками МКД могут быть как продуктивные нефтяные и газовые пласты, так и водонасыщенные, не представляющие интереса для промышленной эксплуатации флюидонасыщенные пласты, которые обычно перекрываются обсадными колоннами.

Неуправляемые, искусственно вызванные межколонные движения флюида возникают в результате появления в недрах проводящих путей. Такими путями могут быть аварийные стволы скважин, ликвидированные во время бурения, заколонное пространство (ЗКП) скважин, тектонические нарушения, а также негерметичность в элементах конструкции скважин. Далее перемещение происходит по пустотам и образовавшимся каналам в цементном камне, заполняющем МКП. Движущая сила обусловлена перепадом давлений. Флюид движется с определенной скоростью, обычно снизу вверх, заполняя пустоты МКП и повышая в нем давление. Прорыв флюида на поверхность может привести к катастрофическим последствиям, взрывам и пожарам, нарушению нормальной эксплуатации скважин и месторождения в целом.

Заколонное и межколонное пространства (под ЗКП подразу-мевается кольцевое пространство между породой и любой спущенной обсадной колонной, под МКП – кольцевое пространство между обсадными колоннами, спущенными в скважину) часто представляют собой хороший проводящий канал для движения флюида. В ЗКП и МКП флюид может двигаться вдоль плоскости неполного контакта цемента с породой и цемента с колонной, а также через пористую среду цементного камня.

Основной причиной образования МКД, заколонных и межпластовых перетоков, осложняющих бурение и эксплуатацию скважин, является некачественное креп-ление скважин [1–5]. Состояние цементного кольца в ЗКП и МКП имеет решающее значение при образовании МКД в скважинах.

Газопроницаемость цементного камня обусловлена значительной пористостью. Объем пор в схватившемся цементе достигает 20–40 % [6]. Вместе с тем наличие пористого пространства не обусловливает проницаемости, так как для этого необходима капиллярная связь между порами, которая может образовываться вследствие высоких давлений, температуры, коррозии [2–5, 7].

Промысловая практика подтверждает, что тампонирующие вещества, применяющиеся при строительстве скважины, в современных условиях остаются проницаемыми, но расход газа при фильтрации через них в ЗКП и МКП не может быть большим.

Существование разветвленной сети поровых и проницаемых каналов в цементном камне ЗКП и МКП скважин способствует фильт-рации флюида из высоконапорных пластов и образованию МКД.

Образованию и нарастанию МКД в скважинах могут способствовать изменения в цементном камне, происходящие под воздействием механических (физических) и физико-химических процессов, протекающих при испытании скважин, разработке и эксплуатации месторождений, а также геологические особенности месторождений, наличие тектонических нарушений, аномально высокие пластовые давления.

Учитывая, что основной целью цементирования нефтяных и газовых скважин является создание сплошной и непроницаемой изолирующей среды между различными горизонтами вскрытого разреза месторождения, к причинам образования проводящих каналов в ЗКП и МКП можно отнести следующие условия: цемент отсутствует; цементный камень плохого качества; высота подъема цементного камня недостаточна; имеются негерметичности в элементах конструкций скважин (например, в муфтовых соединениях, уплотнениях устьевой обвязки). На рис. 1 приведены наиболее распространенные случаи образования МКД в практике бурения и эксплуатации скважин.

Для предупреждения появления и успешной борьбы с МКД в скважинах важно своевременно выявить начавшийся процесс миграции флюида. Необходимо вовремя определить источник МКД, направление движения потока по структуре, ЗКП и МКП.

В настоящее время не существует единой отработанной методики выявления источников МКД. На каждом месторождении по мере необходимости применяются различные приемы выявления источников МКД и борьбы с ними.

Своевременное обнаружение перетоков и источников МКД в скважине на хорошо изученных разрабатываемых месторождениях возможно при помощи гидрогеохимических исследований. Но состав флюида в МКП во время разработки и миграции к устью скважины может значительно изменяться.

Количественные изменения состава флюида могут происходить при движении его по поровому пространству среды МКП, одновременном проявлении нескольких источников, при смешивании с техническими реагентами, при взаимодействии с металлом обсадных колонн скважины, в результате дегазации во время отбора и хранения проб и т. д. Все это затрудняет определение естественного состава флюида и, как следствие, выявление источника.

КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Для идентификации источников МКД разработан комплекс геофизических исследований на разных режимах работы скважины с контролем устьевых давлений в трубном, затрубном и межколонных пространствах скважины.

Комплекс геофизических исследований включает метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК) или его модификацию – спектральный трехкомпонентный каротаж микровибрации геосреды, а также высокочувствительную термометрию.

Трехкомпонентный геоакустический каротаж основан на измерении амплитудного уровня гео-акустической эмиссии в скважине [8–10]. Прибор ТК ГАК оснащен тремя высокочувствительными датчиками-акселерометрами, которые позволяют фиксировать интенсивность упругих волн в скважине в частотном диапазоне от 100 до 5000 Гц. За счет максимальной чувствительности датчиков к колебаниям, параллельным его главной оси, и слабой поперечной чувствительности конструктивное расположение датчиков в приборе ТК ГАК позволяет фиксировать интенсивность упругих волн в скважине, природа которых обусловлена процессами геодинамики и технологическими процессами, связанными с разработкой месторождений, в вертикальном и горизонтальном направлениях.

Упругие волны в скважине формируются в основном за счет движения пластовых флюидов в пористых средах (коллекторах), в ЗКП по каналам различной природы и при движении в стволе скважины. Интенсивность и спектр этих шумов зависят от упругих свойств окружающей породы, реологических свойств флюидов, конструктивных элементов скважинного оборудования, расхода флюида, абсолютного давления и градиента давления в канале, формы и размеров каналов, по которым движется флюид. Наиболее высокая интенсивность упругих волн характерна для движения свободного газа по каналам малого диаметра с переменной траекторией и при высоком градиенте давления.

Изучению вопроса звукообразования при фильтрации потока флюида посвящен целый ряд работ [11, 12]. Известно, что потоки нефти, воды и газа при прочих равных условиях имеют различные спектры шумов, причем для газа характерен высокочастотный спектр, для нефти и воды – более низкочастотный.

Независимо от состава интервалы ЗКП, по которым движется флюид, на общем виброакустическом поле выделяются повышенным уровнем шума, что безусловно используется для выделения интервалов заколонной циркуляции. Аналогичная картина наблюдается в интервалах притока флюида в ствол скважины, независимо от притока через интервал перфора-ции или через место нарушения герметичности эксплуатационной колонны.

Амплитудно-частотные характеристики фильтрационного потока прежде всего определяются структурой и типом коллектора, при этом скорость фильтрации практически не влияет на спектр шума, но отмечаются изменения уровня амплитуды шума. Как правило, в трещиновато-порис-тых коллекторах поток фильтруется через трещиноватое пространство и максимум спектра гидродинамического шума лежит в пределах первых единиц кГц. В случае когда поток фильтруется через поры и трещины одновременно, появляются шумы в области более высоких частот. Местоположение интервала фильтрационного течения определяется относительным изменением уровня звукового давления для каждой из частот.

Зафиксированные геоакустические сигналы методом ТК ГАК в трех направлениях на различных режимах позволяют сравнить их по амплитуде, частотному диапазону и представить в виде измеренных и расчетных параметров (рис. 2). На примере представлена конструкция скважин, геофизические исследования (гамма-каротаж – ГК) вскрытого разреза скважин, локатор муфт (CCL) эксплуатационной колонны, параметры ТК ГАК (Н₁, Н₂, Н₄, Z₁, Z₂, Z₄) и амплитуда волнового поля с горизонтальных и вертикального датчиков. Увеличение уровня сигналов на представленных параметрах ТК ГАК указывает на переток газожидкостной смеси из затрубного пространства в МКП скважины.

ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДА

Изучение геоакустических сигналов, зарегистрированных в трех направлениях методом ТК ГАК при различных геолого-промысловых условиях, позволяет всесторонне изучить процесс флюидодинамики, идентифицировать природу возникновения упругих волн в скважине и принимать решение об их техническом их состоянии, решать практические задачи по определению движения флюида в ЗКП, внутрипластовых и межпластовых перетоков, диагностике МКД. Данная методика является весьма эффективной при проведении временных замеров, так как вследствие интенсивной разработки и падения пластового давления изменяется качество цементного камня и интенсивность заколонных перетоков может значительно меняться.

Высокочувствительная термометрия основана на изучении теплового поля в скважине. По изменению температурного градиента можно сделать выводы о наличии циркуляции флюида от источника по ЗКП и МКП.

Температура при фильтрации газа вследствие большого расширения падает. Фильтрация жидкости отмечается увеличением температуры, так как перепад давлений расходуется на пре-одоление сил трения. Известно, что при депрессиях около 10 МПа температура нефти может увеличиваться, а газа – уменьшаться на 4–5 °C.

Методика исследований включает спуск приборов ТК ГАК и высокочувствительной термометрии в скважину и проведение исследований на разных режимах:

– фоновое исследование (исследование в заблаговременно остановленной скважине) позволяет зарегистрировать естественный амплитудный уровень геоакустической эмиссии и тепловое поле в скважине;

– динамическое исследование (при снижении МКД на устье скважины и динамическое исследование – при восстановлении давления в МКП скважины) позволяет идентифицировать источник, флюид на данных режимах исследования скважины начинает движение от источника по ЗКП и МКП скважины, что фиксируется высокочувствительной аппаратурой.

Контроль давления в МКП, затрубном и трубном пространствах на устье скважины можно проводить цифровыми регистраторами давления, которые устанавливаются до начала геофизических исследований и снимаются после их проведения. В случае изменения величины давления в соседнем межколонном, затрубном или трубном пространствах можно судить о связи двух или более пространств (рис. 3). Связь может происходить через уплотнения в устьевом оборудовании, а также через негерметичности в обсадных колоннах и элементах подземного оборудования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Межколонные давления возникают в результате вмешательства в естественное течение физических процессов, происходящих в замкнутом резервуаре месторождения. Для каждого мес-торождения характерны индивидуальные закономерности, при этом особую опасность представляют месторождения с наличием агрессивных компонентов и аномально высокими пластовыми давлениями. Многие из таких месторождений находятся в непосредственной близости от населенных пунктов и уникальных природных зон, поэтому потенциально опасной можно считать любую величину МКД в скважинах различных назначений и категорий. Предложенное комплексное исследование скважин дает возможность своевременно обнаружить перетоки и идентифицировать источники МКД, что, в свою очередь, позволяет оперативно принять меры по их устранению, сократив риск образования чрезвычайных ситуаций и создав условия для нормальной разработки и эксплуатации месторождения.

Современные условия эксплуатации нефтяных месторождений осложнены различными геолого-промысловыми и техногенными факторами, приводящими к неэффективной работе механизированных скважин, а в некоторых случаях к преждевременному отказу глубинно-насосного оборудования. Среди механизированных видов добычи нефти эксплуатация скважин установками электрических центробежных насосов (ЭЦН) является одним из основных. При этом метод центробежной сепарации выступает одним из главных при борьбе с вредным влиянием механических примесей на работу электрических центробежных насосов.

На рис. 1 представлено поведение многофазной смеси после ее попадания в поле действия центробежных сил [1–3]. Во время работы ЭЦН многофазная смесь, состоящая из пузырьков газа, воды, нефти и механических примесей, поднимается из забоя скважины на прием погружного центробежного сепаратора, где происходит разделение смеси на фазы, при этом газовая фаза (газ, легкие фракции углеводородов и т. п.) перемещается к оси вращения, а жидкая фаза с твердыми частицами направляется на периферию сепарационной камеры.

Механические примеси могут быть представлены: частицами, выносимыми из пласта в процессе эксплуатации скважин; продуктами коррозии подземного оборудования; частицами, попавшими в скважину в процессе проведения текущего ремонта скважины; нерастворимыми твердыми включениями в составе жидкости глушения; обломками проппанта после проведения гидроразрыва пласта; продуктами, образованными взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей [4].

Механические примеси в каждой конкретной скважине имеют разные значения абразивности, концентрации, плотности, твердости и размеров частиц.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

В лаборатории кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина авторами статьи был создан экспериментальный стенд по исследованию характеристик центробежных сепараторов механических примесей (ЦСМ) с имитатором эксплуатационной колонны для погружных центробежных сепараторов.

Испытания ЦСМ на стенде проводили на модельных смесях, которые представлены многофазными потоками с заданными параметрами механических примесей, газа и жидкости в пределах: расход жидкости от 3 до 200 м³/сут; расход газа от 0 до 400 м³/сут; газосодержание смеси от 0 до 100 %; концентрации взвешенных частиц от 0 до 4 г/л; механические примеси представлены смесью проппанта и кварцевого песка.

Предусмотрена возможность быстрой модификации элементов стенда с учетом требований к исследуемому оборудованию: в обсадной колонне или без нее; количество входов и выходов в сепараторе; наличие в потоке смеси механических примесей, газа и др.

Рассмотрим объект испытаний на стенде – сепаратор газа и механических примесей (рис. 2), использующийся в качестве приемного модуля погружных ЭЦН в пескопроявляющих скважинах с высоким газовым фактором.

В проточной части моноблочного центробежного сепаратора газа и механических примесей пузырьки газа из откачиваемого флюида собираются в глобулы за счет кавернообразующего лопастного колеса. Затем в поле действия центробежных сил происходит разделение потока на фракции. Механические частицы центробежными барабанами отбрасываются к стенкам гильзы сепаратора, на внутреннем диаметре которой изготовлена проточка с обратной винтовой нарезкой, газ собирается в центральной части сепаратора, очищенная жидкость движется вдоль оси сепаратора в зазоре между потоками газа и жидкости с механическими примесями.

По обратной винтовой нарезке жидкость с примесями направляется по обводному каналу сепаратора и за счет центробежного колеса, установленного в нижней части сепаратора, увлекается на сброс механических примесей из сепаратора в затрубное пространство. За счет обводной трубки, расположенной на сбросе механических примесей, сброс в затрубное пространство происходит на 20 м ниже, чем расположен прием смеси центробежного сепаратора.

По перекрестным каналам отделенный поток газа устремляется на газовый сброс сепаратора в кольцевое пространство, а поток с жидкостью – на прием ЭЦН.

На стенде ЦСМ при подготовке смеси формируется многофазный поток из жидкости, газа и механических примесей, который подается на прием испытываемому сепаратору с заданными значениями давления и расхода.

Для формирования потока жидкости на стенде был установлен подпорный насосный блок, состоящий из износостойкого насоса с регулируемой подачей жидкости при помощи частотного преобразователя. Замеренный поток газа подается компрессорным реометрическим стендом с диафрагменным расходомером.

Концентрация взвешенных частиц (КВЧ) и их пропорциональное содержание в потоке смеси регулируется на входе ЦСМ путем порционного добавления соответствующих видов механических примесей в модельную смесь. Концентрации и вес используемых мехпримесей регулируются в соответствии с программой испытаний. Пробы КВЧ отбираются на выкидных патрубках при помощи фильтров, отделяющих механические примеси от жидкости с последующей сушкой и взвешиванием мехпримесей.

Различные варианты стенда содержали прозрачные вставки на входе и выходах в испытываемом оборудовании для съемки потока газожидкостной смеси (ГЖС) с мехпримесями скоростной камерой, а также эксплуатационную колонну с трубопроводами, изгибающимися под прямым углом. В ходе пусконаладочных мероприятий стенд работал нестабильно, значение КВЧ самопроизвольно менялось в процессе испытаний. Выявлено наличие ряда застойных зон на входе в сепаратор и на резких изгибах трубопроводов. Накопление примесей в этих зонах приводило к выбросам механических примесей или, наоборот, к уменьшению КВЧ при изменении работы сепаратора. Механические примеси оседали в застойных зонах при уменьшении скорости потока в трубопроводах или их выносило из застойных зон при увеличении скорости потока. В застойных зонах наблюдались завихрения потока смеси.

Определенные в результате пусконаладочных работ застойные области стенда были исключены путем изменения конфигурации проточной части трубопроводов, удаления резких поворотов трубопроводов и устранения на стенде ЦСМ возможных ниш для накоп-ления механических примесей.

ИСПЫТАНИЯ СЕПАРАТОРА

Испытание сепаратора газа и механических примесей, имеющего один вход и три выхода, проведено при синхронном замере параметров: одновременно выполнялся замер на всех выходах при выставленном требуемом режиме.

Проведены отдельные испытания с использованием кориолисового расходомера на выходе сепаратора (рис. 3). Поскольку кориолисовый расходомер обес-печивает высокую точность измерения газожидкостного потока, но его эксплуатация запрещена при содержании в потоке механических примесей, в данных испытаниях механические примеси в смесь не добавлялись. В результате получены точные значения коэффициента сепарации газа при различных режимах его работы.

Затем испытания повторялись без участия в схеме стенда корио-лисового расходомера, с такими же режимами работы стенда и с механическими примесями в потоке (см. рис. 3). При проведении испытаний без механических примесей фиксировались расходы жидкости и газа на входе и выходах. При испытаниях с механическими примесями повторно создавались те же режимы, расходы жидкости на выходах определялись объемным методом, производился отбор проб смеси с последующим определением КВЧ на выходах сепаратора (см. рис. 3). Совпадение режимов испытаний с механическими примесями и без них проверялось сравнением значений расходов жидкости, замеренных кориолисовым расходомером или объемным способом.

После проведения пусконаладки стенда были проведены стендовые испытания сепаратора газа и механических примесей. Целью испытаний было определение коэффициентов сепарации по газу и механическим примесям в зависимости от входных параметров: газосодержание 0 %; 35 %; 55 %, концентрация взвешенных частиц механических примесей (проппанта и кварцевого песка) 3 г/л.

На стенде ЦСМ производились испытания с модельной грубодисперсной смесью «вода – воздух» (размер глобул газа в потоке до 10 мм), реологические характеристики которой соответствуют характеристикам газонефтяной смеси с обводненностью свыше 70 %.

Кроме этого, были проведены испытания сепаратора на стенде с модельной мелкодисперсной смесью «вода – поверхностно активное вещество (ПАВ) – воздух» (дисолван 4411, концентрация 0,05 %), обладающей реологическими характеристиками, соответствующими характеристикам газонефтяной смеси с обводненностью менее 50 % (в некоторых случаях 60–70 %).

Анализ результатов испытаний позволяет сделать вывод о том, что при увеличении расхода смеси коэффициент сепарации падает. При увеличении газосодержания на входе коэффициент сепарации повышается (рис. 4).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Выявлена сходимость значений коэффициента сепарации механических примесей для модельных смесей, содержащих песок или проппант, при входном газосодержании 35 %. При испытании на данных режимах с увеличением расхода жидкости от 10 до 170 м³/сут значение коэффициента сепарации механических примесей К_с.мех снижается с 0,99 до 0,76. При газосодержании 55 % для модельных смесей, содержащих проппант, с аналогичным увеличением расхода жидкости наблюдается уменьшение К_с.мех с 0,96 до 0,79. В тех же условиях (при газосодержании 55 %) для модельной смеси, содержащей песок, практически вне зависимости от расхода жидкости на выходе К_с.мех остается в пределах 0,85. Аналогично выглядит зависимость модельной смеси с проппантом при отсутствии газа: при увеличении расхода жидкости К_с.мех незначительно увеличивается – от 0,86 до 0,91 (рис. 5).

Анализ результатов зависимости газосодержания на входе в сепаратор от расхода жидкости на выходе, при газосодержании на выходе β_вых = 25 % (рис. 6), выявил ухудшение сепарационной способности по газу с β_вх = 97–74 % (Q_ж = 91–186 м³/сут) до β_вх = 42–28 % (Q_ж = 67–162 м³/сут) при испытаниях на модельной смеси «вода – ПАВ – воздух».

