Газовая промышленность № 10 2017

СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ СЛТМ

Надежность (безотказность) СЛТМ в соответствии с требованиями [1] и стандартами [2, 3] характеризуется двумя критериями: средним временем между отказами (T_o) и коэффициентом готовности (К_г). Согласно [2, 3] для классов R3 и A3 T_o должно составлять не менее 8760 ч, а К_г – не менее 99,95 %. T_o определяется на основе данных о количестве отказов (N_o) аппаратно-программного комплекса (АПК) СЛТМ и времени простоя (Tп), которые заносятся в базу данных информационной системы контроля «Инфотех» обслуживающим персоналом. Значение T_оm за месяц или год с номером m определяется по формуле:

                         (1)

где ∑Т_m – суммарное время работы СЛТМ за промежуток времени (неделя, месяц, год) с номером m; ∑T_пm и N_оm – суммарное время простоя АПК СЛТМ и число отказов за то же время; N_k – число узлов СЛТМ или контролируемых пунктов телемеханики (КП ТМ).

Коэффициент готовности (К_г) определяется как отношение суммарного времени работы к сумме суммарного времени работы и времени простоя для месяца или года с номером m и рассчитывается по формуле:

.                         (2)

В информационной системе контроля «Инфотех» безотказность СЛТМ характеризуется удельным количеством отказов (УКО), которое вычисляется по формуле:

.                                        (3)

Сравнивая (2) и (3) и учитывая, что ∑Т_m >> ∑T_пm, получаем связь между T_o и УКО:

.                                        (4)

Из (4) следует, что за год (∑Т = 8760 ч) согласно [2] для высшего уровня надежности R3 (T_o = 8760)
УКО = 1. Оценка надежности параметром УКО не учитывает время отказа. Результаты анализа надежности АПК СЛТМ нашего предприятия по приведенным формулам представлены в табл. 1.

Как видно, надежность АПК СЛТМ полностью отвечает требованиям [1–3].

Недостаток существующей методики оценки надежности СЛТМ заключается в том, что приведенные показатели надежности характеризуют только надежность АПК СЛТМ и не учитывают влияния надежности технологической связи и электроснабжения. Пользователю все равно, по какой причине СЛТМ не выполняет свои функции. Кроме того, при внесении данных в «Инфотех» присутствует фактор субъективности.

ПРЕДЛАГАЕМЫЙ СПОСОБ ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ СЛТМ

В нашем Обществе для комплексной оценки надежности работы СЛТМ используется среднее относительное время отказа (СОВО), определяемое как отношение суммарного времени отказа к суммарному времени работы СЛТМ. Исходные данные получаются непосредственно из базы данных сервера сбора данных СЛТМ, что обеспечивает их объективность и возможность мониторинга. Важно, что база данных СЛТМ (БД) содержит информацию о причине отказа, что позволяет отдельно оценить вклады в надежность АПК СЛТМ технологической связи, внешнего электроснабжения и резервного электропитания (СОВО_АПК, СОВО_СПД, СОВО_ЭС, СОВО_РЭ).

Для промежутка времени с номером m значение СОВО_Хm можно вычислить по формуле:

,                         (5)

где ∑ТXm – суммарное время отказа по причине X, остальные члены формулы описаны в статье ранее. СОВО_РЭ вычисляется по формуле:

,    (6)

где ∑ТАКБ_m – суммарное время работы КПТМ от аккумуляторных батарей (АКБ) за промежуток времени m.

ПРОЦЕДУРА ВЫЧИСЛЕНИЯ ∑ТX_m ИЗ БД СЛТМ

БД содержит следующие таблицы:

1) реального времени;

2) ведомостей, в которую каждый час записываются значения всех параметров КП ТМ;

3) параметров, содержащую все параметры контролируемой системы;

4) состояний, содержащую сведения о состоянии всех параметров («есть», «нет», «норма», «предупреждение» и т. д.).

Выборка данных из БД позволяет подсчитать время отсутствия передачи данных, отсутствия внешнего электроснабжения, сбоев работы АПК СЛТМ и время работы КП ТМ от АКБ. Пример записи, извлеченной из БД, приведен в табл. 2.

Записи означают, что связь пропала в 0:21:39 и 02:33:35, восстановлена в 0:31:40 и в 2:36:37. Суммируя, получаем, что время отсутствия связи 08.12.2014 составило 13 мин 03 с. Процедура извлечения данных из БД автоматизирована с помощью написанного программного обеспечения (ПО).

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ МЕТОДА

ПО написано на языке Web-программирования PHP с поддержкой Web-сервера Apache. Доступ к приложению осуществляется с помощью стандартного Web-браузера. В окне выбора исходных данных возможен выбор КП ТМ (одно или «все»), критерия времени отказа (принятое время, истечение которого считается отказом) и интервала дат.

Из БД выбираются данные для выбранного КП ТМ и подсчитываются интервалы времени:

• время сбоев сети внешнего электроснабжения;

• время сбоев сети передачи данных;

• время отказов всех блоков АПК СЛТМ и датчиков;

• время работы от АКБ.

Далее создается дерево папок – для каждого линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) свое. В папке Files_xls сохраняются электронные таблицы с результатами выборки в формате Excel.

Для извлечения данных в окне ПО выбирается пункт: «Сбои электроснабжения», «Сбои передачи данных», «Сбои АПК», «Работа от АКБ». Затем выбираются одно или все КП ТМ и интервал дат. При нажатии на кнопку «Показать» передается управление PHP-скриптам. Данные записываются в промежуточную таблицу БД MySQL, после чего создается файл в формате Excel, в котором посредством языка PHP формируется таблица, и в нее уже из БД MySQL заносятся данные. Полученные файлы электронных таблиц содержат объективную информацию в удобной для анализа форме.
В соответствующие ячейки таблицы занесены формулы (5), (6) и шаблоны для автоматического построения графиков.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТОДИКИ

На рис. 1–4 представлены временные зависимости СОВО_СПД, СОВО_ЭС, СОВО_АПК, СОВО_РЭ для всех ЛПУМГ нашего предприятия в 2016 г.

Как видно из рисунков, использование предложенной методики оценки надежности СЛТМ более полно характеризует готовность системы выполнять свои функции и позволяет найти слабые звенья. Наибольшее влияние на снижение надежности СЛТМ оказывает низкое качество электроснабжения некоторых ее удаленных объектов – узлов связи и КП ТМ. Высокие значения СОВО_СПД 2016 (рис. 1) для Кизилюртовского ЛПУМГ также определены низким качеством электропитания узлов технологической связи.

В табл. 3 сведены изменения средних относительных времен отказов, определенных по приведенной здесь методике оценки надежности, в течение трех лет.

Здесь СОВО_СЛТМ = СОВО_СПД + СОВО_АПК + СОВО_РЭ. Из таблицы видно, что надежность АПК СЛТМ практически постоянна и значительно выше, чем надежность внешнего электроснабжения и передачи данных.

СОВО_РЭ в 2016 г. заметно снизилось. Мы считаем, что это результат внедрения солнечных электрогенераторов [4] и системы мониторинга АКБ КП ТМ. Эта система основана на периодическом измерении реальной емкости АКБ и статистическом анализе данных. На основании анализа определяются нуждающиеся в замене или реанимации АКБ, пары несогласованных АКБ и создается соответствующий план мероприятий. На рис. 4 видно, что традиционное увеличение отказов резервного электропитания в зимние месяцы заметно снизилось после проведенных летом мероприятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложенный метод оценки надежности работы СЛТМ позволяет более объективно определять способность системы выполнять свои функции. Он позволил определить вклад разных причин в снижение надежности. Возможность ежемесячно или еженедельно получать значения параметров надежности позволяет осуществлять ее мониторинг и вовремя принимать соответствующие меры. 

Таблица 1. Результаты анализа надежности АПК СЛТМ ООО «Газпром трансгаз Махачкала»

Таблица 2. Пример записи, извлеченной из БД

Таблица 3. Изменения средних относительных времен отказов, определенных по приведенной методике оценки надежности в течение 2014–2016 гг.

При строительстве и эксплуатации нефтедобывающих скважин на Новопортовском НГКМ, особенно при кустовом способе добычи, могут возникнуть осложнения, вызываемые процессами оттаивания и обратного промерзания ММГ.
К таким осложнениям относятся: образование приустьевых воронок (рис. 1), смятие колонн давлением обратного промерзания водосодержащих масс в межколонном и заколонном пространствах и потеря под действием веса ремонтного оборудования несущей способности мерзлого основания, перекрывающего талую зону в приустьевой зоне скважин.

Прогнозу таких осложнений и борьбе с ними посвящено значительное число как научно-исследовательских работ, так и нормативных документов. В то же время мероприятия по предотвращению нештатных ситуаций, связанных с влиянием скважин на ММГ, в каждом конкретном случае обусловливаются в первую очередь местными геокриологическими условиями. Они различаются в зависимости от географических, климатических и геологических условий месторождений.

Новопортовское НГКМ расположено в тундре Ямальского района ЯНАО вдали от транспортной и энергетической инфраструктуры. При размещении кустовых площадок на многолетнемерзлых породах (ММП) расстояние между устьями скважин не должно превышать двух радиусов оттаивания пород вокруг устья скважин [1]. По данным прогнозного теплотехнического расчета [2], тридцатилетняя эксплуатация скважины типовой конструкции с нетеплоизолированным направлением обсадной колонны с температурой флюида 60 ºС приводит к оттаиванию грунтов в радиусе 8,8 м. При этом минимально допустимое расстояние между скважинами на кустовой площадке составляет 17,6 м.

ИССЛЕДОВАНИЯ

Транспортная и ресурсная ограниченность Новопортовского НГКМ дала предпосылки для исследования способов оптимизации проектных решений по расположению скважин на кустовых площадках. Цель оптимизации – сокращение расстояния между скважинами, при этом не должно происходить осложнений, связанных с изменением состояния ММГ в процессе бурения и эксплуатации скважин. Для этого специалистами ООО «Газпромнефть-Ямал» совместно с проектным институтом ЗАО «ТюменьНИПИнефть» проведена работа по подбору технологии минимизации тепловых потоков от скважины в ММГ до глубины 30–50 м. По результатам обзора существующих технологий выделены следующие варианты теплоизоляционных решений:

• колонна из стальных труб, изготовленная по технологии «труба в трубе» с заливкой межтрубного пространства пенополиуретаном (термокейс);

• тампонажный цемент с полыми стеклянными микросферами для цементирования обсадных колонн;

• теплоизолированная насосно-компрессорная труба (НКТ) с экранно-вакуумной изоляцией.

Выбор теплоизоляционного оборудования осуществлялся на основе прогнозирования температурного изменения геокриологических свойств грунтов под воздействием термических и технологических факторов, с учетом выбранной конструкции скважин. Прогноз состояния ММГ выполнялся с использованием численного метода решения нестационарного уравнения теплопроводности с фазовыми переходами грунтовой влаги [3]. При составлении прогноза учитываются:

• неоднородность геологической среды;

• изменение соотносительных количеств льда и незамерзшей воды в диапазоне температур, принимаемых грунтами;

• динамические изменения тепловых условий во времени и пространстве, источники тепла в рассматриваемой области;

• конструкция скважин, свойства цементного камня, конструкция и свойства теплоизоляционного оборудования, температура флюида по стволу скважины.

Полученные в результате моделирования радиусы оттаивания за 30 лет эксплуатации для всех вариантов проведения расчетов представлены в таблице. Расчеты выполнились в программе QFrost, разработанной в МГУ им. М.В. Ломоносова. Температура флюида для наихудшего варианта (с точки зрения отепляющего воздействия) принята равной 60 ºС.

ВНЕДРЕНИЕ

После сопоставления всех расчетов был выбран оптимальный вариант использования теплоизоляционного материала в виде скважины с термокейсом (рис. 2) с применением обычного цемента за всеми колоннами. Поскольку добывающие/нагнетательные скважины не планируется располагать ближе чем в 9 м друг от друга, то применение теплоизолированного направления до глубины его установки (0–50 м) позволит избежать осложнений, связанных с оттаиванием грунтов вокруг скважин. Таким образом, к внедрению в производство был рекомендован вариант № 2: термокейс с применением обычного цемента за всеми колоннами на глубину 50 м для всех кустов нефтяных и газовых скважин Новопортовского НГКМ.

Установленные данным исследованием радиусы оттаивания позволяют оптимизировать применение теплоизолирующего оборудования и расположение скважин на кустовых площадках Новопортовского месторождения, а также минимизировать негативное воздействие процесса разработки месторождений на окружающую среду.

Полученные результаты расчетов легли в основу технологического регламента на обоснование расположения добывающих/нагнетательных скважин кустовых площадок в условиях наличия многолетнемерзлых пород [2].
В результате внедрения рекомендованной технологии были внесены изменения в проектную документацию на кустовые площадки 1-й очереди строительства – сокращено расстояние между устьями скважин с 20 до 9 м (рис. 3).

Благодаря результатам исследований длина кустовых площадок сократилась с 500 до 360 м. Удельная площадь сохраненной тундры – 12,9 тыс. м².

ВЫВОДЫ

1. Для конструкции скважин с термокейсом (теплоизолированным направлением) с применением обычного цемента за всеми колоннами прогноз радиуса оттаивания показал, что на 30-й год эксплуатации его максимальное значение при температуре 60 ºС составит 4,35 м. Это соответствует максимальному расстоянию между скважинами 8,7 м.

2. Применение при строительстве и эксплуатации добывающих/нагнетательных скважин на кустовых площадках, расположенных на территории ММГ, позволяет значительно (до 28 %) сократить протяженность кустов, снизить техногенное влияние на тундру и обеспечить безопасность обслуживания и эксплуатации инфраструктуры кустовой площадки.

3. Внедрение предложенной технологии позволило уменьшить затраты на инженерную подготовку и сократить время производства работ по отсыпке кустовых площадок. Полученный экономический эффект оценивается в размере 2,085 млрд руб.

Результаты расчета радиуса оттаивания для различных решений по теплоизоляции

Дискуссии о максимальной газификации автомобильного транспорта в Российской Федерации продолжаются не одно десятилетие. И действительно, природный газ (метан) является наиболее экологичным видом горючих ископаемых. Метан содержит 25 % масс. водорода – максимальное среди всех видов топлива. При сгорании 1 кг водорода выделяется более 139 тыс. кДж энергии. Еще 75 % массы метана составляет углерод, теплотворная способность которого значительно ниже: при сгорании 1 кг углерода выделяется чуть более 33 тыс. кДж тепла. При сгорании водорода образуется вода, которая абсолютно безвредна для окружающей среды, при этом сгорание водорода дает более 60 % энергии, полученной при сгорании метана. Именно поэтому природный газ является наиболее эффективным видом топлива.

30 ноября 2015 г. на экологическом форуме в Париже все страны мира обязались сокращать выбросы углекислого газа, в том числе посредством перевода транспорта на альтернативные виды топлива. Однако Дональд Трамп недавно вывел США из состава участников этого Соглашения. Почему президент Трамп пошел на такой шаг, вызвавший бурю возмущения в Европе? Ведь США располагают технологией производства электромобилей (условно назовем ее «Тесла»), и этой стране не нужно бояться усиления экологических требований. Ответ очевиден: электромобиль сегодня проигрывает по экологичности двигателям внутреннего сгорания. В самом деле, давайте подсчитаем. Сначала необходимо где-то выработать электроэнергию. Наиболее экологична гидроэнергетика, но США не располагают дополнительными возможностями по строительству новых гидроэлектростанций – там, где это было возможно и целесообразно, они давно построены, для строительства нужно создавать новые огромные водохранилища, затапливать сельхозугодья, леса и т. п. Есть ветроэнергетика, но она пока достаточно неэффективна. Есть энергия Солнца, преобразуемая через солнечные батареи, но она пока тоже неконкурентоспособна, в том числе из-за экологически вредного производства солнечных батарей, содержащих в своем составе мышьяк и кадмий. Есть биотоплива, но они тоже имеют высокую себестоимость. Есть ядерная энергетика – очень эффективная, но после событий в Фукусиме, где использовались американские технологии, общественность США относится к идеям создания новых АЭС весьма настороженно. Остается единственный вариант – традиционные тепловые электростанции, ведь США располагают громадными запасами угля и горючих сланцев (чего нельзя сказать о нефти и газе, которых остается все меньше).

Итак, для того чтобы снизить свою зависимость от поставок нефти, США будут развивать угольную и сланцевую электро-энергетику, пересадят американцев с привычных автомобилей с двигателем внутреннего сгорания (ДВС) на электромобили. Коэффициент полезного действия (КПД) тепловой станции по выработке электроэнергии сегодня не превышает 40 %. То есть при сжигании 1 т угля (а его теплотворная способность ниже, чем чистого углерода) только 40 % его тепло-творной способности превращается в электроэнергию. При этом помимо углекислого газа в атмосферу выбрасывается большое количество вредных веществ (их количество зависит от качества угля). За счет различных фильтров можно сократить количество выбросов, но тогда КПД станции еще понизится. Далее необходимо электроэнергию доставить на станцию зарядки автомобильных аккумуляторных батарей. В зависимости от расстояния и напряжения в сети из 40 % полученной из топлива энергии можно на такой доставке потерять около 30 %, т. е. останется 10 % от первоначального энергетического потенциала топлива. Если не обращать внимания на необходимость иметь два комплекта батарей (они, в отличие от топливного бака, заправляются не за одну минуту) и на их высокую стоимость и принять КПД электродвигателя за 100 %, на приводном валу «Теслы» останется лишь 10 % от потенциальной энергии топлива. Для справки: КПД серийных бензиновых двигателей автомобилей сегодня достигает 40 %, а дизельных – превышает 50 %. В результате выбросы углекислого газа в атмосферу при переходе на электромобили будут не уменьшаться, а возрастать. В США это прекрасно понимают, поэтому и вышли из экологического соглашения. Однако опыт Китая, который на сегодняшний день сжигает в год до 4,0 млн т угля и довел этим экологическую обстановку до критического состояния, должен очень сильно насторожить всех апологетов угольной энергетики.

Элементарный расчет показывает, что при современном развитии технологий электромобиль бензиновому или дизельному автомобилю не конкурент. А автомобиль с двигателем внутреннего сгорания, работающим на метане? Каковы его перспективы? Рассмотрим эту альтернативу. Ведь Российская Федерация располагает крупнейшими в мире запасами и ресурсами природного газа.

Компримированный природный газ (КПГ, Compressed natural gas) получается при сжатии природного газа с помощью компрессора до давления 20–25 МПа, что приводит к сокращению занимаемого им объема до 250 раз. Природный газ является полезным ископаемым и представляет собой газообразную смесь. Основную часть (до 98 %) природного газа составляет метан – простейший углеводород. В состав природного газа также входят более тяжелые углеводороды: этан, пропан и бутан, а также другие вещества, не являющиеся углеводородами.

КПГ реализуется на АГНКС; посредством модулей КПГ, установленных на АЗС и производственных площадках; посредством передвижных автогазозаправщиков (ПАГЗ). Хранение, транспортировка и реализация КПГ осуществляются под большим давлением в газообразном состоянии.

Одними из наиболее репрезентативных показателей развития использования газомоторных видов топлива в стране являются абсолютные и относительные величины их потребления. Так, по данным Минэнерго РФ, в 2016 г.
реализация природного газа в качестве моторного топлива составила 560 млн м³, ежегодный прирост реализации за последние три года составляет 8–11 %.

В бензине класса «Евро-5» содержится 13–14 % масс. водорода, в дизельном топливе класса «Евро-5» – не более 12 % масс. водорода. Получается, что при использовании метана выбросы углекислого газа значительно меньше. 1 кг метана (приблизительно 1,4 м³) даст энергии почти 60 тыс. кДж, 1 кг бензина (приблизительно 1,4 л) – 49 тыс. кДж, а 1 кг дизтоплива (около 1,2 л) – 47 тыс. кДж. Если дополнительно сравнить цену природного газа и жидких топлив на российском рынке, очевидно, что все свидетельствует в пользу метана – и экология, и экономика. Кстати, если оценивать себестоимость газа в России (в цене всегда много фискальных регуляторных составляющих), ситуация с метаном выглядит еще более перспективной.

