Газовая промышленность № 10 2018

Как отечественный производитель телекоммуникационного оборудования ГК «НАТЕКС» была приглашена ПАО «Газпром» к участию в VIII Петербургском международном газовом форуме. На выставке «Импортозамещение в газовой отрасли» компания продемонстрировала разработки в области телекоммуникаций, вызвавшие большой интерес посетителей экспозиции.

Продукция компании входит в Единый реестр материально-технических ресурсов, допущенных к применению на объектах Общества и соответствующих требованиям ПАО «Газпром», а также получила статус «Телекоммуникационное оборудование российского происхождения» (ТОРП).

В настоящее время «НАТЕКС» разрабатывает и производит десятки типов сложнейшего телекоммуникационного оборудования связи. В экспозиции компании, размещенной на стенде ПАО «Газпром», были выставлены следующие образцы:

– цифровая система передачи MEGATRANS, которая используется для создания первичных цифровых трактов (включена в Реестр ПАО «Газпром» и имеет статус ТОРП);

– промышленные коммутаторы 2-го и 3-го уровней семейства NetXpert NXI, предназначенные для построения мультисервисных сетевых узлов промышленного исполнения (включены в Реестр ПАО «Газпром»);

– оборудование коммутаторов семейства NetXpert NX для мультисервисных сетей (включено в Реестр ПАО «Газпром»);

– гибкий мультиплексор Nateks MMX, предназначенный для использования на первичных сетях в качестве базового оборудования для построения узлов кросс-коннекта с предоставлением интегрированных услуг «голос + данные» (включен в Реестр ПАО «Газпром» и имеет статус ТОРП);

– платформа FG-FOM-MS для построения зоновых и магист-ральных сетей связи, поддерживающая технологию Ethernet over SDH и оптимизированная для работы с FE- и GE-интерфейсами. Обеспечивает высокое качество передачи данных, устойчивость и масштабируемость решения. Платформа проходит испытания в ПАО «Газпром».

Помимо отдельных видов оборудования, «НАТЕКС» предлагает комплексные решения, в том числе гибкую Систему управления и мониторинга FlexGain View, которая позволяет производить мониторинг не только оборудования компании, но и сторонних производителей.

Предприятие постоянно работает над усовершенствованием продукции, получая обратную связь от партнеров. В рамках Программы импортозамещения в тесном сотрудничестве с Департаментом 335 «НАТЕКС» значительно повысил долю оборудования отечественной разработки и производства на сетях ПАО «Газпром».

Газовый форум стал одним из самых резонансных событий года, впечатливших, в частности, серьезным подходом к вопросу импортозамещения, продемонстрировал курс ПАО «Газпром» на поддержку науки, сделав акцент на важности направления импортозамещения.

ГК «НАТЕКС»

115516, РФ, г. Москва,

ул. Веселая, д. 10, корп. 1

Тел.: +7 (499) 704-32-32

E-mail: info@nateks.ru

www.nateks.ru

Автоматизация современных энергетических предприятий – залог их стабильной и безопасной работы. Крупнейшая энергетическая компания мира, обладающая самыми большими сырьевыми запасами и наиболее протяженной газотранспортной системой, – ПАО «Газпром» уделяет автоматизации особое внимание во всех сферах своей деятельности, будь то добыча, транспортировка, хранение и переработка природного газа, газовая электрогенерация или другие направления.

В основе автоматизированных систем автоматического управления (АСУ ТП), обеспечивающих надежное функционирование важнейших производственных объектов ПАО «Газпром», – самое современное компьютерное «железо». Когда семь лет назад запускали АСУ ТП мощнейшей в мире компрессорной станции (КС) «Портовая» газопровода «Северный поток», журналистам удалось заглянуть за стальную дверцу одного из шкафов, где размещалось технологическое оборудование системы. Там они увидели многочисленные стеллажи с плоскими черными «деками» HP – компании, с 1934 г. производящей наиболее надежные и безопасные компьютеры. Их эффективность получила заслуженное признание не только на производственных объектах, но и в офисах ПАО «Газпром», ПАО «Транснефть» и других компаний, работающих над организацией единого корпоративного информационного пространства.

Принтеры и расходные материалы от HP пользуются заслуженным спросом по всему миру. За время, прошедшее с момента «знакомства» с техникой на КС «Портовая», знаменитая марка локализовала свое производство в России.

Сегодня продукцию HP российским нефтегазовым компаниям, госкорпорациям, федеральным и муниципальным службам поставляет ООО «Прайм». Структура компании выстроена с учетом минимизации бюрократических издержек, поэтому в ценовом отношении «Прайм» работает быстро и гибко. Как сертифицированный официальный «золотой партнер» компании HP, «Прайм» обязан снабжать своих клиентов оригинальными расходными материалами, такими как картриджи для принтеров и т. д. В условиях изменения курса рубля по отношению к внешним валютам все более выгодным для заказчиков становится приобретение сов-местимых аналогов расходных материалов, но «Прайм» в этих условиях продолжает сохранять комфортные цены на оригинальную продукцию HP.

Высокая квалификация специалистов компании позволяет им справляться с поставками любого объема и консультировать заказчиков по вопросам приобретения расходных материалов под индивидуальные потребности. Это не только укрепляет репутацию ООО «Прайм» на нефтегазовом рынке, но и обеспечивает клиентов максимально выгодными предложениями – с комфортной стоимостью, оперативной поставкой, надежной работой и компетентным обслуживанием.

ООО «Прайм»

107150, РФ, г. Москва, 

ул. Бойцовая, д. 17, корп. 3, офис 25

Тел.: +7 (495) 909-85-09

E-mail: welcome@1-prime.ru,

tender@1-prime.ru

www.1-prime.ru

Одно из успешных предприятий – призводителей российского телекоммуникационного оборудования – ООО «Т8». Коллектив компании обладает уникальным опытом построения протяженных сетей связи для ведомственных и коммерческих организаций: ПАО «ФСК ЕЭС», «Каспийский трубопроводный консорциум», ПАО «Сбербанк», ПАО «Газпром», ГК Innoventica и др. Более 45 тыс. км сетей построено для крупнейшего российского оператора связи компании ПАО «Ростелеком».

ПРЕИМУЩЕСТВА DWDM-СИСТЕМ

Компания «Т8» уже более 15 лет известна на рынке связи как разработчик и производитель магистральных высокоскоростных систем спектрального уплотнения (DWDM). Мультисервисная DWDM-платформа «Волга» (см. рис.), фирменный продукт «Т8» – единственная DWDM-система российского производства, имеющая в своей линейке оборудование с интерфейсами от E1 до высокоскоростных 100 и 400 Гбит/с.

В последние годы на оптических сетях ведомственных и энергетических организаций все чаще находит применение технология спектрального уплотнения, и интерес к ней со стороны отраслевых организаций с каждым днем растет. Сети DWDM обладают высокой надежностью, широкой функциональностью и масштабируемостью, позволяют организовать линию связи с пропускной способностью до 16 Тбит/с, используя всего одну пару волокон. Следует также упомянуть о качествах, о которых редко вспоминают: при наличии свободных волокон система инсталлируется в короткие сроки, а в случае отсутствия они легко высвобождаются за счет переноса трафика существующих SDH- или MPLS-систем на спектральные каналы DWDM. В результате можно получить еще несколько десятков свободных каналов для дальнейшего развития системы связи.

Применение DWDM, в отличие от SDH- и MPLS-технологий с пакетной коммутацией, позволяет физически разделить потоки данных различных систем, разместив их в разных спектральных каналах. Независимость потоков приводит к повышению надежности в целом. Гибкость архитектуры DWDM-платформы «Волга» обес-печивает многообразные варианты резервирования: кольцевое, по отдельным волокнам, по разнесенным трассам, по портам и блокам, что позволяет строить сети любой топологии и сложности.

Еще одним плюсом технологии DWDM выступает возможность плавного перехода от существующей устаревшей инфраструктуры к более современной. Функционирование устаревших, но действующих SDH- и Ethernet-сетей может осуществляться параллельно на отдельных длинах волн DWDM-системы без нарушения технологии существующих линий связи. Параллельно на других спектральных каналах может создаваться новая современная система связи, на которую по мере ее готовности будет переводиться трафик. Таким образом, на одном и том же оптоволоконном ресурсе одновременно могут существовать старая и новая технологии, что обеспечивает возможность «бесстрессовой» модернизации инфораструктуры. В свою очередь, масштабируемость DWDM-оборудования позволяет постепенно наращивать информационные каналы путем добавления дополнительных блоков.

В России расстояния между объектами могут исчисляться сотнями километров. Именно такие «простые» проекты «точка – точка» с типовыми расстояниями 200–450 км оказываются сложной задачей для оборудования зарубежных вендоров. Платформа «Волга» позволяет организовать системы связи протяженностью до 500 км без промежуточного подвода электроэнергии (точка – точка) и протяженностью до 4500 км без регенерации.

ВОЗМОЖНОСТИ ОБНОВЛЕНИЯ

Важными критериями для ведомственных организаций оказываются срок действия телекоммуникационного оборудования и продолжительность технической поддержки. Зарубежные вендоры раз в 5-10 лет полностью меняют линейки продукции и ставят покупателя перед фактом, что предыдущая версия снята с производства. Подобная практика известна как часть маркетинговой политики. Но согласование проектов в госкорпорациях и ведомственных организациях может затянуться, и от момента запуска порой проходит несколько лет – к началу реализации оборудование в Россию может уже не поставляться. Зарубежный мар­кетинговый подход российские компании не применяют: платформа «Волга» изначально спроектирована с возможностя­ми расширения и постепенно­го обновления блоков на более скоростные. При этом в год «Т8» разрабатывает десятки новых блоков: заказчик может быть уверен, что и через 15 лет купит современный блок для обновления своих систем.

Понять, можно ли считать оборудование российским или это очередная наклейка лейблов, помогает единственный официальный государственный критерий – наличие статуса «Телекоммуникационное оборудование российского происхождения». Платформа «Волга» имеет данный статус, подтвержденный Минпромторгом РФ, а также прошла государственную экспертизу и внесена в Реестр инновационной продукции, рекомендованной к закупкам в рамках Федерального закона «О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц» от 18.07.2011 № 223-ФЗ.

Оборудование DWDM-платформы «Волга» может и должно стать основой при построении систем связи на объектах критической инфраструктуры, для построения магистральных сетей передачи данных в рамках Программы национальной безопасности, а также при реализации программы «Цифровизация экономики России».

ООО «Т8»

107076, РФ, г. Москва,

ул. Краснобогатырская, д. 44, стр. 1

Тел.: +7 (499) 271–61–61,

+7 (495) 380–01–79

E-mail: info@t8.ru

www.t8.ru

Объектом хранения газа на Невском подземном хранилище газа (ПХГ) выступает I гдовский пласт, расположенный у подошвы гдовского горизонта. При принятии решения о бурении скважины использована имеющаяся информация о существующих на объекте эксплуатационных скважинах. Перед тем как проанализировать расположение скважин в связке с продуктивными характеристиками, будут определены показатели их экономической эффективности для использования в последующем анализе.

Экономическая эффективность скважины будет определяться ее потенциальным дебитом через прибыль от продажи газа за вычетом затрат на бурение, эксплуатационных затрат, амортизационных отчислений и налогов.

Рассмотрим в качестве примера один из сезонов отбора Нев-ского ПХГ, в котором работали 59 эксплуатационных скважин. По величине суточной производительности эксплуатационные скважины были поделены на три типа: Q1 – скважины с дебитом больше проектного дебита (28 шт., средняя производительность – 300 тыс. м³/сут); Q2 – скважины с дебитом больше половины проектного дебита (23 шт., 159 тыс. м³/сут); Q3 – скважины с производительностью меньше половины проектной производительности (8 шт., 9 тыс. м³/сут).