Испытания сепаратора на сепарационную эффективность при различных газосодержаниях на грубодисперсной модельной смеси «вода – газ – проппант» и «вода – газ – песок» показали хороший результат: достигнут высокий коэффициент сепарации как по газу, так и по механическим примесям, низкое остаточное газосодержание на всем диапазоне подач. Такая модель жидкости соответствует обводненной нефти. Испытания на модельной мелкодисперсной смеси «вода – ПАВ – воздух», которая моделирует необводненную нефть, выявили, что данная конструкция работает с приемлемой эффективностью только на малых подачах.

Причиной малой эффективности при работе на модельной смеси «вода - ПАВ - воздух» может быть диспергирование потока газожидкостной смеси винтовой проточкой для отвода механических примесей, в этом случае проявляется взаимное отрицательное влияние механических примесей и свободного газа, снижающее эффективность их сепарации. Намечены конструктивные решения по устранению этого недостатка.

Разработанный сепаратор может применяться на поздней стадии эксплуатации малодебитных месторождений. Фонд скважин, пригодных для эксплуатации погружных УЭЦН с разработанными газосепараторами-диссендерами, составляет около 20–30 % от всего фонда скважин в России.

Для повышения эффективности сепарации в конструкции моноблочного центробежного сепаратора газа и механических примесей планируется заменить лопастное радиальное колесо на сбросе механических примесей на осевое рабочее колесо и изменить конструкцию гильзы с обратной винтовой нарезкой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Созданный испытательный стенд позволяет адекватно имитировать работу сепаратора газа и механических примесей в скважине на приеме установки элект-рических центробежных насосов.

Определена область применения разработанного сепаратора газа и механических примесей - это малодебитные обводненные скважины, составляющие около 20-30 % от всего фонда скважин в России. Отмечена высокая эффективность центробежной сепарации механических примесей на всем диапазоне подач жидкости и при любом содержании свободного газа. Запланировано дальнейшее улучшение конструкции.

Завод «АГУНА» – отечественный производитель промышленного теплового оборудования. Выпускаемое заводом оборудование успешно эксплуатируется на различных объектах уже более 16 лет. Основные продукты предприятия – высокоэффективные малогабаритные модульные котлы ASC 100/200/300/500 и сертифицированные малогабаритные блочные котельные полной заводской готовности мощностью 0,2–20,0 МВт.

ACS 100/200/300/500 – водотрубные модульные малогабаритные автоматизированные котлы со встроенной горелкой с плавным регулированием мощности. Теплообменники котлов изготавливаются из медных оребренных труб, развальцованных в чугунные трубные доски. Котлы при монтаже, как кубики, можно собрать в вертикальные сборки по 1, 2 или 3 модуля. Таким образом, котел ACS 500 при установке в сборку из трех модулей занимает площадь около 1,5 м2 при мощности 1,5 МВт.

Малые габариты котлов, компактность и модульность определяют их неоспоримые пре-имущества при использовании в проектах реконструкции и модернизации котельных. Для проведения замены оборудования не требуется разрушения стен и создания специальных технологических проемов. Данное оборудование имеет высокий КПД (94–96 %), отличные экологические параметры (предельно низкое содержание NОx и СО в выбросах продуктов сгорания) и дает возможность использовать различные теплоносители, включая гликолевые смеси и антифриз.

Автоматизированные блочные модульные водогрейные котельные установки «АГУНА» имеют возможность удаленной диспетчеризации и управления, являются законченными изделиями, поставляются под ключ с полным комплектом документов. на различных объектах.

Габариты котельной мощностью 1,5 МВт – всего 3 × 6 м. В котельных «АГУНА» применяется принцип «многоядерности»: в качестве источников тепла используются не два котла (основной и резервный), а несколько модулей котлов в зависимости от мощности котельной. Применение такого принципа построения позволяет существенно повысить «живучесть» системы в нештатных ситуациях, очень экономно производить тепло (лишние модули просто отключаются) и иметь высокий КПД даже при нагрузках всего в 90 кВт. КПД установки для котельной мощностью 2,0 МВт не меняется при производстве тепла в диапазоне от 90 кВт/ч до 2,0 МВт/ч, что дает ощутимый эффект экономии при работе в осенне-весенний и летний периоды: поскольку часть «ядер» (модулей) большее время отключены, то в дополнение к экономии электричества и газа котельные «АГУНА» позволяют экономить и ресурс самих котлов.

Завод «АГУНА»

620017, РФ, г. Екатеринбург,

ул. Фронтовых Бригад, д. 18/3

Тел.: +7 (343) 287-63-44

E-mail: info@agyna.ru

www.agyna.ru

Согласно Государственной программе «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 годы» для выполнения прогнозируемых объемов работ по добыче и транспортировке углеводородов континентального шельфа России потребуется 55 морских буровых платформ и терминалов, 85 специализированных транспортных судов и около 140 судов обслуживания. Для постройки этого флота необходимо огромное количество кабелей и, соответственно, кабельных лотков и инженерных монтажных конструкций. В настоящее время освоение арктических шельфовых месторождений осуществляется с помощью морских ледостойких стационарных нефтедобывающих платформ, которые обеспечивают бурение скважин, добычу нефти, а также ее хранение и отгрузку. Основными особенностями данных платформ являются устойчивость к повышенным ледовым нагрузкам, продолжительная автономная работа и возможность круглогодичной эксплуатации в полярных условиях.

Природные условия в районах арктических месторождений характеризуются обледенением надводных и подводных конструкций; порывистым ветром до 36 м/с; коротким холодным летом и продолжительным зимним периодом с экстремально низкой температурой воздуха (до –53 °С). Анализ антикорозийных покрытий, технических и эксплуатационных характеристик кабеленесущих систем, применяемых на данный момент, показывает, что в случае падения температуры до –60 °С и ниже, а также под воздействием соленой взвеси в воздухе изделия из низколегированной стали становятся хрупкими, очень быстро разрушается защитный цинковый слой, что в конечном счете влечет за собой выход из строя и ремонт кабельной линии, зачастую дорогостоящий.

КАБЕЛЕНЕСУЩИЕ КОНСТРУКЦИИ

Для решения этой проблемы специалистами Самарского завода электромонтажных изделий АО «СЗ ЭМИ» была разработана и запущена в серийное производство группа специальных универсальных кабельных лотков и несущих конструкций, предназначенных для эксплуатации на морских буровых платформах и других арктических объектах. Эти изделия изготавливаются из нержавеющей стали AISI 316L, поз-воляющей сохранять прочность и гибкость при максимально низких температурах.

Нержавеющая сталь AISI 316L используется для конструкций, эксплуатирующихся в промышленных помещениях с высоким уровнем влажности и в условиях агрессивного атмосферного воздействия, а также в прибрежных областях с высокой солевой нагрузкой. Расчетный срок годности кабеленесущих систем, выполненных из нержавеющей стали данной марки, в условиях арктического климата составляет не менее 30 лет.

В промышленных областях со значительной степенью загрязнения диоксидом серы, прибрежных областях с низкой солевой нагрузкой рекомендуется использовать горячеоцинкованную сталь. Толщина цинкового покрытия, которое АО «CЗ ЭМИ» наносит на свои изделия, составляет не менее 75 мкм. С учетом высокой степени коррозионного воздействия в районах арктических месторождений (C5М согласно международному стандарту ISO 9223:2012) расчетная величина износа покрытия, выполненного методом горячего цинкования, составляет 6 мкм/год.

Произведенные в Самаре кабельные лотки и кабельросты лестничного типа предназначены для прокладки магистральных путей сложной конфигурации. Их длина варьируется в диапазоне от от 2,0 до 12,0 м, ширина составляет 150–1000 мм. От внешнего воздействия кабель может быть дополнительно защищен крышкой KL либо снегозащитной крышкой KT, обеспечивающей степень защиты IP20 по ГОСТ 14254–2015. Для низковольтных кабелей диаметром до 30 мм и радиусом загиба от 300 до 900 мм применяются лестничные лотки KTU с толщиной металла от 1,5 до 2,0 мм. Модификации лотков отличаются высотой борта: 60; 75; 80; 100; 110; 120 и 160 мм. Опорные интервалы превышают 1 м и ограничиваются длиной 3 м.

Для высоковольтных кабелей диаметром свыше 30 мм и радиусом загиба до 900 мм толщина металла лестничного лотка KTU увеличена от 2,5 до 5,0 мм. Высота борта составляет: 60; 75; 80; 100; 110; 120; 160 и 200 мм для разных модификаций. Опорные интервалы превышают 1 м и могут достигать 6 м.

Для сложных участков прокладки кабельных трасс, где предусмотрены высокие нагрузки и большие расстояния между опорами, компания «CЗ ЭМИ» предлагает систему U-образных профилей. Конструкция отвечает всем требованиям, предъявляемым к усиленной кабеленесущей системе, а ее компоненты – детали из U-образного профиля BSU 5 и широкий ассортимент стартовых кронштейнов SU5-STK 200 – поз-воляют реализовать практически любое нестандартное решение. Крепление U-образного профиля к стартовому кронштейну упрощает монтаж системы на внешних опорных конструкциях. Во избежание возникновения электрохимической коррозии при установке стартовых кронштейнов из нержавеющей стали AISI 316L применяются изолирующие фторопластовые пластины.  

ГАРАНТИИ КАЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ

Лучшим подтверждением качества работы компании при соблюдении всех законодательных требований служит сертификат. Завод АО «CЗ ЭМИ» обладает всеми необходимыми для поставок предприятиям российского ТЭК сертификатами, их общее количество на сегодня составляет 19 шт. В их числе – сертификаты Таможенного союза и Российского морского регистра судоходства, сертификаты системы менедж-мента качества по международному стандарту ISO/TS 29001:2010 и системы экологического менедж-мента ISO 14001:2015. Компания также имеет сертификат сейсмостойкости, сертификаты на проектные и строительные работы (MAR) международной компании TechnipFMC, сертификат ИНТЕРГАЗСЕРТ ПАО «Газпром» и сертификаты других крупнейший российских нефтегазовых компаний, таких как ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ».

Наряду с высоким качеством продукции, ориентированной на использование в экстремальных климатических условиях, преимуществом АО «CЗ ЭМИ» также служит сопровождение монтажных и пусконаладочных работ своими квалифицированными специалистами. Благодаря географическому расположению завода его сотрудники имеют возможность оперативно добраться воздушным, водным или сухопутным транспортом до объектов заказчика и присутствовать на всех этапах поставки оборудования, его приемки и ввода в эксплуатацию.

442032, РФ, г. Самара, Заводское ш., д. 3

Тел.: +7 (846) 279-28-55

Факс: + 7 (846) 955-30-05

E-mail: sale@szemi.ru

www.szemi.ru

Специалисты ПАО «Газпром» и ООО «Газпром проектирование» на протяжении последних 15 лет работают в области практического проектирования объектов российского Арктического шельфа. Опыт работы показал, что одной из главных проблем при проектировании и дальнейшем обслуживании месторождений в условиях Арктического шельфа Российской Федерации (РФ) является длительный период замерзания акваторий в районах шельфовых месторождений. При этом управление надежностью при проектировании [1] также является одной из главных проблем.

Характерным примером выступает обеспечение надежной работы подводных систем в условиях Карского моря, которое может быть покрыто льдом до 10 мес/год. Ремонт или замену оборудования можно производить только в течение 2 мес/год. Это ограничивает возможность подхода ремонтных судов в район расположения оборудования и, следовательно, возможность круглогодичного обслуживания, ремонта и замены подводного оборудования.

Специалистами ООО «Газпром проектирование» разработана и обоснована концепция полностью подводного обустройства арктических шельфовых месторождений РФ. Концепция предусматривает создание полностью подводных систем обустройства, включающих подводные добычные комплексы (ПДК), подводные установки подготовки газа к транспорту (УПГТ) и подводные компрессорные станции (КС) [2]. На базе этой концепции по заказу ПАО «Газпром» были разработаны «Технические требования на подводную УПГТ и подводную КС производительностью 10 млрд м³/год».

При разработке были изучены вопросы энергообеспечения, определены потребности морских нефтегазовых месторождений в электроэнергии на различных стадиях эксплуатации, произведена систематизация выпускаемых и перспективных автономных источников электроснабжения, разработана методика определения приоритетности источников электроэнергии, определены критерии приоритетности использования источников электроэнергии. Предложены решения по выбору автономных источников электроснабжения для различных вариантов реализации ПДК.

Наиболее актуальной задачей освоения газовых месторождений Арктического шельфа РФ является обеспечение надежной работы подводного оборудования. Для решения этой актуальной задачи в ООО «Газпром проектирование» выполнены исследования надежности проектируемых объектов [3].

Выполненная работа дала возможность:

– обосновать уровень резервирования элементов и систем, позволяющий достигнуть заданных требований к надежности технологического оборудования;

– определить потребность в запасных частях для обеспечения надежного функционирования технологического объекта в течение установленного срока службы;

– определить трудоемкость планового и внепланового технического обслуживания и ремонта технологических объектов;

– выполнить разработку проектных решений по объектам ремонтной производственной инфраструктуры (ремонтная база, склады, подъездные пути к технологическим объектам и др.).

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕЗЕРВИРОВАНИЮ

Частота отказов оборудования подводных добычных систем может достигать двух случаев в год. Это становится серьезной проблемой для эксплуатации подводного оборудования на замерзающем шельфе РФ. При этом необходимо отметить, что важна не только частота отказов, но и время восстановления производительности, т. е. ремонта или замены неисправного оборудования со всеми сопутствующими операциями. Одна из основных составляющих восстановления производительности – мобилизация ремонтного и обслуживающего флота. Мобилизация флота является определяющим фактором для формирования как финансовой, так и временной составляющих ремонта.

На базе методики управления надежностью были разработаны рекомендации по резервированию подводного оборудования для месторождений с проектной производительностью 10 млрд м³/год.

Получены следующие наиболее важные результаты:

– в условиях Карского моря обустройство без резерва практически неработоспособно, и недопоставка может составить до 8,5 млрд м³/год;

– резервирование по схеме «4 + 2» позволяет существенно увеличить надежность и повысить значение коэффициента надежности, снизить вероятную недопоставку;

– дальнейшее повышение надежности достигается резервированием систем обеспечения по высоковольтным кабелям системы энергообеспечения, трубопровода обеспечения ингибитора гидратообразования, кабеля сис-темы управления и конденсатопровода по схеме «1 + 1».

Резервирование оборудования по схемам «4 + 2» означает необходимость 50%ного запаса оборудования и 100%ного резервирования кабелей, трубопроводов ингибитора гидратообразования и конденсата.

Полученные результаты показывают важность резервирования для сокращения простоев и снижения недопоставки. В то же время высокая степень резервирования оборудования приводит как к увеличению капитальных вложений, так и к повышению эксплуатационных расходов на его транспортировку, хранение и обслуживание. Определение степени резервирования при разработке технических решений обустройства месторождений Арктического шельфа РФ требует глубокого экономического анализа.

РАСЧЕТЫ ОПТИМАЛЬНОГО УРОВНЯ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ

Для определения оптимального уровня резервирования оборудования ПДК выполняются расчеты в соответствии с правилами, приведенными в ГОСТ 27.003–90 [4]. Для этого целевая функция ∆E(R) рассчитывается как разность функций E(R) и C(R) по формуле

∆E(R) = E(R) – C(R), 

где R – показатель надежности системы; E(R) – показатель эффективности системы (чистый дисконтированный доход); C(R) – показатель стоимости (капитальные вложения).

При оптимальном уровне надежности ПДК целевая функция ∆E(R) должна иметь максимум.

На рис. 1–4 показаны расчетные значения коэффициентов надежности для перспективных месторождений ПАО «Газпром» в диапазоне 0,49–0,95. Оптимальные уровни надежности для соответствующих месторождений соответствуют значениям: 0,84; 0,928; 0,923; 0,894.

В ходе работ были рассмотрены несколько схем освоения шельфовых месторождений РФ, для каждого из месторождений были рассмотрены различные варианты резервирования. Эти результаты получены для месторождений, где лед стабилен в течение 6 мес/год. При этом для всех месторождений резервированием оборудования не удается достичь общепринятых значений показателя надежности на уровне 0,97.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Оценивая результаты расчетов, можно сказать, что только резервирование оборудования не дает возможности увеличить надежность подводной системы до требуемых показателей. Резервирования оборудования недостаточно, и для повышения надежности требуются технические средства для технического обслуживания и ремонта в ледовых условиях. Не имея технической возможности для ремонта подводного оборудования в ледовых условиях, невозможно добиться приемлемых показателей надежности.

В целях повышения надежности и эффективности необходимо разрабатывать средства для производства подледного ремонта.

На примере Карского моря можно сказать, что при существующих подходах к ремонту или замене подводного оборудования и имеющихся технических средствах обеспечения ремонта обслуживание месторождений традиционным способом – с поверхности открытой воды – может быть осуществлено в период отсутствия льда, который в холодные годы может составлять всего лишь 2–4 мес/год. Такой период доступности месторождений не может обеспечить должного уровня надежности. Если авария или другой внезапный отказ оборудования произойдут в самом начале ледового периода, доступ к месту отказа оборудования будет открыт, вероятно, только в конце ледового периода.

В наиболее простом случае это будет просто отказ оборудования со снижением проектного уровня добычи до момента завершения ремонтных работ. В худшем случае может произойти бесконтрольный выброс продукта скважины, и подобные случаи происходят. В случаях глобальной аварии, рассматривая время реагирования на прекращение аварии, подразумевают часы, в крайнем случае дни, но никак не месяцы. Безусловно, по результатам анализа развития предыдущих глобальных катастроф создаются новые нормы и правила, вносятся изменения и улучшения в предохранительное оборудование, но от случайности никто не застрахован.

Если авария на шельфовом месторождении будет развиваться в течение нескольких месяцев, экологические последствия для уникальной хрупкой экосистемы северных морей и Мирового океана в целом станут очень значительными, не говоря уже о штрафах, экономических и репутационных потерях владельца и оператора проекта.

По разработанной ранее методике и с учетом результатов обсуждений проблем обустройства Арктического шельфа РФ на международной конференции RAO CIS Offshore 2017 специалистами ООО «Газпром проектирование» совместно со специалистами Департамента 307 ПАО «Газпром» были сделаны предварительные расчеты надежности оборудования шельфовых газовых месторождений. В указанных расчетах была промоделирована ситуация, предполагающая, что подводное оборудование может быть заменено или отремонтировано в любой момент времени, в том числе в период ледовых условий в районе месторождения. Результаты расчетов показали, что значения коэффициента надежности подводного оборудования резко возрастают. Сравнительные кривые зависимости целевой функции проекта от степени резервирования без возможности круглогодичного ремонта и с учетом возможности осуществления круглогодичного ремонта для месторождения 3 представлены на рис. 5.

Анализируя графики, можно сделать заключение, что, помимо резервирования оборудования, важнейшим способом повышения надежности подводной технологической системы является обеспечение возможности круглогодичного доступа к подводному оборудованию. При круглогодичном доступе к оборудованию значение показателя надежности существенно выше расчетных величин, полученных для варианта сезонного доступа. Повышение степени резервирования оборудования в условиях круглогодичного доступа снижает значение целевой функции (которая изначально существенно выше, чем для условий сезонного доступа) и приводит к незначительному повышению надежности. Вместе с тем при определенном значении степени резервирования происходит «провал», при котором значение целевой функции резко падает при сохранении одного и того же уровня надежности.