В России трижды проводились масштабные программы газификации транспорта. Первая из них – в Днепропетровской обл., на территории которой в 1936 г. обнаружили относительно крупное месторождение газа, а в ноябре
1937 г. построили первую в СССР газонаполнительную станцию, начав тогда же выпуск газобаллонных автомобилей (планам дальнейшей газификации помешала война). Вторая программа газификации стартовала в 1980-х гг. Ее причиной явился топливный кризис, поднявший цены на нефть. В то время были разработаны основные стандарты на технологические узлы и «газовую» обвязку автомобилей. В СССР в 1983 г. была принята программа строительства АГНКС и газификации транспорта. Перестройка и изменение экономической формации свернули и эту программу.

В настоящий момент реализуется третья программа, причем упор делается на внедрение метана. В кампании принимают активное участие около 25 зарубежных и отечественных автопроизводителей (в числе российских – ПАО «КАМАЗ», ООО «Группа ГАЗ» и др.).

Начиная с 2009 г. были приняты необходимые постановления и законы. Среди наиболее значимых можно выделить Федеральный закон «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности» [2], а также Распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 мая 2013 г. № 767-р о переводе 50 % общественного транспорта в крупных городах на природный газ [3]. Ускорить переход техники на газомоторное топливо поручил президент России В.В. Путин.

В соответствии с Распоряжением Правительства РФ № 767-р к 2020 г. должны быть достигнуты следующие показатели использования природного газа в качестве моторного топлива на общественном автомобильном транспорте и транспорте дорожно-коммунальных служб:

• в городах с численностью населения более 1000 тыс. – до 50 % общего количества единиц техники;

• в городах с численностью населения более 300 тыс. – до 30 % общего количества единиц техники;

• в городах и населенных пунктах с численностью населения более 100 тыс. – до 10 % общего количества единиц техники.

По оценке Министерства энергетики Российской Федерации, для достижения указанных показателей необходимо строительство 511 АГНКС.

Сдерживающими факторами развития рынка ГМТ в России пока остаются следующие:

• стоимость переоборудования автотранспортных средств, в том числе из-за отсутствия ряда компонентов газотопливных систем и газобаллонного оборудования российского производства, остается высокой;

• не проработан механизм выделения федеральных субсидий производителям газомоторной техники. Например, в 2016 г. субсидии в размере 3 млрд руб. были выделены только в июле. За столь короткий срок не все автопроизводители успевают провести работу с регионами по определению планового количества производимой техники в целях подготовки необходимого пакета документов для получения субсидий. В 2017 г. запланировано выделение субсидий автопроизводителям в размере 3 млрд руб., при этом приоритетным считается предоставление субсидий для приобретения газобаллонных автомобилей, используемых для обслуживания мероприятий Чемпионата мира по футболу 2018 г.;

• отсутствует долгосрочное планирование выделения федеральных субсидий регионам РФ с учетом программ развития рынка ГМТ;

• в связи с вступлением в силу ТР ТС № 018/2011 «О безопасности колесных транспортных средств» усложнился порядок регистрации установки газобаллонного оборудования на автотранспорт;

• не утверждена государственная программа «Внедрение газомоторной техники с разделением на отдельные подпрограммы по автомобильному, железнодорожному, морскому, речному, авиационному транспорту и технике специального назначения».

По данным МВД России, в стране зарегистрировано примерно 144 тыс. ед. техники, работающей на природном газе, в том числе 77 тыс. – легковой, 57 тыс. – грузовой, 10 тыс. – общественного пассажирского транспорта (рис. 1).

Самый большой корпоративный парк техники, работающей на природном газе, принадлежит ПАО «Газпром» – примерно 7 тыс. ед. техники. В компании с 2014 г. действует Программа по расширению использования компримированного природного газа в качестве моторного топлива на собственном транспорте организации Группы «Газпром» на 2014–2017 гг.

Внимания заслуживает оценка современного состояния сети АГНКС в России и путей ее развития. В России существует разветвленная сеть газопроводов, которые обеспечивают газом более 700 городов и 20 тыс. населенных пунктов. Рынок ГМТ в России активно развивается с 1998 г. За эти годы число АГНКС выросло более чем в 10 раз. По состоянию на начало 2017 г. на территории Российской Федерации эксплуатируются более
320 АГНКС, из них 257 принадлежат Группе «Газпром».

Наиболее развитая сеть газозаправочной инфраструктуры ПАО «Газпром» в регионах действует в Республике Татарстан (19 АГНКС); Свердловской обл. (16 АГНКС); Республике Башкортостан (13 АГНКС); Ставропольском крае (13 АГНКС); Краснодарском крае (12 АГНКС); Ростовской обл. (12 АГНКС); Волгоградской обл. (10 АГНКС); Оренбургской обл. (9 АГНКС); Пермском крае (9 АГНКС); Челябинской обл. (9 АГНКС).

Можно сказать, что на сегодняшний день в России установлен паритет – функционирует сеть АГНКС, позволяющая заправлять природным газом весь парк газобаллонных автомобилей. Использование проектных мощностей позволяет ежегодно замещать более 1,5 млн т бензина и дизельного топлива.

Для расширения области применения КПГ в качестве моторного топлива привлечено достаточно большое количество государственных организаций и частных компаний. Уже разработаны и готовы к серийному производству новые модификации стационарных (на 250–500 заправок) и модульных (на 40–60 заправок) АГНКС, имеется многолетний опыт эксплуатации автомобильного газового оборудования, работающего на КПГ. Одновременно планируется ввод в эксплуатацию передвижных заправщиков. Данный вид транспортировки эффективен на расстояниях 5–100 км от центральной КС до конечного потребителя – объектов газоснабжения, теплоснабжения, электроснабжения, АГНКС.

Ведущую роль в развитии рынка ГМТ в России играет ПАО «Газпром». Согласно стратегии развития компании рынок ГМТ – одно из главных стратегических направлений компании. ПАО «Газпром» планирует создать на его основе крупный рынок сбыта добываемого природного газа и ведет системную работу в этом направлении. Базовым документом взаимодействия ПАО «Газпром» и российских регионов является Соглашение о сотрудничестве, в которое включен раздел по развитию рынка ГМТ. В развитии бизнеса по использованию ГМТ ПАО «Газпром» особое внимание уделяется Востоку России. В 2012 г. впервые совместно с органами исполнительной власти Приморского и Хабаровского краев и Сахалинской обл. утверждены семилетние программы по переводу автотранспорта на ГМТ.

ПАО «Газпром» продолжает развивать сеть АГНКС по всей стране. Например, в августе 2012 г. начала работу первая АГНКС в Республике Алтай, в декабре открылись многотопливные станции в Санкт-Петербурге и Самарской обл., АГНКС в Курганской обл. В силу своего уникального положения в экономике России ПАО «Газпром» ведет работу, направленную на совершенствование действующей законодательной базы и нормативных правовых актов, способствующих развитию отечественного рынка ГМТ.

Для повышения эффективности реализации стратегии ПАО «Газпром» в области развития ГМТ в 2012 г. создана специализированная компания – ООО «Газпром газомоторное топливо». Планируется, что здесь будут консолидированы все профильные активы Группы. Ожидание эффективности развития данного бизнес-направления в ПАО «Газпром» вполне оправданно. Так, с 2008 по 2012 г. мировой рынок КПГ вырос с 11 до 37 млрд м³/год. Рост составил немногим менее 30 % ежегодно. При этом общемировой спрос на природный газ в транспортном секторе оценивается в 3,1 млрд м³/год. По оценкам Министерства энергетики РФ, при реализации соответствующих мероприятий в России возможен рост рынка потребления КПГ с 0,5 до 1,2 млрд м³/год к 2020 г. Подводя предварительные итоги, хотелось бы отметить, что, несмотря на активные шаги по развитию рынка КПГ в последние годы, он нуждается в дальнейшем развитии. В России работает примерно 0,6 % от мирового парка автомобилей (24,5 млн), использующих природный газ в качестве топлива. При этом в стране реализуется около 2,3 % мирового объема КПГ. Мировыми лидерами по числу автомобилей на КПГ являются Китай, Иран, Пакистан, Индия, Аргентина (таблица).

Крупнейшим макрорегионом по числу автомобилей на КПГ является Азия. Там сконцентрированы ~15 млн из ~24,5 млн автомобилей. Еще около 5 млн приходится на страны Латинской Америки. В Европе КПГ используется 2 млн авто. На страны Африки и Северной Америки приходится в сумме еще около 370 тыс. ед. транспорта.

Существенный экономический эффект для потребителей от перехода на ГМТ формируется за счет более низкой цены при сопоставимом среднем удельном расходе топлива. На основе норм расхода топлива и смазочных материалов, утвержденных Минтрансом России, можно оценить приведенный объемный расход ГМТ к традиционным видам моторного топлива (рис. 2):

• расход 1 л автомобильного бензина соответствует расходу 1,22 л сжиженного углеводородного газа (СУГ), 1 м³ (1000 л) метана в нормальных условиях или 1,67 л сжиженного метана (исходя из среднего значения коэффициента сжижения метана 600);

• расход 1 л дизельного топлива соответствует расходу 1,53 л СУГ, 1,25 м³ (1250 л) метана в нормальных условиях или 2,09 л сжиженного метана.

Приведенный расход ГМТ (см. рис. 2) позволяет оценить соответствующий экономический эффект для потребителей, возникающий от замещения каждого литра традиционного моторного топлива. Расчеты показывают, что экономический эффект от перехода потребителей на КПГ в 1,5 раза выше по сравнению с переходом на СУГ.

Подводя итоги, можно отметить, что экологические преимущества природного газа как моторного топлива абсолютно неоспоримы. Экономические преимущества применения метана для России, обладающей огромными запасами этого сырья, тоже не подвергаются сомнению. Необходимы только соответствующие технические и организационные решения. 

Президент Российской Федерации Владимир Путин (из выступления на Пленарном заседании Российской энергетической недели 4 октября 2017 г.) [1]:

– Электромобили – хороший, весьма экологичный вид транспорта. Но ведь для того, чтобы подключиться к электрической сети, чтобы запитать аккумулятор, необходимо выработать эту электроэнергию. А для этого нужен первичный источник, и сегодня в мире таким первичным источником номер один является даже не нефть, а уголь. В этом смысле, конечно, нужно двигаться к тому, чтобы ВИЭ выходили на первое место в системе генерации. Но это будет не раньше чем через 30 лет, и пока мы не знаем, как это будет, поскольку технологии использования нефти и угля также улучшаются. Поэтому эксперты в основном говорят, что сегодняшний энергобаланс будет сохраняться. В этой связи хотелось бы отметить, что газомоторное топливо, на наш взгляд, является в конечном счете гораздо более высокоэкологичным, чем электромобили. Повторюсь, первичный источник электрогенерации – это пока, в значительной степени, уголь, топочный мазут и только отчасти газ. А вот газомоторное топливо, если оно будет напрямую использоваться в автомобильном транспорте, – в целом более «зеленая» энергетика, чем электромобиль.

Генеральный директор АО «РариТЭК Холдинг» Рафаэль Батыршин: 

– Газовые двигатели, разработанные АО «РариТЭК Холдинг», могут работать на компримированном природном газе, на сжиженном природном газе, на сжиженных нефтяных газах. Предлагаемая нами технология разработки на базе дизельных двигателей газовых прототипов с моноподачей газа позволяет:

• получить надежные отечественные газовые моторы с широким мощностным рядом;

• повысить экологические показатели двигателей отечественного производства для автомобильного, сельскохозяйственного и речного транспорта;

• усовершенствовать сервисное обслуживание электронных систем управления газовых двигателей за счет внедрения технологии удаленной диагностики, использующей спутниковую систему ГЛОНАСС;

• увеличить парк газобаллонных автомобилей за счет выпуска новых и переоборудования эксплуатирующихся с дизельным двигателем.

Генеральный директор ООО «Газпром газомоторное топливо» Михаил Лихачев: 

– Рынок газомоторного топлива – самый быстрорастущий сегмент ТЭК России, за последние три года ежегодный рост реализации природного газа в качестве моторного топлива составил 8–11 %.
В 2016 г. через сеть АГНКС «Газпром» продано 481 млн м³ газа, из них собственная реализация «Газпром газомоторное топливо» составила 94 млн м³. Суммарная производительность газозаправочной сети «Газпром» составляет 2 млрд м³ природного газа в год. Однако от этого объема рынком пока востребована лишь четверть. Потенциал огромный!

Мы ведем комплексную работу, которая, с одной стороны, направлена на расширение газозаправочной сети, с другой – на повышение загрузки действующих и строящихся станций. В настоящее время в эксплуатацию введены 39 новых АГНКС, реконструированы 6 станций, установлены 2 модуля КПГ, до конца года планируется завершить строительство еще 18 АГНКС и реконструкцию КСПГ в Калининграде.

Для увеличения загрузки объектов в компании реализуются маркетинговые программы для юридических и физических лиц, благодаря которым переход на природный газ становится проще и комфортнее. Мы предлагаем частично возместить расходы на переоборудование, предлагаем газовое оборудование в аренду или дарим топливные карты – стараемся максимально поддержать тех, кто делает свой выбор в пользу природного газа.

Интерес бизнеса подтвержден чистым экономическим расчетом. Его интересует снижение топливных затрат. Природный газ обеспечивает их снижение в 2–3 раза. Сейчас активно переходят на EcoGas службы такси. Экологичные таксопарки появились в городах Тольятти, Томске, Саратове. При больших пробегах экономия на топливе не просто перекрывает стоимость переоборудования автомобиля на газ – за 2–3 года окупается стоимость всего автомобиля!

В сотрудничестве с нами переводят на EcoGas корпоративный транспорт крупные федеральные компании. В этом году начинает переоборудование своего транспорта «Почта России» – до 2020 г. более 1000 ед. их техники будет работать на природном газе. Также мы подписали соглашения о переводе корпоративного транспорта на природный газ с ПАО «КАМАЗ», «Деловыми линиями», X5 Retail Group и др.

Сегодня «Газпрому» принадлежит самый крупный парк корпоративной техники на природном газе – 28 % от общей доли транспорта, пригодного к переводу на экологичное топливо.

По прогнозам Министерства энергетики РФ, к 2020 г. потребление природного газа в качестве моторного топлива вырастет до 1,26 млрд м³, а количество транспортных средств – до 370 тыс. ед. Уверен, что через 2–3 года EcoGas станет общедоступным автомобильным топливом!

Рейтинг стран мира по числу газомоторных автомобилей

Мурманское газовое месторождение, открытое в 1983 г., расположено в южной, незамерзающей части акватории Баренцева моря [1, 2] на расстоянии 216 км от Кольского п-ова и 370–400 км от г. Мурманска. По результатам большого объема сейсмо- и гравиразведочных работ месторождение было подготовлено к бурению глубоких поисковых и разведочных скважин. «Первооткрывательницей» месторождения была скв. 22, пробуренная до глубины –2914 м и оказавшаяся в центре структуры.

В результате испытаний двух объектов в этой скважине были получены промышленные притоки газа из отложений среднего триаса с дебитами 134–145 тыс. м³/сут.

В дальнейшем (1983–1987 гг.) в целях поисков залежей углеводородов в юрских и пермско-триасовых отложениях, уточнения геологического строения месторождения, прослеживания непрерывности распространения и развития пластов-коллекторов по площади и оконтуривания установленных залежей было пробурено еще 8 поисковых и разведочных скважин, из которых испытано 5. Все скважины пробурены до глубины 2621–4373 м.

Особенности геологического строения месторождения состоят в его многопластовости, неоднородности продуктивных пластов, наличии различного рода дизъюнктивных нарушений, низких ФЕС.

В разрезе месторождения выделен 21 газоносный пласт, причем все они характеризуются невысокими газонасыщенными толщинами (0,6–5,1 м) и значительными площадями залегания. Средняя глубина залегания продуктивных пластов – 2500–2750 м. Пласты характеризуются прерывистостью вплоть до выклинивания. В целом, несмотря на небольшое количество пробуренных поисково-разведочных скважин, Мурманское месторождение представляется достаточно сложным. На рис. 1 представлена структурная карта по кровле I (верхнего) продуктивного горизонта, на рис. 2 – геологический профиль по простиранию с юго-запада на юго-восток. Всего на месторождении выделено четыре продуктивных горизонта. К I (верхнему) горизонту отнесено девять пластов, ко II – три, к III – шесть, к IV – один пласт. Все газовые залежи сосредоточены в отложениях триасового возраста. При выделении продуктивных пластов использованы результаты геофизических, керновых исследований и промысловых данных испытания скважин. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов представлена в таблице.

В плане газовые залежи в большинстве случаев не совпадают друг с другом. В то же время все они размещаются в пределах одной зоны, ограниченной максимальным контуром газоносности, в восточной части которой отмечаются обширные площади замещения коллекторов. Поэтому в этой части плотность запасов газа наиболее низкая (рис. 1).

Среди упомянутых четырех продуктивных горизонтов более высокими ФЕС обладают пласты верхнего I горизонта. Из скважин указанного горизонта в ходе испытаний получен максимально абсолютно свободный дебит газа в объеме 813 тыс. м³/сут. Наименьшие значения проницаемости выявлены во II горизонте, при опробовании которого в одной скважине дебит газа составил 35,7 тыс. м³/сут. В целом ФЕС пластов I, III и IV горизонтов достаточно близки, что указывает на возможность их совместной промышленной разработки.

На данной стадии изученности Мурманского месторождения представляется возможным выделить несколько объектов разработки. Продуктивные пласты III и IV горизонтов можно выделить в самостоятельные эксплуатационные объекты с количеством пластов в объектах, соответственно, 6 и 1.

Пласты II₁, II₂, II₃ выделять в самостоятельный объект не рекомендуется из-за несовпадения контуров в плане и малых величин запасов газа: по старой классификации запасов по категории С1 + 50 % С2 они составляют около 2,0 млрд м³.

В I продуктивный горизонт (объект 1) входит девять пластов, поэтому его можно разделить на два объекта: четыре пласта – в одном (объект I_а), пять – в другом (объект I_б). Залежи пластов объекта I_а (I₁, I_2аб, I_2вг и I_2деж) характеризуются средними значениями абсолютно свободных дебитов газа 160–220 тыс. м³/сут. Суммарные запасы газа этого объекта по старой классификации запасов С₁ + 50 % С2 оценены примерно в 21,0 млрд м³.

К объекту I_б отнесены пласты I₃, I₄, I₅, I₆ и I₇. Залежи данных пластов по результатам промысловых исследований характеризуются достаточно высокими абсолютно свободными дебитами газа: 160–180 тыс. м³/сут. При более детальном рассмотрении пластов этого объекта из него исключен пласт I₃ с запасами категории С₁ 2,0 млрд м³, в связи с чем суммарные запасы данного объекта по сумме категорий С₁ + 50 % С₂ составят около 28,0 млрд м³.

В состав объекта 2 входят пласты III₁, III₂, III₄, III₅ и III₆. Запасы этих пластов по результатам исследований в нескольких скважинах характеризуются средними абсолютно свободными дебитами газа 120–340 тыс. м³/сут.
Запасы газа этого объекта по категории С₁ + 50 % С₂ составляют 22,9 млрд м³. Следует отметить, что в указанные суммарные запасы газа данного объекта не были включены запасы пласта III₃ в объеме 2,3 млрд м³ по категории С₁ + 50 % С₂ из-за значительного несовпадения в плане условного газоводяного контакта (ГВК) этого пласта с условными ГВК ниже- и вышележащих пластов, объединенных в объект 2.

В состав объекта 3 входят пласты IV₁ и IV₂. При их испытании были получены дебиты 160–230 тыс. м³/сут, что указывает на сходство продуктивных характеристик данных пластов с пластами III продуктивного горизонта. Оцененные суммарные запасы этого объекта по сумме категорий С₁ + 50 % С₂ составляют около 10 млрд м³.

В целом по месторождению в процессе его эксплуатации могут быть вовлечены в активную разработку запасы газа в объеме 81 млрд м³ по категории С₁ + 50 % С2.

Особенности геологического строения месторождения и физических свойств его продуктивных пластов влияют на концепцию разработки, которая должна учитывать:

• ограничения по срокам разработки морского месторождения (как правило, 20 лет);

• применение скважин сложной конструкции для совместной и совместно-раздельной эксплуатации пластов;

• применение наиболее передовых способов первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов;

• возможное применение разных способов заканчивания скважин.