При известных затратах на строительство скважины, прибыли от продажи газа, ставке дисконтирования, величине амортизаци-онных отчислений и эксплуатационных затрат, налога на имущество можно рассчитать чистый дисконтированный доход (ЧДД) для каждого типа скважины. Были использованы следующие данные: стоимость бурения скважины – 80 млн руб.; цена газа – 4100 руб/тыс. м³; амортизационные отчисления – 5 млн руб. ежегодно; эксплуатационные расходы – 3 млн руб. ежегодно; налог на имущество – 2,2 % от среднегодовой стоимости скважины; ставка дисконтирования – 12 %; продолжительность отбора газа – 150 сут.

Для скважин Невского ПХГ с производительностью Q1, Q2 и Q3 задали пятилетний расчетный период и получили значения ЧДД, млн руб.: 550,9 для Q1; 238,3 для Q2; –94,2 (убыток) для Q3.

Полученные результаты показывают, что наиболее экономически эффективными являются скважины типа Q1, скважины типа Q2 также окупаются с хорошим доходом, а скважины типа Q3 приносят существенные убытки.

Поскольку в работе проводился анализ нескольких вариантов, интерес представлял вопрос, как изменятся результаты для ЧДД в случае дорогой скважины со стоимостью бурения 160 млн руб. При этом амортизационные отчисления вырастут до 10 млн руб. ежегодно, а эксплуатационные расходы – до 6 млн руб. ежегодно. При остальных неизменных параметрах получаем в случае дорогих скважин с производительностью Q1, Q2 и Q3 для пятилетнего расчетного периода расчетные значения ЧДД, млн руб.: 436,6 для Q1; 123,9 для Q2; –208,7 (убыток) для Q3.

Видно, что относительно более дешевых скважин стоимостью 80 млн руб. с ростом затрат на бурение в 2 раза экономическая эффективность скважины типа Q1 уменьшилась примерно на 20 %, скважин Q2 – уменьшилась практически в 2 раза, а убыток для скважин Q3 вырос более чем в 2 раза.

Рассмотрим, как изменится экономическая эффективность эксплуатации скважин, распределенных по дебиту по типам Q1, Q2 и Q3, в случае существенного снижения цены на газ с 4100 руб/тыс. м³ до 2000 руб/тыс. м³. Ограничимся случаем дорогой скважины со стоимостью бурения 160 млн руб. При неизменных остальных экономических параметрах получаем в случае дорогих скважин и дешевого газа при пятилетнем периоде эксплуатации расчетные значения ЧДД, млн. руб.: 95,8 для Q1; –56,6 (убыток) для Q2; –218,8 (убыток) для Q3.

Таким образом, для дорогих скважин и дешевого газа толь-ко скважины с производительностью Q1 будут экономически эффективными. В отличие от предыдущих случаев скважина с производительностью Q2 принесет убыток в размере 56,6 млн руб. Убыток для скважины с самой низкой производительностью Q3 увеличится на 5 % по сравнению со случаем дорогой скважины с реальной стоимостью газа.

ВЫБОР СТРАТЕГИИ ПРИНЯТИЯ РЕШЕНИЯ

Основываясь на подготовленных базовых параметрах экономической эффективности эксплуатационных скважин, перейдем к дальнейшей цели – определению вероятностей Р(Q1), Р(Q2) и Р(Q3) того, что пробуренная скважина будет иметь дебит выше проектного, выше половины проектного и ниже половины проектного дебита и относится к типу Q1, Q2 и Q3 соответственно. Ожидаемая выгода (или убыток) от бурения скважины В вычисляется по формуле:

В = RQ1.Р(Q1) + RQ2.Р(Q2) + RQ1.Р(Q1), (1)

где RQ1, RQ2, RQ3 – ЧДД скважины с производительностью Q1, Q2, Q3 соответственно.

При выборе стратегии принятия решения о бурении скважины данное решение должно обеспечивать максимальную вероятность получения высокой производительности скважины в условиях неопределенности состояния недр. Таким образом, главная проблема при принятии решения о бурении скважины – недостаточная геологическая изученность объекта хранения или добычи, недостаток знаний о состоянии и характеристиках пласта-коллектора.

Как известно из теории игр, при неизвестном состоянии среды целесообразно провести эксперимент, уточняющий состояние среды и повышающий шансы на принятие правильного (самого выгодного) решения [1, 2]. В качестве подобного эксперимента в данной работе рассматриваются, во-первых, использование структурной модели I гдовского пласта Невского ПХГ (традиционный подход) и, во-вторых, использование 3D-палеогеомеханической модели (3D ПГМ, новая альтернатива).

Разработанная 3D ПГМ [3–5] отвечает на вопрос, в каких мес-тах порода объекта хранения газа обладает наилучшими коллекторскими свойствами. Далее предлагается новый, ранее нигде не применявшийся метод анализа. С точки зрения улучшенных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) наиболее благоприятно расположение скважин в зонах разрушения породы растягивающими напряжениями и зонах разрушения сдвигом. Местоположение этих зон определяется разными критериями (критерий разрушения породы растяжением и критерий Кулона – Мора), поэтому зоны не пересекаются. В дальнейшем по результатам эксплуатации скважин оценивается, какая зона лучше отражает свойства пласта.

Для демонстрации преимуществ нового метода проведено сравнение с традиционным структурным подходом. В традиционном подходе место для бурения скважины выбирается на основании структурной модели (карты) объекта хранения газа. Купольные области – ловушки на структурной карте могут пересекаться с областями улучшенных ФЕС, найденными с помощью 3D ПГМ, поэтому рассмотрим оба подхода к принятию решения о бурении скважины по очереди.

В традиционной схеме принятия решения о бурении скважины используются следующие стратегии: SO1 – бурить в купольной части структурной ловушки I гдовского пласта Невского ПХГ; SO2 – бурить вне купола ловушки.

В качестве критериев выбора наилучшей стратегии выступают производительности скважин Q1, Q2 и Q3. Проводимое исследование нацелено на получение максимального дебита скважин, бурящихся на ПХГ. Таким образом, области бурения, определяемые каждой из стратегий, должны включать как можно большее количество скважин с производительностью типа Q1; для случая реальной цены газа большее, а для дешевого газа меньшее количество скважин Q2; и наименьшее число скважин с производительностью типа Q3, которые во всех рассмотренных случаях приносят убытки.

Структурная модель I гдовского пласта приведена на рис. 1. В работе в целях оптимизации расчетной сетки использовалась условная система координат, повернутая на 45° против часовой стрелки в горизонтальной плоскости относительно традиционной системы координат. Невское ПХГ вытянуто вдоль оси x в выбранной системе координат, а ось y соответствует направлению на северо-запад. На рис. 1 показаны скважины, участ-вовавшие в одном из сезонов отбора. Плоскость, отделяющая купольную часть структурной ловушки от остальной ловушки, проведена по уровню половины амплитуды ловушки. Купольная часть выделена малиновым цветом (см. рис. 1).

Для дальнейшего анализа стратегий принятия решения увеличим масштаб рис. 1 таким образом, чтобы охватить все задействованные в отборе газа эксплуатационные скважины и провести их корректный подсчет. Результат представлен на рис. 2, где на структурной карте I гдовского пласта Невского ПХГ показано расположение эксплуатационных скважин в соответствии с их производительностью.

Подсчет скважин, попавших в зоны предполагаемого бурения, при разных стратегиях принятия решения SO1 и SO2 дал следующие результаты (табл. 1):

– в купольную часть структурной ловушки I гдовского пласта Невского ПХГ попало 14 скважин типа Q1; 20 – Q2; 5 – Q3;

– вне купола ловушки осталось 14 скважин типа Q1; по 3 – Q2 и Q3.

Полученные данные стали результатом эксперимента по уточнению состояния среды при принятии решения о бурении скважины в традиционном подходе.

В табл. 1 показано, сколько раз в купольной части ловушки и вне ее встречались скважины типа Q1, Q2 и Q3, т. е. представлена сов-местная статистика структурного фактора и типа скважин для данного ПХГ.

Разделив значения табл. 1 на число скважин (59), получим вероятности появления разных типов скважин в каждой из стратегий (табл. 2). Строка «Сумма» в табл. 2 показывает безусловные, доопытные (до использования структурной модели) вероятности состояний Q1, Q2 и Q3. В столбце «Сумма» табл. 2 представлены вероятности нахождения скважин либо в купольной части ловушки, либо в области ловушки вне купольной части независимо от дебита: Р(SO1) = 0,66; Р(SO2) = 0,34.

С учетом проведения эксперимента – анализа структуры – вероятности появления скважин того или иного типа после бурения становятся условными вероятностями и определяются по теореме Байеса [1, 2]:

, (2)

где Р(Q1/SO1), Р(Q2/SO1), Р(Q3/SO1) – вероятность получить при бурении в купольной части структурной ловушки Невского ПХГ скважину с дебитом Q1, Q2, Q3 соответственно; Р(Q1/SO2), Р(Q2/SO2), Р(Q3/SO2) – вероятность получить при бурении вне купольной части ловушки скважину с дебитом Q1, Q2, Q3 соответственно.

Используя формулу (1) для ожидаемой выгоды В от бурения скважины, получаем для стратегий бурения в купольной части ловушки и вне купольной части соответственно: Вк = 308,5 млн руб.; Ввк = 470,5 млн руб.

Таким образом, традиционный структурный подход к принятию решения о бурении скважины приводит к неожиданному и сомнительному, с точки зрения практики разработки, результату, что бурить выгоднее в области вне купольной части структурной ловушки. Причина заключается в том, что, по-видимому, фактор улучшенных ФЕС породы может превалировать над структурным фактором, который не вполне отражает продуктивные свойства пласта-коллектора.

МЕТОД 3D ПГМ

Далее рассмотрим подход к принятию решения о бурении скважины с помощью 3D ПГМ [3–5]. Сущность нового подхода заключается, во-первых, в использовании палеоструктурных построений для определения смещений точек пласта – целевого объекта на протяжении гео-логического времени вплоть до современного этапа. Во-вторых, в дальнейшем по найденным смещениям методами физики прочности находятся деформации и напряжения в горной породе, а также области трещиноватости и улучшенных ФЕС. Учет действия тектонических сил, по величине сравнимых или даже превышающих силы, связанные с весом вышележащих горных пород, выступает главным преимуществом 3D ПГМ по сравнению с традиционными моделями.

В настоящей работе будем использовать полученные с помощью 3D ПГМ результаты о расположении областей разрушения и трещиноватости породы I гдовского пласта Невского ПХГ на современном этапе [3–5]. На рис. 3 приведена соответствующая схема областей I гдовского пласта Невского ПХГ.

В новом подходе к принятию решения о бурении скважины с помощью 3D ПГМ использованы следующие стратегии: SN1 – бурить в области разрушения породы растягивающими напряжениями; SN2 – бурить в области разрушения породы сдвигом; SN3 – бурить в области упругой деформации породы.

Подсчитывая эксплуатационные скважины, попавшие в зоны предполагаемого бурения, при разных стратегиях принятия решения SN1, SN2 и SN3 получаем (табл. 3):

– в области разрушения породы растягивающими напряжениями I гдовского пласта Невского ПХГ попало 15 скважин типа Q1; 11 – Q2; 3 – Q3;

– в областях разрушения породы сдвигом расположено 11 скважин типа Q1; 9 – Q2; 4 – Q3;

– в области упругой деформации породы находятся 2 скважины типа Q1; 3 – Q2; 1 – Q3.