Для оценки возможности применения различных средств подледного ремонта оборудования был выполнен анализ метеорологических условий и ледовой обстановки в районах шельфовых месторождений. Анализ показал, что в зависимости от региона толщина льда может составлять в среднем от 50 до 100 см (Охотское, Печорское, Японское, Баренцево моря). Для Карского моря средние величины толщины льда составляют 110–140 см. В условиях холодных зим толщина льда может достигать 160–180 см.

Проведена оценка скоростей дрейфа льда:

– Охотское море: 0,021 м/с в штиль, 0,13–0,15 м/с в среднем, до 0,54 м/с в условиях циклонов;

– Японское море: до 0,5–0,6 м/с в условиях зимних муссонов;

– Карское море: 0,02–0,03 м/с в среднем.

Помимо оценки скорости дрейфа льда проведена оценка вероятности возникновения отказа оборудования и продолжительности выполнения ремонта. Оценка выполнена на основании статистических данных и данных компании – производителя оборудования подводных добычных систем. Сводные данные по надежности подводного оборудования ПДК представлены в табл. 1 (здесь: указано число оборудования, в отношении которого велось наблюдение и имеются статистические данные; критический отказ – отказ, который может привести к тяжелым последствиям: травмированию людей, значительному материальному ущербу или неприемлемым экологическим последствиям [5]; некритический отказ – отказ, не подпадающий под определение критического; время активного ремонта – часть времени ремонта, в течение которого на объекте выполняют операции активного ремонта [6]; полное время ремонта – время, необходимое для выполнения ремонта, включая время задержек из-за необеспеченности ресурсами для ремонта [6]).

В табл. 2 представлены оценочные массогабаритные характеристики оборудования, исходя из которых следует проектировать транспортно-технологическое оборудование, предназначенное для выполнения подводно-подледного обслуживания, транспортировки и ремонта. Приведенные в табл. 2 массогабаритные характеристики оборудования являются индивидуальными для каждого проекта: представлены ориентировочные значения, принятые в соответствии с проработанными ранее проектами освоения месторождений Охотского и Баренцева морей.

Анализ представленных обобщенных данных о надежности подводного оборудования ПДК позволяет сделать заключение, что наибольший вклад в снижение надежности ПДК вносят отказы оборудования автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) и оборудования устья скважины и фонтанной арматуры.

Наиболее часто будут происходить отказы оборудования АСУ ТП. При эксплуатации единичной АСУ ТП отказы будут происходить в среднем не реже чем раз в год. Соответственно, за 25 лет произойдет в среднем 25 отказов.

Отказы оборудования устья скважины и фонтанной арматуры будут происходить реже, и доля критических отказов, связанных с необходимостью снижения производительности ПДК либо остановки добычи газа, будет несколько ниже. При эксплуатации единичной скважины ожидается не менее шести отказов за 25 лет эксплуатации.

Наибольшее активное время ремонта требуется для устранения отказов внутрипромысловых трубопроводов. Полное время ремонта, включающее подготовительные работы, заказ запасных частей и расходных материалов, мобилизацию судна и непосредственные работы по устранению отказа, будет намного больше, чем время активного ремонта.

Наибольшее полное время ремонта по устранению отказа прогнозируется для оборудования АСУ ТП ПДК, и оно будет связано с устранением отказа шлангокабеля.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ РЕМОНТНЫХ РАБОТ

Можно рассматривать два основных варианта обеспечения выполнения ремонтных работ в ледовых условиях: с поверхности воды при ледокольном обеспечении работ; полностью подледное выполнение работ.

Обеспечение ремонтных работ с поверхности воды является традиционным способом, но с учетом толщины льда и скорости дрейфа льда это становится нетривиальной задачей. При ее решении необходимо обеспечить свободное от льда пространство в районе проведения работ и динамическое позиционирование судов, с которых будут выполняться работы. Для обеспечения возможности выполнения работ указанным способом в районе месторождений целесообразно иметь «дежурные» ледоколы, которые смогут обеспечить выполнение ремонтных работ в наиболее короткие сроки. Помимо этого, необходимо иметь возможность выполнения грузовых работ с самих ледоколов или с грузовых судов, приспособленных к работе в арктических условиях, с ледокольной поддержкой.

Полностью подледное выполнение работ, в свою очередь, является инновационной технологией, для которой необходимо разрабатывать совершенно новые транспортные средства, в настоящее время не существующие в мировом флоте подводных судов. Такие суда должны обладать внушительной автономностью, грузоподъемностью, системой динамического позиционирования, системой кранов, установленных на судне, достаточно вместительной площадкой для размещения оборудования, модулем управления грузовыми операциями. Помимо этого, в порту загрузки оборудования на подводные суда должна быть создана инфраструктура, позволяющая выполнять швартовку самого судна, погрузку на него оборудования, а также обеспечивающая погружение под воду судна с размещенным на нем грузом без воздействия льда на установленное на грузовых палубах оборудование.

В каждом из рассмотренных вариантов обеспечения ремонта существуют свои плюсы и минусы. Перед принятием решения о создании инновационной подледной грузовой платформы следует тщательно оценить возможные альтернативные варианты применительно к каждому месторождению.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Создание средств и способов обеспечения подледного ремонта является в настоящее время одной из самых актуальных задач освоения газовых месторождений российского Арктического шельфа. Работы в данном направлении уже ведутся крупными проектными организациями различного профиля: предлагаются различные концептуальные системы подледного доступа к месторождениям – как с помощью роботизированной техники для контроля, обследования, управления задвижками, мелкого ремонта, так и с помощью грузовых подводных платформ для транспортировки подводных технологических модулей.

Таблица 1. Сводные данные по надежности подводного оборудования ПДКTable 1. Summary data on reliability of subsea equipment of subsea production system

Таблица 2. Оценочные массогабаритные характеристики оборудования ПДКTable 2. Estimated physical data on equipment of the subsea production system

Газодобывающие и газоперерабатывающие предприятия в процессе эксплуатации ректификационных установок сталкиваются с проблемами, связанными с отклонением от проектных показателей состава пластовой продукции, поступающей на установку, и необходимостью увеличения производительности установки [1, 2].

Нашей инжиниринговой компанией проведен анализ работы одной из таких установок, эксплуатирующейся на газодобывающем предприятии. В процессе эксплуатации установки произошло изменение содержания метанола в пластовой воде с проектных 50 до 65 мас. %, а также возникла потребность в увеличении нагрузки по сырью из-за возросшего количества пластовой воды, поступающей на предприятие.

Данная установка предназначена для ректификации пластовой водно-метанольной смеси с получением метанола, соответствующего ТУ 2421-076-00151638–2007 [3], и подтоварной воды с содержанием метанола не более 2 мас. %. Проектная производительность установки по сырью составляет 2700 кг/ч.

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

В целях определения диапазона устойчивой работы колонны нами проведен анализ режимов работы ректификационной установки при изменяющемся составе сырья с 30 до 65 мас. % в диапазоне нагрузок 2500–4500 кг/ч с использованием программного обеспечения Aspen HYSYS v. 10 [4].

Эксплуатируемая установка состоит из ректификационной колонны, рекуперативного теплообменника, конденсатора, термосифонного кипятильника и насосного оборудования. Основные характеристики технологического оборудования и параметры работы установки представлены в табл. 1. Технологическая модель процесса приведена на рис. 1.

Температура водно-метанольной смеси, подаваемой в колонну, принята 74 °C. Расчет фазового равновесия проводился по методике UNIQUAC. Моделирование работы ректификационной установки включало: определение технологических режимов работы ректификационной колонны, обеспечивающих заданное качество получаемых продуктов по верху и низу колонны; определение тепловых нагрузок на теплообменное оборудование; определение нагрузок по пару и жидкости, обеспечивающих стабильный гидравлический режим работы колонны.

В целях приближения к реальным условиям работы колонны максимальное затопление тарелки принято 75 %, КПД реальных тарелок – 0,6.

В качестве оценочных критериев стабильного гидравлического режима работы ректификационной колонны использовали: нахождение рабочей точки в области устойчивой работы тарелки; нагрузку на сливной стакан; нагрузку на сливную перегородку.

Диаграмма результатов гидравлического расчета приведена на рис. 2. Результаты моделирования представлены в табл. 2 (здесь: F – производительность по сырью; C – концентрация метанола; R – флегмовое число; D – количество дистиллята; W – количество кубового продукта; Q₁ – нагрузка на конденсатор; Q₂ – нагрузка на кипятильник; Q₃ – нагрузка на рекуперативный теплообменник).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

По результату проведенного анализа определены допустимые режимы работы ректификационной колонны: максимально допустимая нагрузка по пару в укрепляющей секции колонны находится в диапазоне 5500–5800 кг/ч; максимально допустимая нагрузка по жидкости в исчерпывающей секции колонны – 6400–6950 кг/ч.

При этом было отмечено, что имеющееся теплообменное оборудование не обеспечивает работу колонны при максимально допустимых нагрузках по пару и жидкости. Необходимое увеличение мощности теплообменного оборудования составляет: для конденсатора – 35 %; для кипятильника – 24 %; для рекуперативного теплообменника – 29 %.

Проведенный анализ работы ректификационной установки при различных режимах работы по питанию и концентрациям компонентов в сырье показал возможность увеличения производительности установки до 40 % относительно проектных показателей. Модернизация ректификационной установки будет затрагивать замену теплообменного и насосного оборудования. Данную модернизацию возможно провести во время планового останова производства на капитальный ремонт. При сравнении CAPEX на модернизацию установки с новым строительством установки, в случае если в рамках модернизации будет обеспечено заданное увеличение производительности установки с необходимым качеством получаемых продуктов, модернизация представляется более выгодным решением.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для эффективной эксплуатации и поиска наилучших решений по модернизации и модификации действующих технологических установок проводятся техническое обследование, моделирование технологического процесса, оценка CAPEX и OPEX, выбор оптимального варианта. Для выполнения указанных работ целесообразно привлекать инжиниринговые компании, оснащенные техническими и программными средствами, с опытом ведения подобных проектов.

Таблица 1. Основные характеристики технологического оборудованияTable 1. Main characteristics of processing equipment

Таблица 2. Результаты моделирования процесса ректификации водно-метанольной смесиTable 2. Results of simulation of the process of rectification of water-methanol mixture

Для оценки вибрации технологических трубопроводов поршневых компрессоров (ПК) подземных хранилищ газа (ПХГ) в настоящее время должны использоваться нормы СТО Газпром 2-2.3-084–2006 [1]. Норм на вибрацию трубопровод-ной обвязки (ТПО) ПК других типов компрессорных станций (КС) (линейных, дожимных) в отрасли нет, поэтому специалисты, как правило, применяют нормы для низкочастотной вибрации по СТО Газпром 2-2.3-324–2009 [2]. Вместе с тем такое применение неправомерно, так как [2] распространяется только на трубопроводы центробежных компрессоров.

В [1] нормируется средне-квадратическое значение (СКЗ) виброскорости V_e в частотном диапазоне 4–1500 Гц с оценками вибросостояния: <4,4 мм/с – отлично; 4,4–7,0 мм/с – хорошо; 7,0–11,2 мм/с – допустимо; 11,2–18,0 мм/с – требует принятия мер; >18,0 мм/с – недопустимо.

Действие этого стандарта «распространяется на все надземные технологические трубопроводы ПХГ» без разделения КС ПХГ с цент-робежными или поршневыми газоперекачивающими агрегатами (ГПА), без выделения трубопроводов блоков очистки газа, систем закачки газа в пласт и отбора газа и т. п. Первоисточником норм вибрации раздела 6.9 СТО [1] можно считать «Нормы вибрации трубопроводов технологического газа компрессорных станций с центробежными нагнетателями» [3]. По крайней мере, нормативные уровни и измеряемые величины вибрации обоих документов совпадают. Но в [3] отмечено, что эти нормы не распространяются на трубопроводы поршневых компрессоров. Кроме того, в [3] указано, что рассматриваются только изгибные колебания трубопроводов, поэтому измерения выполняются в частотном диапазоне 1–40 Гц.

Другим заслуживающим внимания документом по нормированию вибрации труб является ГОСТ 32388–2013 [4]. Здесь вибрация нормируется по амплитудам гармонических составляющих виброперемещения S_a. В табл. 1 приведены указанные в [4] нормативные значения S_a вибрации на различных частотах.

Опорные уровни вибрации, приведенные в табл. 1, следующие: 1 – расчетный при проектировании «Удовлетворительное состояние трубопроводов»; 2 – допускаемый при эксплуатации «Необходим контроль»; 3 – требующий исправления «Необходим повышенный контроль, возможны отказы, необходимо исправление, реконструкция системы»; 4 – уровень появления аварийных ситуаций «Требуется экстренное исправление».

В [4] так же, как и в [1], нет указания на принадлежность рассматриваемых трубопроводов к тому или иному виду оборудования. Но нормы вибрации в [4] перенесены без изменений, через ряд промежуточных документов, из РТМ 26-12-11–76 [5], поэтому их естественно считать нормами вибрации трубопроводов поршневых машин.

Различие в нормах [1] и [4] заключается не только в применимости этих документов к трубопроводным обвязкам различных видов компрессоров (центробежных и поршневых), но и в задачах, решавшихся при разработке исходных норм [6].

МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД

Результаты обширных натурных и экспериментально-аналитических исследований колебаний ТПО центробежных компрессоров (ЦБК) [7–9] показали, что при бездефектном состоянии ЦБК и их ТПО, включая конфигурацию трубопроводов и техническое состояние опор, низкочастотная пульсация газа и, следовательно, вибрация труб малы, так как мала энергия низкочастотных колебаний, генерируемых компрессором и возбуждаемых потоком газа в неоднородностях труб. На рис. 1 показан характерный спектр низкочастотной вибрации трубы ЦБК при бездефектном состоянии.

На рис. 1 выделяется область низкочастотной случайной по амплитуде и частоте вибрации (до 30–40 Гц), вызванной естественными турбулентными пульсациями транспортируемого газа, и детерминированная составляющая с частотой вращения ротора f_н. Значения этих составляющих спектра при бездефектном состоянии малы, амплитуды виброперемещений обычно не превышают единиц мкм.

Повышенная низкочастотная вибрация трубопроводов ЦБК в большинстве случаев является резонансной и может быть вызвана либо аномальными газодинамическими процессами в трубопроводах или проточной части компрессора, либо дефектным состоянием опор [9]. При этом частота доминирующей составляющей вибрации, как правило, не связана с частотой вращения ротора компрессора.

При разработке [2], в процессе которой один из авторов принимал участие, критериальные уровни норм низкочастотной вибрации трубопроводов ЦБК определялись статистическими методами обработки большого объема натурных измерений. При этом ставилась задача выявления аномальных вибросостояний, вызванных возможными устранимыми дефектами (например, дефектом опор, возникновением акустических резонансов, дефектами проточной части ЦБК и т. п.). Оценка величин накопленных усталостных повреждений собственно трубопроводов под действием вибрации с заданными в нормах [2] критериальными значениями не проводилась, так как по прикидочным расчетам было ясно, что эти величины далеки от критических значений. Но следовало учитывать наличие на технологических трубах и запорно-регулирующей арматуре всевозможных вспомогательных трубопроводов, например продувочных патрубков, а также психологическое воздействие вибрации на обслуживающий персонал.

В трубопроводах ПК основная энергия пульсаций транспортируемого газа и, следовательно, вибрации ПК и трубопроводов сосредоточена в низкочастотной области на дискретных составляющих, кратных частоте вращения вала. Существенной высокочастотной вибрации ТПО ПК, как правило, не наблюдается. Характерный спектр пульсации давления газа в трубопроводе одной из ступеней шестицилиндрового двухрядного двухступенчатого компрессора с цилиндрами двойного действия показан на рис. 2.

Характер вибрации ТПО ПК может быть как резонансный, так и вынужденный нерезонансный. Амплитуды виброперемещений для обоих случаев колебаний, даже при исправном состоянии ТПО, могут достигать десятков или сотен мкм. Можно считать, что низкочастотная вибрация труб ПК присутствует всегда при работе компрессора. Поэтому основная задача нормирования вибрации трубопроводов ПК, решавшаяся разработчиками норм [4, 5], заключалась в косвенной оценке накопления повреждаемости труб под воздействием динамических нагрузок.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ И ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Применимость норм [1] и [4] была оценена на примере виброобследований ТПО компрессорного цеха с четырьмя ПК одного из ПХГ. В одних и тех же точках ТПО компрессоров на одних и тех же режимах измерялись виброскорость и виброперемещение. Спектры виброскорости и виброперемещения для точки, где было зафиксировано максимальное из измеренных значений V_e, показаны на рис. 3–4.

Оценка вибрации обследованных ТПО по нормам [1] была «Недопустимо» (V_e > 18 мм/с). Оценка вибрации по нормам [4] (см. рис. 4 и табл. 1) соответствовала «Допустимо при эксплуатации. Необходим контроль». Оценки вибрации всех четырех ТПО ГПА цеха были аналогичными. При этом аномалий в работе компрессоров и опорной системы трубопроводов выявлено не было. Поэтому единственным вариантом снижения вибрации могла быть реконструкция трубопроводной обвязки.

По результатам оценки вибрации ТПО по нормам [1] следовало остановить работу цеха, добиться финансирования работ по проектированию и выполнению реконструкции ТПО ПК, выполнить эти работы. На реализацию этих мероприятий понадобился бы не один год.

При оценке вибрации по нормам [4] следовало продолжить работу цеха без временных и режимных ограничений с условием проведения периодических контрольных измерений вибрации ТПО (1–2 раза в год).

В целях проверки обоснованности применения норм [1] и [4] на обследованном объекте для участка трубопровода, где была зафиксирована максимальная виб-рация (рис. 5), с использованием конечно-элементной модели этого участка (рис. 6), была выполнена оценка снижения ресурса по СТО Газпром 2-2.3-328–2009 [10] при уровнях вибрации по нормам [1] и [4].

Расчеты выполнялись при следующих исходных условиях: труба 325 × 12 мм, частота 1-й формы колебаний – 44 Гц, рабочее давление – 4,4 МПа, число пусков и остановок – 10 в год. Результаты этой оценки приведены в табл. 2 (здесь: верхний уровень по [1] V_e = 18 мм/с пересчитан на амплитуду виброперемещения S_a на частоте 44 Гц в предположении вибрации только на этой частоте).

Из анализа результатов расчетов, приведенных в табл. 2, следует, что при вибрации, соответствующей верхнему уровню по нормам СТО [1], остаточный ресурс уменьшается незначительно (приблизительно так же, как и при уровне 2 по ГОСТ 32388–2013 [4]), и это уменьшение не требует немедленной остановки оборудования и реконструкции ТПО. При вибрации, соответствующей более низким уровням, остаточный ресурс практически не изменяется, и оценка вибрации по [1] теряет смысл.

Нормы ГОСТ 32388–2013 [4] более адекватно отражают техническое состояние трубопроводов и принимаемые в соответствии с ним организационно-технические решения. Так, при превышении уровня 4 ресурс снижается более чем в пять раз, чем и обосновывается необходимость остановки обследованного оборудования. При значении вибрации между уровнями 2 и 3, что было зафиксировано при рассматриваемых измерениях, снижение ресурса не достигает 20 %, что позволяет работать ПК без временных и режимных ограничений. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленный выше анализ рассмотренной проблемы нормирования вибрации ТПО ПК неоднократно докладывался на отраслевых совещаниях и научно-технических семинарах. Считаем, что на основе ГОСТ 32388–2013 [4] может быть разработан отраслевой нормативный документ по вибрации ТПО ПК предприятий газовой промышленности (линейных и дожимных КС, КС ПХГ). Этот документ должен разрабатываться с учетом особенностей конфигурации ТПО, режимных условий работы КС, сложившейся практики проведения диагностических работ в отрасли.