С учетом высокой сложности геологического строения месторождения перед проектированием разработки целесообразно произвести на площади 3D-сейсмическое зондирование, а при составлении проектов эксплуатационного бурения в отдельных скважинах необходимо предусмотреть расширенные комплексы геофизических (ГИС), гидродинамических (ГДИС) исследований скважин и отборы керна.

Таким образом, эффективная и экономически обоснованная разработка Мурманского газового месторождения во многом зависит от степени изученности особенностей геологического строения месторождения и более детального исследования физико-геологических факторов, которые могут оказать влияние на процесс его промышленной эксплуатации.

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов (составлена по данным Государственного баланса запасов)

Геологическое строение является важнейшим фактором, влияющим на проектирование разработки месторождения. Однако достоверно геологическое строение месторождения нельзя определить даже после завершения промышленной разработки. Это связано с наличием большого количества факторов, возникающих уже на этапе формирования ловушки [1], которые приводят к неоднородности коллектора. При этом фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) могут варьироваться как по площади, так и по разрезу залежи в широком диапазоне. Процессы миграции и аккумуляции при формировании месторождения приводят к образованию неоднородностей в характере насыщения [2]. Неопределенными зачастую также остаются как количественный параметр насыщения (коэффициент насыщения), так и его качественный аспект (границы контактов). Совокупность этих процессов приводит к образованию микро- и макронеоднородностей [3], оказывающих существенное влияние на процессы фильтрации в пласте.

При проектировании системы разработки месторождения возникают два основных вопроса, связанных с неопределенностями геологического строения месторождения. Во-первых, важно понять, как эти неопределенности повлияют на процесс разработки месторождения [4–6]. В указанных работах рассчитаны технологические показатели разработки месторождений при различных вариантах геологического строения.

Вторая задача связана с необходимостью определения вероятности, степени варьирования и, по возможности, локализации мест, характеризующихся наличием геологической неопределенности. Решение этой задачи позволит планировать дальнейшие задачи, связанные с геологоразведочными работами, а также определить зоны месторождения с высоким риском невыполнения проектных решений по разработке.

В различных работах предлагается несколько видов анализа неопределенностей геологического строения, которые могут с успехом применяться на месторождениях с различной степенью изученности. Наибольшее распространение получили методы многовариантного моделирования [7–10]. Их суть заключается в изменении различных параметров, участвующих в построении геологической модели (ранг вариограмм, тренды, средние и граничные значения), затем по данным многовариантного моделирования определяется наиболее вероятная величина начальных геологических запасов. Другим методом контроля качества построения геологической модели является метод палеофациальной реконструкции [11, 12]. Информация, полученная по результатам данного метода, дополняет обычный перечень данных, используемых при геологическом моделировании (геофизические исследования скважин (ГИС), сейсмические данные и т. д.). Новые данные могут быть использованы как в качестве трендов и границ фаций при построении геологической модели, так и для проверки уже построенной геологической модели. Самым объективным способом проверки точности построения геологической модели является сопоставление новых геологических данных с геологической моделью [13]. К этому же методу можно отнести и исключение из построения некоторых скважин, которые в дальнейшем используются для контроля качества построения геологической модели. Все эти методы [7–13] заключаются в использовании новой геологической информации либо уже имеющейся, но не использовавшейся при построении геологической модели. Одновременно эти подходы применяются и для проверки качества построения модели, определения возможных рисков, связанных с геологическим строением, и непосредственно для построения уточненной модели.

Для разрабатываемых месторождений есть множество других способов определения качества построения геологической модели и оценки достоверности величины геологических запасов. В первую очередь, оценка качества расчета запасов может быть проведена по методу материального баланса [14, 15]. Этот метод наиболее распространен и регулярно выполняется при анализе разработки месторождения. Однако, несмотря на широкое использование, данный метод имеет существенный недостаток: применяя его, можно оценить только один параметр – начальные геологические запасы, и только по месторождению в целом.

Еще одним способом оценки качества построения геологической модели является воспроизведение динамики добычи продукции на гидродинамической модели с подбором формы вариограмм геологических параметров по результатам воспроизведения истории разработки [16]. В работе [17] рассмотрен способ совмещения многовариантного моделирования и оценки качества воспроизведения технологических показателей на различных реализациях геологических параметров. Таким образом, наиболее оптимальный вариант геологической модели подбирается не по статистическим критериям [7–10], а по соответствию фактических и расчетных показателей разработки. Данные результатов газодинамических исследований (ГДИ) скважин также могут быть использованы для контроля качества построения геологической модели [18]. Из геологической модели крупной залежи создаются секторные модели для детального воспроизведения ГДИ скважин на гидродинамической модели, и далее по совпадению расчетных и фактических показателей исследования скважин делается заключение о качестве геологической модели. В работе [19] оценивается совпадение расчетных и фактических показателей разработки месторождений, и по результатам сопоставления предлагается подбирать параметры, оказывающие влияние на разработку месторождения, но характеризующиеся наибольшей неопределенностью. К таким параметрам авторы относят двойную пористость и влияние трещин на процессы фильтрации, кривые относительных фазовых проницаемостей, соленость пластовой воды и т. д.

Выявление зон месторождения с высоким уровнем неопределенности геологического строения может также быть выполнено с применением ретроспективного анализа геологической изученности. Суть анализа заключается в прослеживании динамики изменения подсчетных параметров и текущих показателей разработки месторождения при изменении фонда скважин, участвующего в построении геологической модели, который делится на группы по периодам строительства скважин. Это делается в целях оценки влияния объема данных ГИС на степень соответствия геологических параметров показателям разработки в рассматриваемые периоды изучения месторождения.

Методика проведения ретроспективного анализа геологической изученности месторождения была опробована на сеноманской залежи Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Для этого проведена серия расчетов с построением геологической и гидродинамической моделей месторождения с различными объемами исходных данных ГИС. Для этого все скважины были разделены на четыре группы по периодам строительства (табл. 1).

Периоды строительства скважин подбирались таким образом, чтобы в каждой последующей группе число скважин возрастало на 73 ед. В качестве дополнительного варианта выполнен расчет геологической и гидродинамической моделей с учетом строительства двух транзитных скв. 226 и 229, в которых был проведен полный комплекс ГИС и которые изначально не участвовали при построении геологической модели.

Для возможности сравнения геологических моделей друг с другом создан алгоритм построения геологической модели, в котором для различных объемов результатов интерпретации ГИС (РИГИС) выполняются одинаковые математические операции. При этом все двух- и трехмерные тренды, используемые при моделировании, обновляются в соответствии с используемым набором РИГИС. Для всех геологических моделей использовались одни и те же петрофизические зависимости.

Результаты построения геологических моделей и изменения основных подсчетных параметров и запасов газа представлены на рис. 1–3. По динамике изменения коэффициента пористости прослеживается тенденция к уменьшению разницы между средним значением коэффициента пористости по данным ГИС и по трехмерной модели с увеличением числа скважин, участвующих в построении модели (рис. 1). Динамика изменения коэффициента газонасыщенности не имеет выраженного направления: в зависимости от числа скважин средняя газонасыщенность как по скважинам, так и в среднем по трехмерной модели то увеличивается, то уменьшается (рис. 2).
Отсутствие связи в точности определения параметра газонасыщенности при увеличении объема РИГИС по скважинам в определении параметра газонасыщенности объясняется тем, что расчет параметра газонасыщенности зависит и от пористости, и от высоты точки определения над газоводяным контактом (ГВК), поскольку в залежи присутствует переходная зона. При этом высота переходной зоны выдержана по площади залежи, а общая толщина пласта изменяется. Поэтому в зависимости от расположения скважины средняя газонасыщенность по ГИС будет изменяться: на периферии средняя газонасыщенность ниже за счет большей доли переходной зоны, а в купольной части месторождения – выше, поскольку доля вскрытой переходной зоны в профиле вертикальной скважины ниже. Применительно к сеноманской залежи Заполярного НГКМ это значит, что при увеличении числа скважин, участвующих в построении геологической модели, с 219 до 291 бóльшая часть 72 новых скважин приходится на купольную часть залежи, характеризующуюся высокой степенью изученности и повышенным средним значением газонасыщенности. Поэтому данные по этим 72 скважинам незначительно уточнили среднюю газонасыщенность по месторождению, а вот средняя газонасыщенность по скважинным данным выросла.

Газонасыщенный объем залежи при одинаковом структурном каркасе зависит от соотношения параметра «коллектор/неколлектор». Из рис. 3 следует, что при увеличении числа скважин, участвующих в построении геологической модели, с 73 до 219 объем газонасыщенных пород значительно снизился и далее практически не изменяется. Это свидетельствует о достаточно высокой достоверности определения соотношения параметра «коллектор/неколлектор».

Запасы газа по аналогии с объемом газонасыщенных пород изменяются значительно при увеличении числа скважин с 73 до 219. Однако при увеличении числа скважин с 219 до 293 изменение запасов происходит в пределах
1 % (рис. 3).

На рис. 4 представлено влияние различных геологических параметров на геологические запасы газа при различной степени изученности месторождения, из которого следует значительное снижение влияния объема газонасыщенных пород на запасы газа при увеличении числа скважин, участвующих в построении геологической модели. Долевое влияние коэффициента пористости на отклонение величины запасов от «точных» (определенных по
291 скважине) в среднем составляет 25 % и заметно снижается в процессе изучения месторождения. Газонасыщенность, напротив, оказывает незначительное влияние на оценку геологических запасов газа на начальных этапах изучения месторождения, однако при уплотнении сетки скважин параметр «коллектор/неколлектор» и коэффициент пористости отходят на второй план, и основное влияние на геологические запасы газа оказывает именно коэффициент газонасыщенности. Рост влияния объема газонасыщенных пород на величину запасов газа при введении двух дополнительных скважин объясняется тем, что по скв. 229 коэффициент песчанистости значительно ниже среднего по месторождению и составляет всего 53 % при среднем значении по месторождению 75 %. Низкое значение коэффициента песчанистости по скв. 229 объясняется либо попаданием скважины в локальную глинизированную зону, либо недостоверными данными ГИС.

Далее ретроспективный анализ влияния геологической изученности на показатели разработки месторождения проводится с применением гидродинамических моделей. Для этого построенные ранее трехмерные распределения геологических параметров для каждого из периодов изучения месторождения экспортируются в гидродинамический симулятор. Сопоставление результатов моделирования с фактическими данными разработки сеноманской залежи Заполярного НГКМ осуществлялось по трем основным показателям: пластовому давлению в зоне размещения эксплуатационных скважин, величине подъема ГВК, пластовому давлению по пьезометрическим скважинам.

Для анализа результатов расчета пластового давления по отдельным зонам залежи все скважины были разделены на три категории: эксплуатационные скважины в купольной части залежи; эксплуатационные скважины на периферии эксплуатационной зоны; перфорированные наблюдательные скважины за пределами эксплуатационной зоны залежи. Результаты расчетов на гидродинамических моделях по отдельным зонам залежи показаны на рис. 5, а на рис. 6 представлены погрешности определения пластового давления по отдельным скважинам.

Из рис. 5 следует, что погрешность расчета пластового давления с увеличением числа скважин, участвующих в построении геологической модели, снижается по всем зонам залежи. В то же время по всем зонам темп снижения погрешности пластового давления довольно сильно варьирует. По первой зоне погрешность плавно снижается при увеличении числа скважин от 73 до 219 и практически не изменяется при увеличении числа скважин с 219 до 291. По периферийным эксплуатационным скважинам, находящимся во второй зоне, погрешность расчета пластового давления в первые три периода ретроспективного анализа существенно снижается, однако, как и для первой зоны, в четвертый период с увеличением числа скважин с 219 до 291 дальнейшего снижения погрешности не наблюдается. По скважинам третьей зоны отмечается самая высокая погрешность расчета пластового давления, которая незначительно снижается при увеличении степени изученности месторождения.

При добавлении в модели информации по двум дополнительным скв. 226 и 229 погрешность расчета пластового давления во второй и третьей зонах несколько снизилась, по первой зоне – несколько возросла.

Разнонаправленная динамика погрешности расчета пластового давления по разным зонам залежи свидетельствует о том, что текущее представление о геологическом строении залежи не вполне соответствует реальному распределению запасов газа по ее площади.

Анализ подъема ГВК также проводился отдельно по группам скважин. Скважины были разделены по степени удаленности от эксплуатационных скважин: первая группа – непосредственно эксплуатационные скважины, вторая – наблюдательные кустовые скважины и наблюдательные скважины внутри эксплуатационной зоны, третья – наблюдательные скважины в периферийной части залежи.

На рис. 7 показано среднее абсолютное отклонение расчетного уровня ГВК от фактических данных замеров ГИС. Отметим, что снижения погрешности определения ГВК с увеличением степени изученности месторождения не наблюдается.

Важно отметить, что средний подъем ГВК по скважинам первой группы составил 6,6 м, по второй – 6,3 м, по третьей – 10,8 м. Таким образом, при расчете ГВК по гидродинамической модели залежи, построенной по данным 291 скважины, возникают относительные погрешности определения ГВК от 70 до 90 % в среднем по группам скважин. Характер внедрения воды в залежь по гидродинамической модели также очень сильно отличается от фактических данных ГИС: на модели внедрение воды происходит преимущественно по вертикали, как следствие, самый большой подъем ГВК происходит по скважинам первой группы, а по данным ГИС, основное внедрение воды происходит по латерали, поэтому некоторые наблюдательные скважины на периферии обводнены практически до кровли, хотя по эксплуатационным скважинам сильного подъема ГВК не фиксируется.

Помимо абсолютной отметки ГВК о степени гидродинамической связи газонасыщенной и водонасыщенной зон залежи можно судить по сопоставлению замеров пластового давления в пьезометрических скважинах (табл. 2).

В данном случае увеличение числа скважин, участвующих в построении математических моделей, только увеличивает погрешность определения пластового давления по пьезометрическим скважинам, находящимся в купольной части залежи. По пьезометрическим скважинам, находящимся на периферии, погрешность определения пластового давления по модели залежи гораздо ниже, чем по скважинам в купольной ее части, при этом она незначительно снижается либо не изменяется (скв. 16Р) с увеличением объема информации.

ВЫВОДЫ

Ретроспективный анализ изученности сеноманской залежи Заполярного НГКМ позволяет сделать следующие выводы относительно эволюции качества ее геологической и гидродинамической моделей.

1. Подсчетные параметры и запасы газа определены достаточно достоверно, при этом наибольшей неопределенностью характеризуется коэффициент газонасыщенности. Учитывая применяемую на газовых месторождениях редкую и неравномерную сетку скважин, некоторую неопределенность геологическому строению добавляют локальные глинизированные зоны, что показали результаты интерпретации ГИС скв. 229, однако эти зоны не оказывают существенного влияния на средние значения подсчетных параметров залежи.

2. Характер внедрения воды в гидродинамической модели показал очень низкую точность определения уровня ГВК. По результатам моделирования не удалось даже повторить преимущественно латеральное внедрение воды, фиксируемое по данным ГИС. Это говорит о высоком уровне неопределенности как в геологическом строении водонасыщенной части залежи, так и в гидродинамической связи водонасыщенной и газонасыщенной частей залежи.

3. Погрешность расчета пластового давления по наблюдательным (периферийным) и эксплуатационным (купольным) скважинам продемонстрировала заниженные запасы в купольной части залежи и завышенные – на периферии. Однако сложившаяся картина также может быть объяснена неверно определенной связанностью периферийной и купольной частей залежи, особенно в районе новых скважин УКПГ-1С (кусты 131–136). Самая слабая динамика по снижению погрешности пластового давления зафиксирована в юго-восточной части залежи (район куста 134).

Таблица 1. Критерий распределения скважин по группам

 * Среднее значение удаленности точек пласта (в пределах контура газоносности) от скважин.

Таблица 2. Средняя абсолютная погрешность расчета пластовых давлений в пьезометрических скважинах, МПа

Для решения задач, связанных с организацией производства сварных высокопрочных труб на рабочее давление до 25 МПа, началась интенсивная работа на металлургических и трубных предприятиях по модернизации оборудования, совершенствованию и созданию новых технологических процессов.

В итоге трубная и металлургическая отрасли проводят комплексные исследования по разработке, освоению и внедрению высокопрочных сталей классом прочности К65 и выше и труб со стенкой толщиной до 50 мм с повышенной ударной вязкостью – 200 Дж/см² и более, позволяющих максимально удовлетворять потребность ТЭК страны в строительстве магистральных трубопроводных сетей на повышенные рабочие давления до 25 МПа. При производстве труб применяется комбинированная сварка с использованием сварки лучом лазера, что позволяет достигать высокой надежности и точности по геометрии труб.

Однако многие проблемы обеспечения гарантированной надежности и безопасности сварных труб нового поколения при их эксплуатации как в нашей стране, так и за рубежом пока полностью не решены ни в теоретическом, ни в экспериментальном плане. К таким проблемам относятся:

• аварийность трубопроводов из-за коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) и пути ее снижения;

• методы и критерии оценки трещиностойкости газонефтепроводных сварных труб и пути их совершенствования;

• геометрическая и механическая неоднородности сварных соединений высокопрочных труб и их влияние на работоспособность.

Проанализируем проблемы обеспечения надежности и безопасности сварных труб и рассмотрим пути их решения. На процессы КРН влияют многочисленные факторы, в том числе выбор стали и способы ее изготовления, технология изготовления труб, уровень остаточных напряжений, поверхностные дефекты в трубе, повышенный уровень эксплуатационных напряжений, состояние изоляции, воздействие грунта и др.

Для оценки трещиностойкости газонефтепроводных труб в заводской и исследовательской практике в основном используется метод испытания стандартных образцов на ударный изгиб с определением ударной вязкости (KСV), которая является нормативным показателем обеспечения надежности конструкций. Формирование нормативных требований по ударной вязкости для сварных труб большого диаметра осуществляется в зависимости от размеров труб, рабочих параметров трубопровода и транспортируемого продукта (таблица).

Ударная вязкость как критерий оценки хрупкой прочности трубопроводов способствовала значительному улучшению качества трубных сталей и повышению надежности и безопасности трубопроводных систем.

Газонефтепроводные трубы повторно подвергают гидроиспытаниям на прочность и герметичность в процессе строительства трубопроводов. Согласно СНиП 2.05.06-85, СНиП III-42-80 и другим нормативным документам испытывают трубопроводы при окружных напряжениях 67–85 % нормативного предела текучести. Имеются отдельные схемы испытания нефтепроводов при напряжениях, равных (0,9–0,95) у_т. Американские компании проводят испытания трубопроводов при напряжениях, составляющих 100–113 % минимального предела текучести. При этом пластические деформации в стенке не должны превышать 2 %. Отмечается, что испытания трубопроводов повышенным давлением позволяют выявлять более 60 % дефектов в трубах.

Результаты данных стендовых испытаний реальных труб методом стресс-теста, когда наводятся пластические деформации в стенке трубы до 0,6 %, полностью совпадают с результатами исследований, рассмотренных выше. При эспандировании кольцевого образца до 1,2 % возникают локальные остаточные деформации в околошовной зоне сварного соединения от 1,0 до 7,8 %. При реальном деформировании периметра трубы до 0,6 % предельная величина остаточной деформации в околошовной зоне трех испытанных труб составила, соответственно, 2,45; 2,82 и 3,34 % [1].

Таким образом, результаты исследований по установлению распределения остаточных деформаций в сварных газонефтепроводных трубах позволяют утверждать, что при гибке, формовке, эспандировании, гидро-
испытании труб и при опрессовке трубопроводов на повышенные давления возникают значительные суммарные пластические деформации периметра трубы, превышающие 2–3 %. При таких остаточных деформациях создаются условия для локализации в зонах сварного шва и околошовной зоне пластических деформаций, близких или превышающих предельный запас пластичности. Возникают условия для аварийных ситуаций трубопроводов.