Таким образом, получены результаты эксперимента по уточнению состояния среды при принятии решения о бурении скважины в новом подходе с использованием 3D ПГМ.

В табл. 3 показана совместная статистика (многокритериальная оценка [1]) фактора ФЕС породы пласта-коллектора и типа скважин для Невского ПХГ.

Чтобы получить вероятности появления разных типов скважин в каждой из стратегий, представленные в табл. 4, делим значения табл. 3 на число скважин (59). Столбец «Сумма» табл. 4 показывает вероятности нахождения скважин независимо от их дебита в зоне разрушения породы растяжением, в зоне разрушения сдвигом или в зоне упругой деформации породы пласта-коллектора: Р(SN1) = 0,491; Р(SN2) = 0,407; Р(SN3) = 0,102.

После проведения эксперимента по уточнению состояния среды, в данном случае 3D ПГМ, вероятности появления скважин того или иного типа после бурения с учетом многокритериальных оценок Q1, Q2, Q3 определяются по теореме Байеса [1]:

, (3)

где Р(Q1/SN1), Р(Q2/SN1), Р(Q3/SN1) – вероятность получить при бурении в области разрушения породы растягивающими напряжениями скважину с дебитом Q1, Q2, Q3 соответственно; Р(Q1/SN2), Р(Q2/SN2), Р(Q3/SN2) – вероятность получить при бурении в области разрушения породы сдвигом скважину с дебитом Q1, Q2, Q3 соответственно; Р(Q1/SN3), Р(Q2/SN3), Р(Q3/SN3) – вероятность получить при бурении в области упругой деформации породы пласта-коллектора скважину с дебитом Q1, Q2, Q3 соответственно.

Используя формулу (1) для ожидаемой выгоды В от бурения скважины, получаем для стратегий бурения в области разрушения растяжением, в области разрушения сдвигом и в области упругой деформации соответственно: Вр == 365,3 млн руб.; Вс = 325,6 млн руб.; Ву = 286,9 млн руб.

Самой выгодной оказывается первая стратегия, поэтому получаем решение задачи о бурении скважины: во-первых, скважину бурить и, во-вторых, бурить в области разрушения породы растягивающими напряжениями.

Аналогичные расчеты для дорогой скважины со стоимостью бурения 160 млн руб. позволяют получить ожидаемую выгоду при разных стратегиях: Вр = 251 млн руб.; Вс = 211,3 млн руб.; Ву = 172,5 млн руб.

Величина выгоды по сравнению со случаем скважины стоимостью 80 млн руб. уменьшилась в 1,46, 1,54 и 1,66 раз соответственно. Стратегия бурения скважины в области разрушения породы растягивающими напряжениями остается самой выгодной, и сохраняется решение о бурении скважины в этой области.

Для случая дорогой скважины и дешевого газа ценой 2000 руб/тыс м³ при разных стратегиях принятия решения получаем ожидаемую выгоду: Вр = 5,3 млн руб.; Вс = –14 млн руб. (убыток); Ву = –33 млн руб. (убыток).

Таким образом, в этом случае стратегия бурения скважины в области разрушения породы растягивающими напряжениями не только самая выгодная, но и единственная, которая позволяет рассчитывать на прибыль, а не на убытки, как в других стратегиях. Этот результат подтверждает возрастание роли исследовательской работы, 3D ПГМ, при возможном ухудшении экономической ситуации – росте стоимости бурения с одновременным снижением цены на газ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Во всех рассмотренных случаях при определении ожидаемой выгоды следует вычесть расходы на проведение эксперимента по уточнению состояния сре-ды – 3D ПГМ. Стоимость выполнения 3D ПГМ как научно-исследовательской работы не превышает, по экспертной оценке, нескольких миллионов рублей даже для сложных объектов. Таким образом, затраты на 3D ПГМ весьма малы по сравнению с ожидаемой выгодой от использования этого подхода при принятии решения о бурении скважины, составляющей сотни миллионов рублей.

Полученные результаты доказывают высокую экономическую эффективность 3D ПГМ, заключающуюся в существенном превышении выгоды над затратами при решении проблем бурения скважин. Развитая методика на основе 3D ПГМ перспективна для других ПХГ и месторождений и не ограничивается принятием решения о бурении скважины на Невском ПХГ, выбранном в качестве примера в данной работе.

Таблица 1. Число скважин каждого типа при разных стратегиях в традиционном подходеTable 1. Number of wells of each type in different strategies in the traditional approach

Таблица 2. Матрица вероятностей появления скважин в традиционном подходеTable 2. Matrix of the probabilities of the appearance of wells in the traditional approach

Таблица 3. Число скважин каждого типа в разных стратегиях при 3D-палеогеомеханическом моделированииTable 3. Number of wells of each type in different strategies for 3D paleogeomechanical modeling

Таблица 4. Матрица вероятностей появления скважин при 3D-палеогеомеханическом моделированииTable 4. Matrix of probabilities of occurrence of wells in 3D paleogeomechanical modeling

Осуществляя политику «диверсификации» источников энергоснабжения, руководство Объединенной Европы активно поддерживает внедрение возобновляемых источников энергии, включая производство так называемого зеленого газа, к которому относятся биогаз, синтетический метан, водород. Зачастую внедрение использования указанных газов осуществляется в ущерб применению природно-го газа.

Активное использование в Европе «зеленых» электроэнергии и газа вынуждают энергетические европейские ведомства планировать и осуществлять значительные технологические и инфраструктурные изменения в системах транспорта, хранения и распределения газа. Одна из ключевых особенностей производства «зеленого» газа состоит в большом количестве разрозненных, мелких, независимых друг от друга производителей.

Специфика «зеленых» технологий, связанных непосредственно с газами, требует: длительного хранения с ограниченной экономической рентабельностью кислых газов в подземных хранилищах; перераспределения мощностей газотранспортной системы (ГТС) с учетом поставки в нее разрозненными производителями искусственно выработанного газа; контроля качества «зеленого» газа (приближенного по своему составу к природному) на входе в ГТС.

Сбор и хранение углекислого газа – обособленный технологический процесс, не вовлекающий на сегодня никаких мощностей существующей ГТС.

Выработка электроэнергии, ее транспорт и хранение не входят в компетенции газовой отрасли, если при этом в технологических процессах не используются углеводороды и их производные.

влияние «зеленого» водорода на ГТС

В настоящее время единая энергетическая система Европы столкнулась со значительными проблемами по утилизации электроэнергии, получаемой от возобновляемых источников (ветряков и солнечных батарей). Высокая неоднородность и непредсказуемость потока электроэнергии обусловливают невозможность прямой подачи «зеленого» электричества непосредственно в энергетические сети. Европейским энергетическим менеджерам приходится искать пути его трансформации в более устойчивую форму, для чего была предложена технология «Энергия в газ», с помощью которой за счет избыточной электроэнергии производится водород.

В настоящее время в Германии действует более 25 проектов по производству водорода за счет электроэнергии, вырабатываемой ветряками и солнечными батареями. Произведенный водород напрямую закачивается в существующую ГТС. Так, германская компания Uniper (Группа E.ON) в рамках проекта WindGas Falkenhagen доводит содержание водорода в транспортируемом природном газе местной распределительной сети компании ONTRAS Gastransport GmbH до 2 %. Всего в рамках проекта за три года произведено и закачано в газораспределительную сеть 8 ГВт/ч водорода. С декабря 2016 г. компании Uniper и ONTRAS Gastransport GmbH также осуществляют закачку в местную распределительную сеть синтетического метана с интенсивностью 57 м3/ч. С 2015 г. компанией Uniper осуществляется закачка водорода в местную распределительную сеть по проекту WindGas Hamburg. Интенсивность закачки – 290 м3/ч. Соотношение «зеленого» и природного газа достигает 10 и 90 % соответственно. В рамках указанных проектов смесь газов используется для отопления, приготовления пищи, в качестве автомобильного топлива.

Активная закачка «зеленого» газа в существующие транспортные и распределительные сети природного газа создает ряд не решенных до настоящего времени вопросов, связанных с изменением качества газа. При этом регулирующие органы многих европейских стран либо не определяют предельные концентрации водорода в природном газе, либо приводят их весьма различные величины.

Так, Европейский стандарт DIN EN 16723 [1] лимитирует допустимую концентрацию водорода в природном газе, перекачиваемом по трубопроводу, величиной 0,5 %. Немецкий стандарт DVGW G262 [2] определяет содержание водорода в природном газе в различных ситуациях: общее требование – не более 10 % об.; в компримированном природном газе для автотранспорта – не более 2 % (из-за разрушающего влияния на сталь); в газе, используемом газовыми турбинами, – от 1 до 5 % (турбины чувствительны к водороду). Кроме того, в произведенном водороде, как правило, содержатся сернистые соединения (до 6 мг/м3).

Вместе с тем и эти предельно допустимые величины часто теряют смысл, так как поточные газохроматографы на трубопроводах оказываются не в состоянии эффективно определять концентрацию водорода в потоке природного газа. В результате в некоторых случаях его концент-рация достигает недопустимого уровня – 15 %.

влияние «зеленого» водорода на ПХГ

Кроме того, целый блок вопросов связан с поведением водорода в подземных хранилищах газа (ПХГ), созданных в пористой среде: неясен характер взаимодействия водорода с нерастворимыми минералами пород, слагающих объект хранения ПХГ; водород имеет весьма высокую проницаемость, в том числе и по цементному камню, что ставит под сомнение герметичность скважин и самих хранилищ; проблемы наводораживания металлических конструкций и снижения их механических свойств; агрессивность водорода в отношении пластиковых конструкций; потери хранимого водорода в результате его бактериологического биодеградирования и растворения в пластовой воде; повышение кислотности пластовой воды и загрязнение ПХГ сернистыми соединениями в результате выработки сероводорода как продукта потребления водорода сульфатредуцирующими бактериями.

Присутствие даже малого количества (доли %) сероводорода в пористой среде объекта хранения может привести к прямому взаимодействию этого активного вещества с минералами, бактериями и пластовой водой объекта хранения. Данное взаимодействие может происходить даже в отсутствие значительных объемов воды, которая в такой обстановке служит катализатором. Как правило, происходит реакция с недоокисленными соединениями железа, относящаяся к топохимическим реакциям, происходящим в твердой фазе на границе раздела твердого исходного вещества и твердого продукта реакции. В результате развиваются неблагоприятные процессы по кольматации прискважинной зоны продуктами химического взаимодействия, также кольматируются элементы конструкций установок подготовки газа, интенсифицируются процессы коррозии.

Качественное и количественное описание таких процессов находится в значительной зависимости от химического и минерального состава пород, слагающих объект хранения.

Таким образом, допустимая количественная концентрация водорода в природном газе не может определяться стандартными процедурами. Для каждого конкретного случая или проекта необходимо производить комп-лекс научных дорогостоящих исследований.

Из-за технологических особенностей ПХГ в пористых средах попавшие загрязнители (даже при кратковременном и единовременном попадании) выводятся из ПХГ в течение длительного времени (на протяжении нескольких лет). Иногда полностью избавиться от последствий загрязнения не удается. Таким образом, попадание сернистых соединений в пористую среду ПХГ даже в минимальных количествах нежелательно.

Сохранить проектные показатели действующих ПХГ возможно при условии, что закачка «зеленого» водорода в ГТС Европы не будет допускаться вовсе. Решением такой проблемы было бы создание отдельной трубопровод-ной сети для транспортировки, хранения и распределения газа с «нетрадиционным» составом. Очевидны попытки европейской бюрократии избежать существенных затрат при реализации водородных проектов за счет использования существующей инфраструктуры транспортировки и хранения природного газа без должного научного и финансового обоснования.