Таблица 1. Допустимые значения амплитуд вибрации трубопроводаTable 1. Allowable values of pipeline vibration amplitudes

Таблица 2. Оценка снижения ресурса из-за динамических напряжений по [10]Table 2. Estimation of resource loss due to the dynamic stresses according to [10]

Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ) является сложным технологическим комплексом, оборудование которого работает в условиях воздействия высококоррозионных сред. В технологической схеме АГПЗ задействовано более 200 тыс. ед. запорно-регулирующей арматуры (ЗРА), на которую помимо коррозионно-активных сред воздействует ряд таких негативных факторов, как высокая температура, наличие механических примесей, перепады давления и т. д. В соответствии с графиком проводится периодическое техническое освидетельствование запорной арматуры и при необходимости ее ремонт.

В ремонтно-механическом цехе (РМЦ) АГПЗ ООО «Газпром добыча Астрахань» ежегодно ремонтируется свыше 10 тыс. ед. арматуры (рис. 1). Надежность работы арматуры зависит от ее конструктивных особенностей, материального исполнения и, что наиболее важно, ремонтопригодности. Одним из условий рабочего состояния арматуры выступает ее герметичность, способная нарушаться в процессе эксплуатации.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

При обнаружении негерметичности арматуры возникает необходимость в восстановлении уплотнительных поверхностей. Для этого долгое время применялась ручная дуговая наплавка (РДН) штучными электродами. Применяемый способ не обеспечивал необходимой производительности и требуемого качества наплавки, так как при ручной дуговой наплавке невозможно добиться равномерности толщины наплавленного слоя. При этом работа занимала значительный период времени, что, в свою очередь, требовало привлечения большого числа сварщиков для проведения наплавки. Для повышения производительности и качества наплавки принято решение о подборе новых высокоэффективных методов восстановления уплотнительных поверхностей ЗРА. Приоритетным направлением выбран поиск отечественных производителей оборудования. По результатам исследования рынка наилучшим вариантом признано оборудование для восстановления уплотнительных поверхностей производства Пензенского конструкторско-технологического бюро арматуростроения.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Для проведения работ были закуплены две установки автоматической наплавки: под слоем флюса УН-3Ф (АФПН) и аргонодуговой наплавки УН-2Г. Общий вид установки УН-3Ф представлен на рис. 2. Данные установки предназначены для высококачественной автоматической наплавки уплотнительных поверхностей деталей и узлов трубопроводной арматуры. Установки состоят из следующих основных частей: вращателя, колонны, подвесной наплавочной головки, системы управления и источника сварочной дуги.

Для проведения работ по наплавке были разработаны и аттестованы соответствующие технологии согласно требованиям нормативных и регламентирующих документов по сварке.

Изношенные детали арматуры (уплотнительные поверхности клиньев и седел ЗРА) можно восстанавливать до первоначальных номинальных размеров или до новых ремонтных размеров, в дальнейшем не оказывающих влияния на их технические характеристики.

Наплавочные работы, используемые при ремонте арматуры, являются основными и ключевыми видами работ при ремонте. После проведения наплавочных работ детали арматуры подвергаются механической обработке на координатно-расточном станке и при необходимости доводятся шлифованием до нужной чистоты поверхности на шлифовальном станке. В табл. 1 представлен объем использования наплавочных работ при ремонте ЗРА в РМЦ.

Для анализа двух способов восстановления уплотнительных поверхностей арматуры была произведена наплавка на образцах размерами 500 × 500 × 12 мм (рис. 3). Наплавленные слои имели геометрические размеры Ø 330 × Ø 290 × 7 мм.

Технические требования к наплавленному материалу, химический состав и механические свойства при наплавке РДН электродами Э-10Х25Н13Г2-ОЗЛ-6 Ø 3 мм и при наплавке АФПН проволокой Св-07Х25Н12Г2Т Ø 3 мм указаны в табл. 2–3. Металл наплавленного шва не склонен к межкристаллитной коррозии.

При сравнительном анализе экспериментального исследования с теоретическим расход сварочного материала не превышает 3 % (табл. 4). Затрачиваемое время при ручной дуговой наплавке составляет 1,6 ч, под слоем флюса – 0,35 ч.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ

Проведен металлографический анализ двух видов наплавки. При ручной дуговой наплавке было обнаружено скопление пор (рис. 4). При автоматической наплавке дефектов обнаружено не было (рис. 5). При сравнительном анализе геометрических параметров наплавленных слоев выявлено, что слой, полученный при ручной дуговой наплавке, получился по высоте и ширине более неравномерным, что усложнит его последующую механическую обработку при ремонте арматуры (например, точение на расточном станке).

Для сравнительного анализа времени, затрачиваемого при проведении двух видов наплавки, а также количества использованных сварочных материалов был рассмотрен процесс наплавки 5000 элементов арматуры в год, принимались средний диаметр Ø 500 мм, высота наплавочного слоя δ = 2,5 мм; 5,0 мм; 7,5 мм. Результаты анализа представлены в табл. 5 (здесь: M – масса наплавленного слоя, кг; М_э – масса электродов, затрачиваемых при РДН; Мн – масса сварочной проволоки, затрачиваемой при АФПН; С_э – стоимость электродов, затрачиваемых при РДН; Сн – стоимость проволоки, затрачиваемой при АФПН; Э = С_э – Сн – разность стоимости материалов; t_э – время, затрачиваемое при РДН; t_н – время, затрачиваемое при АФПН; ∆t = t_э – t_н – разность времени, затрачиваемого при наплавке).

Сравнительный анализ стоимости проводился исходя из принятых средних значений: 610 руб/кг для электродов Э-10Х25Н13Г2-ОЗЛ-6 Ø 3 мм; 650 руб/кг – для проволоки Св-07Х25Н12Г2Т Ø 3 мм; 65 руб/кг – для флюса.

По данным табл. 5 построены график зависимости разности стоимости материалов Э от толщины наплавленного слоя h (рис. 6) и график зависимости разности времени t_э, затрачиваемого при наплавке, от толщины наплавленного слоя h (рис. 7).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных работ и по итогам анализа полученных данных удалось усовершенствовать следующие эффективные показатели: уменьшение времени проведения наплавки, экономия затраченного сварочного материала, улучшение качества полученного наплавочного слоя. Основным значимым показателем следует признать повышение безопасности проведения сварочных работ при использовании автоматической наплавки под слоем флюса.

Таблица 1. Наплавочные работы при ремонте арматурыTable 1. Weld overlay work in the repair of fittings

Таблица 2. Химический состав наплавленного металлаTable 2. Chemical composition of weld metal

Таблица 3. Механические свойства наплавленного металлаTable 3. Mechanical properties of the weld metal

Таблица 4. Затрачиваемое время и расход сварочного материала при наплавкеTable 4. Time consumed and welding consumable consumption during weld overlay

Таблица 5. Результаты сравнительного анализа при наплавке элементов арматурыTable 5. Results of comparative analysis for weld overlay of fitting elements

Чтобы удержать позиции на мировом рынке нефтегазовой индустрии, компания постоянно совершенствует свою работу. По примеру акционеров компании (коллеги из Shell успешно реализуют программу Operational Excellence (OE) уже более 15 лет) одним из приоритетных направлений в деятельности «Сахалин Энерджи» стала программа производственной эффективности.

Производственную эффективность компании подтверждают стабильно высокие результаты, а также высокий уровень корпоративной культуры в отношении прибыли и затрат, принципов безопасности в области охраны труда и окружающей среды и др. При этом достижение производственной эффективности – не кратковременная задача, а «цель в развитии». Для ее достижения руководство компании ежегодно анализирует успехи, проводит консультации и подтверждает или корректирует цели, поставленные на ближайшие пять лет.

В компании Shell ключевыми предпосылками разработки системы управления OE стали неоднократные происшествия, связанные с надежностью производственных объектов, и неоптимальная операционная деятельность. Кроме того, различные холдинговые компании концерна снова и снова «изобретали колесо», поскольку в корпоративной культуре Shell отсутствовали высокоуровневые операционные стандарты (по добыче или обслуживанию оборудования). К 2000 г. Shell завершила разработку системы управления и приступила к ее внедрению во всех холдинговых компаниях концерна (рис. 1). В рамках разработки системы управления были определены ключевые элементы, минимальные стандарты эффективности, подробные технические стандарты в едином формате, а также на разных уровнях организации созданы «сообщества практиков» для выработки комплексных решений и распространения передовых практик.

В основу системы управления операционной деятельностью «Сахалин Энерджи» легли стандарты, разработанные компанией Shell, но с учетом требований законов Российской Федерации и Соглашения о разделе продукции (СРП). В 2010 г. руководство «Сахалин Энерджи» утвердило сис-тему управления операционной деятельностью «Производственная эффективность», которая прошла внутренние оценки на предмет соответствия требованиям стандарта. В 2012 г. внешняя комплексная оценка соответствия стандартам OE подтвердила ее уровень как «эффективный». Каждые два года проводится оценка только отобранных критичных элементов. В настоящее время область действия распространена за пределы производственной сферы с применением принципов непрерывного совершенствования и бережливого производства.

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Под производственной эффективностью подразумевается достижение высоких результатов квалифицированным персоналом, который работает в команде и стремится к оптимизации производственных процессов, выполняя производственный и коммерческий планы компании. Она предполагает оптимизацию не только в производственной сфере, но и в других областях, которые важны для компании с точки зрения высоких показателей: охрана труда и окружающей среды, надежность объектов и оборудования, снижение затрат и репутационных рисков и др.

Программа «Производственная эффективность» состоит из 28 элементов, которые образно называются «лопасти турбины» (рис. 2а). Каждая из них представляет собой ключевой элемент, поскольку при выходе из строя хотя бы одной лопасти приходит в негодность вся турбина. Аналогичный принцип распространяется и на элементы в области охраны труда, окружающей среды и целостности объектов (рис. 2б). В случае эффективной работы всех элементов количество инцидентов минимизируется, а техническая целостность объектов сохраняется на высоком уровне. Элементы турбины поделены на четыре группы: «Люди», «Вспомогательные процессы», «Оборудование» и «Производство».

Группа «Люди» охватывает процессы, связанные с развитием персонала, повышением его профессионального уровня, а также эффективным взаимодействием между участниками бизнес-процессов.

Группа «Вспомогательные процессы» включает процессы, обеспечивающие безопасное и бесперебойное производство через контроль над внесением изменений в критически важное оборудование и бизнес-процессы, эффективное планирование расходов и выполнение работ, а также своевременную доставку материалов и оборудования.

Группа «Оборудование» предполагает процессы по обеспечению безаварийной работы оборудования. Это достигается посредством эффективного управления риском выхода его из строя и своевременного внесения необходимых корректировок в планы по техническому обслуживанию для минимизации или устранения незапланированных остановов.

Группа «Производство» – это ключевые процессы, результат которых напрямую влияет на объем выпуска продукции. Это разработка месторождения и эффективное управление запасами, оказание ежедневной операционной поддержки во время работ по техническому обслуживанию на объектах, модификация оборудования для повышения его производительности.

Для обеспечения безопасной и эффективной деятельности любой организации необходимо постоянно определять текущие риски и предпринимать необходимые меры для их снижения. В основе стандарта производственной эффективности лежат ключевые риски, связанные с организацией производства. Стандарт дает четкое представление о том, что необходимо сделать для непрерывного контроля рисков и достижения уровня «лучший в классе». Он также описывает процесс проведения проверок на соответствие минимальным требованиям и выявление возможностей для достижения более высокого уровня.

Минимальные требования – это существующие требования в области охраны труда и окружающей среды, управления информацией, управления персоналом и прочие требования, обеспечивающие эффективное функционирование бизнес-процессов. Чтобы достичь высокого уровня, прежде всего необходимо соответствовать минимальным требованиям и только после этого ставить перед собой более амбициозные цели.

ПРИНЦИП РАБОТЫ СТАНДАРТА

Во-первых, необходимо определить стратегическую цель для наиболее критичных областей бизнеса (рис. 3). Для этого требуется провести анализ текущих рисков – как внешних, так и внутренних. Ключевыми пользователями стандарта являются руководители объектов и начальники эксплуатационного отдела, именно они устанавливают приоритеты и задают направление на ближайшую перспективу.

Далее на регулярной основе нужно отслеживать ключевые показатели деятельности относительно поставленных целей. Показатели деятельности определяются на всех уровнях организации, начиная с количества травм и годового объема производства и заканчивая соблюдением графика проведения планово-предупредительного ремонта.

Затем нужно определить необходимые изменения для достижения поставленных целей. На основе уровня текущих показателей деятельности совместно с руководителями объектов определяются ключевые области, которые требуют особого внимания.

После этого ставится задача установить очередность и обес-печить выполнение мероприятий по совершенствованию текущих показателей деятельности. Необходимо составить план для каждого объекта с указанием сроков и важности для каждой инициативы и регулярно отслеживать ход его реализации, при этом своевременно оказывать необходимую поддержку в случае возникновения препятствий.

Существенным условием достижения уровня «лучший в классе» является понимание текущего положения организации относительно своих конкурентов. Для этого необходимо регулярно проводить сравнительный анализ показателей деятельности как по отрасли, так и по схожим объектам внутри компании, а также не реже чем раз в три года анализировать деятельность на предмет соответствия требованиям стандарта. При этом соответствие объектов требованиям стандарта проверяется в ходе регулярных независимых оценок со стороны коллег из Shell, а также специалистами внутри компании.

Таким образом, результатом проверки является: определение несоответствий минимальным требованиям; определение возможностей для достижения международного уровня и выявление передовых практик для обмена опытом как внутри организации, так и за ее пределами.

После достижения поставленных целей необходимо повторять весь цикл мероприятий для непрерывного совершенствования бизнес-процессов.

ПРИМЕРЫ УСПЕШНО РЕАЛИЗОВАННЫХ ИНИЦИАТИВ В РАМКАХ ПРОГРАММЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Ежегодно руководство компании проводит анализ и оценку эффективности деятельности бизнес-процессов. В результате одной из оценок выявлены области, которые требуют особого внимания: эксплуатационная целостность, техническое обслуживание и взаимодействие с удаленными объектами.

Внедрение программы по эксплуатационной целостности поз-волило достичь следующих результатов:

– за время реализации проекта (с 2013 г. по настоящее время) компания достигла высшего уровня соответствия требованиям стандарта среди компаний группы Shell (10-е место) и выбрана победителем в категории Make it Safe в январе 2016 г.;

– значительно сократились происшествия с нарушением целостности первичной защитной оболочки технологического оборудования (с 30 до 10 происшествий);

– в два раза сократилось количество инцидентов по причине некачественных инспекций;

– сократилось количество предупреждающих сигналов (с более чем 100 раз в час до менее чем 10 раз в час);

– обеспечено ежегодное снижение уровня сжигания за счет сокращения количества и продолжительности внеплановых остановок и более оптимального режима работы оборудования.

Внедрение программы по оптимизации технического обслуживания и обеспечения целостности:

– за время реализации проекта (с 2010 г. по настоящее время) компания достигла высшего уровня соответствия требованиям стандарта среди компаний группы Shell;

– в 2013 г. платформа «Моликпак» выбрана победителем в категории Make it Work; сократилось количество потерь добычи из-за внеплановых остановок оборудования с 5,8 % (более 1 млн барр. нефти) в 2010 г. до 0,9 % (около 170 тыс. барр. нефти) в 2013 г.;

– в 2014 г. подтвержден «Проактивный» уровень для одного из объектов – такого уровня не было ранее достигнуто ни одним объектом в группе компаний Shell;

– в 2015 г. проведен первый общий останов комплексной системы добычи, переработки и транспортировки газа за рекордный срок – 27,3 дня (300 тыс. чел.-ч без единого инцидента в сфере охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.

Управление комплексной сис-темой добычи с использованием концепции «Среда совместной работы»:

– за время реализации проекта (с 2013 г. по настоящее время) компания достигла высшего уровня соответствия требованиям стандарта среди компаний группы Shell (8-е и 12-е места); проект окупил себя за 3 мес;

– мониторинг состояния оборудования в режиме реального времени сократил время реагирования на внеплановые ситуации: удалось избежать четырехдневной остановки бурения (потери могли составить около 1 млн долл. США);

– сократилось время на обработку технических запросов на изменение с 30 до 3 дней – удалось избежать 12-часового останова объекта (потери могли составить около 0,6 млн долл. США);

– определены возможности для оптимизации добычи и обеспечена их реализация (дополнительные 5–7 тыс. барр. нефти в сут);

– оптимизация бизнес-процессов позволила сократить потери на 24 чел.-мес.

Вышеописанные примеры подтверждают важность непрерывного совершенствования и непосредственного участия руководства организации в совершенствовании бизнес-процессов на всех уровнях.

ИЗВЛЕЧЕННЫЕ УРОКИ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВНЕДРЕНИЮ ПРОГРАММЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

В условиях постоянно меняющихся цен на нефть и растущей конкуренции на международном рынке, как со стороны традиционных источников энергии, так и со стороны возобновляемых видов, повышение эффективности является не столько выбором любой организации, сколько необходимостью для обеспечения дальнейшего функционирования. Повышение эффективности может быть достигнуто различными способами – будь то внедрение программы по производственной эффективности либо применение принципов непрерывного совершенствования и методов бережливого производства.

Однако важно понимать, что любая программа, любое изменение на начальном этапе воспринимается с недоверием, а впоследствии возникают сложности в обеспечении устойчивости достигнутых результатов и невозвращении к первоначальному состоянию. Для эффективного преодоления проблем на пути достижения производственной эффективности необходимо убедиться, что руководство организации понимает и поддерживает намеченные цели.

Обязательными пунктами являются:

– понимание высшим руководством необходимости внедрения программы производственной эффективности, демонстрация приверженности выбранному курсу совершенствования, активное участие в процессе, согласованные действия, взаимодействие с персоналом;

– присвоение и поддержка высокого приоритета внедрения программы, несмотря на не всегда очевидную выгоду;

– соблюдение сопряженности с потребностями бизнеса, когда деятельность по улучшению связана с несколькими (2–4) факторами производственной и (или) стратегической необходимости.

Во-вторых, требуется создать условия, в которых каждый сотрудник почувствует себя во-влеченным, ощутит всю важность непрерывного поиска более эффективных методов, применение которых способствует улучшению показателей деятельности компании. Иными словами – создать корпоративную культуру, где каждый стремится к улучшению. Для этого необходимо:

– создание локальных рабочих групп под руководством наиболее опытных специалистов и управляющих комитетов, отвечающих за внедрение программы;

– наделение персонала полномочиями выходить за пределы организационных границ;

– регулярное награждение за успешное внедрение инициатив, коммуникация лучших практик, а также извлеченных уроков;

– развитие профессионального опыта и организационных возможностей, создание условий, способствующих поддержанию культуры непрерывного совершенствования.

В-третьих, чрезвычайно важно обеспечить регулярный мониторинг и контроль за эффективностью функционирования бизнес-процессов, а также внедрять передовые практики и подходы. При этом важны:

– четко обозначенные конт-рольные точки успеха (например, уровни эффективности «Пассивный» – «Эффективный» – «Проактивный» – «Лучший в практике») для поддержания импульса, поскольку внедрение программы – многолетний путь;

– разработка поэтапной методологии внедрения программы для каждого уровня эффективности и определение четких критериев по присвоению этих уровней;

– определение основных фокусных областей (2–4) и последовательное внедрение программы, покрывающей все сопряженные участки, стандартный подход на объектах;

– совмещение программы по производственной эффективности с принципами непрерывного совершенствования и бережливого производства;

– выработка глубокого детального подхода к оценке эффективности внедрения программы.