При производстве высокопрочных прямошовных труб нового поколения целесообразно рассмотреть и решить следующие первоочередные научно-технические задачи:

• выявить причины повышенной аварийности трубопроводов из-за стресс-коррозионных разрушений (почти половина от всех разрушений), особенно в зонах сварного соединения и подгибки кромок труб в процессе технологического передела «лист – труба»;

• провести анализ влияния локальных пластических деформаций в сварном шве, околошовной зоне и основном металле на КРН;

• разработать и внедрить принципиально новые теоретические решения и экспериментально-расчетные подходы оценки прочности и трещиностойкости труб нового поколения, так как организация производства газонефтепроводных труб из стали класса прочности К80 и выше с толщиной стенки 40–50 мм, при которой труба уже относится к толстостенному сосуду (s/Д = 0,06–0,08), с ударной вязкостью от 150–300 Дж/см², гидроиспытания труб при напряжениях в стенке, равных или выше величины предела текучести, повышение рабочего давления в нефтепроводах до 5,5–14,0 МПа, а в газопроводах – 10–25 МПа при сохранении методологической основы по расчету прочности и оценки сопротивляемости деформированию и хрупкому разрушению на прежнем уровне не могут не иметь серьезных последствий повышения аварийности реальных объектов.

Для реализации сформулированных проблем предлагается выполнить ряд первоочередных практических решений:

• провести исследования по установлению оптимальных режимов гидроиспытаний труб и трубопроводов при напряжениях в стенках, равных или выше предела текучести стали, из которой изготовлен контролируемый объект;

• провести сопоставительные исследования влияния технологического передела «лист – труба» на работоспособность высокопрочных прямо- и спиральношовных труб, изготавливаемых на российских трубных заводах.

Решение предлагаемых и других научно-технических проблем при производстве газонефтепроводных труб нового поколения возможно только на основе создания государственной программы, которая должна выполняться научно-исследовательскими и инжиниринговыми организациями с участием изготовителей и потребителей трубной продукции. Финансирование такой программы должно обеспечиваться трубными заводами, трубными компаниями и заказчиками труб в лице ПАО «Газпром», ПАО «Транснефть», ПАО «НК «Роснефть» и др. 

Нормативные требования по ударной вязкости для сварных труб большого диаметра

АО «Набережночелнинский трубный завод «ТЭМ-ПО»

423800, РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны,

ул. Моторная, д. 38

Тел.: +7 (8552) 20-21-17,

8-800-775-20-21

E-mail: ntz@ntz-tempo.ru

тэмпо.рф

Завод «Волжанин» производит продукцию под двумя брендами – VOLZHANIN и MONSTER.

Более доступный ценовой сегмент представляет MONSTER. Надежная гидравлическая модель в самой простой комплектации применяется для монтажа и ремонта водопроводов, систем канализаций и водоотведения.

VOLZHANIN – бренд, составляющий конкуренцию крупнейшим европейским брендам, таким как Hurner, Georg Fischer, Rothenberger и др. Для многих крупных предприятий, долгие годы работавших со сварочным оборудованием европейских производителей, стало открытием, что отечественный рынок предлагает достойный продукт, по некоторым характеристикам превосходящий конкурентов. Высокотехнологичные аппараты VOLZHANIN оснащены системами, которые контролируют температуру, давление, контакт сварочных поверхностей, время сварочного процесса, а также в автоматическом режиме считывают высоту первичного грата – уникальная разработка завода.

Аппараты VOLZHANIN CNC имеют программное управление, в которое «вшиты» все известные стандарты стыковой сварки, в том числе High power. Они широко применяются при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции опасных производственных объектов газопроводов, водопроводов. Это оборудование эффективно используется в любых климатических зонах на опасных производственных объектах (ОПО). Эти аппараты использовались при строительстве космодрома «Восточный», Керченского моста, объектов ПАО «Казаньоргсинтез», «Газпром», «СИБУР».

Популярность в России и странах СНГ «Волжанин» получил благодаря ряду преимуществ, в числе которых:

• высокий уровень сервисного обслуживания – гарантийное и постгарантийное обслуживание, которое ведется 24 часа, 365 дней в году в сервисных центрах в Москве, Екатеринбурге, Краснодаре и Казани. Бесплатное обучение специалистов компании-заказчика, пусконаладочные работы;

• гарантия 18 месяцев на всю линейку оборудования;

• оперативная система доставки. География дилерской сети «Волжанин» охватывает всю территорию Российской Федерации и ряд стран СНГ, насчитывая более 80 компаний;

• доступные цены и программы лояльности;

• качество, подтвержденное многолетним опытом, производственными мощностями и положительными отзывами клиентов.

О заводе в цифрах:

• основан в 2007 г.;

• площадь производства – 2400 м2;

• в штате 120 высокопрофессиональных специалистов;

• 3500 аппаратов стыковой сварки реализовано в России и странах ближнего зарубежья.

В мероприятии приняли участие генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Сергей Сусликов, его заместители, начальники филиалов и отделов Администрации Общества. Как и полагается на церемонии открытия нового объекта, состоялось разрезание символической ленточки с участием Сергея Сусликова и начальника Учебно-производственного центра Виктории Быстровой. Сергей Петрович поздравил всех присутствовавших с этим важным событием в жизни предприятия и вручил благодарственные письма руководителям и специалистам, принявшим активное участие в создании нового учебного объекта.

Полигон поражает своей масштабностью. На площади более 3 тыс. м² разместились и современные учебные классы, и шесть больших производственных участков, оснащенных разнообразным оборудованием, применяемым как на газопроводах, так и на газокомпрессорных станциях предприятия. Здесь есть практически все – от маленьких слесарных тисов и шаровых кранов до оборудования внушительных размеров, такого как газотурбинная установка газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16.

Причем многие аппараты находятся в открытом виде, и можно, как говорится, потрогать каждый технологический узел, что крайне важно для тех, кто будет здесь обучаться. Условия обучения максимально приближены к производственным, что дает возможность детального освоения приемов работы с оборудованием и технологическими процессами.

Стоит сказать, что на предприятии давно действует свой Учебно-производственный центр (УПЦ), но у него не было надлежащей производственной базы. Специалистам, особенно новичкам, получавшим в УПЦ хорошие теоретические знания, приходилось закреплять их на прямом производстве под опекой опытных наставников.

Конечно, наставничество никто не отменил. Но сегодня, когда в компрессорных цехах и на трассе постоянно идет модернизация, устанавливается высокотехнологичное оборудование, требования к профессиональной подготовке специалистов возрастают, есть потребность в новых подходах к образовательному процессу. Одним из путей решения этой задачи и является новый учебный полигон на площадке ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Здесь смогут проходить учебную практику рабочие 13 основных профессий газотранспортного предприятия, до 100 человек одновременно. Более того, на базе полигона будут проводиться конкурсы профессионального мастерства.

«Что даст предприятию открытие учебного полигона?» – задали мы вопрос генеральному директору ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Сергею Сусликову.

«Это позволит значительно повысить качество обучения работников, – ответил Сергей Петрович. – Поэтому открытие данного объекта, без преувеличения, считаю знаковым событием в истории нашего предприятия, потребовавшим от нас колоссальных усилий. Спасибо всем, кто внес свою лепту в строительство и оснащение оборудованием полигона. Построение производственного процесса невозможно без грамотных специалистов, без их квалифицированной подготовки. Мы должны постоянно готовить персонал, чтобы он умел работать на новом оборудовании, в новых условиях, с учетом сложившейся практики. Без учебного полигона полноценно это сделать невозможно».

После осмотра полигона участники мероприятия перешли в учебный класс, где состоялось заседание Учебно-методического совета ООО «Газпром трансгаз Чайковский» на тему «Перспективное развитие производственных площадей учебного полигона на открытых площадках и совершенствование технической оснащенности закрытой площадки учебного полигона УПЦ Общества». 

Замедленное коксование на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) России – бурно развивающийся процесс (на сегодняшний день 12 установками оснащены 10 предприятий отрасли). Причиной тому служит гибкость процесса с точки зрения переработки (утилизации) практически любых видов тяжелых нефтяных остатков, что, в свою очередь, повышает глубину переработки нефтяного сырья до 95 % [1].

Целевым назначением процесса замедленного коксования в России является получение углеродистой продукции специального назначения – нефтяного кокса, используемого в химической технологии и металлургии в качестве восстановителя [2]. Кроме кокса в процессе коксования получают углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Бензиновую фракцию и легкий газойль обычно подвергают гидроочистке с получением компонентов товарных бензинов и дизельных топлив, а тяжелый газойль используют как компонент судового топлива. Углеводородные газы коксования во многих случаях не находят квалифицированного применения и сжигаются на факеле.

Несмотря на то что данная проблема широко не освещена в научно-технической литературе, исследования по совершенствованию технологии переработки и рационального применения газов коксования проводят как отечественные, так и зарубежные ученые.

Ван Вейчи и др. [3] предлагают перерабатывать газы коксования с выделением жидких углеводородов на установке каталитического крекинга. При выборе данной технологии выход сухого газа возрастает с 3,54 до 4,62 %, а выход жидких углеводородов – с 16,20 до 16,67 %.

В работе А.Ф. Вильданова и др. [4] представлена малоотходная комплексная схема очистки газов коксования от сернистых соединений, состоящая из блоков щелочного гидролиза карбонилсульфида, щелочно-каталитической очистки сжиженных углеводородных газов от меркаптанов с использованием гомогенного катализатора ИВКАЗ, блока «Серокс» для очистки сернисто-щелочных стоков от сульфида натрия и сернокислотной нейтрализации сернисто-щелочных стоков.

ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

В данной работе были исследованы углеводородные газы, полученные в лабораторном кубе в процессе коксования гудрона и асфальта его деасфальтизации из смеси западносибирских нефтей при различных параметрах технологического режима (табл. 1).

Всего было проанализировано шесть образцов коксовых газов: три из гудрона и три из асфальта. Давление коксования для каждого из взятых видов сырья поддерживали в интервале 0,15–
0,35 МПа с шагом 0,10 МПа, так как большинство отечественных установок, функционирующих еще с 1980-х гг., эксплуатируются при давлении около 0,35 МПа, а тенденция зарубежных компаний для данного процесса (например, Foster Weller) – это снижение давления до 0,15 МПа.

Исследования проводили на лабораторном газовом хроматографе ЛХМ-80, предназначенном для анализа органических и неорганических газообразных и жидких соединений методом газовой хроматографии. Газ-носитель – He.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Коксование проводили в лабораторном кубе периодического действия при нагреве сырья до 500 ºС. Отбор газа осуществлялся после выхода на постоянный режим процесса образования газожидкостных продуктов: при ~370 ºС для гудрона и ~340 ºС для асфальта. В табл. 2 приведены результаты хроматографического анализа газов коксования гудрона (1–3) и асфальта (4–6).

Давление нагнетали посредством образования в кубе коксования при нагреве сырья газообразных продуктов, и после достижения заданного значения стравливали и регулировали скорость отвода газожидкостных продуктов таким образом, чтобы значение давления оставалось постоянным в течение всего процесса.

РЕЗУЛЬТАТЫ

Выход углеводородных газов в процессе коксования в лабораторном кубе возрастает с повышением давления процесса, что соответствует литературным и промышленным данным. Выход газов составляет 13,47–16,26 % при коксовании гудрона и достигает значений в интервале 15,0–16,27 % при коксовании асфальта (рис. 1).

Рациональным способом переработки полученных в данном исследовании газов коксования является первоначальное выделение суммы углеводородов С5–С6, которые содержатся в газах коксования гудрона от 10,52 до 10,95 %, а в газах коксования асфаль-та – 8,25–12,75 %. На НПЗ выделение суммы углеводородов С5–С6 производят в абсорбционной колонне, в качестве абсорбента обычно используют легкий газойль замедленного коксования, что позволяет не только «осушить» газ, но и вовлечь жидкие углеводороды в сырьевые ресурсы для последующего приготовления среднедистиллятных видов топлив.

Существенная часть в составе газов коксования представлена олефинами (рис. 2), содержание которых суммарно составляет 16,23–18,27 % для газов коксования гудрона и 16,29–21,45 % для газов коксования асфальта. Выход пропилена выше для газов коксования асфальта при равном давлении процесса и составляет 9,35–10,83 % против 7,22–9,36 % для газов коксования гудрона. При повышении давления более 0,25 МПа содержание суммы бутенов становится выше в газах коксования гудрона по сравнению с газообразными продуктами переработки асфальта и достигает значений 7,42–7,88 %.

Олефины широко используют в нефтехимической промышленности и органическом синтезе, при этом для их получения применяют специальный процесс – высокотемпературный пиролиз природного газа. Так, например, пропилен применяют для получения изопропилового спирта и ацетона, для синтеза альдегидов, полипропилена, пластмасс, каучуков, моющих средств и растворителей. Бутены используют для синтеза бутадиена, бутанола, изооктана и полиизобутилена.

После выделения олефинов в ходе промышленного процесса коксования гудрона и асфальта из смеси западносибирских нефтей полученные коксовые газы при давлении 0,15–0,35 МПа можно использовать как газообразное топливо для печей при предварительной сероочистке для предотвращения коррозии оборудования и снижения выбросов SOx в атмосферу. Так, в газах коксования гудрона, полученных при различном давлении, содержится сероводорода 10,29–10,89 %, а в газах коксования асфальта – 13,33–15,33 %.

Одной из проблем при реализации процесса переработки газов коксования является их низкое давление, 0,15–0,35 МПа, в то время как для применения наиболее распространенного способа очистки аминами от кислых газов (H2S и CO2) на НПЗ и в химических производствах необходимо создать давление в сырьевом потоке 2–7 МПа [5].

Второй проблемой является вероятный унос частиц коксовой пыли из реактора коксования в ректификационную колонну, а после и в газовую фазу. Накопление данных частиц в местах потери гидравлического сопротивления способствует закоксовыванию данного участка трубопровода. Кроме того, при сжигании частички кокса могут затруднить распыл газообразного топлива форсунками.

Решением данных проблем на НПЗ может стать монтаж водокольцевого компрессора [6] среднего давления (1,2–10,0 МПа), устанавливаемого после абсорбционной колонны, в которую поступают газы коксования. Отличительной особенностью данного типа нагнетающего устройства является наличие вращающегося кольца жидкости (воды). Через образуемое серповидное пространство между жидкостью и ступицей эксцентрично расположенного колеса пропускаются газы, при этом частички кокса сорбируются водой, а сами газы компримируются.

ВЫВОДЫ

В процессе замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков – гудрона и асфальта из смеси западносибирских нефтей при давлении 0,15–0,35 МПа были получены образцы углеводородных газов, содержащие углеводороды С5–С6 в количестве 8,25–12,75 %, сероводород – 10,29–15,33 %, олефины – 16,23–21,45 %. Предложен возможный вариант переработки и использования данных углеводородных газов. 

Таблица 1. Сырье и параметры процесса получения газов коксования

Таблица 2. Результаты хроматографического анализа газов коксования, % масс.

Несомненно, оборудование компании «Моквелд» было и остается одним из самых надежных в своей категории. Это обусловлено 30-летним успешным опытом работы компании в области производства регулирующих, антипомпажных и обратных клапанов. Мне посчастливилось дважды посетить производственные площадки «Моквелд» и лично убедиться в высоком технологическом уровне всех производственных процессов и качестве используемого оборудования. В то же время в последнее время многие специалисты, эксплуатирующие оборудование «Моквелд», стали отмечать тот факт, что компания старается минимизировать требования по прочностным характеристикам материалов и пределам пропускной способности. Свою функцию при этом клапаны выполняют. Однако в мае 2017 г. на КС «Волховская» (объект ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург») при осмотре антипомпажного клапана «Моквелд» RZD_RQX 12" ANSI 600 были выявлены многочисленные трещины и вырывы металла с поверхности сепаратора (трима) (рис. 1).

При принятии решения о выборе площадки для ремонта клапана в Департаменте 308 ПАО «Газпром» было учтено, что срок поставки оригинальных запасных частей «Молквед» составит не менее шести месяцев и потребует значительных финансовых инвестиций. Поэтому было решено передать два клапана «Моквелд» типа RZD_RQX 12'' ANSI 600 для ремонта на российские заводы, изготавливающие аналогичное оборудование и внесенные в Реестр поставщиков ПАО «Газпром». Для выполнения данной задачи были выбраны два завода:
ООО «Некст Трейд» (Воронеж) и ОАО «ТЭМЗ» (Томск).

На заводе «Некст Трейд» было решено подойти к поставленной задаче комплексно, т. е. не только провести капитальный ремонт клапана, установив запасные части собственного производства, но и понять причину износа сепаратора (трима) и дать рекомендации для продления сроков службы оборудования.

По нашему заказу ООО «Компания Металл-экспертиза» (Москва) провела полную металлографическую экспертизу изношенного сепаратора (трима) клапана «Моквелд» RZD_RQX 12" ANSI 600 (табл. 1–2).

Компания ООО «НПП ИнтерПолярис» (Воронеж), партнеры ООО «Некст Трейд» с 2014 г. в области гидродинамических и прочностных расчетов, провели гидродинамический и прочностной расчет клапана RZD_RQX 12" ANSI 600 и предложили вариант решения существующей проблемы в виде использования щелевого сепаратора, основываясь на следующих выводах: режим работы клапана реализуется при степени сжатия компрессора 1,38 и является наиболее напряженным режимом работы клапана. На данном режиме сепаратор испытывает нагружение максимальным по абсолютной величине перепадом давления (табл. 3).

В соответствии с исходными данными при проектировании клапана в рабочей среде могут содержаться абразивные частицы размером до 40 мкм, что может привести к газоабразивному изнашиванию деталей клапана при некорректном выборе их конструкции и материалов. Процесс газоабразивного изнашивания определяется видом разрушения поверхностного слоя и снижением прочностных свойств материала. Наиболее сильное влияние на процесс газоабразивного изнашивания и его интенсивность оказывают скорость частицы в момент удара, угол атаки и соотношение значений твердости материала и абразива.

Применение сталей мартенситно-аустенитного класса с повышенным содержанием хрома и никеля благоприятно сказывается на износостойкости, повышая прочность и вязкость поверхностного слоя, что особенно заметно при больших углах атаки. Для повышения износостойкости элементов конструкции могут применяться как специальные сплавы, так и покрытия из износостойких материалов или вставки из износостойких материалов (например, карбида вольфрама). Для повышения поверхностной твердости материала может быть использовано цементирование или азотирование материала. При малом массовом содержании абразивных частиц и перепадах давления до 3 МПа добиться эрозионной стойкости можно за счет базового материала сепаратора без применения дополнительных методов повышения твердости материала. В результате анализа приведенных выше источников в качестве материала сепаратора был выбран сплав 07Х16Н6, сочетающий высокую твердость с достаточно большим количеством остаточного аустенита, повышающего долговременную эрозионную стойкость. Снижение газоабразивного изнашивания разработанного сепаратора может быть достигнуто также за счет оптимизации формы проходных сечений. Применение щелевой профилировки позволяет значительно понизить сдвиговые напряжения в проходных сечениях, что благоприятно скажется на долговечности конструкции.

К тому же условная пропускная способность клапана с разработанным сепаратором составила Cv = 3217,3 м³/ч против 2415 м³/ч, заявленной компанией «Моквелд». Это дает запас в 25 % по помпажу. То есть при открытии клапана на 75 % мы гарантированно уходим из аварийной зоны работы газоперекачивающего агрегата (ГПА).

Комплексное решение проблемы газоабразивного изнашивания заключается в модернизации сепаратора по двум направлениям: замене материала на 07Х16Н6 и применению новой формы проходных сечений без изменения характеристик работы клапана.

Заказчиком было отклонено предложение по применению щелевого сепаратора из-за существенного изменения конструкции клапана и предложено согласовать данные изменения в АО «Оргэнергогаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В результате мы пошли по пути копирования конструкции сепаратора компании «Моквелд», выполнив 2832 отверстия диаметром 5 мм (рис. 3).

В середине сентября 2017 г. клапан прошел заводские испытания в присутствии представителя заказчика и был отправлен на КС «Волховская» для дальнейшей эксплуатации.

ВЫВОДЫ

Ремонт клапанов, как регулирующих, так и антипомпажных, эффективен на заводах – изготовителях аналогичной продукции, внесенных в Реестр поставщиков ПАО «Газпром», по причинам наличия:

• технологий и оборудования;

• складского запаса материалов;

• квалифицированного персонала, способного быстро и эффективно оценить проблему и подготовить рабочую документацию;

• отработанных кооперационных связей с поставщиками.

Все перечисленные факторы позволяют значительно сократить сроки изготовления запасных частей и ремонта оборудования в заводских условиях – до двух месяцев.