Решение проблемы должно находиться в плоскости гармонизации требований к качеству метан-водородного газа во всех странах единой Европы.

Последствия закачки биогаза в ГТС и ПХГ

Биогаз, производимый из компоста, канализационного шлама, соломы и других биоотходов, является в Европе еще одним претендентом на роль конкурента природного газа.

В Европе создаются объединения поставщиков газа, производителей и просто общественных организаций, которые ставят своей целью координировать процесс транспорта и производства биогаза, при этом предсказывается, что уже к 2050 г. так называемый возобновляемый газ будет производиться на тысячах заводов, будут развиваться технологии, позволяющие использовать большой спектр источников возобновляемого сырья (ERGaR, European Biogas Association, Fachverband BIOGAS и др.). Эта работа по самоорганизации ведется в Европе уже около 10 лет. В результате выпускаются ежегодные обзоры с аналитическими исследованиями развития рынка именно биогаза как возобновляемого источника энергии, его использования, технологии и экологии его производства [3].

Распределение предприятий по производству биогаза по территории Европы представлено на рис. 1, количество производителей по странам на конец 2015 г. – на рис. 2.

Динамика расширения сети производителей показана на рис. 3. Ожидается, что к 2030 г. в некоторых странах Европы «зеленый» газ заменит до 100 % природного газа, а возобновляемые источники энергии будут обеспечивать до 25 % ее производства [4, 5].

Производимый в Европе биогаз уже сейчас транспортируется по системе магистральных трубопроводов совместно с природным газом. При этом, попадая в ГТС Европы, он разносится по всем ее узлам и участкам.

В зависимости от сырья и технологии производства состав биогаза может быть весьма различным. Основную часть образует метан, но в значительных количествах присутствуют: O2 (до 3 мол. %); CO2 (до 5 мол. %); S (до 6 мг/м3), а также тяжелые углеводороды (гудрон), твердые примеси и др. Последствия закачки такого газа в магистральные трубопроводы, и особенно в ПХГ, могут быть негативными и непредсказуемыми.

Официально декларируется, что произведенный «зеленый» газ очищается от вредных примесей и доводится до кондиций, соответствующих природному газу. Но фактически газ, произведенный из разного сырья с использованием различных технологий, требует в каждом конкретном случае специального подхода при разработке технологии очистки и комплектования установки очистки газа. Таким образом, технология и оборудование очистки биогаза не могут быть стандартными и затраты на их проектирование и изготовление могут превысить затраты на саму установку по производству газа. Многие небольшие компании, производящие биогаз за счет государственных дотаций, не имеют средств на создание дорогостоящих очистных сооружений. Нормативная документация позволяет этим производителям доводить продукцию до требуемого уровня качества путем смешения с чистым трубопроводным газом.

За последние три года несколько раз пересматривались нормативы на качество газа, поставляемого в систему магистральных трубопроводов Европы. Европейский союз классифицировал биогаз как газ, к которому предъявляются специфические требования по его составу, когда он закачивается в общую с природным газом ГТС. Последняя на сегодня редакция утверждена в сентябре-октябре 2017 г. Комитетом Европейского союза CEN/TC 408. В документе регламентируются компонентный состав газа, методы измерений и оборудование для проведения анализов. Вместе с тем не регламентируются производственные процессы и сырье. Таким образом, произведенный по любой известной технологии и из любого сырья «зеленый» газ должен поступать в ГТС с установленным качеством, которое должен гарантировать исключительно производитель. Какого-либо систематического государственного контроля за действиями производителей газа не предусматривается.

Достаточно осторожно к использованию биогаза подходят во Франции. В ноябре 2015 г. крупная французская энергетическая компания TIGF подключила к своей распределительной сети природного газа крупнейшую во Франции установку по производству биогаза. Но в настоящее время на все проекты по производству биогаза во Франции наложены ограничения по закачке биогаза в транспортные трубопроводы. Причиной таких ограничений объявлено отсутствия опыта транспортировки биогаза традиционными трубопроводами. В то же время разрешено снабжать биогазом местных потребителей и анализировать получаемый опыт в течение нескольких лет [6].

В Германии, Нидерландах и особенно в Дании (планирующей к 2050 г. отказаться от всех ископаемых углеводородов, включая природный газ) биогаз используется весьма активно. В Дании планируется производить избыточное количество биогаза за счет утилизации жидких и твердых муниципальных и сельскохозяйственных отходов, а также из специально выращенной для этой цели сельскохозяйственной продукции. Избытки биогаза предполагается поставлять на европейский рынок [7].

Имеющиеся данные по контролю качества природного газа в ГТС Европы указывают на то, что начиная с 2014 г. регистрируется повышение концентрации серосодержащих веществ (сероводород, меркаптаны, сульфиды). Максимальные отмеченные концентрации серосодержащих компонентов достигают 2 мг/м3.

В 2015 г. в докладе на Конференции Международного газового союза [8] обращалось внимание на факт формирования отложений серы внутри технологического оборудования в ряде европейских ПХГ (рис. 4). Источником загрязнений выступает недобросовестная поставка в транспортную систему в период закачки в ПХГ плохо очищенного от примесей биогаза.

В настоящее время для предотвращения отложения серосодержащих веществ на технологическом оборудовании ГТС предлагается ввести контроль качества газа, поступающего в европейские ПХГ из магистральных трубопроводов. Требования к качеству газа накладывают серьезную ответственность на производителей и лаборатории, контролирующие его состав, так как состав продукции в значительной степени зависит от сырья и технологий производства и очистки [3, 9]. Особо отмечается, что в продукции разных производителей величины концентрации сероводорода различаются в десятки раз. Большая надежда возлагается на единую сертификацию, введенную в 2017 г. [10]. Неотложного рассмотрения требуют следующие вопросы:

– насколько возможен конт-роль качества сырья по всем его компонентам, чтобы получить устойчивый компонентный состав продукции, обеспечивающий стабильную работу блока подготовки газа;

– будет ли оставаться рентабельной для производителя биогаза эксплуатация технологического комплекса без экономии средств, за счет снижения качества продукции (без отклонения от нормативных требований продукции);

– каковы должны быть предельные объемы биогаза, закачиваемые в транспортную систему природного газа, для сохранения допустимого качества смешанного газа?

Помимо технических и технологических решений, актуальна проблема человеческого фактора – для предотвращения возможных сбоев по этой причине необходимы дублирующие и контрольные системы блокировки принятия решения. Следует учитывать и психологический аспект при выборе между безусловным соблюдением неконтролируемых нормативов и соответствующей потерей прибыли, с одной стороны, и повышением экономической рентабельности в интересах собственного предприятия путем нарушения контролируемых единолично нормативных требований – с другой. Указанный аспект порождает риторический вопрос о том, нужны ли дополнительные органы надзора, периодического или постоянного мониторинга качества «зеленого» газа на входе в единую европейскую ГТС природного газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящее время в газовой отрасли есть существенный участок пересечения интересов с отраслью возобновляемых источников энергии – это единая ГТС. В сложившихся условиях при отсутствии фактических данных о степени воздействия «зеленого» газа на трубопроводы высокого давления и, тем более, созданные в пористых средах на ПХГ представляется логичным ограничить использование водорода и биогаза рамками контрактов производителя с местными потребителями. Таким образом, «зеленый» газ от производителя поступал бы непосредственно в распределительные сети, принадлежащие участникам проекта, которые принимают на себя все риски, связанные с использованием газа оговоренного качества. Запрет на закачку «зеленого» газа в ГТС и ПХГ Европы позволит предотвратить интернациональный масштаб развивающихся проблем.

В предлагаемой статье рассмот-рены модели прогноза спроса на газ ряда стран Европейского союза (ЕС), составленные на основе геолого-математических методов.

ПАО «Газпром» более 40 лет обеспечивает значительную часть спроса на газ в странах европейского континента. В 2016 г. компания поставила в страны Европы рекордный объем газа – более 173 млрд м3 (по контрактам ООО «Газпром экспорт» и Gazprom Schweiz), превысив на 12,5 % (20 млрд м3) уровень поставок 2015 г.

В значительной мере увеличение объемов российского газа обусловлено ухудшением собственных добычных возможностей ряда основных газодобывающих стран Западной Европы, добыча газа которых за последние 10 лет уменьшилась с 289,5 млрд м3 (2010 г.) до 241,9 млрд м3 (2017 г.). Наиболее резко сократилась добыча газа в Дании и Великобритании (более чем на 50 %). Лишь Норвегия увеличила добычу с 85,0 млрд м3 (2005 г.) и 106,4 млрд м3 (2010 г.) до 117,0 млрд м3 (2015 г.) и 123,2 млрд м3 (2017 г.) [1].

Уменьшение добычи газа обусловлено ухудшением ресурсно-добычного потенциала газа, связанное с высокой разведанностью начальных потенциальных ресурсов и выработанностью запасов, которые в целом по странам ЕС составляют 71,2 и 78,9 % соответственно. Высокая освоенность ресурсно-добычного потенциала подтверждается открытием преимущественно небольших скоплений газа, что ограничивает возможности значительного увеличения собственной добычи.

В настоящее время собственная добыча обеспечивает менее 58 % потребностей европейского континента. В таких условиях удовлетворение спроса на газ происходит за счет импорта газа из газодобывающих регионов Азии [2].

В целях снижения спроса на газ и уменьшения импортозависимости в странах ЕС реализуются программы по газосбережению, развитию альтернативных источников, включая использование биогаза и возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Данные мероприятия составляют часть инновационного развития топливно-энергетического комплекса стран ЕС: реализация программ энергосбережения, развития «зеленой» энергетики и т. п. [3].

ДАННЫЕ СТАТИСТИКИ

Структура топливно-энергетического баланса (ТЭБ) европейских стран (без стран СНГ) представлена на рис. 1. В настоящее время газ среди первичных энергоресурсов уступает лишь нефти и углю. В структуре ТЭБ отмечается высокая доля «инновационной» энергии: 27 % (с гидроэнергией) и 16 % (без учета гидроэнергии). На угольную энергетику в странах ЕС приходится <11 %. Наиболее высокое потребление угля характерно для Германии (24,4 % ТЭБ), Польши (52,4 %), Чехии (39,4 %) и Болгарии (35,4 %) (рис. 2). Перед этими странами стоит проблема улучшения экологичности своего ТЭБ за счет использования газа. В настоящее время на газ приходится 19,8 % потребляемых в странах ЕС первичных энергоресурсов.

В 2017 г. Европа импортировала 420,3 млрд м3 газа и 66,7 млн т СПГ. Внутрирегиональный экспорт газа составил 179,4 млрд м3 газа и 5,6 млн т СПГ. Наиболее крупными внешними экспортерами сетевого газа в 2015 г. стали Российская Федерация (РФ, 189,3 млрд м3), Алжир (33,0 млрд м3), а внутренними экспортерами – Норвегия (109,2 млрд м3) и Нидерланды (43,3 млрд м3), на которые приходилось суммарно >85 % объемов газа, импортируемого ЕС (рис. 3).

На трубопроводные поставки приходилось до 86,3 % импорта газа стран ЕС; около 40 % трубопроводных (сетевых) поставок газа приходилось на РФ. В поставках СПГ преобладает импорт из Катара (48,6 %) и стран Африки (19,4 %). Отмечается регионализация импорта газа: Норвегия обеспечивает Францию, Нидерланды, Великобританию; Алжир – Испанию; РФ – Германию, Италию. Бóльшую часть импорта СПГ (93,8 %) в страны Европы в 2017 г. обеспечивали Катар (23,7 млн т), Алжир (14,1 млн т), Нигерия (12,2 млн т) и Норвегия (4,8 млн т) (рис. 4) [1].