Любая организация решает самостоятельно, каким способом лучше достичь производственной эффективности и удержать пре-имущество в конкурентной борьбе. Однако, какой бы способ ни был избран, важно не останавливаться на достигнутом и непрерывно стремиться к совершенству через постановку более сложных и вдохновляющих целей, через создание условий, где руководство понимает важность перемен и выступает в роли наставника, а сотрудники чувствуют себя вовлеченными и неустанно осуществляют поиск более эффективных методов через регулярный мониторинг и контроль за эффективностью функционирования бизнес-процессов, а также через внедрение передовых практик и подходов.

СПРАВКА О КОМПАНИИ

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» является оператором проекта «Сахалин-2».

Компания «Сахалин Энерджи» образована в 1994 г. в целях разработки Пильтун-Астохского и Лунского нефтегазовых месторождений в Охотском море на шельфе о. Сахалин. Работа ведется в соответствии с Соглашением о разделе продукции. Акционерами компании через свои дочерние структуры являются ПАО «Газпром» (50 % плюс одна акция), англо-голландский концерн Shell (27,5 % минус одна акция), японские группы Mitsui (12,5 % акций) и Mitsubishi (10 % акций). В рамках освоения месторождений компания построила масштабную инфраструктуру для добычи, транспортировки, переработки и последующей реализации углеводородов. Эта инфраструктура включает три стационарные морские платформы, морскую и наземную трубопроводные системы, объединенный береговой технологический комплекс, насосно-компрессорные станции, терминал отгрузки нефти с выносным причальным устройством, завод по производству сжиженного природного газа, узлы отбора и учета газа. Это один из самых технически сложных проектов, осуществленных за последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии.

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»

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

КОРПОРАТИВНЫЙ РЕГЛАМЕНТ

Для обеспечения безопасного функционирования производственных зданий и сооружений компрессорных станций (КС) на всех этапах их жизненного цикла и своевременного обнаружения негативных воздействующих факторов необходимо собирать, накапливать, хранить, актуализировать и анализировать эксплуатационные характеристики и параметры технического состояния.

В 2014 г. введен в действие Р Газпром 2-2.3-778–2014 [1], разработанный в 2014 г. Установлен порядок организации в производственных предприятиях Группы «Газпром» комплексной Системы сбора, хранения и анализа данных (Система СХАД) по эксплуатации и ремонту зданий и сооружений КС, обследованиям их строительных конструкций и проводимым мониторингам.

Документ определил основные характеристики зданий, подлежащих мониторингу, критерии безопасности, перечень видов неразрушающего контроля (НК), применение которых возможно при оценке технического состояния. Сформулированы рекомендации по оборудованию, используемому для проверочных работ и квалификации персонала.

Основные задачи Системы мониторинга (в соответствии с [1]) следующие:

– организация в дочерних обществах (или их филиалах) подразделений Системы СХАД по проектированию, инженерно-гео-логическим изысканиям, строительству, а также эксплуатации, ремонту и обследованию имеющихся зданий; при этом подразделения Системы СХАД дочерних обществ становятся составным звеном общей аналогичной Системы ПАО «Газпром»;

– проведение систематического (периодического) контроля технического состояния зданий с последующей передачей результатов в Систему;

– обработка и анализ информации в рамках Системы СХАД в целях принятия оперативных решений по ликвидации дефектов, повреждений, неисправностей, а также для планирования программ диагностического обследования, экспертизы промышленной безопасности, технического обслуживания и ремонта.

Р Газпром 2-2.3-778–2014 [1] – ожидаемый и своевременный документ, поставивший задачу создания действующей процедуры контроля технического состояния зданий и сооружений. ООО «Газпром трансгаз Москва» стало первым из газотранспортных предприятий отрасли, систематизировавших процесс применительно к действующей производственной инфраструктуре. Ниже приведен более подробный анализ функционирования Системы СХАД.

Контроль технического состояния зданий и сооружений в ООО «Газпром трансгаз Москва» (ГТМ) осуществляется в ходе экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ), выполняемой силами подрядных организаций, а также в ходе сезонных осмотров зданий комиссиями филиалов, дважды в год.

Текущий анализ ситуации показывает, что не менее 90 % общего числа зданий и сооружений в компрессорных цехах Общества нуждаются в проведении ЭПБ, а имеют заключения по итогам ЭПБ только 3 % зданий. У оставшихся 7 % производственных объектов пока не выработан установленный срок безопасной эксплуатации.

Проблема запаздывающей ЭПБ неоднократно декларировалась и анализировалась, в том числе на тематических совещаниях в ПАО «Газпром». Основной вывод следующий: существующих лимитов финансирования программы диагностического обслуживания оборудования компрессорных станций недостаточно для проведения ЭПБ зданий в требуемом объеме.

Учитывая особую важность и значимость своевременной экспертизы объектов повышенной опасности, в ООО «Газпром трансгаз Москва» были поставлены задачи и проанализированы возможности практической реализации системного мониторинга зданий. Ранее на предприятиях Группы «Газпром» подобной практики не существовало.

ПРИНЦИПЫ ФОРМИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА

Р Газпром 2-2.3-778–2014 [1] определяет необходимость систематизации процесса мониторинга, но не нормирует периодичность проведения и обязательный объем диагностики зданий и сооружений. В ООО «Газпром трансгаз Москва» было предложено организовать работу по оценке технического состояния объектов по аналогии с перечнем действий, выполняемых при экспертизе промышленной безопасности зданий.

Напомним, что целью экспертизы промышленной безопасности является определение отклонений технических характеристик объектов от требований, предъявляемых к ним в рамках промышленной безопасности. Та же задача и у апробированной в ООО «Газпром трансгаз Москва» Системы СХАД, которая работает с документами и данными, определяющими техническое состояние подлежащих экспертизе зданий. Эти данные позволят в целом сформировать актуальную базу данных по эксплуатируемым зданиям и сооружениям, а также спланировать выполнение компенсирующих мероприятий (обследований, ремонтов).

На первоначальном этапе специалистами Инженерно-технического центра (ИТЦ), филиала ООО «Газпром трансгаз Москва», проанализированы программа и заключения экспертизы промышленной безопасности зданий КС, проведенной в 2015 г. Работы проводились силами привлеченных подрядчиков, согласно требованиям государственных нормативно-технических документов (ГОСТ 31937–2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния» [2]; РД 22-01.97 «Требования к проведению оценки безопасной эксплуатации производственных зданий и сооружений поднадзорных промышленных производств и объектов» [3]; МДС 13-14.2000 «Положения о проведении планово-предупредительного ремонта производственных зданий и сооружений» [4]).

Практика показала, что объем обследований, уровень итогового анализа результатов и поверочных расчетов гораздо проще, чем совокупный объем работ, рекомендуемый Р Газпром 2-2.3-778–2014 [1]. В то же время выполнение полного комплекса работ по оценке технического состояния зданий КС и ведение мониторинга их характеристик безопасности вполне осуществимо силами специалистов ИТЦ.

Очевидно, что если ЭПБ проводится в соответствии с федеральными и ведомственными нормативными документами, а заключения регистрируются в органах Ростехнадзора, то и принятые методы оценки работоспособности и безопасности зданий будут носить законный характер.

Федеральное законодательство определяет необходимость существования Системы мониторинга зданий, корпоративный регламент – требования к осуществлению экспертных мероприятий, а на базе ООО «Газпром трансгаз Москва» были упорядочены этапы проведения экспертизы, сформированы требования к запрашиваемым данным и воплощена на практике задача обработки и дальнейшего анализа этих данных.

Всю работу по диагностированию зданий и сооружений в ООО «Газпром трансгаз Москва» условно разделили на два этапа. На первом этапе формируется первичная оценка технического состояния зданий КС специалистами ИТЦ по Программе для ЭПБ. Одновременно экспертиза промбезопасности зданий осуществляется силами специализированных организаций в рамках выделенных лимитов средств по статье «Диагностика». Второй этап – организация системного мониторинга характеристик безопасности, основанного на выводах и замечаниях, сделанных при первичных обследованиях.

Принципиальный подход к формированию Системы мониторинга технического состояния зданий и сооружений был закреп-лен в двух нормативных документах ООО «Газпром трансгаз Москва», разработанных ИТЦ: СТО ГТМ 2.6-46-006–2017 «Компрессорные станции. Методика по техническому диагностированию зданий и сооружений» [5]; СТО ГТМ 2.4-46-050–2017 «Компрессорные станции. Система мониторинга характеристик безопасности производственных зданий и сооружений компрессорных станций» [6].

Внедрение Системы мониторинга в ООО «Газпром трансгаз Москва» строится следующим образом:

– в филиалах Общества формируются и начинают действовать подразделения Системы СХАД;

– планируется и проводится сис-тематический (периодический) контроль технического состояния зданий (с последующей передачей результатов в СХАД);

– поступившая информация становится основой для принятия оперативных решений по ликвидации дефектов, повреждений, неисправностей, а также планирования программ диагностического обследования, ЭПБ, технического обслуживания.

ЗАДАЧИ И ЦИКЛИЧНОСТЬ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СХАД

Подробнее остановимся на возможностях Системы СХАД, решающей одновременно несколько задач. Применительно к организации процесса мониторинга Система СХАД:

– становится постоянно пополняемой и обширной базой данных технического состояния зданий и сооружений, дает возможность формирования актуальной технической аналитики по этому вопросу;

– управляет плановым процессом диагностирования и ремонтов зданий и сооружений;

– представляет собой сквозную автоматическую информационную систему для заинтересованных структур всех уровней: от инженеров КС до профильных управлений и руководства предприятия.

Такие возможности Системы формируют в итоге (в рассматриваемом случае – через 3–5 лет) полностью автоматизированный и циклический процесс управления техническим состоянием зданий и сооружений.

В настоящее время Система наполняется реальными данными по итогам мониторинга объектов, включенных в план 2017 г. Справочная информация; проектная, разрешительная, эксплуатационная и другая документация; данные мониторинга технического состояния объекта, формализованные в документальном виде, будут доступны пользователям базы данных СХАД на КС и в подразделениях Общества.

К завершению 2019 г. в базу данных будут включены аналогичные материалы по всем КС Общества, и Система, получив полный объем запрошенных данных, даст возможность формирования графика компенсирующих мероприятий (обследований, ремонтов) и программы последующих диагностических обследований. Далее Система будет работать так, что сквозной внутренний контроль сроков и поступающих документов позволит, например, в случае несоблюдения сроков проведения мониторинга скорректировать аналогичную программу мероприятий следующего года и заблаговременно проинформировать об этом пользователей.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Пилотными объектами при апробации Методики по техническому диагностированию зданий и сооружений стали три здания-укрытия ГПА ГТК-25ИР КС «Первомайская» Моршанского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) и два здания компрессорных цехов КС «Донская» Донского ЛПУМГ.

Специалисты ИТЦ проанализировали проектную, исполнительную и эксплуатационную документацию на здания, а затем разработали программы проведения технического диагностирования производственных зданий компрессорной станции.

Программы предусматривали проведение диагностических обследований, в том числе: наружный и внутренний осмотр (ВИК) объекта контроля; обмерные работы; определение фактических характеристик конструкций зданий и физико-механических свойств материалов; экспресс-анализ результатов ДО (разработка акта выполненных работ); определение защищенности объекта контроля (огнестойкость, взрывозащищенность, состояние работоспособности системы молниезащиты).

Применительно к пилотным объектам специалистами ИТЦ были проведены поверочные расчеты (оценка условий устойчивости конструкций зданий). Выполнены расчеты по определению остаточного ресурса зданий. Разработаны и сформированы итоговые отчеты о проведенном техническом диагностировании производственных зданий КС Общества. По результатам диагностических обследований выявлено, что дефектов, препятствующих дальнейшей эксплуатации зданий, не обнаружено. На расчетно-аналитическом этапе работ определено, что условия устойчивости несущих конструкций зданий обеспечиваются их фактическим техническим состоянием. Совокупность результатов, полученных при камеральной обработке данных технического диагностирования зданий, специалистам ИТЦ позволила считать, что при проведении ЭПБ срок безопасной эксплуатации зданий возможно назначить равным 5 годам (ГОСТ 31937–2011 [6] и РД 22-01.97 [2]).

Срок безопасной эксплуатации по результатам проведения ЭПБ зданий составляет 5 лет. Для снижения финансовой нагрузки на Общество объем работ по первичной оценке технического состояния предлагается распределить в течение пятилетнего срока равномерно. Основываясь на количестве объектов, имеющихся на КС Общества, для поддержания непрерывного цикла работ по мониторингу следует планировать ежегодную диагностику на 25 зданиях и сооружениях. Часть объектов будет диагностироваться экспертными организациями при проведении ЭПБ в рамках существующих лимитов Общества (с выдачей заключений), другая часть – специалистами ИТЦ в объеме базовых программ, аналогичных ЭПБ.

Итогом таких обследований станут технические отчеты специалистов ИТЦ. На этих специалистов возлагается также обязанность проведения промежуточных (дополнительных) диагностических работ, предписанных по результатам базовых обследований.

Для обеспечения должного экспертного уровня ведения диагностических работ ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Москва» поступательно дополняет свой функционал: расширена область аттестации Лаборатории неразрушающего контроля, аттестованы специалисты-дефектоскописты, запланировано расширение приборного парка ИТЦ современным специальным оборудованием.

После завершения полного цикла первичной (базовой) оценки характеристик безопасности всех зданий и сооружений КС Общества будет налажена плановая работа по годичному циклу, соответствующая фактическому техническому состоянию объектов.

Пилотный проект подтвердил, что ООО «Газпром трансгаз Москва» удалось:

– разработать и успешно апробировать на производственных объектах Систему СХАД;

– создать структуру и требования к формам предоставляемых исходных документов (формирующих в итоге базу данных СХАД);

– запустить автоматизированную систему планирования диагностики и ремонтов;

– подкрепить проекты регламентными документами и СТО.

Безусловно, важно и развитие новых профессиональных компетенций у инженерно-технического персонала КС и филиалов, объединенного общим функцио-налом управления Системой СХАД. В формате ООО «Газпром трансгаз Москва» состоялась серия обучающих мероприятий, позволивших работникам филиалов и подразделений полнее усвоить задачи и требования, возникающие в процессе работы в Системе мониторинга, закрепить единообразный подход к подготовке документов, поступающих в базу данных Системы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Система, включающая нормативно-методическое обоснование, программно-аппаратную поддержку и обеспеченность подготовленными кадрами, в полной мере доказывает свою актуальность и состоятельность.

Система мониторинга технического состояния производственных зданий и сооружений ООО «Газпром трансгаз Москва» внедрена впервые. Объем и состав работ при определении соответствия характеристик безопасности зданий и сооружений КС положениям промышленной безопасности полностью отвечает требованиям и рекомендациям действующей федеральной и отраслевой нормативно-рег-ламентирующей документации. Функционал Системы обеспечивает снижение рисков при эксплуатации зданий и сооружений КС на протяжении всего жизненного цикла. Систематическая актуализация и анализ информации базы данных СХАД позволяют своевременно идентифицировать критические дефекты и воздействие негативных факторов, влияющих на безопасность. Одним из важнейших достоинств Системы является возможность формирования обоснованных планов технического диагностирования и корректирующих мероприятий, выполнение которых возможно собственными силами, что позволит на систематической основе оптимизировать затраты и, следовательно, экономить средства ПАО «Газпром».

Проектирование, создание и эксплуатация магистральных газопроводов в различных регионах Сибири за последние 15 лет являются для Российской Федерации важными составляющими государственной политики, ориентированной на повышение энергетической безопасности, усиление межрегиональных топливно-энергетических связей, решение задач разных территориальных уровней. В настоящее время на территории Сибири реализуется ряд крупнейших проектов по транспортировке углеводородов: «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО), «Сила Сибири» и др. Их строительство и эксплуатация осуществляются в сложных динамических, инженерно-геологических, природно-климатических и мерзлотных условиях, нередко приводящих к проблемным и чрезвычайным ситуациям.

По обобщенным данным научных и технологических исследований и официальным данным ПАО «Газпром», 42 % всех аварий на линейной части магистральных газопроводов обусловлено прямым или косвенным воздействием природных факторов [1]. При этом 16 % проблем связаны с внешней общей коррозией, 12 % – с экзогенными процессами, 3 % – возникают в результате изменения геокриологических условий, 13 % – обусловлены коррозионными явлениями, 1 % – другими естественными факторами.

Создание крупнейшей газотранспортной системы (ГТС) осуществляется в сложных динамических, инженерно-геологических, природно-климатических и мерзлотных условиях [1–8], нередко приводящих к проблемным и чрезвычайным ситуациям. Многообразие природных условий вдоль трассы ГТС связано с довольно сложным рельефом, включающим высокие горные хребты, плато, расчлененные речными долинами плоскогорья и низменности. Наиболее высокие горы располагаются в южной и юго-восточной частях территории с преобладанием отметок от 800 до 1500 м над уровнем моря.

Рассмотрен ход прокладки трубы магистрального газопровода «Сила Сибири» по состоянию на середину 2018 г. [10–12]. Особенно актуальной задачей реализуемого этапа проекта является получение оперативной информации о состоянии трубы и природной среды по трассе ГТС, в том числе о реакции ее наиболее динамичных компонентов, в частности многолетнемерзлых пород (ММП), на техногенные воздействия. Современное освоение криолитозоны, использование ее ресурсов, проживание городского и сельского населения нуждаются в системной оценке совокупного влияния на нее как проектируемых, так и уже существующих промышленных объектов. Их взаимосвязь в сочетании с оценкой последствий социально-экономических, экологических, историко-культурных и медико-биологических процессов представляет собой сложную задачу, требующую глубокого системного подхода и имеющую фундаментальное социально-региональное значение.

Именно эколого-геокриологическая составляющая стала в последнее время наиболее актуальной в общей системе инженерно-геологических знаний. Трасса газопровода проходит в экстремальных природно-климатических условиях, преодолевает заболоченные, горные и сейсмоактивные территории, участки с многолетнемерзлыми и скальными грунтами. Абсолютные минимальные температуры воздуха на территории прохождения газопровода «Сила Сибири» составляют зимой от –62 °С в Республике Саха (Якутия) до –41 °С на территории Амурской обл.

ЭКОЛОГО-ГЕОКРИОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Особенности распространения, температуры и мощности многолетнемерзлых толщ по трассе ГТС зависят от состава и свойств доломитов и известняков нижнего кембрия [2–4, 6, 8–13]. Обычно наблюдается отсутствие ММП или их малая мощность на водораздельных пространствах при повсеместном развитии в долинах рек и на северных склонах. Эта закономерность нарушается в связи со специфическими геотектоническими и орографическими условиями, когда ММП отсутствуют не только на водоразделах, но и на склонах южной экспозиции, кроме подножий. В днищах долин наблюдается большая прерывистость мерзлых толщ, зависящая в основном от фильтрующих свойств покровных отложений.