Несмотря на то что мы смогли применить только одно решение по увеличению срока службы сепаратора из двух предложенных, мы уверены, что это даст положительный эффект.

В процессе изготовления деталей и ремонта клапана были отработаны новые технологические решения, изготовлена спец-
оснастка, подобран оптимальный инструмент, отработаны кооперационные связи с поставщиками материалов и уплотнений, что в совокупности поможет сократить сроки капитального ремонта клапанов регулирующих фирмы «Моквелд» на нашем предприятии.

Таблица 1. Сравнительный анализ результатов металловедческих исследований по механическим свойствам сепаратора (трима)

Таблица 2. Сравнительный анализ результатов металловедческих исследований по твердости трима

Климат – это многолетний режим погоды, свойственный той или иной местности на Земле и являющийся одной из ее географических характеристик [1]. Несмотря на значительное количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, в том числе в регионах прохождения трасс газопроводов высокого давления, нет единого мнения о причинах и механизмах современных климатических изменений и, как следствие, об ожидаемых эффектах [2–6].

Актуальность данных исследований обусловлена:

• увеличением продолжительности эксплуатации газопроводов и, как следствие, старением изоляционного покрытия, обусловливающим рост числа связанных с коррозией аварий, которые могут вызывать взрывы, пожары, нарушение жизнеобеспечения населения и устойчивой работы объектов экономики страны;

• тенденцией к распределению числа аварий, связанных с коррозией, в зависимости от территории прохождения трасс трубопроводов [7, 8];

• осложнением процесса транспорта добываемого газа и увеличением его себестоимости, обусловленными природно-климатическими факторами;

• фактическим ростом (по сравнению с прогнозной оценкой) объемов замены труб вследствие их неудовлетворительного технического состояния [9], что часто обусловлено коррозией в местах нарушения сплошности изоляционного покрытия.

Для оценки климатических переменных, характеризующих современный климат, по рекомендации Всемирной метеорологической организации (ВМО) используется стандартный период продолжительностью 30 лет [10]. Согласно экономической системе оценки амортизационного срока эксплуатации труб длительность работы газопровода должна составлять 33 года [11]. Кроме того, по завершении срока эксплуатации, установленного нормативной, конструкторской и эксплуатационной документацией, дальнейшая эксплуатация объектов транспорта газа не разрешена без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации [12].

При оценке потенциального влияния изменений природно-климатических условий на коррозию МГ необходимо рассматривать сложную систему «транспортируемый газ – трубы и изоляционное покрытие – внешняя среда».

Анализ работы газопроводов до их разрушения по причине коррозии труб показывает, что наибольшее число аварий (7 %) происходит после 20 лет эксплуатации, далее этот показатель сокращается (рис. 1).

В [13] на основании проведенного анализа автором были определены районы, в которых произошло наибольшее число аварий, и установлено влияние территориального фактора на причины разрушения металла труб. В общей сложности было проанализировано более 1300 актов расследования аварий за 1971–2013 гг.

Для прогноза опасных природных воздействий следует применять структурно-геоморфологические, геологические, геофизические, сейсмологические, инженерно-геологические и гидрогеологические, инженерно-экологические, инженерно-гидрометеорологические и инженерно-геодезические методы исследования как по отдельности, так и в комплексе с учетом сложности природной и природно-техногенной обстановки территории. Расчет трубопроводов на прочность не учитывает возможности возникновения или развития дефектов в процессе эксплуатации, которые могут образовываться под воздействием окружающей среды.

В настоящее время проведено большое количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, для отдельных регионов России. Особый интерес представляют регионы прохождения трасс газопроводов, на которых происходили аварии по причине коррозионного разрушения труб.

УРАЛ

Интенсивное строительство МГ в Уральском регионе началось в 1960-х гг. При сооружении применялись в основном трубы диаметром 1020 мм с толщиной стенки 11,2 мм российских и зарубежных заводов-производителей. Использовались также трубы диаметрами 530, 720 и 820 мм с толщинами стенок 8,0–9,0 мм с битумно-резиновой изоляцией, но их доля относительно невелика. Начиная с середины 1970-х гг. использовались трубы диаметром 1220 и 1420 мм с толщинами стенок 11,0–16,5 мм, рассчитанные на рабочие давления 5,5–7,5 МПа.
В настоящее время протяженность МГ, проходящих по территории Урала, составляет около 11 % от общей протяженности газопроводов ПАО «Газпром»: 10 % – МГ, пролегающие по территории Среднего и Южного Урала, 1 % – МГ на территории Полярного Урала.

Изучению природно-климатических изменений на территории Южного Урала посвящены работы [14–16]. Так, в работе [15] подробно представлены результаты картографических и геодезических исследований природных комплексов Камско-Бельской впадины (Южное Предуралье), согласно которым изменение растительности произошло в первую очередь в результате деятельности человека, а формирование планового рисунка гидрологической сети вызвано современными вертикальными тектоническими движениями. На основании анализа осенних и зимних объемов атмосферных осадков и показателей весеннего стока рек бассейна
р. Белая за 1936–2000 гг. было установлено влияние антропогенного фактора на связь осадков и стока. В пределах Южного Предуралья наблюдается сокращение площадей затопляемых земель на фоне понижения уровня грунтовых вод и сокращения объема почвенной влаги в речных долинах [16].

Анализ аварийности МГ, проходящих по территории Челябинской, Курганской обл. и Республики Башкортостан (рис. 2), показал, что с 1971 по 2006 г. наибольшее число разрушений труб по причине коррозии произошло в 1998 г. в Республике Башкортостан. Причиной стало коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) труб, что объясняется следующим:

• при строительстве были использованы трубы, не стойкие к данному виду разрушения (трубы изготовлены по ТУ 14-3-995-81) [7, 17];

• грунтовый электролит содержит коррозионно-агрессивные вещества [7].

С 2007 по 2014 г. аварий по данной причине в регионе не было.

РАЙОНЫ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

Необходимо учитывать, что при проведении оценки коррозионной агрессивности грунтов в криолитозоне требуется учитывать такие факторы, как геологическое строение верхней части разреза, время года, наличие сезонномерзлого или сезонноталого слоев. Коррозия трубопроводов, проложенных в криолитозоне, наиболее активно протекает в урочищах с частым чередованием осушенных и обводненных участков – на болотах и в торфяниках. Может сказаться и неоднородность мерзлотных условий, проявляющаяся в чередовании мерзлых и талых грунтов [18, 19]. Для п-ова Ямал эта проблема усугубляется активностью геодинамической обстановки, повсеместным развитием экзогенных геологических процессов. К участкам, на которых наиболее вероятно возникновение аварийных ситуаций при оттаивании оснований, относятся:

• участки распространения сильнольдистых грунтов с большой осадкой при оттаивании;

• подводные и балочные переходы через водотоки;

• очаги развития экзогенных процессов;

• склоновые участки [20].

Основные особенности многолетнемерзлых пород – отрицательная температура и состояние свободной влаги в них в виде льда [21–23].

Многолетнемерзлые грунты в северных регионах Республики Коми и Тюменской обл. отличаются высокой льдистостью, дисперсностью, заторфованностью, засоленностью и значительной распространенностью многожильных льдов [24]. Наличие мерзлотных процессов может существенно усложнить строительство и эксплуатацию трубопроводов [25]. В табл. 1 представлены возможные последствия воздействия неблагоприятных климатических факторов на надежность эксплуатации МГ при различных способах прокладки [26].

Опыт эксплуатации МГ в условиях Крайнего Севера свидетельствует о том, что проектные решения не всегда эффективно противодействуют сложным природно-геокриологическим условиям, поскольку отличительными особенностями района прокладки являются высокая динамичность и реактивность криогенных процессов [27].

На этапах строительства и начальной стадии эксплуатации объектов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, несмотря на многовариантную проработку технических решений, ряд проблем остался вне контроля, например активация экзогенных процессов и явлений вблизи инженерных сооружений [28, 29]. Анализ результатов обследования северной (Ямальской) части МГ «Бованенково – Ухта», проводившегося в течение трех лет, показал, что основным негативным фактором к началу эксплуатации МГ является активизация термоэрозионных процессов вдоль траншеи газопровода и размыв насыпных сооружений водными потоками преимущественно в период снеготаяния [30].

В [31] авторами дана оценка инженерно-геологических условий, способствующих развитию опасных процессов (подтопления, заболачивания, морозного пучения и пр.) и возникновению деформаций трубопроводов на примере участка 278–328 км магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе» в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (табл. 2).

В [32] подробно рассмотрен опыт эксплуатации двух участков МГ «Надым – Пунга-2». Отмечается, что в результате образования таликов на участках газопровода активизировались неблагоприятные инженерно-геологические процессы: многолетнее пучение грунтов, заболачивание, термокарст, обводнение, повлиявшие на формирование опасных и потенциально опасных участков газопровода. Автор обращает внимание на интенсификацию заболачивания после прокладки МГ. Однако разрушений по причине коррозии металла труб с 1975 по 2011 г. на данных участках МГ не зафиксировано [8].

В районах многолетней мерзлоты точное количество случаев разрушений труб по причине общей коррозии и КРН незначительно, число аварий за период 2000–2013 гг. не увеличилось [7].

ЮГО-ВОСТОК ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В [33] представлены результаты анализа изменений природно-климатических условий юга Западной Сибири. Сделан вывод, что увлажнения аридных районов юго-востока Западной Сибири в последнее тридцатилетие уменьшаются, в связи с чем вероятен переход отдельных районов исследуемой территории из разряда недостаточно увлажненных в разряд скудно увлажненных, и делается предположение, что засушливые явления повторяются каждые 8–12 лет.

Анализ аварийности в 1977–2012 гг. МГ, проходящих по территории Новосибирской, Томской и Кемеровской обл., показал, что резкого увеличения или уменьшения числа разрушений металла труб по причине коррозии не происходит. На МГ, проходящих по территории Новосибирской обл. (около 1300 км), разрушений труб по причине коррозии не зафиксировано.

ЮЖНЫЕ ОБЛАСТИ РОССИИ

Строительство МГ в Саратовской обл. началось в 1940-х гг. Первый МГ «Саратов – Москва» диаметром 325 мм был введен в эксплуатацию в 1946 г. Далее при строительстве использовались трубы диаметром 325–1220 мм с толщиной стенки 7,0–14,1 мм из сталей 14ХГС, 15Г2С, 15ГСТЮ, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ. В настоящее время протяженность газопроводов составляет более 5 тыс. км.

Работы по строительству МГ в Волгоградской обл. были начаты в 1960-х гг. Протяженность газотранспортной системы составляет более 5 тыс. км в однониточном исчислении. Система МГ функционирует в различных геологических и климатических условиях. При сооружении использовались трубы диаметрами 530–1220 мм. Длительность эксплуатации до разрушения по причине коррозии – от 6 до 30 лет. Подробная информация о конструкции и состоянии изоляционного покрытия представлена в [8].

Процессы опустынивания земель в южных регионах России подробно описаны в [2]. По данным Госкомзема Волгоградской обл., только за последние 20 лет площадь засоленных земель увеличилась в 2,6 раза, или на 898 тыс. га (8980 км2). Соседняя Саратовская обл. представляет собой низменную равнину, расчлененную руслами рек, солончаками и каналами. При слабой дренируемости равнин подземный сток в них не развивается, и в расходной части баланса грунтовых вод преобладает испарение. По этой причине происходит засоление грунтов. Грунты, в которых проложены газопроводы, преимущественно суглинистые и глинистые. Грунтовые воды пресные, залегают на глубине 3–20 м. Непроходимые солончаки-соры в период снеготаяния и дождей покрываются слоем воды до 0,5 м.
Анализ метеорологических данных на территории Приволжского федерального округа за 1955–2009 гг. позволил установить особенности региональных изменений климата:

• современное потепление, начавшееся в 1960–1970 гг., характеризуется ослаблением в 1980-е гг.;

• за исследуемый период изменения температуры и осадков носили немонотонный характер;

• выявлено уменьшение годового количества общей облачности и осадков, при этом продолжительность многолетних циклов количества осадков летом вдвое меньше, чем зимой [34].

Анализ причин разрушений МГ, проходящих по территории Волгоградской и Саратовской обл., показал, что наибольшее число разрушений в Волгоградской обл. произошло в 1985–1991 гг., далее число аварий уменьшается
(рис. 3).

Наибольшее число аварий происходит после 12 лет эксплуатации. Одной из возможных причин высокой аварийности может являться антропогенный фактор. В начале 1970-х гг. на одном из участков трассы произошли аварии по причине язвенной коррозии. На данном участке вдоль и поперек были построены оросительные каналы для отбора воды поливальными агрегатами, кроме того, в данном месте выращивались бахчевые культуры. Возможно, при их выращивании в качестве удобрений использовались калийные соли, сульфат аммония, хлористый калий, вызывающие интенсивную язвенную и питтинговую коррозию труб из углеродистых и низколегированных сталей.

В ряде случаев при сооружении МГ на поливных почвах и солончаках вместо покрытия усиленного типа наносилась битумная изоляция нормального типа без усиливающей обертки. Изоляция была нанесена на трубы неравномерно, местами повреждена при укладке в траншею. Необходимо также учитывать, что битум от времени и воздействия солей теряет свои защитные свойства.

В Саратовской обл. наибольшее число разрушений произошло в 1977–1985 гг. (рис. 4).

Основное число аварий в Саратовской обл. произошло после 7 лет эксплуатации МГ, (рис. 5), далее наблюдается уменьшение числа разрушений, связанных с коррозией.

Обобщая результаты исследований причин аварийности газопроводов в южных областях РФ, можно сделать заключение, что, несмотря на процессы опустынивания и засоления территорий, число аварий по причине коррозии не возросло.

ВЫВОДЫ

1. Нет однозначной связи между изменениями природно-климатических условий и числом аварий МГ, связанных с коррозионным разрушением металла труб.

2. Состояние изоляционного покрытия прежде всего влияет на длительность безаварийной эксплуатации подземных газопроводов высокого давления.

3. Аварии на газопроводах высокого давления по причине КРН зависят главным образом от технологии производства труб, применяемых при строительстве, и состояния изоляционного покрытия.

4. Практическое отсутствие конвекции и диффузии в дефектах изоляционного покрытия способствует накоплению коррозионно-агрессивных веществ на поверхности металла, что приводит к образованию коррозионных повреждений (язв, питтингов, трещин). 

Таблица 1. Возможные последствия воздействия неблагоприятных природно-климатических факторов на надежность эксплуатации МГ

Таблица 2. Опасные инженерно-геологические процессы на участке 278–328 км магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе»

К числу факторов, определяющих актуальность измерения ТКУ, относятся:

• контрактные обязательства – стоимость природного газа, продаваемого на энергетических рынках, определяется, помимо всего прочего, ТКУ;

• технические проблемы, которые могут возникнуть при появлении в газе капель жидких углеводородов. Наличие в газе углеводородной аэрозоли может привести к сбою в работе контрольно-измерительной аппаратуры;

• контроль за работой технологического оборудования, обеспечивающего извлечение из газа тяжелых углеводородов при подготовке газа к транспорту;

• однофазность состояния газового потока;

• необходимость контроля ТКУ при подаче газа на газотурбинные установки, что позволяет снизить уровень оксида азота и предотвратить условия образования обратной вспышки.

ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ТКУ

На рис. 1 представлены фазовые диаграммы воды и углеводородов в зависимости от давления и температуры. Различия очевидны. Следует отметить, что основное требование, соблюдаемое при транспорте газа, – однофазное состояние газового потока. В соответствии с этим измерение ТКУ при рабочем давлении в трубопроводе (5,0–8,0 МПа) не будет в полной мере удовлетворять требованию контроля однофазности газового потока, поскольку ТКУ, как видно из диаграммы, имеет максимальное значение при давлениях в 2,0–4,0 МПа.

В зависимости от компонентного состава газа давление крикондентермы, максимальной температуры, при которой может появиться конденсат (при любом давлении), фазовое состояние тяжелых углеводородов может меняться (рис. 2).

Исследования, проведенные на разных природных газах с различным компонентным составом, однозначно свидетельствуют о том, что измерения ТКУ при давлении 2,7 МПа имеют наименьшую погрешность во всех практически возможных случаях. Именно поэтому ТКУ рекомендовано измерять при давлении 2,7 МПа.

ИЗМЕРЕНИЕ ТКУ КОНДЕНСАЦИОННЫМИ ГИГРОМЕТРАМИ

Автоматический конденсационный метод позволяет производить непрерывные прямые измерения ТКУ, что определяет широкое распространение данного метода и показывает его эффективность и достоверность.

В общем случае измерение температуры точки росы сводится к выполнению следующих операций:

• понижению температуры конденсационного зеркала;

• фиксации момента появления конденсата на поверхности охлаждаемого зеркала (преимущественно оптическим методом);

• измерению температуры поверхности зеркала в момент фиксации конденсата.

Рассмотрим ряд гигрометров, получивших наибольшее распространение не только в РФ, но и за рубежом.

Одними из таких приборов являются гигрометры Ametek model 241CE II (рис. 3) производства AMETEK Process Instruments Division (США). В этих гигрометрах в оптической системе регистрации конденсата в качестве источника света используется светодиод, а охлаждаемое зеркало изготовлено из металла с травленой поверхностью. Данная конструкция позволяет при осаждении на поверхность пленки углеводородов направить световой поток непосредственно на детектор. Кроме того, для повышения чувствительности полученная кривая фотосигнала конденсации проходит дополнительную математическую обработку в целях уточнения температуры начала конденсации.

У гигрометров Condumax II (рис. 4) производства Michell Instruments (Великобритания) к травленой металлической поверхности добавился конус, что позволило повысить чувствительность оптической системы регистрации. Далее фотосигнал кривой конденсации также проходит математическую обработку для уточнения температуры начала конденсации.

Оптическая система регистрации в гигрометрах ООО «НПО «Вымпел» (Россия) серии «КОНГ-Прима» и Hygrovision (рис. 5) построена на эффекте полного преломления [1]. Полное преломление – эффект, проявляющийся при падении продольных плоско-поляризованных волн на границу раздела разнородных сред и заключающийся в отсутствии отраженной волны. Эффект возможно наблюдать только в случае падения потока вертикально поляризованной волны на границу раздела сред под определенным углом, называемым углом Брюстера.

В качестве источника света использован лазерный источник излучения, в качестве материала зеркала выбран диэлектрик (кремний). Благодаря этому при конденсации тонких пленок углеводородов возникает интерференционный эффект, обусловленный появлением двух световых волн, отраженных от поверхностей «газ – пленка» углеводородов и «пленка углеводородов –
поверхность зеркала», из-за нарушения угла Брюстера.

Такая оптическая система регистрации позволяет измерять толщину пленки углеводородного конденсата с высокой точностью. Чувствительность оптической схемы регистрации определяется длиной волны выбранного лазера ( = 680 нм) и на практике составляет 10–15 нм.

Проведенные сравнительные исследования описанных оптических систем регистрации гигрометров перечисленных производителей с гравиметрическим методом показали, что гигрометры имеют различную чувствительность к сконденсированным пленкам углеводородов. Испытания проводились по программе Европейской группы GERG (Европейское объединение по проведению практически значимых для газовой промышленности научных проектов и исследований) и показали, что наибольшую чувствительность к конденсации пленок углеводородов имеет оптическая система, реализующая интерференционный метод регистрации.

Дальнейшие испытания гигрометров по программе GERG PC1/Project 1.64/Phase I с различными оптическими системами регистрации на «тощих» и «жирных» газах показали значительное (до 15 ºС) расхождение показаний.

МЕТОДИКА КАЛИБРОВКИ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ГИГРОМЕТРОВ ПО ПРОПАНУ

На сегодняшний день Государственная поверочная схема для средств измерений температуры конденсации углеводородных газов (СИ ТКУ) в РФ отсутствует. Поэтому используется поверочная схема с применением методики, основанной на табличных данных зависимости температуры конденсации пропана от его давления.

Суть методики состоит в следующем. На гигрометр подается пропан с известным давлением. Давление выставляется по высокоточному манометру в соответствии с таблицей термодинамических свойств пропана [2] с указанием давления пропана и температуры, при которой пропан из газообразного состояния переходит в жидкое, т. е. фактически температуры конденсации пропана. Выставляя различные значения давления, получаем необходимые температуры конденсации пропана для калибровки и поверки в заданном диапазоне.