Наиболее крупные объемы импорта сетевого газа приходятся на Германию и Италию, основные объемы импорта СПГ – на Испанию и Великобританию. Структура импорта сетевого газа шести ведущих экономик ЕС представлена на рис. 4. Значимые объемы распределяются в результате внутриевропейского экспорта газа. Наиболее крупными экспортерами сетевого газа с 2015 г. являются Нидерланды (40,6 млрд м3) и Германия (29,0 млрд м3), а СПГ – Испания (1,6 млрд м3) [1].

Наибольшим количеством источников газа характеризуется Италия, которая импортирует газ из 10 стран.

Отметим три основных вектора импорта газа: российский, африканский, внутриевропейский.

Увеличение поставок СПГ обусловлено политикой ЕС на расширение альтернативных РФ источников газа и формированием экспортных возможностей на другой стороне Северной Атлантики (США, Канада).

По данным Института энергетических исследований РАН, объем экспорта СПГ из США и Канады на европейский рынок в ближайшей перспективе превысит 40 млрд м3. Данные объемы будут обеспечены добычей нетрадиционного газа и модернизацией импортных терминалов восточного побережья США в комплексы СПГ в экспортные терминалы. В последние годы уже осуществлены единичные поставки североамериканского СПГ на рынки ЕС (Португалия, Испания, Италия, Турция). Импорт СПГ из США в ближайшее десятилетие ограничен его перепроизводством в мире, высокими затратами на транспортировку и низкими ценами спотового газа. Отметим слабую заинтересованность в американском СПГ ряда ведущих экономик ЕС (Германии, Франции и др.). Балтийские терминалы СПГ (Польша, Литва) показали их низкую эффективность.

Ожидаемое снижение темпов экономического роста основных стран ЕС и неоднозначность европейской энергетической политики, направленной на декарбонизацию энергетики – сокращение роли ископаемых видов топлива, лимитируют использование газа. Среднегодовые темпы роста спроса снижаются. К 2040 г. суммарный прирост спроса на газ не превысит 15 %, для сравнения: в странах Азиатско-Тихоокеанского региона потребление газа увеличится в три раза и более.

РЕГРЕССИОННЫЙ АНАЛИЗ

В целях оценки ретроспективной динамики спроса на газ в странах ЕС предложено использование регрессионного анализа. На рис. 5 проведено сопоставление динамики спроса на газ с 2005 по 2015 г. шести основных стран ЕС, на которые приходится >90 % газопотребления Евросоюза: Великобритании, Германии, Италии, Франции, Нидерландов и Испании. В условиях ограниченного временного интервала (10 лет) в статье рассмотрены два случая применения регрессионного анализа: линейного и степенного.

Возможно использование алгоритма волновой функции (гармоники), последовательностей и др., но это требует большей длительности сопоставления (≥ 50 лет). Использование линейно-статистических алгоритмов при решении задач кратковременного прогнозирования (до 40 лет) представляется более эффективным для составления моделей первого приближения. Последующие приближения целесообразно проводить с пятилетним интервалом. Таким образом, предлагаемая методика представляет собой мониторинговое исследование и направлена на повышение достоверности прогнозирования спроса на газ и его обеспечение (по регионам).

Проведенный регрессионный анализ обособил две группы (триады) основных стран – потребителей газа. Первая триада стран включает Германию, Великобритания и Италию, для которых характерен повышенный спрос на газ, суммарно превышавший 260 млрд м3 в 2005 г. и снизившийся до 220 млрд м3 к 2015 г. (в 2017 г. спрос на газ составил 241,1 млрд м3).

Полученные уравнения линейной регрессии характеризуются отрицательными коэффициентами линейной регрессии от –1,41 (Германия) до –2,99 (Великобритания) и высокими коэффициентами корреляции (>0,77). Великобритания характеризуется более высокими темпами снижения спроса на газ: от 94,0 млрд м3 в 2005 г. до 71,8 млрд м3 в 2015 г. (78,8 млрд м3 – в 2017 г.).

Вторая тройка стран включает Францию, Нидерланды и Испанию, для которых характерны меньшие значения коэффициентов регрессии: от –0,609 до –0,894 и сравнительно невысокие коэффициенты корреляции: от 0,485 (Франция) до 0,625 (Испания). Таким образом, эти страны характеризуются более медленными темпами уменьшения спроса на газ: от 120 млрд м3 в 2005 г. до 100 млрд м3 в 2015 г. (113,0 млрд м3 в 2017 г). Свободные члены полученных уравнений регрессии коррелируются с уровнем спроса на газ 2005 г. [1]; увеличение спроса на газ обусловлено холодной зимой 2016–2017 гг.

Дополнительно были оценены степенные регрессионные (нелинейные) зависимости. В табл. 1 сопоставлены уравнения линейной и степенной регрессии спроса от времени рассмотренных шести стран.

Отмечаются совпадения свободных членов линейной регрессии и коэффициентов (абсолютных значений) нелинейной (степенной). Полученные уравнения регрессии позволяют провести экстраполяцию уровня спроса 2015 г. на уровни 2025, 2035, 2045 и 2055 г. (табл. 2). При экстраполяции учитывался тренд замедления спроса.

Результаты прогноза на основе ретроспективного (регрессионного) анализа указывают на существенное (трехкратное) снижение спроса на газ шести основных стран-потребителей в первой половине текущего столетия. Прогнозируется, что в середине XXI в. уровень годового спроса на газ стран ЕС сократится до 150–200 млрд м3. Вместе с тем отметим, что линейное прогнозирование обладает наименьшей адаптивностью, что обусловливает ее наибольшую погрешность.

В табл. 3 представлены результатов прогнозирования на основе степенной регрессии. Использование модели степенной регрессии указывает на менее значимое (по сравнению с предыдущей моделью) уменьшение потребления газа (до 30 % к 2055 г.) в рассмат-риваемых странах. К середине столетия уровень годового спроса на газ в странах ЕС сократится до 250–300 млрд м3. Представленные модели прогноза отражают тренды последних лет и могут быть значительно скорректированы в следующем пятилетии (2019–2020 гг.).

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Современный период развития газового рынка характеризуется значительным сокращением собственной добычи газа. Особенно резко (почти в 2 раза) она уменьшилась в Великобритании. Отметим, что за счет собственной добычи Великобритания обеспечивала до 90 % потребностей в газе. В 2015 г. этот показатель уменьшился до 60 %. Нидерланды имели уровень самообеспечения до 180 % в 2013 г., за два года он снизился до 140 %, что позволяет стране оставаться крупнейшим внутрирегиональным экспор-тером.

К 2050–2060 гг. будут еще более истощены запасы газа Великобритании и Нидерландов и в меньшей степени Норвегии. Еще менее будут выработаны запасы газа Германии, Италии и др., что вызовет возрастание импорта газа. Очевидно, при прогнозировании спроса на газ необходимо учитывать состояние минерально-сырьевой базы газа стран ЕС.

Таким образом, бóльшая часть спроса на газ будет компенсироваться относительно дешевым газом из стран Евразии, прежде всего России, и стран Персидского залива. Не исключено продолжение регионализации источников газа: российский газ обеспечивает Германию и ряд стран Восточной и Центральной Европы; каспийский газ – Балканы; африканский газ – Южную Европу; СПГ – приатлантические страны ЕС. Это указывает на необходимость создания крупных региональных центров (хабов) Европейской системы газораспределения: юго-восточного, северо-восточного и центрального (опирающихся на систему Евразийских газотранспортных систем (ГТС)), южного и юго-западного (СПГ и транссредиземноморские ГТС), северного и северо-западного (СПГ).

Данные хабы должны быть связаны системой субрегиональных ГТС, частично связанных с СПГ-терминалами. Отметим, что создание Балтийского субрегионального хаба в городах Клайпеде (Литва) и Свиноуйсьце (Польша) оказалось нерентабельным, так как он разместился в ареале влияния российских ГТС, с их более дешевым газом по сравнения с катарским СПГ. Следовательно, при формировании региональной хаб-системы основным фактором ее становления и развития выступает географо-экономический, а не политический.

На формирование региональных хаб-систем (Северо-Германской, Балканской и др.) оказывает влияние реализация проектов экспортных ГТС. Функционирование мощного, созданного в советское время Прикарпатского хаба не имеет перспектив из-за сложности с украинским транзитом.

Таким образом, ПАО «Газпром» возможно оказание косвенного влияния на управление развитием хаб-систем стран ЕС. В связи с этим предложенный метод рет-роспективной математической оценки спроса на газ (на основе регрессионного анализа) следует рассматривать в качестве базового. Проблема повышения точности его прогнозирования связана с необходимостью анализа многофакторной структуры парамет-ров, определяющих динамику регионального потребления газа, представляющего самостоятельное более тщательное прогнозирование спроса.

Решение этой проблемы обус-ловлено низкой эффективностью методологии прогнозирования современной энергетики. Например, прогноз должен учитывать влияние ВИЭ, но в настоящее время оно оказывается слабым и пространственно-дифференцированным. Это не позволяет корректно использовать прогнозные системы Мирового энергетического агентства, ОПЕК и др. Слабоэффективным также оказывается сценарное прогнозирование газового рынка [4], в том числе из-за проблем прогнозирования «интервенции» сланцевого газа на рынок ЕС.

Объемы внутреннего потребления газа контролируются внедрением инновационной энергетики (ВИЭ, АЭС и др.). С другой стороны, ряд государств отказывается от использования атомной энергии (Германия, Швеция, Италия и др.). В Германии это приводит к увеличению спроса на газ на 35 %. Современный бюджетный кризис в ЕС ограничивает развитие дотационных ВИЭ. В настоящее время лишь четыре государства ЕС характеризуются высоким развитием ВИЭ: Германия, Испания, Италия и Великобритания. Спрос на газ в странах ЕС обусловлен экологическими факторами, в том числе связанными с проводимым ограничением угольной энергетики.

ВЫВОДЫ

Предложенный метод регионального прогнозирования ограничен анализом двух параметров: спроса и собственной добычи. Уровень перспективного спроса до 2055 г. определяется экстраполяцией установленных регрессионных трендов.

Перспективы развития внутренней крупномасштабной добычи газа связаны лишь с Норвегией, запасы которой весьма ограниченны. Фактически добыча газа в этой стране вышла на «полку» и в ближайшие годы будет снижаться, в настоящее время выработанность начальных запасов газа превышает 56 %. Прирост крупных запасов газа маловероятен, так как разведанность начальных суммарных ресурсов газа достигает 80 %. Отметим, что значительная часть (45 %) прог-нозных (неоткрытых) ресурсов приходится на глубоководный шельф. Аналогично низким ресурсно-добычным потенциалом обладает другой европейский газовый донор – Нидерланды, выработанность запасов и разведанность ресурсов которого уже сейчас составляют 79 и 87 % соответственно. В этих условиях страны ЕС вынуждены увеличивать импорт газа, в том числе из РФ. Вместе с тем страны ЕС в целях достижения надежности газообеспечения продолжат развитие альтернативной структуры источников газа. Представленные результаты ретроспективного анализа позволяют актуализировать объемы экспорта ПАО «Газпром», в том числе на основе его регионализации (по зонам потребления российского газа), и разработать мероприятия по его хеджированию и внести коррективы в геологоразведочные программы ПАО «Газпром» (по приросту активных запасов).

В статье рассмотрены возможности использования геостатических методов для прогнозирования жизненного цикла спроса на газ основных стран-импортеров Западной Европы. Прогнозируется уменьшение спроса на газ за счет реализации программ энергосбережения, внедрения технологии «зеленой революции» и др. При этом уменьшение запасов газа стран ЕС будет способствовать увеличению внешнего импорта газа.