Талики развиты на участках закарстованных, грубообломочных и песчано-галечных грунтов. Мощность ММП в днищах долин обычно составляет несколько десятков метров. Увеличение мощности до 100–150 м наблюдается в днищах узких и глубоко врезанных долин под воздействием устойчивой орографической инверсии и на севере Лено-Алданского плато вследствие более сурового климата. Причиной широкого развития таликов на площадях, сложенных карбонатными породами, служит активное отепляющее воздействие атмосферных осадков, легко инфильтрующихся в закарстованную толщу, а также снежного покрова, мощность которого южнее 59° с. ш. достигает 60–80 см.

ГТС «Сила Сибири» пересекает зоны с разнообразными природными условиями, чем обусловлено разнообразие геокриологической обстановки вдоль трассы. Максимальные мощности мерзлой толщи отмечаются в верховьях рек, где вершины водоразделов достигают отметок 1300–1600 м, с превышением над днищами в 300–500 м. Многолетнемерзлые породы сплошного распространения в таких районах имеют низкие температуры и мощность до нескольких сотен метров. Сезонное и многолетнее промерзание и протаивание горных пород в сочетании с их составом обусловливают широкое развитие вдоль трассы криогенных явлений и образований. Направленность и интенсивность формирующих их мерзлотных процессов определяются характером теплообмена верхних горизонтов грунтов с атмосферой и геолого-геоморфологическими условиями территории. По данным исследований Института мерзлотоведения имени П.И. Мельникова СО РАН (ИМЗ имени П.И. Мельникова СО РАН) и Московского государственного университета имени М.В. Ломоносова, вдоль трассы наблюдаются морозобойное растрескивание пород, пучение грунтов, наледеобразование, в меньшей степени развиты термокарст и солифлюкция [2, 3, 8, 9, 12, 13].

Морозобойное трещинообразование приводит к потере прочности массива пород, способствует образованию залежей подземного льда, многочисленных форм крупно- и мелкобугристого рельефа, развитию склоновых процессов [8, 9]. Помимо полигонального рельефа, возникающего в результате морозного трещинообразования, на рассматриваемой территории широко распространены структурные формы микрорельефа в виде каменных многоугольников (центральная часть Алданского нагорья), каменные кольца (Чульманское плоскогорье), курумы (рис. 1). Эти образования достигают 2–3 м в диаметре на карбонатных и терригенных породах и 3–10 м – на магматических [8].

Пучение грунтов. Неглубокое залегание ММП и связанных с ними вод слоя сезонного протаивания способствует широкому развитию в рассматриваемом районе процессов пучения грунтов. Образуются бугры пучения, различные формы бугристого микрорельефа. По трассе газопровода отмечаются бугры пучения двух генераций: однолетние и многолетние, наиболее широко развитые в заболоченных верховьях речных долин и суглинистых заторфованных отложениях, а также на заболоченных и замшелых участках террас и водоразделов и, особенно, в пределах слаборасчлененной части Алданского нагорья. Ядрами бугров являются многочисленные линзы и прослойки льда. Такие бугры формируют специфический микрорельеф днищ большинства водотоков бассейнов рек Малого и Большого Нимныра, Улахан-Леглигера и др. Гидролакколиты (многолетние бугры пучения) локальны, обычно достигают 5 м в высоту и 15–25 м в диаметре, приурочены к местам разгрузки трещинно-жильных и других подземных вод (бассейны рек Васильевка, Керак (рис. 2) и др.) [8]. В южной части трассы по материалам изысканий бугры известны в долинах р. Горбылях, руч. Окурдан и Амуначи.

Массивы подземных льдов, термокарст и термоэрозия. По трассе «Сила Сибири» встречаются залежи подземных льдов двух генезисов: повторно-жильные и инъекционные. В северной части трассы повторно-жильные льды приурочены к надпойменным террасам крупных рек и фрагментам озерно-аллювиальной равнины в районах Средней Лены, где на участках их развития встречаются термокарстовые озера. Отдельные выходы повторно-жильных льдов для рассматриваемой трассы известны в долинах некоторых рек Алданского щита в южной части Якутии и даже на севере Амурской обл. Наиболее четко по данным аэровизуального обследования и дешифрирования снимков полигональный рельеф прослеживается в долинах рек Горбылях, Могот, Амуначи (левый приток р. Тимп-тон) [8]. Ледяные жилы залегают в нижних частях склонов или днищах долин. Внешне они проявляются по наличию канавообразных микропонижений, образующих полигоны с размерами сторон от 10 до 15–18 м. На некоторых участках второй надпойменной террасы р. Могот повторно-жильные льды были вскрыты скважинами, наличие полигонального рельефа на поверхности этой террасы свидетельствует о распространении повторно-жильных льдов на значительных участках заболоченных и увлажненных марей. Особенно наглядны на местности последствия процесса термоэрозии (рис. 3). Были проведены специальные мероприятия, позволившие повысить устойчивость пород. По данным [2], особенности географического распространения ММП в Южной Якутии предполагают полное отсутствие термокарстовых процессов лишь на склонах и водоразделах Лено-Алданского и Чульманского плато. Инъекционные льды, развивающиеся на участках неравномерного пучения грунтов, ограниченны и обычно приурочены к участкам наледеобразования. В целом наледи в южной части трассы распространены очень широко, практически во всех долинах термокарст наледных полян происходит почти на всей территории Алданского щита. Развитие современных термокарстовых образований на юге Якутии не связано с общим изменением климата, а обусловлено местными причинами: динамикой растительного покрова, торфонакопления, поверхностного и внутригрунтового стока, а также денудационными процессами [2].

Наледи. Трасса ГТС является одним из наиболее хорошо изученных наледных районов Сибири. По генезису все наледи могут быть разделены на три типа: наледи подмерзлотных вод (ключевые), надмерзлотных вод (грунтовые) и смешанные (речных и надмерзлотных вод) [2]. По условиям образования и особенностям географического распространения наледей регион весьма своеобразен, его граница на севере совпадает со склоном Алданского кристаллического массива, на юге – с подножьем Станового хребта. В приустьевой части бассейна процессы наледеобразования выражены слабо, что связано, вероятно, с повышением водопропускной способности русла и подрусловых отложений, а также со снижением водообильности горных пород, представленных гранитоидами.

Таким образом, к числу основных геоэкологических задач в процессе завершения строительства ГТС относится изучение особенностей реакции природной среды на многоплановое и разномасштабное воздействие в результате прокладки трубы и соз-дание объектов инфраструктуры.

ГЕОТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

Результаты проведенных сотрудниками ИМЗ имени П.И. Мель-никова СО РАН исследований поз-воляют высказать соображения по компенсационным мероприятиям применительно к наиболее сложным в геоэкологическом и геотехническом отношении участкам трассы, существенно различающимся по особенностям прокладки трубы. Наиболее сложными являются участки развития каменных развалов – курумов (см. рис. 1), пучения, подземных льдов инъекционного и сегрегационного характера, термокарста, термоэрозии (см. рис. 2), где строителей могут ожидать значительные трудности технологического характера. Более благоприятны в этом отношении участки с близким к поверхности залеганием пород коренной основы, серьезно упрощающим условия строительства.

Серьезного внимания заслуживает проблема диагностики состояния элементов ГТС. Не исключая традиционных методов непосредственного обследования, гораздо экономичнее и информативнее использование дистанционных снимков разных видов и сроков съемок. При этом достоверность метода существенно возрастает при автоматизированной обработке материалов на специализированных оптико-электронных системах.

Строительство «Силы Сибири» ведется из лучших отечественных труб, высокое качество которых выступает важнейшим условием надежности ГТС.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОЕКТА

Сейчас ГТС активно строится на протяжении трех участков: первого – от Чаяндинского месторождения в Якутии до г. Благовещенска на границе с КНР, протяженностью около 2200 км; второго – от Ковыктинского месторождения в Иркутской обл. до Чаяндинского, длиной около 800 км. На третьем этапе проводится расширение газотранспортных мощностей на участке от Чаяндинского месторождения до г. Благовещенска.

Особенно важным в геотехническом отношении является подводный переход трансграничного участка «Силы Сибири» через р. Амур [6]. На его создание «Газпром» и CNPC подписали EPC-контракт. Сооружение перехода с китайской стороны началось в апреле 2017 г., а уже в мае 2018 г. был открыт временный двусторонний пункт пропуска через российско-китайскую границу для организации в пограничной зоне доступа и беспрепятственной работы строительной техники и персонала.

Продолжает сохраняться особое внимание к экологическим проблемам. Для минимизации воздействия на окружающую среду маршрут «Силы Сибири» проложен преимущественно по участкам редколесий и старых гарей. На рис. 4 хорошо видно, насколько продуманно с геотехнологической точки зрения скомпонован переход ГТС через один из крупных водотоков в средней части трассы. Оценивая современные темпы строительства, руководство «Газпрома» планирует ввести газопровод в эксплуатацию к 20 декабря 2019 г. Таким образом, реализация проекта как с российской, так и с китайской стороны осуществляется строго по графику.

Важным условием успешной реализации проекта является обес-печенность надежной ресурсной базы. В качестве ее основы для «Силы Сибири» принято Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение в Юго-Западной Якутии. В последнее время на месторождении активно проводится бурение – пройдено семь разведочных скважин, средняя глубина которых около 2 км. Все скважины работают в режиме испытания, определяющего запасы и качество топлива. В период освоения месторождения рядом с разведочными скважинами построят еще несколько эксплуатационных – для добычи газа.

Кроме Чаяндинского, «Газпром» продолжает подготовку Ковыктинского месторождения к переводу из опытно-промышленной разработки в стадию промышленной эксплуатации. Помимо двух месторождений, ООО «Газпром экспорт» в начале 2018 г. завершило конкурсную процедуру по предстоящей реализации объемов гелия с Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Заключены долгосрочные контракты с крупнейшими компаниями мирового рынка промышленных газов. Как известно, кроме природного газа, богатые месторождения Восточной Сибири позволяют добывать такой ценный продукт, как гелий, необходимый во многих отраслях промышленности. Растущий спрос на продукцию Амурского ГПЗ – крупнейшего завода по производству гелия – гарантирует систематические поступления в бюджет страны. Амурский ГПЗ станет первым в России и вторым по мощности в мире предприятием по переработке природного газа – 42 млрд м3 газа в год. Завод будет перерабатывать многокомпонентный газ из Якутского и Иркутского цент-ров газодобычи и извлекать из газа ценные для газохимической и других отраслей промышленности компоненты: этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию и гелий. После этого очищенный природный газ будет поступать на экспорт в Китай. Подготовленные для поставки на экспорт контейнеры с гелием будут направляться из портов Дальнего Востока России на зарубежные рынки.

ВЫВОДЫ

Трасса газопровода в основном проходит по пологим элементам рельефа с неглубоким залеганием коренных пород карбонатной и терригенной формаций палеозоя и терригенной формации нижней юры, сильно трещиноватых и нестойких к выветриванию, особенно в зонах тектонических нарушений. Это определяет их высокую водопроницаемость, снижение несущей способности грунтов оснований и широкое развитие карста [1]. Четвертичные породы представлены образованиями в основном элювиального, склонового и аллювиального генезиса мощностью от 0 до 10 м.

По трассе ГТС широко развиты ММП, имеющие характер распространения от массивно-островного до прерывистого при средней годовой температуре на подошве слоя годовых колебаний от 0 до –2,5 °С. Наиболее суровые в мерзлотном отношении районы приурочены к днищам долин и нижним частям склонов. Состав мерзлых толщ в основном представлен слабольдистыми грунтами, а более высокое содержание льдов характерно для заболоченных и заторфованных участков долин, до глубины 2 м.

Наиболее широкое распространение из современных экзогенных геологических процессов по трассе ГТС имеют: выветривание, карст, речная эрозия, суффозия, заболачивание, гравитационные обвалы и осыпи. Из числа криогенных процессов преобладают приуроченные к днищам долин трещинообразование, термокарст и солифлюкция, пучение грунтов и наледеобразование. Наиболее масштабные опасные процессы эндогенного характера в районе работ – землетрясения, а из числа физико-геологических – мерзлотный карст. На всех стадиях работ (от разведки и подбора площадки до проведения водоохранных мероприятий) обеспечивается экологическая безопасность этой территории.

В середине мая 2018 г. руководство ПАО «Газпром» сообщило, что газопровод «Сила Сибири» построен на 83 %, к этому моменту был проложен 1791 км газопровода от Чаяндинского месторождения до границы с Китаем в Амурской обл.

С 1993 г. Конституцией Российской Федерации (РФ) [1] в стране введена частная собственность на землю. Земельным кодексом [2] такой вид права допускается на три из семи категорий земель: земли сельскохозяйственного назначения; земли населенных пунктов; земли промышленности, энергетики, транспорта, связи, радиовещания, телевидения, информатики; земли для обеспечения космической деятельности; земли обороны и безопасности; земли иного специального назначения. Земли особо охраняемых территорий и объектов, земли лесного фонда, земли водного фонда и земли запаса остаются в собственности РФ по настоящее время (рис. 1, 2), передача их в частную собственность возможна только путем перевода в другую категорию.

Согласно официальной статистике в частной собственности граждан и юридических лиц находится около 8 % от общей территории государства (см. рис. 2) [3], но редкий проект реализуется без строительства на частных землях. Иногда земля передается в частную собственность третьих лиц уже после публичного оглашения сведений о месте застройки.

Законодательством предусмот-рены две процедуры приобретения застройщиком прав на землю: по соглашению сторон с их правообладателем и путем изъятия для государственных и муниципальных нужд.

Отвод земель по соглашению сторон происходит, когда застройщик приобретает права на интересующий его земельный участок на общих основаниях: из государственной собственности – через торги, из частной собственности – путем покупки на условиях правообладателя участка. При этом частный собственник может отказать в покупке земли, значительно завышать цену участка, навязывать условиями сделки бóльшую территорию, чем требуется застройщику.

Это приводит к изменению первоначально выбранных трасс размещения газопроводов, увеличению сроков реализации проектов, значительному завышению реальной величины денежных компенсаций за постоянное и временное изъятие земель, большому количеству судебных разбирательств. С аналогичными проблемами сталкивается застройщик и при попытках размещения своих объектов на землях государственной собственности, особенно из категорий земель лесного фонда и особо охраняемых территорий и объектов.

Для исключения описанных проблем при строительстве, реконструкции линейных объектов федерального и регионального значения, обеспечивающих деятельность субъектов естественных монополий, объектов систем газоснабжения, федерального, регионального или местного значения в соответствии со ст. 49 Земельного кодекса РФ [2] возможно изъятие земель для государственных нужд.

ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ ПО ИЗЪЯТИЮ ЗЕМЕЛЬ

Изъятие земель для государственных нужд регулируется ст. 279 Гражданского кодекса РФ [4] и ст. 11.2 Земельного кодекса РФ [2]. Отчуждение недвижимого имущества в связи с изъятием земельного участка для государственных или муниципальных нужд – ст. 239.2 Гражданского кодекса РФ [4].

В настоящее время 391 организация по трубопроводному транспорту газа, из которых основная часть – дочерние предприятия ПАО «Газпром» и организации, эксплуатирующие сети газоснабжения и газораспределения, включена в Государственный реестр субъектов естественных монополий [5]. Также под действие ст. 49 Земельного кодекса РФ [3] подпадают и другие организации – заказчики строительства объектов систем газоснабжения федерального, регионального или местного значения.

На практике отвод земель для газопроводов осуществляется по соглашению сторон, в то время как должен – путем изъятия для государственных нужд. Основными причинами этого являются: запутанность российского законодательства, отсутствие в одном законодательном акте или методических рекомендациях детального описания всей процедуры изъятия, государственного конт-роля за правильной реализацией принимаемых законов, слабая осведомленность специалистов в нюансах часто изменяющегося законодательства, сложившийся производственный опыт, а иногда и заведомый интерес исполнителя работ к разнице в выкупной стоимости земли.

Ранние редакции законодательства по изъятию земель для государственных и муниципальных нужд реализовать с соблюдением конституционных прав собственников и в минимальные сроки было довольно сложно, поэтому некоторые организации осознанно отказывались от этого способа приобретения прав на землю.

Жизненный цикл здания, сооружения, согласно ГОСТ Р 57363–2016 [6], начинается с его инициирования – внесения сведений об объекте строительства в документы территориального планирования соответствующих административно-территориальных образова-ний: РФ, субъектов РФ, муниципальных образований [7–9]. После этого принимается решение о разработке документации по планировке территории (ДПТ) в составе проекта планировки и проекта межевания на объект строительства или реконструкции – основного документа по установлению границ зон планируемого размещения объектов капитального строительства (ст. 41 [9]).

ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ПЛАНИРОВКЕ ТЕРРИТОРИИ

Для разработки ДПТ в соответствии со ст. 41.2 Градостроительного кодекса РФ [9] должны проводиться инженерные изыскания. Согласно п. 4.6 СП 47.13330.2016 [10] инженерные изыскания на территории объектов недвижимости, не принадлежащих застройщику на праве собственности или ином законном основании, выполняются в соответствии с законодательством РФ в части владения, пользования и распоряжения объектами недвижимости при наличии у заказчика документов, удостоверяющих право на выполнение указанных работ.

Таким образом, оформление застройщиком первоначальных прав на землю должно начинаться до инженерных изысканий для разработки ДПТ под объект строительства. В действующем законодательстве нет четких рекомендаций по этой процедуре. Также неясно, как осуществлять временное изъятие земель в случае отказа правообладателя земель давать разрешение на производство инженерных изысканий.

Для изысканий на землях, находящихся в государственной или муниципальной собственности, не предоставленных гражданам или юридическим лицам, необходимо получить разрешение уполномоченного органа исполнительной власти (ст. 39.33 [2] и п. 4.7. [10]).

В ходе инженерных изысканий закладываются геодезические пункты и их внешние знаки, осуществляется проходка горных выработок, создаются сети стационарных наблюдений, отбираются пробы почв и грунтов, воздуха, поверхностных и подземных вод, стоков, атмосферных осадков и промышленных отходов, выполняют подготовительные и сопутствующие работы (расчистка и планировка площадок, рубка визирок, строительство водоводов и водостоков, устройство дорог, переездов, переправ и других временных сооружений). Кроме того, геодезические и иные знаки, наблюдательные скважины, сети стационарных наблюдений, созданные при выполнении инженерных изысканий, должны сохраняться до начала и в период строительства, соответственно, должны быть сданы на наблюдение за сохранностью застройщиком правообладателю земель. Но все эти сооружения нужны застройщику, и без соответствующего договора с правообладателем земель с финансовыми обязательствами со стороны застройщика сохранить их до выхода на строительство будет чаще всего невозможно.

Согласно п. 4.7 СП 47.13330.2016 [10] возмещение убытков, связанных с выполнением инженерных изысканий, собственникам или лицам, владеющим объектами недвижимости на ином законном основании, осуществляется застройщиком в соответствии с Гражданским кодексом РФ [4], при этом в действующем законодательстве отсутствует описание механизма возмещения убытков на стадии изысканий.

В сложившейся практике выполнения изыскательских работ нет ни правового, ни культурного механизма реализации взаимоотношений застройщика, изыскателей и физических и юридических лиц, которым предоставлен земельный участок. Бóльшая часть изыскателей работает по принципу: если нет забора – значит, территория общего пользования. Хотя, чтобы убедиться в обратном, достаточно открыть публичную кадастровую карту Росреестра [11, 12], а получение всего объема информации о территории до начала полевых изысканий является одной из обязанностей изыскателей, которой они пренебрегают.

В ответ правообладатель земли зачастую уничтожает заложенные без согласования с ним геодезические знаки и наблюдательные пункты и может привлечь изыскателей и заказчика работ к судебным разбирательствам в связи с порчей не принадлежащего им имущества (плодородного сдоя, внутрихозяйственных дорог, посевов, древесно-кустарниковых насаждений и т. п.).