Однако калибровка или поверка конденсационных гигрометров по пропану практически нивелирует разницу в чувствительности оптических схем регистрации пленки конденсата, используемых в гигрометрах, и не позволяет объективно оценить их метрологические характеристики.

Рассмотрим следующий пример. При 0 ºС пропан конденсируется при содержании паров 10 340 г/м³, а октан – при – 1,491 г/м³. Очевидно, что при температуре конденсации 0 ºС на охлаждаемое зеркало гигрометра пропана выпадает почти в 7000 раз больше, чем паров октана при той же температуре конденсации. Это означает, что практически любая оптическая система регистрации, применяемая в гигрометрах, зафиксирует момент выпадения конденсата (паров пропана) на охлаждаемое зеркало. Однако в добываемом природном газе пропан в практически значимых диапазонах температур от 10 до –30 ºС конденсируется крайне редко (исключение составляют попутные газы с низким содержанием метана). Как правило, из газа в диапазоне температур от 10 до –20 ºС на охлаждаемое зеркало конденсируются высшие углеводороды – деканы, октаны, гептаны с гораздо меньшей концентрацией. При этом и они конденсируются при различных концентрациях в газе.

СОДЕРЖАНИЕ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ КОНДЕНСАЦИИ

На рис. 6 представлен график содержания высших углеводородов в газе. В таблице приведены температуры конденсации декана, октана и гептана.

Из рис. 6 видно, что декан способен конденсироваться при самых незначительных концентрациях, тогда как гептан – при концентрациях, превышающих концентрации декана более чем в 20 раз. Соответственно, чтобы зафиксировать конденсацию декана, оптическая система гигрометра должна иметь максимально высокую чувствительность к распознаванию конденсата на зеркале гигрометра.

Природный газ разных месторождений имеет различный компонентный состав, и предугадать, какие углеводороды будут конденсироваться из газа, практически невозможно. При этом заводская калибровка по пропану при измерениях ТКУ на реальных газах гигрометрами различных производителей приводит к недопустимо большой разнице.

СОСТОЯНИЕ ЭТАЛОННОЙ БАЗЫ ПО ПАРАМЕТРУ ТКУ В РОССИИ

Из изложенного следует, что гигрометры для газовой промышленности должны калиброваться и проходить поверку на смеси высших углеводородов «гексан – декан». При этом газом-носителем может быть азот или воздух, что позволит объективно оценить чувствительность оптической схемы конденсационного гигрометра и повысить достоверность проводимых измерений ТКУ. Для этого разработан и активно используется калибровочный блок для воспроизведения ТКУ на высших углеводородах (гексан – декан) в диапазоне от 30 до –50 ºС и давлении до 10 МПа [3]. Этот блок входит в состав вторичного эталона точки росы «Вымпел-ЭД 300» (рис. 7), основанного на методе фазового равновесия. По причине отсутствия первичного государственного эталона ТКУ данный блок не входит в систему Госрегулирования.

В настоящее время проводятся работы по совершенствованию государственного первичного эталона единиц влажности газов Государственного первичного эталона (ГЭТ) 151-2014 в целях обеспечения единства измерений температур точки росы и конденсации углеводородных газов при давлениях до 30 МПа.

В рамках этой деятельности начаты разработка и изготовление эталонных генераторов, позволяющих насыщать рабочий газ не только влагой, но и парами углеводородов.

Создание высшего звена государственной поверочной схемы для средств измерений температуры конденсации углеводородных газов на базе ГЭТ 151-2014 обеспечит единство измерений в этой области в соответствии с международными требованиями и позволит решить актуальные задачи метрологического обеспечения средств измерений температуры конденсации углеводородных газов.

В конструкции разрабатываемых эталонных генераторов ГЭТ 151 использованы теоретические и практические наработки ООО «НПО «Вымпел» в области измерения ТКУ.

Таким образом, на сегодняшний день в части измерения ТКУ остаются не решенными следующие проблемы:

• методика калибровки по пропану не определяет в полной мере чувствительность оптической системы регистрации калибруемого гигрометра;

• калибровка по смеси актуальных для газовой промышленности углеводородов в России невозможна из-за отсутствия эталонных средств воспроизведения и отсутствия нормативной базы. 

Температура конденсации декана, октана и гептана

В докладе на VI Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (ноябрь 2012 г.) отмечалось, что капитальный ремонт является главным инструментом надежной и безопасной эксплуатации газотранспортной системы и по своим бизнес-планам и материальным затратам сравним с деятельностью ОАО «Газпром» в области капитального строительства [1].
В такой ситуации ожидаемое снижение затрат на ремонт становится важным направлением в разработках специалистов, предлагающих новые методы и технологии капитальных ремонтов в ПАО «Газпром». В частности, метод повторного использования труб, бывших в эксплуатации, значительно снизил затраты на ремонт и при сохранении финансовых лимитов дает возможность повысить годовые объемы ремонтных работ [2].

На сегодняшний день капитальный ремонт является основным способом обеспечения работоспособности и надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком эксплуатации. Главной при принятии решения о проведении капитального ремонта является комплексная оценка технического состояния газопровода, которая осуществляется на основе проведенных диагностических работ на газопроводах и их предремонтного обследования [2–6]. Оценка технического состояния МГ и ГО характеризуется следующими показателями [2]:

• состоянием металла труб и сварных соединений;

• состоянием изоляционного покрытия и возможностями средств электрохимзащиты.

Необходимо указать, что формирование программы работ по комплексному капитальному ремонту МГ и ГО в настоящее время осуществляется на основе Системы управления техническим состоянием и целостностью линейной части магистральных газопроводов ПАО «Газпром», разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2009–2012 гг. (СУТС ЛЧМГ), в которой определены ее основные инновационные характеристики [5, 7].

Общая тенденция в подходах к капитальному ремонту МГ и ГО направлена на существенное уменьшение его стоимости (повторное использование труб, уменьшение объемов земляных работ, оптимальных сроков его выполнения, экологичности ремонта).

Следует отметить, что и при сплошной замене труб на участках МГ и ГО до 50 % демонтированных труб возможно использовать повторно [6]. Известны случаи более высокого процента использования труб, бывших в употреблении. Так, при капитальном ремонте МГ САЦ-4-1 и САЦ III в 2003–2005 гг. в ООО «Газпром трансгаз Волгоград» использовано в Палласовском, Усть-Бузулукском и Калачевском ЛПУ от 75 до 88 % труб, эксплуатировавшихся до этого 38–40 лет. В 2011 г. при проведении ЭПБ на этих участках газопроводов срок их безопасной эксплуатации был продлен на 10 лет. Участки газопровода были выполнены из низколегированных труб 1220 х 12, 1220 х 12,4 сталей марок 17Г1С и 17Г2СФ по ГОСТ 19281–2014 [8]. При проведении ЭПБ на МГ «Серпухов – Ленинград» ООО «Лентрансгаз» в период 2002–2004 гг. на участке 447,0–555,2 замена труб не производилась после 45 лет эксплуатации ввиду их хорошего технического состояния [9].

Капитальный ремонт МГ и ГО в ПАО «Газпром» планируется на основе определения их технического состояния методами технической диагностики [6, 10–16], которые стали основой технической политики ПАО «Газпром». Здесь возникают некоторые особенности при планировании капитальных ремонтов газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих контролепригодности внутритрубными дефектоскопами (неравнопроходные участки, отводы с радиусом гиба менее 1,5 DN, участки с подкладными кольцами). К таким газопроводам относятся почти все газопроводы, построенные в 1957–1985 гг., и сооружены они были из малоуглеродистых и низколегированных сталей, для которых вопрос коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) в принципе не актуален.

В настоящее время протяженность газопроводов различного назначения ПАО «Газпром», технически не приспособленных к внутритрубной диагностике, составляет около 40 %. При этом основная доля таких газопроводов приходится на ГО – 36 428,5 км, или 82 % от общей протяженности ГО. Для таких газопроводов основными видами обследования являются комплексная электрометрия и приборное обследование технического состояния металла труб в контрольных шурфах [2, 4, 5].

Авторы [2] утверждают, что ежегодные объемы капитального ремонта недостаточны для поддержания надежности и безопасности газотранспортной системы и их нужно увеличить минимум в 3–5 раз. Одновременно предлагаются и пути решения проблемы по поддержанию эксплуатационной надежности и безопасности газотранспортной системы ПАО «Газпром» и ее обновлению до 2030 г. В числе этих путей – и значительное увеличение числа ремонтно-строительных потоков (РСП), а также разработка нового универсального изоляционного комплекса. Авторам настоящей статьи такой подход представляется затратным.

Необходимость установления технического состояния МГ и ГО, где конструктивно и технологически отсутствует возможность проведения ВТД, а эксплуатировать эти участки необходимо, приводит к разработке непрямых методов определения технического состояния ГО. Так, авторы [15] применили интересный методический подход к определению технического состояния ГО, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, позволяющий повысить эффективность планирования их капитального ремонта.

Предложение авторов данной статьи направлено на создание инновационного способа длительного (не менее 15–30 лет) поддержания технического состояния эксплуатируемых более 30 лет и не приспособленных к внутритрубной инспекции МГ и ГО из низколегированных и малоуглеродистых сталей 19Г, 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 17Г2СФ, 14ГС, 14ХГС, 12Г2С и других аналогичных сталей, которые использовались для сооружения газопроводов всех типов в 1957–1985 гг. Традиционный ремонт может использоваться для вырезки ПОУ в случае их обнаружения в процессе диагностического и предремонтного обследования газопроводов, величины которых, как показывает 15-летний опыт проведения ЭПБ на МГ ПАО «Газпром», может изменяться в пределах 0–15 % величины обследуемого участка газопровода. Так, например, при проведении в 2002–2004 гг. ЭПБ МГ «Серпухов – Ленинград», сооруженного в 1959 г., при продлении срока его безопасной эксплуатации (обследовался МГ 447,0–555,2 км) на 8 лет, как следует из отчета [9] ФГУП ЦНИИ КМ «Прометей», было установлено:

• в целом обследованные участки МГ «Серпухов – Ленинград» находятся в достаточно хорошем состоянии, что подтверждается толщинометрией и твердометрией труб, контролем структуры и химического состава металла, контролем неразрушающими методами и методом акустической эмиссии. Явных потенциально опасных участков из числа обследованных не выявлено;

• исследование состояния металла труб не выявило явно выраженных изменений в его структуре и механических характеристиках, также не отмечено снижение пластичности.

Относительно инновационности предлагаемого способа обеспечения технического состояния эксплуатируемых МГ и ГО можно сказать, что суть инновационного подхода заключается в использовании патента [17] для установления предельно допустимого срока предстоящей эксплуатации газопровода, отработавшего длительный срок (более 30 лет), при испытаниях труб на гидравлическом стенде по специальной программе и проведении металлографических исследований металла этих труб, вырезанных из исследуемого газопровода в качестве ПОУ. Как правило, величина этих ПОУ не превышает 0–15 % от длины эксплуатируемого длительное время газопровода (участка), что следует из многолетнего опыта выполнения диагностических обследований МГ и ГО. Остальная часть газопровода остается в траншее, и после проведения ремонтных работ (на месте вырезанных ПОУ) газопровод включается в работу. ПКЗ до уровня требований ГОСТ Р 51164–98 [18] обеспечивается реновацией существующей ПКЗ с использованием двухслойных протяженных анодов
[19, 17, 22].

Предложение авторов данной статьи направлено на разработку инновационного способа обеспечения технического состояния (ИСОТС) МГ и ГО вплоть до вывода их из эксплуатации по причине достижения допустимого (предельного) срока службы газопровода без проведения «сплошного» традиционного капитального ремонта. Реализуется оно при проведении ЭПБ в два этапа:

• для определения предельного (допустимого) срока эксплуатации используется патент [17];

• восстановление ПКЗ до уровня ГОСТ Р 51164–98 реконструкцией анодного заземления эксплуатируемых защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов [19–21].

На рисунке представлены этапы проведения комплекса работ по традиционному капитальному ремонту и ИСОТС МГ и ГО.

На первом этапе ЭПБ изучается технологическая история МГ (участка) за весь период его эксплуатации. Затем существующими в ПАО «Газпром» методами диагностического и предремонтного обследования осуществляется оценка текущего технического состояния МГ и ГО. В процессе этого обследования устанавливаются ПОУ, и на этой основе определяют трубы, подлежащие вырезке. Далее производится монтаж новых изолированных труб взамен вырезанных, т. е. выполняется выборочный ремонт в стандартном варианте. Остальные трубы не извлекаются из траншеи, т. е. она не вскрывается, МГ и ГО включается в работу.

В рамках 2-го этапа ЭПБ производятся специальные испытания определенного количества труб, произвольным образом выбранных из числа вырезанных на 1-м этапе обследуемого участка. Необходимое число труб для их испытаний и исследований металла в целях получения представительного количества экспериментальных данных для заключения окончательной ЭПБ находится в диапазоне 5÷10 труб длиной не менее 7 м каждая (эксплуатирующая организация может изменить количество испытываемых труб). Эти испытания проводятся на специальном гидравлическом стенде в ЦНИИ «КМ «Прометей».

Испытания труб выполняются применительно к Методике стендовых испытаний газонефтепроводных труб при циклическом нагружении, включая испытания с имитаторами дефектов [22].
К имеющимся на отобранных трубах эксплуатационным повреждениям (в основном коррозионного характера) могут быть выполнены имитаторы дефектов различного типа.

Методика циклических испытаний и критерии качества была разработана ФГУП «ЦНИИ «КМ «Прометей» и ООО «Лентрансгаз» и согласована с НТЦ «Надежность и ресурсы объектов Единой системы газоснабжения «ООО «ВНИИГАЗ» в 2007 г. Для эффективного проведения стендовых испытаний труб МГ, бывших в эксплуатации, может потребоваться адаптация существующей Методики [22] в части:

• дополнительного описания методологии определения «модельного спектра нагружения» опытной трубы, соответствующего эксплуатационному для конкретного участка МГ;

• разработки типовой программы лабораторных и специальных исследований металла труб и металла сварных соединений в целях установления возможного темпа старения металла труб.

Испытания в 2010 г. новых труб на стенде в рамках проекта государственного значения «Магистраль» показали необходимость проведения полномасштабных усталостных испытаний для комплексной оценки циклического ресурса труб с различными имитаторами дефектов. Установлено, что циклические натурные испытания необходимы для анализа долговечности по отношению к возможности возникновения и развития повреждений от сварных швов и ремонтных накладок [23].

Ресурсные испытания трубы проводятся давлением, изменяющимся по специальной программе, согласно «модельному спектру нагружения», соответствующего эксплуатационному. Для каждого МГ или ГО по диспетчерским данным устанавливается свой характер нагружения испытываемой трубы. После ресурсных испытаний труба подвергается статическому разрушению. При этом определяются циклическая прочность до образования трещины и циклический ресурс трубы, а также коэффициент снижения конструктивной прочности при наличии дефектов после ресурсных испытаний.

По результатам испытаний труб на стенде, металлографических и специальных исследований металла устанавливается предельно возможный ресурс трубы, взятой из ПОУ. По результатам выполнения двух этапов ЭПБ (газопровод к этому времени уже эксплуатируется) устанавливается новый срок безопасной эксплуатации МГ или ГО, который может составить 15–30 лет. Утверждается (регистрируется) текст заключения по ЭПБ. Общий срок работы этих газопроводов из малоуглеродистых и низколегированных сталей класса не выше К60 с учетом продления работы может составить 70–85 лет в зависимости от их нынешнего технического состояния, т. е. до вывода МГ и ГО из эксплуатации.

При использовании инновационного способа обеспечения приемлемого уровня технического состояния МГ и ГО с длительным сроком использования возникает вопрос об обеспечении ПКЗ «восстановленных» МГ и ГО. Это связано с тем, что защитное покрытие этих газопроводов исчерпало свой ресурс и ПКЗ не в полной мере выполняет свои функции [19–21].

Предлагается использовать метод восстановления работоспособности ПКЗ проведением реконструкции анодного заземления существующих защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов. Работы по созданию управляемой ПКЗ выполнены в ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», где обеспечена 100%-я защита длительно эксплуатируемого газопровода от коррозии. Здесь использовались установки автономной катодной защиты, протяженные гибкие анодные заземления [20].

Обстоятельные работы в этом направлении проводились на продуктопроводе «Полоцк – Вентспилс» DN 530, эксплуатируемом 40 лет, имеющем катодную защиту со средней длиной защитной зоны единичной установки около 7 км. Итог: техническое решение по реновации ПКЗ соответствует национальному стандарту ГОСТ Р 51164–98, регламентирующему требования к защите магистральных трубопроводов от подземной коррозии [19].

Для возможности реализации ИСОТС длительно эксплуатируемых МГ и ГО в виде 2-этапной ЭПБ необходимо разработать методику установления допустимого (предельного) срока безопасной эксплуатации длительно эксплуатируемых МГ из малоуглеродистых и низколегированных сталей как предельного случая ЭПБ в виде изменений и дополнений к п. 4–8 Порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах [24]. Разработанный документ утверждается совместно ПАО «Газпром» и Ростехнадзором (проект этого документа разрабатывается ФГУП «ЦНИИ «КМ «Прометей» и экспертной организацией, участвующей в настоящей работе).

Предлагаемый подход по своей идеологии соответствует методам оценки уровня надежности ГТС в зависимости от планируемого уровня капремонтов [7, 25], т. е. подходам, изложенным в СУТС ЛЧМГ, разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Авторы данной работы убеждены, что сочетание этих способов может значительно повысить экономические возможности методов поддержания удовлетворительного технического состояния длительно работающих МГ и ГО из низколегированных сталей на ближайшие 30 лет.

В настоящее время в Единой системе газораспределения ПАО «Газпром» функционируют десятки МГ, таких как «Белоусово – Ленинград» DN 1000 из сталей 19Г, 14ХГС, эксплуатируемый без проблем с 1967 г., региональный МГ «Курганинск – Лабинск» DN 300 из стали Ст20, находящийся в эксплуатации более 50 лет в ООО «Газпром трансгаз Краснодар», МГ «Казань – Горький» – более 56 лет в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» и др.

ВЫВОДЫ

1. Предложен инновационный способ обеспечения надежной эксплуатации МГ и ГО с длительным сроком использования (более 30 лет) на дополнительный срок безопасной эксплуатации в 15–30 лет без проведения традиционного капитального ремонта на базе 2-этапной ЭПБ. Ожидаемый общий срок эксплуатации этих газопроводов составит не менее 70–85 лет в зависимости от их исходного технического состояния. При реализации этого способа существуют следующие ограничения – с обеспечением надежной работы МГ и ГО без проведения традиционного ремонта на предстоящие 15–30 лет:

• использование указанного способа предполагает обязательное восстановление ПКЗ до уровня ГОСТ Р 51164–98 реконструкцией анодного заземления эксплуатируемых защитных установок с использованием двухслойных протяженных гибких анодов;

• предлагаемое решение относится к МГ и ГО, изготовленным из низколегированных сталей 19Г, 17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 14ГС, 12Г2С DN300–1200, введенным в эксплуатацию в 1957–1985 гг.

2. В условиях нарастающего дефицита финансирования капитального ремонта ожидаемые экономические и технологические возможности использования ИСОТС длительно эксплуатируемых МГ и ГО из низколегированных сталей являются одним из способов решения задачи по обеспечению работоспособности этих МГ и ГО при сохранении их технологических возможностей вплоть до вывода их из эксплуатации. Авторы статьи предлагают провести опытно-промышленную апробацию предложенного метода, к примеру, на МГ «Белоусово – Ленинград», эксплуатируемом с 1967 г. 

Восстановление и повторное использование труб большого диаметра является новым и, как отмечается специалистами, перспективным направлением развития газотранспортной системы. Оно позволяет значительно сократить стоимость ремонтов и отвечает современным требованиям оптимизации производственных процессов. Ориентируясь на эти требования, специалисты ООО «Газпром трансгаз Чайковский» совместно с централизованным оператором «Газпрома» по переработке труб АО «Краснодаргазстрой» в 2015 г. разработали план мероприятий по созданию оборотного фонда труб повторного применения. Результатом этой работы стало открытие Чусовского завода по восстановлению труб (ООО «ЧЗВТ»).