С учетом этих параметров целесообразно трансформировать предлагаемый алгоритм математического анализа в систему многофакторного мониторинга, включающего анализ ресурсно-добычного потенциала стран – экспортеров газа, внедрения инновационных энерготехнологий и других риск-факторов развития газового рынка стран ЕС: санкции, региональные кризисы в странах-транзитерах, появление новых источников энергии и др.

Таблица 1. Сопоставление уравнений регрессии спроса от времени основных газопотребляющих стран ЕСTable 1. Comparison of the demand regression equations on time of the main gas-consuming countries of the European Union

Примечание. х – время, у – спрос.Note. x – time, у – consumption.

Таблица 2. Результаты прогнозирования спроса на газ основных стран – потребителей газа ЕС (линейная регрессия)Table 2. Results of gas demand forecasting for the main gas-consuming countries of the European Union (linear regression)

Таблица 3. Результаты прогнозирования спроса основных стран – потребителей газа ЕС (степенная регрессия)Table 3. Results of demand forecasting for the main gas-consuming countries of the European Union (power regression)

Проведенное исследование посвящено анализу работы установок комплексной подготовки газа (УКПГ) на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ). К товарному газу, транспортируемому по сис-теме магистральных газопроводов (МГ) «Бованенково – Ухта», предъявляются строгие требования, определяемые нормами действующего СТО Газпром 089–2010 [1] и необходимостью транспортировки газа по МГ в однофазном состоянии. В связи с этим большой практический интерес представляет анализ влияния эффективности сепарации на показатели температур точек росы (ТТР) газа применительно к пластовым газам месторождений п-ова Ямал с низким содержанием конденсата.

На промысловых установках низкотемпературной подготовки газа требуемые показатели определяются термобарическими параметрами концевой низкотемпературной сепарации (НТС) и значениями уносов капельной жидкости с газами сепарации, причем не только на низкотемпературной, но и на предшествующих стадиях сепарации. Для решения этих задач потребовалось создание нового поколения газосепараторов со значительно более высокой эффективностью сепарации.

АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТРЕБОВАНИЙ К ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕПАРАЦИИ

Требования к допустимому уносу капельной жидкости из концевого низкотемпературного сепаратора применительно к УКПГ Бованенковского НГКМ обоснованы ООО «Газпром ВНИИГАЗ» более 20 лет назад на начальном этапе разработки технологии НТС применительно к подготовке «тощего» аптского газа. Разработка технологической схемы и режимов работы УКПГ Бованенковского НГКМ происходила в период действия отраслевого стандарта ОСТ 51.40–93 [2], регламентирующего показатели качества товарного газа, поставляемого в газотранспортную систему. В этом стандарте не регламентировалось, при каком давлении следует определять ТТР по углеводородам (ТТР_УВ), но по умолчанию принималось давление газа на выходе из УКПГ. Определяющим фактором для обоснования ТТР было требование транспортировки газа по МГ в однофазном состоянии: ТТР газа сепарации должна быть ниже возможной температуры газа при его транспортировании с запасом ≥5 °C. Это требование оказалось более жестким, чем требования указанного отраслевого стандарта.

Газ в МГ в наиболее сложный летний период должен был направляться с температурой –7 °C, а в конце головного участка (перед КС «Байдарацкая») расчетная температура газа могла снизиться до –18 °C. Следует иметь в виду, что тогда рассматривался традиционный вариант транспорта газа по МГ при начальном давлении 7,5 МПа, при этом расчетное давление в конце головного участка МГ составляло 5,3 МПа. Было предложено проводить процесс НТС под давлением 6,3 МПа с допустимым уносом в низкотемпературном сепараторе ≤2 мг/м³ [3]. Унос из первичного и промежуточного сепараторов принимался равным 20 мг/м³ – значение, которое в те годы фигурировало в опросных листах на проектирование сепараторов, а также в паспортных данных на эти аппараты.

Столь низкое значение предельно допустимого уноса в низкотемпературном сепараторе было несколько неожиданным и объяснялось специфически большим влиянием уносимой жидкости на ТТР_УВ. Вместе с тем проектировщик сепарационного оборудования (АО «ЦКБН») заявлял о возможности создания сепарационного оборудования с такой эффективностью (2 мг/м³), что послужило существенным аргументом в пользу реализации технологии НТС, а не адсорбционного способа подготовки газа.

В настоящее время требования к ТТР транспортируемого газа по углеводородам (ТТР_УВ) и водной фазе (ТТР_В) определяются отраслевым стандартом СТО Газпром 089–2010 [1]. В этом документе значительно усилены требования к ТТР_УВ, поскольку значения этого показателя (–10 °C) должны выполняться в широком диапазоне давлений – от 2,5 до 7,5 МПа, т. е. включая низкие давления, характерные для газораспределительных сетей (особенность углеводородных газов состоит в том, что максимальные значения ТТР_УВ приходятся на давление 1,5–2,5 МПа). Исходя из этих требований, путем расчетного моделирования установки НТС могут быть определены проектные режимы работы УКПГ и соответствующие требования к оборудованию, включая газосепараторы.

В настоящее время концепция освоения месторождений п-ова Ямал предусматривает транспорт газа по МГ под давлением 11,8 МПа. В процессе технолого-математического моделирования системы УКПГ – МГ было обосновано более низкое давление НТС на уровне 5,3 МПа, а допустимый унос увеличен до 5 мг/м³. При этом проектное требование по допустимому уносу жидкости с газом промежуточной сепарации составило 15 мг/м³, а к фильтр-сепаратору первой ступени сепарации – 5 мг/м³.

В работе [4] показано, что требования СТО Газпром 089–2010 [1] к ТТР_УВ на Бованенковском НГКМ не выполнимы в полном объеме (это касается ТТР_УВ при низком давлении 2,5 МПа) даже при уносе жидкости из низкотемпературного сепаратора 5 мг/м³. Важно отметить, что этот стандарт не охватывает специфические параметры транспорта газа по МГ «Бованенково – Ухта» при давлениях газа в диапазоне 11,8–8,0 МПа. Таким образом, возникло противоречие между фактическими парамет-рами транспорта газа по МГ и требованиями к его кондиции по ТТР_УВ, поэтому в [4] предложены концептуальные положения для разработки специальных технических условий применительно к рассматриваемому случаю.

В нормативных документах прямое указание на допустимый унос жидкости с газом сепарации приведено в СТО Газпром 2-2.1 588–2011 [5]. В указанном стандарте в качестве эффективности сепарации применен показатель – отношение содержания жидкости в газе сепарации (г/ст.м³) к содержанию жидкости во входном потоке (г/ст.м³), который для газовых сепараторов на установках подготовки газа к транспорту должен быть ≥98,5 %, а при содержании жидкости в газовом потоке, входящем в сепараторы, ≤200 мг/ст.м³. Содержание жидкости в выходящем из сепаратора газовом потоке не должно превышать 5 мг/ст.м³. Кроме того, величина потери давления газового потока (перепада давления) в газовых сепараторах при штатных условиях эксплуатации установок подготовки газа к транспорту не должна превышать 0,02 МПа.

Проведенный нами анализ показывает неполную обоснованность показателей, приведенных в СТО Газпром 2-2.1-588–2011 [5].

Во-первых, показатель эффективности сепарации в виде отношения содержания жидкости в газе сепарации (г/ст.м³) к содержанию жидкости во входном потоке (г/ст.м³) и, тем более, его регламентация значением ≥98,5 % являются не вполне логичными, так как при таком определении эффективности сепарации унос жидкости с газом может варьироваться в широком диапазоне в зависимости от жидкостной нагрузки по входному потоку. Например, если во входном потоке содержится жидкость в количестве 1 г/ст.м³ (такое содержание характерно для «тощих» газов аптской залежи Бованенковского НГКМ), то допускается унос 15 мг/ст.м³, а при содержании 50 г/ст.м³ (на УКПГ валанжинских и других залежей с большим конденсатным фактором) – 750 мг/ст.м³. Определение данного показателя сопряжено с измерением большого количества жидкости во входном, как правило трехфазном, потоке сепаратора, но выполнить это инструментальным способом и с достаточной точностью практически невозможно. Таким образом, данный показатель следует считать не вполне корректным в практическом отношении.

Во-вторых, при норме уноса 5 мг/ст.м³ данный стандарт распространяется на аппараты с крайне низкой нагрузкой по жидкости (<200 мг/м³). В реальной эксплуатации такие режимы работы сепараторов практически не встречаются.

В-третьих, регламентация гид-равлического сопротивления значением ≤20 кПа фактически не обоснована и представляется дублированием традиционного требования, сложившегося применительно к подготовке «тощих» сеноманских газов. В процессе подготовки таких газов по способу гликолевой осушки не преду-смотрено целенаправленное снижение располагаемого давления входного газа, поскольку оно определяется только гидравлическими потерями в трубах и аппаратах.

В-четвертых, на наш взгляд, неправомочно распространять частный случай – требование к уносам для низкотемпературного сепаратора, которое сформировалось по отношению к одному объекту (УКПГ Бованенковского НГКМ), на все сепараторы других объектов. Ссылаясь на этот стандарт, при проектировании обустройства месторождения генпроектировщик задает требования к уносу в 5 мг/м³ для всех сепараторов, несмотря на то что аппаратов с такой эффективностью на УКПГ газоконденсатных месторождений реально не существует. Более того, если применить данную норму при расчетном моделировании установок НТС, то процесс НТС можно будет проводить при относительно высокой температуре, в то время как она окажется недостаточной для работы с реальными уносами, и это может создать серьезные риски невыполнения требований к магистральному газу по ТТР_УВ.

На наш взгляд, требования к эффективности сепарации должны формироваться на основе расчетно-технологического анализа взаимосвязи параметров «унос – ТТР_УВ».

ОСОБЕННОСТИ РАБОЧИХ СРЕД УКПГ АПТСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

На УКПГ Бованенковского НГКМ штатные низкотемпературные сепараторы разных производителей оказались не способными приблизиться к требованиям по эффективности с допустимым уносом на уровне 5 мг/м³: замеренное инструментальными способами содержание жидкости в газах НТС варьируется от 50 до 250 мг/м³. Аналогичное положение характерно и для других промыслов месторождений Надым-Пур-Тазовского газоносного региона, но на этих объектах проб-лемы качества газа и требования к эффективности сепарации не стоят так остро, как на Бованенковском НГКМ и других объектах п-ова Ямал.

Причины невыполнения требований всеми типами сепараторов, используемых на Бованенковском НГКМ, авторы видят в специфике рабочей среды: она значительно отличается от всех других, с которыми разработчики сепараторов и эксплуатирующий персонал ранее имели дело [6]. В качестве примера приведем сравнительные данные (см. табл.) по составу и свойствам входных потоков низкотемпературных сепараторов на УКПГ Бованенковского НГКМ и УКПГ-В Заполярного НГКМ (валанжин). Из таблицы видно, что входные потоки сепараторов значительно отличаются от «традиционных» по своим теплофизическим свойствам и количеству содержащихся углеводородной и водно-метанольной жидкостей.

Специфика рабочих сред сепарации заключается в следующем:

– низкая жидкостная нагрузка сепараторов, например, для низкотемпературного сепаратора нагрузка по водно-метанольному раствору (ВМР) составляет 0,33 г/м³, по конденсату – 0,65 г/м³, в сумме – около 1,0 г/м³ (на других газоконденсатных объектах этот показатель составляет 30–70 г/м³);

– количества ВМР и углеводородного конденсата соизмеримы (обычно содержание жидких углеводородов во входном потоке в 30–100 раз превышает содержание ВМР);

– углеводородный конденсат уникален по физико-химическим свойствам, для него характерно высокое содержание тяжелых углеводородов.