Как неоднократно отмечали авторы [13–18], разработка ДПТ, отдельной допроектной стадии, абсурдна, так как невозможно без полного проектного решения определиться с границами и площадями отвода, а тем более их детализировать. Тем не менее такой подход встречается все чаще. В результате появляются расхождения площадей и границ постоянного и временного отвода в этих документах, необходимость внесения изменений в утвержденную ДПТ, что неминуемо влечет временные и финансовые потери для заказчика работ.

Документация по планировке территории содержит сведения о перечне отводимых земель, их площади и правовом статусе и должна проходить обязательную процедуру согласования, в том числе через публичные слушания. На публичные слушания должны быть приглашены все правообладатели земель, строений, сооружений и обременений в полосе отвода строящегося трубопровода. По нашему мнению, именно на этой стадии должно быть подписано с правообладателем земель соглашение о намерениях изъятия, иначе для их отвода потребуется решение суда (п. 6 ст. 279 [4]).

Границы полосы отвода, утвержденные в ДПТ, могут изменяться в процессе прохождения экспертизы проектной документации вследствие переработки проектных решений и в процессе строительства, в том числе из-за уточнения их местонахождения на местности [14, 16], в соответствии с СП 48.13330.2011 [19] и СП 246.1325800.2016 [20] в случае выявления в процессе строительства необходимости отклонения от проектных решений. Но изменение границ и площадей отвода влечет и внесение изменений в ДПТ.

ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

Согласно Федеральному закону «О недрах» [21] часть земной коры, расположенная ниже почвенного слоя, а при его отсутствии – ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающаяся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения, является недрами и принадлежит РФ. Аналогично, согласно Воздушному кодексу РФ [22], РФ обладает полным и исключительным суверенитетом в отношении воздушного пространства РФ.

Таким образом, изъятию в постоянный отвод подлежит только территория, требующаяся для размещения наземных объектов, входящих в состав газопроводной системы. Земля, под которой или над которой будут располагаться трубопроводы, будет обременена их охранной зоной и ограничена в использовании на весь жизненный цикл объекта строительства, а изъятие этих земель может потребоваться только временно, на период строительства.

Зная это, некоторые застройщики пытаются обойти общение с собственниками применением бестраншейных технологий прокладки трубопроводов. Но обременение прав собственника без его согласия нарушает его конституционные права (ст. 35 Конституции РФ [1]). Также в данном случае могут быть поставлены под сомнения результаты инженерных изысканий по участку строительства, что подпадает под большое количество статей административного и уголовного права.

После утверждения ДПТ стоит зарезервировать земли в границах задокументированной полосы отвода в соответствии со ст. 56.1.70.1 Земельного кодекса РФ [2], Постановлением Правительства РФ от 22.07.2008 № 561 «О некоторых вопросах, связанных с резервированием земель для государственных или муниципальных нужд» [23] и Федеральным законом от 13.07.2015 № 218-ФЗ «О государственной регистрации недвижимости» [24].

В настоящее время земли, предоставленные юридическим или физическим лицам, могут резервироваться для государственных или муниципальных нужд для размещения линейных объектов на срок не более чем три года, а не предоставленные – на срок до 20 лет [2]. От даты принятия решения о резервировании земель до получения разрешения на строительство должно пройти не более трех лет в случае, если земельный участок предоставлен юридическим или физическим лицам. Но в этот срок попадает период разработки проектной документации и получения на нее положительного заключения государственной экспертизы.

На стадии проектирования необходимо на основании отчета независимого оценщика определить величины компенсаций за постоянное изъятие земель и связанных с ними объектов для государственных нужд. На основе проекта рекультивации, согласованного с правообладателем земель, определяются направление и сроки рекультивации, величины компенсаций за временное изъятие земель и связанных с ними объектов для государственных нужд. Результаты этих расчетов входят в сводный сметный расчет на строительство.

При этом в законодательстве не указывается, что с течением времени стоимость недвижимости изменяется, даже без ее улучшения, кроме того, изменяется стоимость денег во времени за счет инфляционных процессов. Таким образом, заложенная в сметы выкупная стоимость земель к моменту их изъятия может не компенсировать понесенных потерь их правообладателя. Инфляционные индексы к выкупной стоимости не предусмотрены. В связи с этим непосредственно при оформлении прав на застроенные земельные участки и компенсацию убытков и потерь потребуется повторное привлечение независимого оценщика для их определения, что не предусматривается сметами на строительство и влечет повторные финансовые затраты на эти работы. Помимо этого, сметы на строительство не предусматривают проведение кадастровых работ. Это необходимо учитывать при планировании бюджета строительства.

После получения положительного заключения экспертизы на проектную документацию и материалы инженерных изысканий застройщик обращается за получением разрешения на строительство. Для этого он должен предоставить правоустанавливающие документы на землю. При этом Градостроительным кодексом РФ не уточняется, какие именно документы и о каком виде права могут быть предоставлены. Неясно, является ли решение о резервировании земель этим правоустанавливающим документом.

Из действующего законодательства неясно, в какой период жизненного цикла здания, сооружения (этап реализации проекта строительства) должно осуществ-ляться непосредственно изъятие земель. В практике чаще всего – до получения разрешения на строительство. Но зачастую в проектных решениях обнаруживаются ошибки в пространственной привязке объектов строительства. Тогда потребуется уточнение границ этих земель по результатам исполнительной съемки по окончании строительства для постановки построенных объектов на кадастровый учет, что повлечет двойные затраты на кадастровые работы. Стоит отметить, что сметой на строительство затраты на кадастровые работы, как правило, не предусматриваются.

Поскольку в случае изъятия земель для государственных нужд для строительства и реконструкции объектов субъектов естественных монополий кадастровые работы производятся за собственный счет этих организаций, то стоит рекомендовать на период строительства оформлять аренду земель в полосе отвода согласно ДПТ, а по результатам исполнительной съемки формировать межевые дела, технические планы объектов строительства и договоры постоянного изъятия земель для государственных нужд. По окончании строительства, помимо самого построенного объекта, на кадастровый учет ставится его охранная зона как обременение прилегающих территорий.

Проложенная к введенным в эксплуатацию объектам подъездная дорога должна оформляться на праве частного сервитута, за них правообладатель земель имеет право установить платеж. На практике бóльшая часть газотранспортных организаций предпочитает вместо сервитута оформлять договоры аренды, ссылаясь на то, что в этом случае легче рассчитать платежи правообладателю за использование земель. В то же время осуществ-ление государственной регистрации сервитутов в Росреестре технически проще, чем договоров аренды, так как не требует разделения земельных участков на части.

ВЫВОДЫ

На основании изложенного следует сделать выводы, что действующее законодательство дает возможность субъектам естественных монополий транспорта газа приобретать права на землю путем изъятия их для государственных и муниципальных нужд. Документацию по планировке территории с процедурой резервирования и изъятия земель для государственных нужд заменили технико-экономическое обоснование и акт выбора трассы газопровода с целью сохранить в условиях частной собственности на землю для застройщика территорию до начала строительства в том состоянии, в котором она была на момент производства инженерных изысканий, препятствовать спекуляции землей. В законодательстве описана укрупненная идеальная технология производства этих работ, но пропущенные мелкие детали не позволяют полноценно реализовать ее на практике. Поэтому реально сократить финансовые расходы, сроки реализации проектов строительства, количество споров с правообладателями земель возможно только за счет пошагово проработанного механизма реализации изъятия земель для государственных нужд, заранее описанного внутренними регламентами организации в рамках действующего российского законодательства.

Флагманский отель курорта – «Гранд Отель Поляна» – пятизвездочный гостиничный комплекс с богатой историей. Здесь есть 413 номеров, 15 коттеджей, SPA Valmont, живописная территория, открытый теплый 50-метровый бассейн – все возможности для семейного отдыха вблизи Кавказского биосферного заповедника.

Если же вы хотите просыпаться в номере, из которого открывается волшебный панорамный вид на горы, вам подойдет гостиничный комплекс «Поляна 1389 Отель и Спа» 4*. На высоте 1389 м в окружении горных вершин расположились 151 номер на любой вкус, 70 апартаментов, 28 коттеджей, открытый бассейн, SPA-центр и прямой выход к горнолыжным трассам.

ГОРЫ ВОКРУГ И МОРЕ РЯДОМ

У каждого гостиничного комп-лекса – большая закрытая (охраняемая) территория с парком, по которому приятно гулять. Вокруг – горы фантастической красоты, пушистые ели, кристально чистый воздух, совсем рядом – Кавказский биосферный заповедник, Черное море всего в 40 мин езды от гостиниц.

Дополнительным бонусом для родителей станут включенные в стоимость проживания услуги детского клуба в отелях курорта. Также в стоимость включены питание (завтраки и (или) ужины в формате «шведский стол»), подъемы на канатных дорогах Горно-туристического центра, отдых в бассейнах, занятия в тренажерном зале.

В течение года на курорте действуют специальные предложения. Кроме того, на курорте ГТЦ «Газпром» можно даже выбрать проживание с санаторно-курортным лечением или с оздоровительными программами. Под контролем высококвалифицированных врачей из медицинского центра отдых получится полезным вдвойне.

ГДЕ КАТАТЬСЯ НА ЛЫЖАХ?

На курорте ГТЦ «Газпром» – два склона для катания. Уютная трасса «Лаура» пролегает среди пихтового леса на плато Псехако. Легендарная «Альпика» обладает перепадом высот до 1154 м на Аибгинском хребте.

Всего на курорте 35 трасс всех уровней сложности, подходящих для дневного и вечернего катания. Есть специальные детские склоны.

В качестве альтернативы горным лыжам предусмотрены беговые. Горно-туристический центр «Газпром» – единственный курорт в Красной Поляне, который предлагает такой сервис. К вашим услугам – 12 км трасс на территории знаменитого Лыжно-биатлонного комплекса «Лаура» на высоте 1500 м.

Горно-туристический центр ПАО «Газпром»

Всесезонный курорт в г. Сочи (пос. Красная Поляна)

Узнать подробнее о специальных тарифах для сотрудников ПАО «Газпром» и дочерних компаний:

Тел.: +7 (862) 259-59-59

E-mail: reservation@polyanaski.ru

http://polyanaski.ru

 gazprom_resort

К Парижскому соглашению в рамках Конвенции ООН об изменении климата в нашей стране сложилось довольно осторожное отношение. Подписав Соглашение в мае 2016 г., Российская Федерация (РФ) не торопится с его ратификацией. На первый взгляд, такой документ не должен вызывать опасений, поскольку его основной принцип – добровольность принятия обязательств. Данные обязательства наше государство определило для себя в виде лимитов на выбросы парниковых газов к 2030 г. на уровне 70–75 % от объемов базового 1990 г. [1]. Это существенно выше нынешней эмиссии (около 58 % от базового года) и формирует значительную «подушку безопасности» для экономического роста и соответствующего увеличения выбросов. Тем самым российский топливно-энергетический комплекс (ТЭК) может осуществлять свои функции без потенциальной угрозы возможных сокращений по взятым обязательствам.

Тем не менее ситуация с Парижским соглашением не так проста, как кажется при поверхностном ознакомлении. Во-первых, данный документ пока не разработан во всех деталях (модальности, процедуры и т. д.). Предстоящие переговоры по этим деталям предсказуемы уже сейчас. Процесс детализации еще не закончился, и ее сроки (до конца 2018 г.), определенные на 22-й Конференции ООН по изменению климата в Марракеше (Марокко) в 2016 г., с большой вероятностью могут быть перенесены. Во всяком случае, такое ощущение складывается по итогам 23-й Конференции ООН по изменению климата в Бонне (Германия) в ноябре 2017 г. В связи с этим становится понятным стремление руководства нашей страны отложить ратификацию до полного выяснения ее предмета.

Во-вторых, сущность Парижского соглашения – это перестройка глобального миропорядка под определенные и не всеми разделяемые климатические приоритеты, а именно – сворачивание энергетических проектов с использованием ископаемого топ-лива. Еще в конце 2015 г. многие эксперты трактовали результаты 21-й Конференции ООН по изменению климата в Париже (Франция) как сигнал бизнесу к отказу, прежде всего, от угольной энергетики. Этот сигнал был воспринят рядом финансовых институтов: о выводе своих капиталов из угольных проектов объявили, например, Норвежский и Шведский пенсионные фонды и Фонд Рокфеллеров [2]. Безусловно, мотивация таких действий может быть разной, в частности нетрудно проследить заинтересованность Норвегии в сохранении своей доли в европейском потреблении газа, но на 23-й Конференции ООН по изменению климата в Бонне обнаружились еще более жесткие позиции: под ударом оказалась не только угольная, но и газовая энергетика.

По расчетам Международного энергетического агентства, для стабилизации глобальной температуры выбросы парниковых газов в мировой энергетике должны сократиться примерно в 10 раз, в то время как в промышленности и на транспорте будет достаточно сокращения всего на 10–15 %. И это при том, что в настоящее время доли всех этих секторов в общих выбросах примерно равны. Впрочем, «большая энергетика» – газовая и угольная – стала не единственной целью. В РФ основной мерой по снижению выбросов признано сокра-щение выбросов метана в нефтяной и газовой промышленности – почти 50 % ожидаемого эффекта (рис. 1). За ним с большим отрывом идут: энергоэффективность, возобновляемые источники энергии (ВИЭ), отмена топливных субсидий и закрытие сочтенных неэффективными угольных теплоэлектростанций (ТЭС). В этой ситуации выглядит странным то, что сокращение выбросов метана в США, в отличие от РФ, стоит на последнем месте по приоритету (примерно 7 %) [3]. И это при американском буме сланцевых нефти и газа, с неизбежным ростом метановых выбросов в атмосферу. Насколько согласятся с таким подходом ведущие российские и мировые эксперты?

НПО КАК ИНИЦИАТОРЫ ОГРАНИЧЕНИЙ

Следующим шагом, направленным непосредственно против газовой отрасли, стало проведенное в рамках 23-й Конференции ООН по изменению климата в Бонне (ноябрь 2017 г.) мероприятие под названием «Горючий газ: путь к чистому энергетическому будущему или дорога к опасным изменениям климата?» [4], формально предполагавшее дискуссию между сторонниками разных взглядов на роль природного газа в будущем. Но дискуссии не было, поскольку организаторами выступили экологические неправительственные организации (НПО), в частности Friends of the Earth International, известные эмоцио-нальным подходом к решению экологических проблем.

Основным на мероприятии стал доклад К. Андерсона и Дж. Бродерика [5, 6]. В начале выступления авторы сочли недостаточными обязательства Евросоюза (ЕС) по Парижскому соглашению (снижение выбросов на 40 % к 2030 г.). Если следовать принципу «климатической справедливости», то усилия европейцев должны быть как минимум пятикратно увеличены. По мнению авторов доклада, Европе осталось только девять лет использования углеводородного топлива, иначе глобальная катастрофа неминуема. В случае выбора сценария угасающего потребления к 2035 г. Европе все равно придется сократить энергетические выбросы на 95 %. В любом из этих сценариев утверждается, что «в Европе не остается места для газа» [5]. Далее в докладе критикуется политика ЕС по переходу с угля на газ, хотя с 1990 г. потребление угля в Европе снизилось на 50 %, в то время как потребление газа выросло на 17 % [5]. За скобками авторы доклада оставляют широко известный факт: своей ролью климатического лидера планеты ЕС обязан прежде всего переводу генерации с угля на природный газ. Особенно заметен эффект этой меры в таких странах, как Германия, закрывшая за счет газа электрогенерацию на буром угле на востоке страны, и Великобритания, вытеснившая «большой уголь» собственным газом. Подобная энергетическая политика позволила этим странам и ЕС в целом выполнить свои обязательства по Киотскому протоколу и создала иллюзию простоты задач по дальнейшему сокращению выбросов.

Понимание роли природного газа как простейшего способа снижения удельных выбросов парниковых газов демонстрируется в последнее время европейскими и мировыми нефтяными компаниями, наращивающими долю газовых проектов в своих инвестиционных портфелях. В частности, в докладе [5] приводятся такие факты, как рост доли газового бизнеса в компании Total в общем объеме за последние 10 лет с 33 до 48 %, а также планы компании ВР по наращиванию доли газовых проектов в общих инвестициях до 75 % к 2021 г. В оценках Statoil природный газ фигурирует как средство вытеснения угля из энергетики к 2050 г.; Exxon позиционирует газ как доступный, надежный и чистый источник энергии на ближайшие 200 лет. В цитируемом авторами доклада прогнозе BP Energy Outlook [7] рост спроса на газ предсказывается на уровне 1,6 % в год до 2035 г., что вдвое превышает темпы роста спроса на нефть и уголь [5]. Тем не менее все вышеперечисленные факты критикуются авторами [5], как и планы ЕС по строительству объектов газовой инфраструктуры, в частности список Проектов общего интереса (Projects of Common Interest) ЕС содержит 77 проектов по объектам газовой промышленности, включая 12 терминалов сжиженного природного газа (СПГ) и большое число газопроводов, в том числе «Южный газовый коридор» [5].

Вероятно, обилие проектов газовой инфраструктуры ЕС вызвано не столько соображениями надежности поставок, сколько запросами на обязательную для стран диверсификацию источников снабжения согласно недавно принятой Директиве ЕС по безопасности поставок газа. Тем же, по-видимому, объясняются и попытки некоторых стран (Польша, Румыния, Великобритания и др.) начать добычу сланцевого газа, несмотря на отмечаемые очевидные катастрофические последствия такого шага для природной среды соответствующих регионов.

Увеличение выбросов парниковых газов при использовании СПГ в Европе за счет сжижения, транспортировки и регазификации составляет, по оценкам [5], от 20 до 34 % по сравнению с трубопроводным газом. Это могло бы заинтересовать сторонников трубопроводных проектов, если бы не замечание о том, что превышение выбросов на магистральных газопроводах сопоставимо с эмиссией на терминалах СПГ: от 30 до 35 % [5].

Вместе с тем вышеприведенные цифры отличаются от результатов представлявшихся в ЕС расчетов по российским экспортным газопроводам, сделанных DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH [8]. Данные расчеты доказывают, что превышение выбросов даже по дальним маршрутам (например, в Украину) составляет не более 25 %, не гово-ря уже о таком маршруте, как «Северный поток», на котором затраты на транспортировку, по последним расчетам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», дают углеродный след не более 12 % [9]. Такое значение полностью сопоставимо с углеродным следом норвежских газопроводов, что выводит «Северный поток» за рамки обычных дальнемагистральных газопроводов, позволяя говорить о качественно новом трубопроводном решении.

Подробный анализ доклада [5] приведен не случайно, поскольку речь идет не об одиночном исследовании, а о хорошо срежиссированной «атаке на газ». Удар рассчитан прежде всего на девистиционный эффект и адресован не столько газовым компаниям (и даже не потребителям газа), а финансовым институтам, кредитующим соответствующие проекты. Данные проекты рассчитаны на десятки лет, например «Северный поток» предполагается эксплуатировать как минимум до 2070 г. Схожие сроки бизнес-цикла и у терминалов СПГ: самому старому в Европе Барселонскому терминалу в 2018 г. исполняется 50 лет. На этом основывается неправомерное заявление о неизбежной климатической катастрофе в случае использования в Европе газа через 9–10 лет, поскольку ни один финансовый институт не рискнет профинансировать глобальный катаклизм.