Интерес ООО «Газпром трансгаз Чайковский» к заводу не случаен. Демонтированные при проведении капитальных ремонтов магистральных газопроводов трубы будут проходить полный цикл восстановления – от подготовки поверхности до нанесения современного изоляционного покрытия российского производства. Добавим, что полиуретановое покрытие, используемое на заводе, практически не имеет аналогов среди отечественных производителей, его характеристики соответствуют лучшим импортным образцам, а зачастую и превосходят их. Кроме того, выгодное расположение завода позволяет решить комплекс вопросов, связанных с логистикой. Дело в том, что Чусовой расположен вблизи прохождения нескольких технологических коридоров магистральных газопроводов, где проводится большое количество ремонтных работ. Сокращение сроков поставки труб и оперативность их восстановления выгодны как заказчику в лице ООО «Газпром трансгаз Чайковский», так и производителю работ – ООО «ЧЗВТ». Поэтому газотранспортное предприятие активно участвовало во всех этапах создания завода – от разработки соответствующей программы до завершения пусконаладочных работ. Оно и станет основным потребителем готовой продукции.

Впрочем, свои выгоды от появления нового предприятия получит и Чусовской муниципальный район. Во-первых, он не так давно приобрел статус территории опережающего социально-экономического развития, где ООО «ЧЗВТ» стало первым резидентом. Во-вторых, завод уже сейчас обеспечивает около 30 новых рабочих мест, а с увеличением мощностей этот показатель может вырасти в 2 раза.

О значимости и уникальности нового промышленного объекта сказал во время торжественной церемонии открытия заместитель генерального директора по производству ООО «Газпром трансгаз Чайковский» Артур
Кочарян: «ООО «Газпром трансгаз Чайковский» уже много лет сотрудничает с Пермским краем в области создания двигателей для газоперекачивающих агрегатов по Программе «Газпром – Урал».
А сегодня, открывая этот завод, мы осваиваем новую нишу сотрудничества. Этот шаг стал возможен благодаря усилиям нескольких предприятий, инвесторам, благоприятному инвестиционному климату в этом районе и тому, что данный завод расположен в крупном узле магистральных газопроводов, эксплуатируемых нашим предприятием. Совместными усилиями мы сможем добиться повышения надежности работы всей газотранспортной инфраструктуры и выполнения поставленных перед нами задач».

Открытие ООО «ЧЗВТ» привлекло внимание краевых властей. Исполняющий на тот момент обязанности главы Пермского края Максим Решетников поблагодарил всех, кто способствовал созданию в регионе нового предприятия. 

Российская научно-производственная компания «Грасис» – ведущий разработчик, производитель и EPCM-подрядчик в области воздухо- и газоразделения в СНГ и Восточной Европе – производит блочные компрессорные станции (БКС) максимальной заводской готовности для эффективного решения различного рода задач по компримированию газа
на удаленных нефтегазовых месторождениях.

Освоение удаленных месторождений и работа в труднодоступных районах предъявляют особые требования к оборудованию, используемому для обеспечения технологических процессов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья. Такое оборудование должно быть надежным, простым в обслуживании, давать возможность резервирования основных узлов, работать в автоматическом режиме с возможностью удаленного управления. В условиях сложного климата, отсутствия инфраструктуры и ограниченной численности эксплуатационного персонала особую значимость приобретает поставка технологического оборудования на площадку в виде модулей максимальной заводской готовности. Тем самым достигается значительное сокращение сроков и стоимости монтажных работ.

Современные автоматизированные блочные компрессорные станции НПК «Грасис» для компримирования газов обладают следующими качествами:

• надежностью;

• высокой энергоэффективностью;

• удобством эксплуатации;

• высокой ремонтопригодностью;

• гибкостью исполнения под требования заказчика.

В настоящий момент специалистами НПК «Грасис» разработаны и активно применяются на объектах ПАО «Газпром» дожимные компрессорные установки буферного газа серии «БКС».

Компрессорные установки БКС предназначены для обеспечения буферным газом сухих газодинамических уплотнений (СГУ) валов нагнетателей газоперекачивающих агрегатов (ГПА) в период их пуска и выхода на расчетный режим работы.

Основные функции БКС:

• компримирование газа и подача его на СГУ;

• очистка газа от твердых и жидких примесей;

• автоматизация технологического процесса.

Конструктивное исполнение БКС для компримирования газа в виде блок-модуля позволяет устанавливать ее на любой ровной поверхности (площадке) с покрытием, отвечающим требованиям в части удельной нагрузки. Кроме того, БКС можно размещать на платформах, скидах, шасси спецавтомобилей, прицепах и полуприцепах, удовлетворяющих требованиям в части грузоподъемности. Операторный блок может быть выполнен с компрессорным блоком на единой раме или устанавливается отдельно. Климатическое исполнение станции определяется конструктивным исполнением блок-модуля и может быть любым, предусмотренным ГОСТ 15150-69. Компрессоры могут быть как маслосмазываемые, так и с сухим сжатием. В качестве привода компрессора могут использоваться дизельные, газовые и электрические двигатели. Подбор оборудования осуществляется исходя из требований заказчика и сроков поставки.

Станции БКС производства НПК «Грасис» изготавливаются в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке, техническими условиями и требованиями
ГОСТ 12.2.003-91, ГОСТ 12.2.016-81, ГОСТ 12.1.019-2009, ГОСТ Р МЭК 60204-1-2007, ПБ 03-581-03.

Преимущества станций ДКУ производства «Грасис»:

• сжатые сроки поставки и монтажа на объекте;

• простота конструкции;

• комплексность исполнения;

• блочно-модульная конструкция, позволяющая производить быстрый монтаж-демонтаж и модернизацию БКС;

• полный комплекс сервисных услуг на гарантийный и постгарантийный период, выполняемый собственной сервисной службой;

• возможность реализации проекта «под ключ», включая все необходимые стадии работ и согласований;

• предоставление полного пакета эксплуатационной и разрешительной документации.

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

НПК «Грасис» успешно решает существующие задачи по импортозамещению используемого оборудования на станциях БКС компримирования буферного газа. Инженерные системы блочно-модульных компрессорных станций, такие как САУ, электроснабжение, ОПС и др., комплектуются оборудованием отечественных производителей с высокими показателями надежности.

Станции БКС НПК «Грасис» выпускаются на производственной площадке компании. Все станции проходят контроль качества, испытания и приемку, эти процедуры выполняются на основе современных методов управления проектами. НПК «Грасис» имеет всю необходимую разрешительную документацию на блочные компрессорные станции серии БКС, также по результатам эксплуатации станции серии БКС имеют сертификат в Системе ГАЗПРОМСЕРТ.

Диапазон основных характеристик станций БКС буферного газа

НПК «Грасис»

115088, РФ, г. Москва, 2-й Южнопортовый пр-д, д. 16, стр. 1

Тел.: +7 (495) 777-77-34

E-mail: info@grasys.ru

www.grasys.ru

Газотранспортная система ПАО «Газпром» стареет. К примеру, МГ диаметром 1420 мм, построенные в 1980-х гг., отработали полный амортизационный срок (33 года). На нынешнем этапе эксплуатации газотранспортной системы главной проблемой в обеспечении надежности МГ является КРН, которое имеет свойство более ярко проявляться со временем эксплуатации. Общепринятое средство обеспечения эксплуатационной надежности МГ – капитальный ремонт. С 2004 г. в ПАО «Газпром» широко применяется технология переизоляции МГ, одной из основных составляющих которой является ревизия технического состояния линейной части.

При переизоляции ревизии подвергаются 100 % труб диаметром 1420 мм. На рис. 1 приводится фото труб с дефектами КРН, из которого следует, что дефекты КРН располагаются «пятнами» и занимают практически всю протяженность трубы, с тенденцией группироваться в районе продольных швов. Для выявления параметров КРН (геометрические размеры, глубина поражения) производится зашлифовка поверхности трубы (рис. 1) – трудоемкая операция, производимая вручную. На рис. 2 видно, что после зашлифовки дефект КРН проявляется визуально, что позволяет измерять его параметры, глубину и протяженность.

По опыту ООО «Газпром трансгаз Уфа» начальный период внедрения технологии переизоляции газопроводов диаметром 1420 мм (2004–2009 гг.) характеризовался относительно небольшим количеством дефектных труб: доля труб, требовавших замены, составляла в среднем 8–12 %. Причиной отбраковки труб примерно в равных долях являлись как продольное КРН (прКРН) (около 50 %), так и остальные дефекты (также около 50 %).

Начиная с 2010 г. (около 30 лет эксплуатации) число труб, подверженных прКРН, резко увеличилось и на некоторых участках достигло 90 %. В качестве примера в табл. 1 приводятся некоторые результаты ревизии, полученные при переизоляции участка МГ диаметром 1420 мм, в том числе:

• протяженность переизолированного участка 26,8 км;

• срок эксплуатации;

• удаленность от компрессорной станции (КС);

• конструкция трубы (одно- или двушовная);

• данные по числу труб (2374) с разнесением по толщине стенки по данным внутритрубной диагностики (ВТД);

• данные по числу труб с разнесением по толщине стенки по данным ведомости дефектов;

• общее число труб с КРН с разнесением по толщине стенки;

• количественная разбивка труб по глубине трещин КРН – до 5 %, до 10 %, более 10 %;

• число отбракованных (вырезанных) труб с КРН;

• общее число вырезанных труб, в том числе с КРН.

В целях представления более полных статистических данных в рамках переизоляции (период с 2010 по 2013 г.) в табл. 2 приводятся обобщенные данные по семи переизолированным участкам ООО «Газпром трансгаз Уфа» протяженностью 161,8 км, где было обследовано более 13,5 тыс. (13 552) труб диаметром 1420 мм.

В ходе анализа табл. 1 обращает на себя внимание серьезное несоответствие данных ВТД и ведомостей дефектов по толщине стенки. Особенно это заметно у труб с минимальными и максимальными толщинами стенки, например для толщины 16,5–16,8 мм. Точнее всего – данные по трубам с толщиной стенки 17,5 мм (400 против 419). В табл. 2 эти моменты несколько нивелировались, но все равно заметны, особенно если учитывать, что параметры КРН приводятся по данным инспекции.

Общее число труб с дефектами КРН составило 2035, или 85,7 % (табл. 1). КРН охвачены трубы всех толщин – от 15,7 до 18,7 мм. Одношовные трубы подвержены КРН в меньшей степени – 279 (13,3 %) против 1756 (76,7 %), но на толстостенных трубах показатели примерно одинаковы (47 против 53 %). Глубина дефектов КРН – преимущественно до 5 % (1520, или 74,7 % труб). Вырезке труб, в основном по причине КРН, была подвергнута 541 труба (92 %) из общего количества списанных труб (588). Это означает, что 979 труб с КРН отремонтированы шлифовкой.

Остановимся на некоторых обобщенных данных, приведенных в табл. 2.

Подтверждение данных ВТД. Результаты инспекции показали, что ВТД неточно определяет толщину стенки, но позволяет получить достоверные сведения о числе труб, продольных швов на трубах (совпадение 100 %). По данным ВТД достаточно полно выявляется КРН глубиной от 20 %, результаты переизоляции это подтверждают: дефекты КРН более 20 % толщины стенки не обнаружены. Эта категория дефектов устранялась до переизоляции, в рамках планово-предупредительных работ (ППР).

Зависимость дефектности по КРН от количества швов на трубе. Общее число труб с дефектами КРН составило 8018, или 59,2 %. На рис. 3 приводится количественное распределение труб с дефектами КРН на одно- и двушовных трубах.

Прослеживается тенденция к большей распространенности КРН на двушовных трубах 55/45 = 1,22, но выражена она не столь явно, как указано в [1], где соотношение составляет 0,00045/0,00025 = 1,8. Можно предположить, что статистика по КРН развивается, а представленные данные опираются на более полную информацию, учитывающую относительно продолжительный срок эксплуатации МГ диаметром 1420 мм.

Дефектность труб в зависимости от толщины стенки. На рис. 4 приводится количественное распределение труб с дефектами прКРН, выявленных на 8018 трубах, в зависимости от толщины стенки.

Из диаграммы видно, что прКРН имеет место независимо от толщины стенки, а увеличение толщины стенки как метод борьбы неприемлемо. Это опровергло предположение, выдвигавшееся в 1990-х гг. в ряде источников, в том числе в зарубежных [2–4], рекомендовавших повышение толщины стенки МГ как эффективный способ борьбы с КРН.

Соотношение дефектов КРН по глубине. Диаграмма, отражающая количественное соотношение труб по глубине трещин – до 5, до 10 и более 10 % толщины стенки – в зависимости от общего числа труб с прКРН, приводится на рис. 5.

Статистика свидетельствует о том, что для этих участков со сроком эксплуатации на рубеже 30 лет и более характерно наличие высокого процента труб с незначительными по глубине трещинами прКРН [5]: до 5 % – около 2/3 общего числа; до 10 % – около 1/3; более до 10 % – до 2 %.

Дефекты прКРН практически не развиваются в глубину, но имеют тенденцию к количественному росту (появлению новых неглубоких трещин, каждая из которых временно снижает кольцевые напряжения), способствует охвату новых труб и расширению площади уже имеющихся дефектов. Это фактор подтверждает предположение, что вероятность отказов по причине продольной разновидности КРН невелика.

Распределение КРН на «горячих» и «холодных участках». На рис. 6 приводится количественное распределение труб с дефектами прКРН на «горячих» участках (25–30 км за КС) и «холодных», расположенных за пределами «горячих» участков.

Из рис. 6 видно, что прКРН не зависит от расстояния от КС. Число труб на участках примерно одинаково. В исследованиях 1990-х гг. и начала ХХI в. КРН «отводились» исключительно «горячие» участки [2–4, 6–7].

На рис. 7 в виде диаграммы приводятся данные, характеризующие зависимость глубины дефектов прКРН на «горячих» и «холодных» участках. Из рисунка понятна тенденция к преобладанию дефектов прКРН глубиной на «горячем» участке до 5 %, а на «холодном» –до 10 %. Доля дефектов глубиной более 10 % и на «горячих», и на «холодных» участках не превышает 1–2 %.

Широкое применение в отрасли нашел рекомендованный нормативами [8] ремонт труб с дефектами КРН контролируемой шлифовкой. Это трудоемкая операция, компенсирующая недостаток труб на замену. По данным табл. 2, шлифовка позволила оставить 4767 труб, или около 60 % труб с дефектами КРН. Отбраковка (замена) труб осуществлялась в основном по причине КРН. В целом была произведена замена 3251 трубы, или 88 % от общего числа труб (3711). По остальным причинам забраковано 460 труб, т. е. в пределах 12 %.

В работе [9] представлены статистические данные по охвату КРН МГ ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» диаметром 1420 мм. Число обследованных при капитальном ремонте труб – 5560, из них с КРН – 3121, или 56,1 %, с КРН глубиной менее 0,85 мм (что примерно соответствует 5 % толщины стенки) – также более 2/3. На возникновение и развитие КРН толщина стенки не влияет, влияние количества сварных швов на трубе выражено примерно в той же пропорции, что и в ООО «Газпром трансгаз Уфа». Из сопоставления данных можно сделать вывод, что представленная в статье статистика по КРН характерна для ПАО «Газпром»
в целом.

Эти данные свидетельствуют о том, что вероятность отказов в ПАО «Газпром» по причине продольной разновидности КРН невелика [5]. К тому же дефекты прКРН глубиной более 20 % толщины стенки уверенно выявляются в процессе эксплуатации при плановом пропуске снарядов ВТД [10] и устраняются в рамках ППР.

ВЫВОДЫ

1. В рамках переизоляции семи участков МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» диаметром 1420 мм общей протяженностью 161,8 км проведена ревизия технического состояния 13 552 труб, показавшая, что на 8018 трубах
(59,2 %) имеются дефекты КРН.

2. Проведенные обследования подвергают сомнению некоторые «устоявшиеся» положения науки о КРН. Ранее считалось, что КРН в основном располагается в «горячей» зоне. Статистика свидетельствует о том, что на современном этапе эксплуатации газотранспортной системы картина распределения дефектов КРН на «горячих» и «холодных» участках примерно одинакова, с некоторым преобладанием на «горячих» участках: 66 против
52 %. Нет ярко выраженной привязки КРН к числу продольных швов (45 % – одношовные и 55 % – двушовные). Кроме того, для развития КРН не имеет существенного значения толщина стенки, а значит, и категория МГ. То же относится к соотношению глубин КРН на «горячих» и «холодных» участках.

3. Дефекты прКРН практически не развиваются в глубину (2/3 дефектов – не более 5 %, 1/3 – не более 10 %), но имеют тенденцию к количественному росту (появлению новых неглубоких трещин, каждая из которых временно снижает кольцевые напряжения), способствуют охвату новых труб и расширению площади уже имеющихся дефектов. С учетом этого фактора можно сделать вывод, что вероятность отказов трубопроводов по причине продольной разновидности КРН невелика. К тому же дефекты КРН глубиной более 20 % толщины стенки уверенно выявляются в процессе эксплуатации при плановом пропуске снарядов ВТД и устраняются в рамках ППР.

4. Результаты проведенных обследований во многом можно экстраполировать на МГ диаметром 1420 мм по ПАО «Газпром» в целом, поскольку аналогичные данные получены в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» (число обследованных труб – 5560, из них с КРН – 56,1 %; глубина дефектов до 5 % от толщины стенки трубы – более 2/3).

Таблица 1. Данные о дефектности труб с КРН участка МГ «Уренгой – Петровск» 1942–1969 км

* 2-ш – двушовные трубы.
** 1-ш – одношовные трубы.

Таблица 2. Обобщенные данные результатов переизоляции в ООО «Газпром трансгаз Уфа» МГ диаметром 1420 мм в 2010–2013 гг.

* 1-ш – одношовные трубы.
** 2-ш – двушовные трубы.
*** Cш – спиралешовные трубы.

Уренгойский нефтегазоконденсатный комплекс сегодня – это мощнейшая промышленная инфраструктура, включающая 22 установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и конденсата, 31 цех дожимных компрессорных станций, 2 центральных пункта сбора нефти, 2 компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа, более 2,5 тыс. газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
В административном отношении территория месторождений Большого Уренгоя составляет более 6500 км², по этой территории протекают три большие реки (Евояха, Нгарка-Табъяха, Хадуттэ), множество средних и малых рек, имеются сотни озер и болот. Некоторые виды растительного и животного мира занесены в Красную книгу Ямало-Ненецкого АО.

ООО «Газпром добыча Уренгой» (далее – Общество) входит в число крупнейших газодобывающих компаний газовой отрасли. Одно из приоритетных направлений в деятельности Общества – это охрана окружающей среды. Обеспечение экологической безопасности на территории УНГКМ является главным принципом принятой в 2009 г. Экологической политики Общества.

В соответствии с лицензионными соглашениями Общество ведет разработку пяти месторождений:

• Уренгойского и Северо-Уренгойского (сеноманская залежь);

• Уренгойского и Ен-Яхинского (валанжинская залежь);

• Уренгойского (ачимовские отложения).

Разработка сеноманских залежей Уренгойского и Северо-Уренгойского месторождений находится в стадии падающей добычи. В связи с этим основные перспективы развития Уренгойского НГКМ связаны с вовлечением в разработку ачимовских отложений, что позволит нарастить добычный потенциал предприятия.

При проектировании установок ачимовских отложений был учтен опыт разработки газоконденсатных валанжинских залежей Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений.

Были реализованы перспективные инженерно-технические мероприятия на ачимовских производственных площадках УКПГ-22:

• безамбарное строительство скважин;

• исследование скважин без выпуска газа в атмосферу;

• утилизация газа выветривания;

• внедрение инновационных схем для оптимизации расхода метанола;

• экологически безопасная утилизация сточных вод;

• производственно-экологический мониторинг и контроль.

Деятельность предприятия в обращении с опасными отходами осуществляется в соответствии с требованиями действующего законодательства Российской Федерации в области охраны окружающей среды. В Обществе образуются отходы пяти классов. Одним из видов отхода является буровой шлам, который относится к III–IV классам опасности.

Распространенный способ строительства скважин, при котором реализовалась технология использования шламовых амбаров, имел ряд недостатков, таких как:

• необходимость строительства шламового амбара;

• загрязнение почвы, поверхностных и подземных вод;

• затраты, связанные с утилизацией шламового амбара и рекультивацией земли.