С подобной ситуацией разработчики сепарационного оборудования столкнулись впервые. Все конструкции сепараторов УКПГ Бованенковского НГКМ разработаны на основе типовых решений, апробированных на газоконденсатных месторождениях с большой жидкостной нагрузкой на сепараторы. Они оказались недостаточно эффективными в условиях Бованенковского НГКМ. По всей видимости, традиционные методики расчета сепарирующих элементов в рассматриваемом случае не вполне обоснованны, и необходимы новые методики расчетов и конструктивные решения.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ СЕПАРАЦИИ НА УКПГ

В газодобывающих обществах применяются различные типы сепарационного оборудования. В работе [7] представлен обзор конструкций высокоэффективных газосепараторов для очистки природного газа от капельной влаги на установках комплексной подготовки газа. Даны характеристики аппаратов, результаты экспериментальных исследований и расчетов.

Измерения содержания жидко-сти в газах сепарации на УКПГ Бованенковского НГКМ регулярно осуществляют специалисты Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Надым» и филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта.

На УКПГ Бованенковского НГКМ в качестве низкотемпературных сепараторов проектом обустройства предусмотрены в основном аппараты следующих конст-рукций:

– газосепаратор низкотемпературный конструкции АО «ЦКБН», оснащенный тангенциальным узлом входа и двумя ступенями сепарации: тарелкой циклонных элементов (отделение час-тиц жидкости за счет действия центробежных сил) и тарелкой фильтр-элементов для улавливания мелких капель жидкости. Перепад давления в сепараторе – до 6 кПа. Вывод жидкости с обеих ступеней осуществляется совместно через кубовую часть. Фактический унос жидкости составляет 140–200 мг/м³;

– газосепаратор низкотемпературный конструкции ООО «НПК ОйлГазМаш», оснащенный входным узлом (равномерное распределение потока газа по сечению аппарата) и двумя ступенями сепарации: пластинчатым каплеотбойником (отделение капель за счет инерционных и гравитационных сил) и тарелкой коалесцентных элементов для укрупнения капель влажного тумана и выведения жидкости с ячейкой 0,3 мкм, разработанных ООО «Палл Евразия». Перепад давления в сепараторе около 20 кПа. Вывод жидкости со ступеней сепарации осуществляется раздельно. Фактический унос жидкости составляет 50–80 мг/м³.

Фактические режимы работы газосепараторов в условиях УКПГ Бованенковского НГКМ заслуживают анализа в отдельной публикации, но можно предположить, что представление разработчиков о модели дренирования отсепарированной жидкости в пределах фильтрующего слоя концевых фильтров-коалесцеров не подтверждается и имеет место вторичный унос капель из межтрубного пространства концевых фильтров (сепаратор АО «ЦКБН») или внутренних полостей фильтров (сепараторы ООО «Палл Евразия») для всех испытанных расходов газа.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЕПАРАЦИИ НА УКПГ

В 2017–2018 гг. ООО «Газпром добыча Надым» организовало масштабные испытания нескольких типов внутренних устройств низкотемпературных сепараторов в целях последующей модернизации сепарационной техники на УКПГ газовых промыслов (ГП). На ГП-1 за счет замены пластинчатого каплеотбойника на блок центробежно-вихревых элементов удалось снизить уносы до 28–57 мг/м³. Наиболее масштабные работы по выявлению оптимальной конструкции внутренних устройств низкотемпературного сепаратора проведены на технологической нитке (линии) № 204 ГП-2. На данный момент проведены испытания пяти вариантов компоновки. Планируется испытание шестого варианта.

Вариант 1. На входе в аппарат установлен распределитель газожидкостного потока. На первой ступени – каплеуловитель прямоточный, на второй ступени – каплеуловитель, комбинированный с фильтр-коалесцерами и прямоточными элементами на верхней ступени. Получены значения уносов 47–80 мг/м³.

Вариант 2. На входе в аппарат установлен распределитель газожидкостного потока. На первой ступени вместо проектной тарелки центробежных элементов установлен прямоточный фильтрующий каплеуловитель, представляющий собой два блока фильтр-элементов, смонтированных сверху и снизу опорного полотна и коллекторов для отвода жидкости.

На второй ступени вместо проектных фильтр-элементов установлен каплеуловитель прямоточный центробежный с фильтр-коалесцерами, который представляет собой опорное полотно, состоящее из нескольких секций, установленных на опорном кольце аппарата, сепарационных прямоточных элементов с фильтр-коалесцерами, закреп-ленных на опорном полотне, коллекторов для отвода уловленной жидкости и отбойного полотна, расположенного ближе к верхней линии прямоточных элементов, защищающее от вторичного выноса капельной жидкости с устройства.

Данный вариант позволил снизить уносы до 19–28 мг/м³ при различных режимах работы технологической нитки. Перепад давления по сепаратору не превышал 9 кПа.

Вариант 3. Для укрупнения мелкодисперсного аэрозоля во входной патрубок аппарата установлен укрупняющий узел, представляющий корпус, заполненный насыпной нерегулярной насадкой. На первой ступени установлен прямоточный каплеуловитель с функцией промывки. На второй ступени – каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коалесцерами (как в варианте 2). Получены значения уносов 7–8 мг/м³, но при этом зафиксированы повышенные гидравлические потери давления газа на участке от выхода детандера до входа в компрессор турбодетандерного агрегата (ТДА). Высокие гидравлические потери привели к недопустимому отклонению рабочих параметров токовых нагрузок магнитных опор ТДА.

Вариант 4. Из входного распределителя был удален укрупняющий узел для снижения гид-равлических потерь и проверки его эффективности. На первой ступени установлен прямоточный каплеуловитель с функцией промывки (аналогично варианту 3). На второй ступени установлен каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коалесцерами (как в вариантах 2 и 3). Перепад давления по аппарату составил 6 кПа, но значения уносов выросли до 52–65 мг/м³. Тем самым была подтверждена эффективность применения массообменной насыпной насадки во входном патрубке сепаратора: увеличение уносов с 7 до 65 мг/м³ при удалении укрупняющего узла означает, что он обеспечивал требуемое укрупнение содержащихся во входном потоке частиц жидкости.

Вариант 5. Предпринята попытка снизить гидравлическое сопротивление укрупняющего узла. Для этого длина укрупняющего узла уменьшена в три раза. Кроме того, изменена конструкция насадочных блоков распределителя потока (применена засыпка нерегулярной насадкой по аналогии с входным узлом).

На первой ступени установлен прямоточный фильтрующий каплеуловитель (устройство, аналогичное примененному в варианте 2, но под полотном установлены коалесцирующие элементы, а сверху полотна над каждым из них – сепарирующие фильтр-элементы). На второй ступени установлен каплеуловитель прямоточный комбинированный с фильтр-коалесцерами (как в вариантах 2–4).

При испытании получены значения уносов <5 мг/м³. При этом перепад давления по сепаратору составил до 140 кПа, но, несмот-ря на высокую эффективность сепарации, это обстоятельство не позволяет использовать данный вариант компоновки в сочетании с работающими в данное время на объекте ТДА из-за отклонения рабочих параметров токовых нагрузок магнитных опор ТДА от регламентных. В настоящее время продолжается совершенствование внутренней конструкции сепаратора в целях достижения гидравлического сопротивле-ния ниже 100 кПа.

ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ КАПЕЛЬНЫХ УНОСОВ

Тематике инструментальных способов измерения содержания жидкости в газах сепарации посвящено много публикаций, в частности [8–10]. Так, в работе [10] сделан вывод о том, что «прямые методы из-за высокой погрешности фактически могут применяться только как индикаторные методы определения уноса капельной жидкости». В настоящее время с данным положением нельзя согласиться в полной мере, поскольку за последние 5–7 лет наметился прогресс в совершенствовании инструментальных способов прямого измерения уносов жидкости с газом сепарации.

Для определения эффективности сепарации на УКПГ Бованенковского НГКМ использовались устройства для определения уносов трех организаций: АО «ЦКБН», ООО «Палл Евразия» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Суть работы данных измерителей уносов одинакова: отбирают часть газа из выходящего трубопровода газового сепаратора с соблюдением условия изокинетичности и подают на измерительную установку с соблюдением изотермичности. Затем из газа в сепараторе установки отделяется жидкая фаза, которая стекает в мерник, где визуально определяют ее объем. Проводят также взвешивание мерника и определяют массу уловленной жидкости. Отноше-ние количества жидкости в мернике к количеству пропущенного газа через устройство за это же время представляет значение уноса жидкости из сепаратора. Несмотря на общий принцип работы всех устройств, их конструкции заметно различаются.

Существовавший до конца 2017 г. нормативный документ Р Газпром 2-3.3-727–2013 [11] не регламентировал ряд моментов, влияющих на результаты измерений уносов. Среди основных незатронутых позиций – допустимый перепад давления в системе отбора пробы и в сепараторе измерительной установки, а также отсутствие решений по конструкции эталонного устройства для определения уносов и его аттестации. Отсутствие нормативного документа и эталонного стенда не позволяет проводить объективное сравнение эффективности работы различных сепараторов и оценивать результаты их усовершенствования при модернизации, причем не только внутри отдельных газодобывающих предприятий, но и в целом по отрасли.

В настоящее время при проведении измерений уносов в качестве условно эталонных принимаются данные, полученные с помощью устройства ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (филиал в г. Ухта). Результаты, полученные с помощью данного измерителя содержания жидкости в газовом потоке, хорошо согласуются с расчетными методами определения уносов на основе замеренных значений ТТР_УВ. Дальнейшее совершенствование этой мобильной установки продолжается.

О ВЗАИМОСВЯЗИ УНОСОВ И ТТР_УВ ГАЗА СЕПАРАЦИИ

Формирование требований к эффективности сепарации осуществляется посредством математического моделирования технологической системы подготовки газа и базируется на значении одного из главных параметров работы УКПГ – ТТР_УВ. Многочисленные замеры ТТР и детальные расчетные исследования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» показали избыточность проектных требований к уносам.

Современное программное обес-печение позволяет проводить расчеты фазового состояния многокомпонентных и многофазных систем, включая газообразные углеводороды, жидкие углеводороды и водную фазу, обычно представляющую собой ВМР. Расчетное моделирование уноса жидкости из сепараторов заключается в задании количества жидкости, содержащейся во входном потоке, которое смешивается с газом «идеальной» сепарации.

Как отмечалось в [10, 12], практика расчетного моделирования фактических режимов работы установок НТС выявила, что расчетные значения ТТР_УВ всегда выше экспериментальных (на 20 °C и более). Различие между расчетными и экспериментальными значениями ТТР_УВ определяется как метрологическими характеристиками инструментальных методов измерения, так и по-дробностью компонентно-фракционного состава исходной смеси. Данное различие объясняется тем, что при инструментальных (визуальных) замерах ТТР_УВ невозможно увидеть первые молекулы жидкости, которые определяет термодинамический аппарат расчета фазового равновесия, в связи с чем расчетные идеализированные значения ТТР_УВ невозможно подтвердить практически.

В работе [10] рекомендуется применять косвенные методы, для которых необходимо знать компонентный состав газа сепарации, при этом в математических моделях не учитывать компоненты с молярной массой выше С12Н26. В работе [12] проведенные расчетные и экспериментальные исследования позволили обосновать правило для корректировки расчетного способа определения ТТР_УВ газа НТС применительно к «тощим» газам месторождений п-ова Ямал: в качестве расчетной ТТР_УВ следует принимать такое значение температуры, при котором содержание жидкости в газе сепарации составит 1,5 мг/м³.