За поддержку инфраструктурных газовых проектов в докла-де [5] критикуются такие финансовые институты ЕС, как Европейский банк реконструкции и развития, Европейский инвестиционный банк и Европейский фонд стратегических инвестиций. Данные инвестиции составляют около нескольких млрд евро, что не так много по сравнению с затратами Европы на проекты возобновляемой энергетики, превысившие за последние 10 лет 500 млрд евро.

Атака НПО на банки, финансирующие газовые проекты, уже идет. Помимо Friends of the Earth International, активность проявляет американский The Sierra Club, составляющий «Финансовый бюллетень по ископаемому топливу» (Fossil Fuel Finance Report Card), где отслеживается активность ведущих мировых банковских структур в финансировании «экстремальных видов топлива», к которым отнесены: уголь и угольная генерация, нефтеносные пески и нефтедобыча на Арктическом шельфе. С недавних пор к списку добавлен СПГ, что представляет плохую новость для газовиков [10]. Составители бюллетеня не скрывают своей цели – давления на финансовые институты, трансформации для них климатических рисков в финансовые. Планируется и давление по линии прав человека, с использованием такого нового инструмента, как Декларация ООН о правах коренных народов [11].

РИСКИ ПАРИЖСКОГО СОГЛАШЕНИЯ

Главный из рисков Парижского соглашения заложен в принципе добровольности вклада каждой страны в решение глобальной проблемы климата. Индикативные национально определяемые вклады (Intended Nationally Determined Contributions, INDC) были накануне конференции опубликованы 156 странами и охватывают 95 % глобальных выбросов. При этом вопрос о том, что является вкладом, для развитых и развивающихся стран решается по-разному. Если для развитых стран вкладом являются абсолютные количественные сокращения выбросов, то развивающимся странам в этом вопросе дана свобода выбора. Под вкладом могут пониматься любые относительные сокращения при общем росте: снижение удельных выбросов на единицу ВВП, на душу населения и даже по сравнению со сценариями «обычного бизнеса» (business as usual). Последние, как правило, являются прогнозами, зачастую далекими от реальности и считаемыми на базе самых высоких по выбросам сценариев. Тем самым фактически создается система «двух треков», содержательно разных, но формально объединенных общей конструкцией. Неравноценность вкладов разных типов стран очевидна и со временем станет предметом острых разногласий, но другого способа прийти к согласию не было найдено.

Если сравнивать Парижское соглашение с Киотским протоколом, видно, что в отношении развивающихся стран режим принят несколько более жесткий, а в отношении развитых стран – более мягкий. Если INDC разрабатываются и представляются по принципу «снизу вверх», то механизм соблюдения и принципы транспарентности в отчетности действуют «сверху вниз». Вместе с тем со временем эта «мягкая» конструкция, с добровольными обязательствами, принимаемыми «снизу вверх», может трансформироваться в жесткую структуру, диктующую странам их обязательства «сверху вниз». И от основного принципа Соглашения – добровольности принятия обязательств – не останется и следа. Данная возможность заложена в принципе «климатической справедливости», который не удалось исключить из контекста Соглашения, несмотря на усилия ряда стран (формулировка: «важность концепции «климатической справедливости» при действиях в области изменения климата»). Несмотря на кавычки, в которые поставлен этот термин, само появление его является угрозой национальному суверенитету всех стран, включая РФ, поскольку по своей природе «климатическая справедливость» рассчитана именно на то, чтобы стать основным принципом принудительного глобального распределения квот на выбросы, взамен национальных приоритетов и возможностей. Хотя строгого определения понятия «климатической справедливости» в тексте Соглашения нет, есть основания полагать, что это сделано не случайно.

Понимание «климатической справедливости» развивающимися странами хорошо известно сторонам переговоров, поскольку оно открыто озвучивалось на предыдущих конференциях сторон Рамочной конвенции об изменении климата (РКИК) ООН, в частности в 2008 г. (Познань, Польша), в 2009 г. (Копенгаген, Дания) и др., и сводилось к равным правам на выброс парниковых газов для каждого жителя планеты. По этой логике предполагается сделать общие выбросы парниковых газов на планете предметом «углеродного бюджетирования», т. е. распределять права на них странам в соответствии с количеством населения в каждой из них. В этой ситуации главными бенефициарами «углеродного бюджета» окажутся Китай и Индия, «квоты» которых на выбросы существенно вырастут, а для РФ могут сократиться в несколько раз, что неприемлемо для нашей экономики.

Частично исправить положение можно, опираясь на заложенный в Соглашении принцип учета «различных национальных обстоятельств» при выполнении обязательств по климату, но, чтобы доказать необходимость применения этого принципа для нашей страны, потребуется немало усилий на сложных по формату климатических переговорах. В частности, показателен пример российских лесов, адекватной оценки поглощающего потенциала которых наша делегация не может добиться более 15 лет.

Отдельные опасения для РФ связаны с таким принципом формирования обязательств в рамках Парижского соглашения, как принцип постоянного «повышения амбиций». Для этого предусмотрены пятилетние цик-лы разработки, представления и реализации NDC. Каждый такой «пятилетний план», предоставляемый страной, должен быть по своему содержанию амбициознее предыдущего с точки зрения поставленных задач и предусмот-ренных мер. Еще одной мерой «повышения амбициозности» является глобальная инвентаризация предпринимаемых усилий (global stocktake) как на уровне отдельных стран, так и на уровне всего мирового сообщества, в целях определения соответствия этих мер траектории, необходимой для решения общей задачи, обозначенной в Парижском соглашении: сдерживание повышения глобальной температуры в пределах «значительно ниже 2°» по сравнению с доиндустриальным периодом (точная формулировка цели: «сдержать повышение глобальной температуры в пределах значительно ниже 2° по сравнению с доиндустриальным уровнем и прилагать усилия к ограничению температуры в пределах 1,5°»).

В данном случае речь идет фактически о подгонке национальных обязательств под цель в 2° удержания глобальной температуры (при том что на 1,1° она уже повысилась). Подобная инвентаризация предусматривается также один раз в пять лет начиная с 2023 г., но на последних Боннских переговорах ООН по климату сроки были смещены – начало процесса намечено на 2018 г. Для отслеживания прогресса в этом вопросе Соглашением предусматривается система отчетности, построенная на транспарентности, являющаяся так же юридически обязательной для стран, как и необходимость разрабатывать, представлять и выполнять свои NDC.

В связи с этим для РФ возникает целая линейка рисков.

Риск невыполнения обязательств, взятых в рамках российского NDC, на период до 2030 г. Наши обязательства создают экономике определенный запас прочности, который в случае серьезного роста реального сектора экономики (например, по сценарию начала 2000-х) может быть быстро исчерпан. В последние годы экономика РФ демонстрирует decoupling-эффект, т. е. прекращается прямая зависимость динамики выбросов парниковых газов от динамики развития экономики, но определенная корреляция между этими показателями все же сохраняется, особенно в реальном секторе.

Риски невыполнения обязательств РФ в последующие периоды достаточно велики, особенно в случае «повышения амбициозности» российских обязательств, например на 5 % каждый период. В этом случае умеренный рост экономики неизбежно выводит наши национальные выбросы за пределы допустимых в рамках повышенных обязательств. Более того, даже стагнация экономики не убережет РФ от дефолта по этим обязательствам.

Риски принятия принудительно навязываемых обязательств по итогам global stocktake, предполагающей достижение адекватности целям Парижского соглашения в виде стабилизации глобальной температуры на уровне 2° выше доиндустриального периода. По расчетам, обнародованным на 23-й Конференции ООН по изменению климата, состоявшейся в Бонне, выход на эти показатели потребует снижения глобальных выбросов как минимум в 1,5 раза (до 40 млрд т СО₂-эквивалента по сравнению с 60 млрд т совокупных выбросов стран, заявленных в NDC к 2030 г.) [12]. Пропорциональное распределение такой задачи на РФ может вызвать коллапс российской экономики – от нас потребуются сокращения до 46–50 %, с соответствующим закрытием предприятий, ТЭЦ и непредсказуемыми социально-экономическими последствиями.

Последний тренд, обозначившийся на Боннской конферен-ции, – борьба ряда стран и экологических НПО за смену глобальной цели: отказ от лимита в 2° и переход на лимит в 1,5° (т. е. лимит повышения на 0,4° по сравнению с нынешней температурой). Цель еще более спорная с точки зрения исторического опыта, чем 2°, но ее появление не случайно, а назначение сугубо утилитарное. Прослеживается стремление манипулировать мнением общественности, побуждая к немедленным действиям по принципу «беда у порога». Таким образом отсекаются любые попытки предпринять взвешенный анализ проблемы и выйти на рационально продуманный образ действий.

С подобным подходом человечество уже столкнулось на предыдущей климатической цели – ограничении содержания СО₂ в атмосфере. Совсем недавно главным репером глобального потепления считался его уровень в 400 ррм; после превышения этого уровня была обещана климатическая катастрофа, точно так же, как сейчас при превыше-нии 2°. Этот уровень был по той же схеме подогнан к уже достигнутой концентрации СО₂, с тем же жестким императивом немедленных действий. В итоге в 2014 г. критический уровень был по факту достигнут (реальный нынешний показатель – 410 ррм), и ничего сверхъестественного на планете не произошло. Предвидя скандал, разработчики предыдущего катастрофического сценария подготовили замену: к саммиту G-8 в Хайлигендамме (Германия) в 2008 г. была выдвинута цель «2°». Она была разрекламирована столь масштабно, что про концентрацию СО₂ в атмосфере все забыли, переключившись на новую иллюзию. Теперь, спустя девять лет, с той же привычной аргументацией готовится очередная смена репера.

При всей спорности этих показателей под них уже планируется перестройка формата Парижского соглашения: о какой добровольности принятия странами обязательств может идти речь, когда до катастрофы остается несколько лет? А при подгонке под цель в 1,5° от стран потребуют «ужаться» даже не на 33 % по отношению к принятым обязательствам (как для цели в 2°), а, согласно предварительным подсчетам, на все 66 %. Для РФ планка в 1,5° потребует снизить выбросы до уровня 23–25 % от 1990 г., но такой вариант несовместим с экономическим развитием страны.

Описанная выше ситуация предполагает оптимистический сценарий «линейного» сокращения выбросов всеми странами планеты. Практически он неосуществим, поскольку по Парижскому соглашению у развивающихся стран (в том числе Китая) обязательств по абсолютному сокращению выбросов нет. Если учесть, что именно на эти страны сейчас приходится примерно две трети мировых выбросов, требование снизить эмиссию на 20 млрд т под задачу лимита в 2° означает для развитых стран, включая РФ, полное прекращение выбросов парниковых газов.

В связи с этим риск ратификации Парижского соглашения для РФ заключается не только в соблюдении обязательств, но и в том, кем и как это соблюдение будет оцениваться. Соглашением предусмотрен механизм оценки соблюдения, в основе которого – комитет, составленный из независимых экспертов. Его работа будет определяться процедурами и модальностями, которые будут приняты на первой Конференции Сторон РКИК, служащей Совещанием сторон Парижского соглашения. Несмотря на заявленный ненаказующий способ действия, основанный на учете национальных обстоятельств Сторон, такой формат не гарантирует беспристрастных оценок и создает нишу для произвольных толкований национальных усилий. Особенно это актуально для РФ, опыт оценки которой различными группами независимых экспертов в различных областях (от спорта до национальных экономических рейтингов), за редчайшими исключениями, является негативным. В связи с этим гарантий, что вместо адекватной оценки своих действий в рамках Парижского соглашения РФ не получит очередные репутационные потери, например статус «климатического преступника» (термин, используемый Greenpeace), не существует.

УГЛЕРОДНЫЙ НАЛОГ

В п. 137 Решений Парижской конференции [13] упоминается «роль стимулирования деятельности по сокращению выбросов, включая… установление цены на углерод». Этот пункт входит в раздел V («Заинтересованные круги, не являющиеся Сторонами») и не имеет отношения к обязательствам участников Соглашения. В текст Соглашения этот пункт не вошел, несмотря на активное лоббирование. Формально продвигаемая Всемирным банком идея «углеродной цены» (цены выбросов парниковых газов) связана с международным финансовым капиталом, рассматривающим ее не только как источник доходов, но и как механизм глобального управления экономикой. При этом Всемирный банк настолько увлечен этой идеей, что свои ежегодные обзоры по теме «Состояние углеродного рынка» уже не первый год именует «Состояние и тренды углеродной цены» [14]. Существующие в мире системы торговли выбросов также называются «системами углеродного ценообразования».

«Углеродную цену» предлагается ввести принудительно, в виде стандартной ставки и в глобальном масштабе. Сначала – на уровне 15 долл. за 1 т СО₂-эквивалента, потом предлагается поднять до 35 долл. Как такое возможно в рыночной экономике, где цена все время колеблется в зависимости от спроса и предложения, эксперты Всемирного банка не объясняют.

В рыночной экономике фиксированные платежи по стандартным ставкам представляют собой не что иное, как налог. Введение глобальной цены на углерод будет означать только одно: дополнительную финансовую нагрузку на все предприятия реального сектора.

Ставка для РФ в 15 долл. за 1 т СО₂-эквивалента – это ежегодные платежи в 31,5 млрд долл., т. е. около 2 трлн руб. Ставка в 35 долл. – 73,5 млрд долл/год (4,4 трлн руб.). Такая нагрузка для нашей экономики весьма чувствительна. Для ПАО «Газпром», например, платежи составят (по разным ставкам) от 1,5 до 3,5 млрд долл/год, для «Интер РАО ЕЭС» и ООО «Газпром энергохолдинг» – 1,1–2,6 млрд долл/год, и это далеко не предел. Потери могут многократно вырасти, если в ходе переговоров сторонникам идеи налога удастся включить его в формат Парижского соглашения в процессе его детализации.

На 22-й Конференции ООН по изменению климата в Марракеше высказывались предложения о ставках налога в 300–500 долл. за 1 т СО₂-эквивалента. Ставка обосновывалась тем ущербом, который глобальное потепление наносит Земле и человечеству (и который определяется на основе произвольных оценок). Тем самым риски убытков РФ возрастают до 700 млрд – 1 трлн долл/год.

Углеродный налог опасен не только своим размером. Одним из косвенных эффектов станет угроза международному бизнесу российского ТЭК. Введение налога даст огромную несправедливую фору до сих пор убыточным проектам возобновляемой энергии, выводя их в разряд прибыльных. Этот новый канал субсидирования ВИЭ позволит в Европе и Азии перейти к массовой замене газовых ТЭЦ на ВИЭ, а также к отказу от других видов углеводородного топлива. Под ударами сразу окажутся экспортные доходы гигантов российского ТЭК – ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», СУЭК и др. Снизится и экспорт электроэнергии из РФ, пока успешно ведущийся ПАО «Интер РАО».

Воздействие углеродного налога также испытает на себе нацио-нальный бюджет, зависящий от экспорта энергоносителей. Неизбежны для РФ и чувствительные потери в области таких мегапроектов, как «Северный поток – 2», «Сила Сибири», «Турецкий поток», проект экспорта электроэнергии в Японию и др., поскольку достаточно перспективы введения углеродного налога, чтобы снизить интерес к данным проектам у европейских и азиатских партнеров.

В связи с этим неизбежны сокращения в отраслях ТЭК и смежных сферах экономики, например в ОАО «РЖД», поскольку на уголь приходится около 40 % грузооборота железных дорог РФ. Подобное мнение разделяют представители топливно-энергетических корпораций, солидарную с ними позицию высказывают члены Российского союза промышленников и предпринимателей и ряд экспертов, призывающие изучить позицию Администрации США, которая приняла решение выйти из Парижского соглашения. Стоит вспомнить об экологически политизированной Австралии, проверившей углеродный налог на своей промышленности и отменившей его в 2010 г. В Австралии убедились, что он не приносит ничего, кроме убытков.

Отдельным вопросом для лоббистов станет использование полученных денежных средств. При ставках в 15–35 долл. за 1 т в глобальном масштабе потенциальные поступления составят от 600 млрд до 1,4 трлн долл/год. Пока что использовать их собираются для финансирования проектов по климатической тематике, создав для этого специальный фонд, оператором которого, вероятно, выступит Всемирный банк, управляющий остальными «климатическими» фондами, действующими под эгидой ООН. Это принесет ему законный доход в размере 10 % от объема управляемых средств, т. е. от 60 до 140 млрд долл/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании всестороннего анализа существующих материалов Парижского соглашения по климату и динамики их изменения в аспекте возможных рисков для стран-участников можно сделать следующие выводы.

Исследования экспертных групп, лежащие в основе материалов Соглашения, игнорируют альтернативные точки зрения представителей научного сообщества и грешат сознательной подтасовкой фактов в политических интересах.

Смена целеполагания в процессе детализации Парижского соглашения (отказ от лимита в 2° и переход на лимит в 1,5°) свидетельствует о слабой связи данного документа с реалиями мировой экономики, что ставит под вопрос жизнеспособность этой конструкции.

Углеродный налог, вводимый в рамках Соглашения, ставит под удар экономику стран-участников, причем делает это выборочно. Пример США, вышедших из Парижского соглашения, служит предупреждением РФ о том, что ситуация с налогом автоматически не исправится.

По возвращении в 1957 г. на Родину Владимир Иванович приступил к работе в Щекинском отделении Дирекции строящегося газопровода «Ставрополь – Москва».

В июле 1960 г. В.И. Халатин назначен начальником Московской опытной станции подземного хранения газа, где в то время впервые испытывались и внедрялись сложные технологии. Работая в этой должности, он обеспечил досрочный ввод в эксплуатацию подземного хранилища газа.

В конце 1961 г. был приглашен на должность главного инженера Московского управления магист-ральных газопроводов. Период его работы в этой должности пришелся на самые трудные годы освоения системы газопроводов «Северный Кавказ – Центр».

В декабре 1965 г. В.И. Халатина как высококвалифицированного специалиста и умелого руководителя переводят в центральный аппарат Министерства газовой промышленности СССР и назначают главным инженером Главного управления эксплуатации магистральных газопроводов. В это время вводятся в строй такие газотранспортные магистрали, как «Бухара – Ташкент – Фрунзе – Алма-Ата», «Бухара – Урал». Перед ним была поставлена задача организовать безаварийную и эффективную работу всей системы магистральных трубопроводов и подземных хранилищ газа, и с этой задачей он успешно справился.

С 1969 г. Халатин возглавил главк, а с 1972 г. стал членом Коллегии Мингазпрома СССР. Он погрузился в работу по вводу в эксплуатацию еще более масштабного газопровода «Средняя Азия – Центр». После преобразования в 1975 г. главка во Всесоюзное производственное объединение «Союзтрансподземгаз» В.И. Халатин стал его начальником.

С апреля 1977 г. в течение 13 лет возглавлял Центральное производственно-диспетчерское управление Министерства газовой промышленности СССР. Ему принадлежит идея диспетчерского управления газовыми потоками на основе автоматизации производственных процессов, которую он обосновал и претворил в жизнь.

В 1990 г. Владимир Иванович вышел на пенсию, но его обширные знания, богатый производственный и жизненный опыт были востребованы, и он был направлен руководителем группы специалистов ОАО «Газпром» в Финляндию, где продолжал трудиться до 1997 г.

Владимир Иванович обладал прекрасными человеческими качествами. Его отличали честность, принципиальность, чуткое отношение к людям, он умел слушать и слышать собеседника, брать на себя ответственность за порученное дело, не боялся осмысленного риска.

Весной 2018 г. В. И. Халатин ушел из жизни. Друзья, коллеги, близкие и родные всегда вспоминают его с теплотой и уважением. Неоценимый вклад внес он в развитие газовой промышленности, вписав яркие страницы в историю нашей страны.