На кустах ачимовского участка ООО «Газпром добыча Уренгой» внедрена в практику технология безамбарного бурения скважин. Важным преимуществом данной технологии является предотвращение захоронения отходов бурения.

Экологически безопасное ведение работ при строительстве скважины безамбарным методом обеспечивается следующими техническими решениями:

• очисткой отработанного бурового раствора с разделением на твердую и жидкую фазы, с возвратом жидкой фазы для повторного использования;

• организованным сбором отходов бурения и их последующей передачей в специализированную организацию на обезвреживание и переработку в строительные материалы.

Система сбора отходов бурения предусматривает (рис. 1):

• сбор отходов бурения в контейнеры;

• разделение отработанного бурового раствора и воды;

• вывоз твердой фазы отходов бурения для переработки в строительный материал;

• направление водной фазы на повторное использование.

Благодаря внедрению новой технологии исключается попадание отходов бурения на кустовую площадку и предотвращаются загрязнение почвы и воды, захоронение отходов бурения в тело насыпи кустовой площадки. Кроме того, отсутствует необходимость в регистрации шламового амбара в Государственном реестре размещения отходов, происходит минимизация затрат на рекультивацию.

Очищенный буровой шлам перерабатывается в песчано-гравийную смесь, которая применяется для рекультивационных работ, поддержания обвалования и откосов дорог, отсыпки оснований кустовой площадки, площадных объектов. Этот строительный материал нетоксичен, пожаро- и взрывобезопасен.

Для эффективной деятельности в области охраны атмосферного воздуха реализуются мероприятия и внедряются технологии, позволяющие снижать выбросы загрязняющих веществ в атмосферу.

В целях минимизации потерь природного газа на УКПГ-22 Уренгойского НГКМ совместно с проектными и научными организациями была разработана и внедрена технология по сокращению потерь газа при исследованиях скважин. В обвязке скважин предусмотрена возможность проведения газоконденсатных исследований со сбросом продукции в систему сбора пластового газа с использованием мобильного полнопоточного тест-сепаратора (рис. 2).

Режим сепарации задается давлением в шлейфе. На каждом режиме производится регистрация параметров работы скважины и сепаратора. Расход газа и жидкости регистрируется электронными расходомерами. Режим работы поддерживается с помощью регулируемого клапана и уровнемера. Данная технология проведения исследований позволяет избежать потерь продукции скважин и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Использование метода промышленных отборов без выпуска углеводородной продукции в атмосферу позволило сократить начиная с 2011 г. потери пластового газа в объеме 55,7 млн м3 и выбросы парниковых газов в атмосферу в количестве 105,7 тыс. т в СО2-экв. (рис. 3).

Еще одним важным мероприятием, обеспечивающим уменьшение негативного воздействия на окружающую среду, является утилизация газа выветривания методом эжектирования.

Газ выветривания подается в низкотемпературный сепаратор (НТС), конденсат выводится в блок выветривателя, а вода утилизируется путем подачи на очистные сооружения с дальнейшей закачкой в пласт.

На УКПГ-22 УНГКМ в производство внедряются новые способы технологии ингибирования НТС, направленные на оптимизацию расхода метанола и сокращение потерь со сточными водами и нестабильным конденсатом.

Специалистами Общества был предложен ряд решений по оптимизации принципиальной схемы работы установки НТС в целях совершенствования системы ингибирования на производственной площадке УКПГ-22 (рис. 4). Первое техническое решение заключается в перенаправлении потока жидкости из промежуточного сепаратора С-2 в газопровод пассивного потока эжектора, благодаря чему увеличивается количество метанола в разделителе Р-2 и, как следствие, повышается эффективность процесса отдувки водометанольного раствора газом в колонне-десорбере К-1.

Второе техническое решение заключается в создании условий для экстракции метанола водой из нестабильного конденсата. Для этого поток пластовой воды из разделителя Р-1 перенаправляется в дополнительный трехфазный разделитель, где контактирует с нестабильным конденсатом из разделителя Р-2, содержащим метанол. В результате экстрагирования вода насыщается метанолом из конденсата и направляется в поток подачи ВМР для отдувки в колонне-десорбере К-1, что дополнительно повышает ее эффективность и, как следствие, эффективность процесса ингибирования гидратообразования.

Внедрение указанных технических решений позволило добиться снижения содержания метанола в промышленных сточных водах, а также в нестабильном конденсате (рис. 5). Кроме того, суммарный расход метанола при подготовке пластового газа ачимовских залежей сокращается в два раза.

В экологической деятельности предприятия наряду с решением проблем сокращения загрязнения атмосферы большое внимание уделяется очистке промышленных сточных вод.

В процессе производственно-хозяйственной деятельности промысловых объектов ООО «Газпром добыча Уренгой» образуются сточные воды, утилизация которых в условиях Крайнего Севера является серьезной проблемой. Для исключения сброса промстоков в водные объекты на УНГКМ создан полигон закачки промышленных сточных вод.

На ГКП-22 внедрена в эксплуатацию схема экологически безопасной подготовки и совместной закачки производственных и хозяйственно-бытовых сточных вод в глубокозалегающий горизонт (рис. 6). Закачка стоков обеспечивает значительный экологический и экономический эффект, так как позволяет полностью исключить загрязнение стоками пресных подземных, поверхностных вод, почвенного и растительного покрова и не оказывает отрицательного влияния на окружающую среду.

В рамках проекта «Дообустройство второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского НГКМ на полное развитие» предусмотрен ввод дополнительных мощностей модуля МФ-300 (установка фильтрации), предназначенного для доочистки очищенных смешанных производственных, ливневых, хозяйственно-бытовых и пластовых сточных вод в целях предотвращения кольматации поглощающих скважин и улучшения приемистости поглощающего горизонта.

Для принятий эффективных управленческих решений в области охраны окружающей среды внедрена система экологического менеджмента согласно стандарту ГОСТ Р ИСО 14001-2007. Источником информации для эффективности работы системы управления природоохранной деятельностью являются результаты производственного-экологического мониторинга и контроля (ПЭМиК).

Основная цель системы ПЭМиК – получение, накопление, анализ и своевременное предоставление достоверной информации об экологическом состоянии природного объекта государственным органам (рис. 7).

В целях проведения оценки экологического состояния природных объектов разработаны и согласованы с государственными органами программы локального экологического мониторинга на лицензионных участках Общества (Уренгойском, Северо-Уренгойском, Песцовом, находящихся в стадии промышленной эксплуатации, и Западно-Песцовом, Южно-Песцовом, Восточно-Падинском, Сеяхинском, находящихся в стадии разведки).

В рамках проведения ПЭМиК проводится экологический мониторинг состояния атмосферного воздуха, поверхностных вод, донных отложений, снежного покрова, почвы, растительности и животного мира на территории месторождения. Мониторинг заключается в наблюдении, оценке и прогнозе состояния окружающей среды под воздействием природных и антропогенных факторов.

Весь комплекс наблюдений за изменением состояния компонентов окружающей среды проводится специалистами отдела охраны окружающей среды филиала ООО «Газпром добыча Уренгой» – Инженерно-технического центра, в состав которого входит аккредитованная лаборатория производственного экологического мониторинга и контроля.

Результаты мониторинга свидетельствуют об удовлетворительном состоянии компонентов окружающей среды.

Таким образом, при разработке ачимовских отложений успешно реализован комплекс энергосберегающих и экологических технологий, за счет которых:

• происходит снижение загрязнениями отходами бурения почвенного покрова;

• сокращаются потери газа и конденсата – выбросы парниковых газов в атмосферу;

• минимизировано попадание вредных веществ в водные объекты.

Предприятием МПП «Энерготехника» на базе фирменного конструктива «КОРВЕТ» разработана и освоена в производстве серия блочно-модульных электростанций с применением отечественных газотурбинных приводов и высокоэффективных экологичных турбин производства Kawasaki (Япония). На основе опыта производства и внедрения электростанций для самых сложных условий эксплуатации на объектах ПАО «Газпром» (в температурном диапазоне от –60 до 40 ºС) МПП «Энерготехника» предлагает технические решения, обеспечивающие максимально возможное повышение эффективности применения энергоблоков «КОРВЕТ» с выработкой не только электрической энергии, но и тепла путем применения когенерации, а также тригенерации, т. е. совместной выработки электрической энергии, тепла, а при необходимости и промышленного холода из единственного вида топлива (это может быть как природный, так и попутный нефтяной газ).

К основным преимуществам ЭГТЭС «КОРВЕТ», работающим по когенерационной или тригенерационной схеме, относятся:

• увеличение суммарного КПД электростанции до 80 % за счет более полного и эффективного использования рабочего топлива и круглогодичной загрузки генерирующих мощностей, что снижает срок окупаемости
  ЭГТЭС «КОРВЕТ» при достаточно длительном сроке эксплуатации;

• снижение вредных выбросов в атмосферу по сравнению с раздельным производством электроэнергии, тепла и промышленного холода, снижение температуры выбросов, низкий уровень шума, производимого ЭГТЭС «КОРВЕТ», – все это позволяет осуществлять строительство электростанций рядом с объектом в черте города;

• уменьшение затрат на передачу электроэнергии, так как ЭГТЭС «КОРВЕТ» с когенерационной или тригенерационной установкой размещаются в местах потребления электрической и тепловой энергии, т. е. рядом с промышленными предприятиями, аэропортами, фермерскими хозяйствами, бизнес- и торговыми центрами, учебными заведениями, больницами, государственными учреждениями, гостиницами, базами хранения продовольствия, при этом потери в сетях практически отсутствуют;

• выработка в 1,5–2,0 раза больше тепла по сравнению с газопоршневым энергоблоком одинаковой электрической мощности;

• полная автоматизация.

Теплоутилизатор позволяет путем прогонки выхлопных газов электростанции через теплообменник «газ – жидкость» передать тепловую энергию от выхлопных газов жидкостному теплоносителю (например, предварительно подготовленной воде) для использования на объекте заказчика (технологический процесс, обогрев), после чего охлажденные выхлопные газы выводятся наружу в атмосферу, при этом не меняется их количественный и химический состав.

В 2016–2017 гг. разработан и реализуется проект энергокомплекса «под ключ» в формате 2 ЭГТЭС КОРВЕТ-1,7К номинальной электрической мощностью 3,4 МВт + 1 паровой теплоутилизатор КУ-10 тепловой мощностью 7 МВт и производительностью до 10 т пара в час.

КУ-10 изготовлен на базе двухсекционного теплоутилизатора ПГ-7 со спиральными теплообменными элементами и снабжен двумя автоматизированными газовыми горелками ГБЛ-3,5Р-МГ, установленными на дополнительной горелочной камере в нижней части котла для обеспечения запуска и переходных режимов работы.

Разработан проект парового котла-утилизатора KГT-10-1,0 с дожигающей горелкой ГМ-7,0 производительностью 10 т/ч пара с давлением 1 МПа и температурой 164 ºC, что позволяет рассматривать вопрос о полном отказе от котельной на объекте.

Для реализации режима тригенерации в состав когенерационной установки «КОРВЕТ» включается абсорбционная холодильная машина (АБХМ), например отечественная АБХМ-600В-10, которая в составе тригенерационного комплекса на базе ЭГТЭС КОРВЕТ-1,7К обеспечивает выработку промышленного холода, используя тепловую энергию выхлопных газов турбины, утилизированную водяным теплоутилизатором. 

Конструктив «КОРВЕТ» – это универсальное блочно-модульное оборудование для компоновки современных энергоблоков газотурбинных электростанций с использованием широкой линейки различных газотурбинных двигателей и генераторов.

Конструктив «КОРВЕТ» обеспечивает работу в тяжелых климатических условиях, в том числе в условиях температур Крайнего Севера. Для устранения обледенения и попадания льда в турбокомпрессор ГТП выполняется подогрев циклового воздуха высокотемпературными выхлопными газами в теплообменниках специальной конструкции.

ООО «МПП «Энерготехника»

410040, РФ, г. Саратов, Деловой пр-д, д. 7

Тел.: +7 (8452) 55-56-33

Факс: +7 (8452) 63-15-15

E-mail: eng@en-tech.ru

www.en-tech.ru

Основным типом привода нагнетателя природного газа на КС ПАО «Газпром» в настоящее время является ГТД. КПД лучших образцов ГТД составляет 38–40 %, бóльшая часть ГТД эксплуатируется с КПД на уровне 30 %. Основная доля не превращенного в полезную работу тепла, выделившегося в камере сгорания двигателя, уносится с выхлопными газами ГТД с температурой 300–450 ºС. Вопрос вторичного использования тепла, уносимого выхлопными газами ГТД в условиях КС, разрабатывается достаточно давно. В настоящее время используется два основных направления:

• получение горячей воды для обогрева объектов КС с помощью утилизаторов тепла, установленных на выхлопных устройствах ГТД ГПА. Это наиболее распространенный (массовый) способ;

• получение перегретого пара для реализации в составе ГПА парогазового цикла. Полученный таким образом пар может использоваться в паровой турбине для привода электрогенератора собственных нужд КС или привода нагнетателя природного газа.

В ООО «Газпром трансгаз Москва» начиная с 1996 г. проводились опытно-конструкторские работы, результатом которых стали разработка проекта и последующая его реализация на КС «Чаплыгин» блочного утилизационного теплоэнергетического комплекса (БУТЭК) электрической мощностью 0,5 МВт – БУТЭК «Чаплыгин-0,5».

В качестве базового ГПА, который дорабатывался под использование парогазового цикла, был выбран ГПА-Ц-6,3 с двигателем НК-12СТ номинальной мощностью 6,3 МВт и КПД 24,5 %. Указанный тип ГПА и привода хорошо освоены промышленностью и широко распространены на КС ПАО «Газпром».

Конструктивно БУТЭК состоит из (рис. 1):

• КУ производства ООО «Белэнергомаш», установленного на выхлопной шахте ГПА, подогреваемого выхлопными газами ГТД и вырабатывающего перегретый пар;

• парового турбогенератора переменного трехфазного тока номинальной электрической мощностью 0,5 МВт и напряжением сети 0,4 кВ производства ООО «Калужский турбинный завод». В качестве рабочего тела – перегретый пар, выработанный КУ;

• воздушно-конденсаторной установки пара производства ООО «Турбокон»;

• комплекса вспомогательного тепломеханического оборудования, обеспечивающего работу комплекса.

В основу проектирования комплекса БУТЭК были положены следующие принципы:

• простота;

• блочная поставка;

• электрическая мощность, достаточная для работы КС без внешней энергосистемы.

Выбранная изначально концепция использования в составе комплекса серийно выпускаемого надежного оборудования со средними параметрами работы позволила успешно построить комплекс и запустить в работу в ноябре 2001 г.

За время опытной эксплуатации с ноября 2001 г. по 1 января 2016 г. комплекс наработал 36 964 ч и выработал 95 556,4 тыс. КВт•ч электроэнергии, потребленной на КС «Чаплыгин». За указанный период комплекс показал в целом высокую надежность и эффективность работы.

За 15 лет эксплуатации КУ комплекса БУТЭК накоплен положительный опыт эксплуатации комплекса в целом, однако были выявлены следующие конструктивные недостатки в работе элементов котла:

• заложенное проектом высокое гидродинамическое сопротивление котла потоку выхлопных газов ГТД величиной 1450 Па. В результате резко снизились эффективность охлаждения отсека двигателя ГПА и КПД ГТД;

• частые повреждения сепараторов, установленных в барабане котла, вследствие высокой скорости движения пароводяной смеси в испарительных трубках;

• высокое гидравлическое сопротивление внутреннего контура циркуляции котла, которое приводит к повышенной нагрузке на циркуляционные насосы;

• расположение трубок котла между двух коллекторов исключает их самокомпенсацию при запуске в работу, нагрев трубок и их линейное расширение происходят быстрее, чем расположенных по их концам массивных коллекторов, из-за чего наблюдаются повышенные механические напряжения в трубках, приводящие к разрушению;

• конструкция котла в целом и пароперегревателя в частности не рассчитана на высокую скорость прогрева элементов котла, характерную для запуска авиационного ГТД, что приводило к неоднократным разрушениям пароперегревателя и требовало принятия дополнительных мер (заполнение пароперегревателя водой перед запуском, что осложняет пуск комплекса при отрицательных температурах);

• конструкция котла, рассчитанная на применение только одного типа двигателя, исключала использование других типов двигателей из линейки ГТД для ГПА-Ц-6,3, применяемых в ПАО «Газпром»;

• необходимость полной разборки котла для дефектации элементов, замены дефектных трубок и восстановления работоспособности, что требует огромных трудозатрат и увеличивает время нахождения ГПА в вынужденном простое;

• неудачная эргономика котла.

При планировании капитального ремонта КУ было принято решении о выполнении капитального ремонта с применением комплекта материальной части, изготовленной в заводских условиях, в соответствии с разработанными техническими требованиями.

Совместно с ОАО «Белэнергомаш БЗЭМ» (г. Белгород) был разработан проект, технические решения которого в полной мере удовлетворяли вышеуказанным требованиям. В 2015 г. на заводе был изготовлен комплект материальной части для ремонта КУ.
С декабря 2015 г. по июль 2016 г. на КС «Чаплыгин» были произведены работы по демонтажу элементов старого КУ, сборка элементов комплектной материальной части и монтаж КУ после ремонта (рис. 2).

В августе 2016 г. БУТЭК-0,5 был пущен в работу.
В таблице представлены результаты испытаний котла, проведенных после ремонта, в сравнении с данными до ремонта. Сравнительный анализ результатов, представленных в таблице, позволяет сделать следующий вывод: реализация технических решений позволила повысить КПД котла и существенно снизить противодавление выхлопным газам ГТД. При этом подтверждена работоспособность комплекса, способность выдавать требуемую электрическую мощность.

Для устранения принципиальных недостатков предыдущей конструкции котла были реализованы следующие технические решения:

• расположение коллекторов с одной стороны котла позволило компенсировать тепловые расширения паровых трубок котла и тем самым снизить механические напряжения, возникающие при работе котла;

• увеличение диаметров паровых трубок в котле позволило снизить гидравлическое сопротивление выхлопным газам котла и устранить негативные явления, снизив скорости движения пароводяной смеси;

• размещение первой секции испарителя перед пароперегревателем позволило перераспределить интенсивность теплоотвода между испарителем и пароперегревателем, тем самым устранив возможность нерасчетного термического воздействия на трубки пароперегревателя в момент пуска ГТД;

• применение байпасного газохода с максимально возможным проходным сечением с учетом массогабаритных ограничений существующего портала с установленным блоком регулируемых заслонок позволило устранить негативные явления, вызванные высокой скоростью нарастания температуры выхлопных газов при пуске авиационного конвертированного ГТД, осуществлять пробные пуски ГПА без запуска всего комплекса, а также реализовать возможность применения в составе комплекса не только ГТД НК-12СТ, но и более современных ГТД НК-14СТ и Д-336;

• реализованная концепция изготовления котла из блоков, разделенных на модули, позволяет осуществлять ремонт котла отдельно демонтируемыми модулями, с возможностью предварительного заказа модулей, что повышает ремонтопригодность, снижает трудозатраты и сокращает финансовые вложения.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что внедренные оригинальные технические решения при капитальном ремонте комплекса БУТЭК на КС «Чаплыгин» ООО «Газпром трансгаз Москва»:

• обеспечили работоспособность комплекса при параметрах пара, изначально заложенных в проект;

• снизили гидравлическое сопротивление котла до уровня сопротивления штатных утилизаторов горячей воды, тем самым повысив КПД ГТД;

• повысили ремонтопригодность котла;

• повысили надежность работы комплекса;

• обеспечили возможность применения всей линейки авиационных ГТД, широко применяемых в составе ГПА-Ц-6,3 НК-12СТ, НК-14СТ, Д-336;

• обеспечили создание универсальной действующей модели перспективного комплекса утилизации тепла для унифицированных ГПА, в которых возможно применение приводных авиационных двигателей с различными параметрами.

Итогом этой работы является создание работоспособной конструкции, имеющей высокую надежность, а также перспективной унифицированной модели КУ для утилизационных энергетических комплексов. В целом полученный результат является аргументом для широкого применения парогазового цикла на линейных КС. 

Параметры КУ комплекса БУТЭК до и после капитального ремонта КУ