Учет этой рекомендации, а также четырехлетний опыт эксплуатации УКПГ Бованенковского НГКМ позволяют скорректировать идеализированные требования к качеству сепарации газа на УКПГ Бованенковского НГКМ и других аналогичных объектах и увеличить допустимый унос до 25–30 мг/м³. При этом окажется выполнимым даже самое трудновыполнимое требование СТО Газпром 089-2010 [1] к ТТР_УВ: –10 °С при давлении 2,5 МПа [12]. Если при этом давление, к которому следует относить ТТР_УВ, принять равным 5,0 МПа (соответствует минимальному давлению газа в системе НТС – МГ), то допустимый унос из концевого сепаратора установки НТС может быть увеличен до 50 мг/м³.

Снижение уносов жидкости в концевых низкотемпературных сепараторах до уровня 20–60 мг/м³, достигнутое в результате последних модернизаций, и дальнейшие работы по совершенствованию конструкции газосепараторов позволяют констатировать, что уровень капельных уносов в 25 мг/м³ может быть обеспечен на всех новых объектах газодобычи п-ова Ямал.

ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ

Проведенные испытания различных вариантов конструкции газосепараторов показали, что радикальное снижение уносов в специфических условиях работы аппаратов может быть достигнуто за счет увеличения допустимых потерь давления в сепараторе. Это позволяет обеспечить более интенсивную коагуляцию капель во входных устройствах и последующую их эффективную сепарацию. Поэтому при формировании требований к сепарационному оборудованию рекомендуется отказаться от традиционного ограничения на гидравлическое сопротивление ≤20–50 кПа. Учитывая, что на установках НТС срабатывается большой располагаемый перепад давления в 5 МПа и более, считаем допустимым перепад давления в сепараторах установить на уровне 100 кПа. Это позволит реализовывать новые конструктивные решения.

Повышенный перепад давления несколько снизит холодопроизводительность в системе НТС с использованием ТДА, так как фактически на перепаде в 90–80 кПа (это дополнительные потери давления по сравнению с «типовыми» сепараторами) вместо детандерного (близкого к изоэнтропийному) охлаждения (~8 °/МПа) будет работать изоэнтальпийное охлаждение (~4 °/МПа). Итоговое снижение холодопроизводительности и, соответственно, рост температуры НТС составит всего 0,32–0,36 °C. Это также повысит ТТР газа сепарации на указанную величину, но эффект от снижения ТТР за счет сокращения капельного уноса окажется значительно выше и для ТТР_УВ может составить 10–40 °C (см. рис. 3 в [12]).

Таким образом, жертвуя небольшой долей располагаемого давления, можно существенно улучшить качество подготовки газа. Важно отметить, что дополнительные потери давления в сепараторе должны быть учтены при разработке исходных требований на создание ТДА, так как увеличивается разность давлений газа между выходом турбодетандера и входом в турбокомпрессор, что сказывается на величине осевых усилий на валу агрегата.

ВЫВОДЫ

По результатам проведенного анализа можно сформулировать следующие рекомендуемые технические требования к газосепараторам в технологических схемах НТС: содержание жидкости в подготовленном газе после низкотемпературного сепаратора допустимо на уровне 25 мг/м³; максимально допустимое гидравлическое сопротивление низкотемпературных газосепараторов может быть повышено до 100 кПа.

Таким образом, на основе анализа опыта эксплуатации УКПГ Бованенковского НГКМ были разработаны практически осуществимые рекомендации и требования по эффективности сепарации газа на газоконденсатных месторождениях с низким конденсатным фактором. Использование этих рекомендаций позволяет снизить остроту проб-лемы достижения избыточных требований к эффективности сепарации на УКПГ Бованенковского и Харасавэйского месторождений, а также на других объектах п-ова Ямал. Указанные требования целесообразно учитывать при проектировании современного сепарационного оборудо-вания.

Сравнительные данные по составу и свойствам потоков на входе в низкотемпературные сепараторыComparative data on the composition and properties of flows at the input to low-temperature separators

В настоящее время ряд месторождений Крайнего Севера находится на стадии падающей добычи. В связи с истощением залежей промыслы сталкиваются с такой проблемой, как низкое пластовое давление, следствием чего являются обводненный фонд скважин, увеличение выноса механических примесей и содержащихся в воде солей, высокая температура газа после его компримирования, избыточное содержание влаги и наличие частиц компрессорного масла в товарном газе. Кроме того, при низком пластовом давлении газа в залежи на промыслах необходимо строительство дополнительных мощностей дожимных компрессорных станций. Газоперекачивающие агрегаты повышают температуру газа, особенно в летний период, в результате чего получается «перегретый» газ, процесс подготовки которого является более трудным [1]. Перечисленные факторы негативно влияют на процесс осушки и качество товарного газа.

Основной технологический параметр товарного газа – температура точки росы (ТТР) газа по влаге. Учитывая вышеописанные обстоятельства, можно сделать вывод о том, что сейчас актуален вопрос соответствия ТТР СТО Газпром 089–2010 [2] в сложных условиях эксплуатации, особенно в период летних пиковых температур.

В ходе эксплуатации месторождения изменяются входные давление и температура газа перед установкой комплексной подготовки газа (УКПГ). Это приводит к необходимости изменения технологии процесса осушки. Один из вариантов достижения поставленной цели – модернизация и усовершенствование существующего оборудования.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ЦЕХА ОСУШКИ ГАЗА

Главной целью модернизации системы подготовки Западно-Таркосалинского газового промысла стало повышение качества осушенного товарного газа за счет понижения ТТР газа по влаге в период летних пиковых температур.

Основное влияние на качество осушки природного газа оказывают два параметра: температура контакта газа с абсорбентом и концентрация гликоля (рис. 1). На них, в свою очередь, влия-ют следующие подпараметры: температура газа и абсорбента, соотношение количества абсорбируемого вещества и гликоля, время массообменного контакта, температура наружного воздуха и др. Регулируя перечисленные параметры, можно улучшить процесс подготовки сырого газа к транспорту.

На первый взгляд, наиболее эффективным методом достижения поставленной цели является понижение температуры компримированного газа, но на практике использование этого метода не всегда экономически обоснованно.

Проблема охлаждения компримированного газа аппаратами воздушного охлаждения (АВО) в период пиковых температур до сих пор не решена, так как АВО охлаждают газ атмосферным воздухом. Таким образом, эффект охлаждения напрямую зависит от температуры наружного воздуха (Тнв), причем Тнв оказывает воздействие на температуру гликоля после его регенерации. Температура абсорбента может достигать 50 °С в период летних пиковых температур. Данный эффект обусловлен высокой температурой газа при массообмене, а также высокой Тнв.

На рис. 2 представлены гистограммы, показывающие зависимость среднесуточных температур газа Тг и абсорбента Ттэг от Тнв на Западно-Таркосалинском газовом промысле в 2017 и 2018 гг. Гистограммы подтверждают вышеописанную теорию.

С учетом вышеописанных задач работниками Западно-Таркосалинского газового промысла разработано предложение по модернизации и улучшению системы подготовки газа.

Основная идея изменения существующей схемы (рис. 3а, здесь: ЗПА – здание переключающей арматуры; ПИР – пункт измерения расхода) заключается в переобвязке технологических ниток цеха осушки газа (ЦОГ) с переходом на схему последовательной двухступенчатой осушки газа «сепара-тор – абсорбер – абсорбер», указанной на рис. 3б.

В ходе модернизации предлагается использование простаивающих мощностей резервных технологических ниток ЦОГ. Данный цех оборудован шестью абсорберами, установленными параллельно, производительностью 450 000 м3/сут каждый [3–5]. План добычи Западно-Таркосалинского газового промысла полностью обеспечивается двумя технологическими нитками, поэтому предлагается изменение схемы осушки в виде объединения шести параллельных ниток в три параллельно-последовательные.

Данное технологическое решение позволит улучшить качество осушки за счет увеличения времени контакта газа с абсорбентом, тем самым повышая глубину абсорбции. Кроме того, при более высокой скорости прохождения газа через массообменные секции (сейчас газ проходит через три параллельных абсорбера из-за уноса гликоля на больших скоростях) возможно дополнительное поднятие абсорбента за счет увеличения расхода газа в аппарате. Унесенные из первого абсорбера частицы гликоля будут доловлены с помощью фильтр-патронов второго абсорбера, также возможна регулировка уноса дорогостоящего гликоля путем снижения его подачи на второй аппарат.

В таблице представлена сравнительная характеристика ТТР газа по влаге до модернизации и после.

Расчеты выполнены в программе комплексного моделирования технологических процессов промысловой подготовки, переработки и транспорта природного и попутного газа, газового конденсата и нефти GIBBS [6].

РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Полученные в GIBBS расчетные параметры доказывают эффективность предложенной схемы модернизации.

Для действующей схемы эксплуатации (три абсорбера в работе) в аппараты подавалось 10,73 т/ч регенерированного триэтиленгликоля (ТЭГ), фактическое значение приведенной ТТР осушенного газа достигало –15,74 °С. Расчетное значение приведенной ТТР составляет –15,87 °С. Средняя удельная подача гликоля 14,4 кг/тыс. м3.

Расхождение между расчетной ТТР и ее фактическим значением не превышает 0,13 °С, что свидетельствует о достоверности составленной расчетной компьютерной модели.

При двухступенчатой схеме эксплуатации (шесть абсорберов в работе, 3 × 2) расчетное значение приведенной ТТР составило –20,14 °С. Средняя удельная подача гликоля по аппаратам – 7,2 кг/тыс. м3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Внедрение двухступенчатой схемы эксплуатации абсорбционного оборудования цеха осушки газа УКПГ Западно-Таркосалинского газового промысла при схожих исходных параметрах приведет к увеличению времени контакта между осушаемым газом и абсорбентом за счет увеличения площади массообмена в два раза, что позволит дополнительно снизить приведенную ТТР подготавливаемого газа на 4,27 °С.

Сравнительная характеристика ТТР газа по влаге до модернизации и послеComparative characteristics of the dew-point temperature of gas before and after improvement

«Газ в моторы» стал самым протяженным в мире автопробегом газомоторной техники, использующей в качестве топлива сжиженный природный газ (СПГ). Участники за 30 дней пересекли три государственные границы, преодолели 9881 км по территориям Китая, Казахстана и России.

Международный автопробег «Газ в моторы» организован крупнейшими энергетическими компаниями трех стран – ПАО «Газпром», «Китайская национальная нефтегазовая корпорация» (CNPC) и АО НК «КазМунайГаз» – в целях поддержки масштабного проекта по формированию газозаправочной инфраструктуры на создающемся международном транспортном маршруте «Европа – Китай».

В автопробеге приняли участие 15 автомобилей производства «Группы ГАЗ», «РариТЭК», «КАМАЗ», «УАЗ», «АвтоВАЗ», «Шаньцы», «Ханьчжуншэньлэн» (Hanzhong Cryogenic), «Юйтун», «Анкай», работающих преимущественно на СПГ. Вся техника успешно и без технических сложностей прошла испытания автопробега, что демонстрирует ее высокие потребительские свойства, качество и надежность, а также безопасность и эффективность использования природного газа в качестве моторного топлива.

В рамках автопробега представлены новые образцы российской СПГ-техники: грузовой автомобиль «УРАЛ Next», седельный тягач КАМАЗ-5490 NEO-DL, пассажирский автобус LOTOS-105 и др.

Заправку транспорта природным газом на территории Китайской Народной Республики обеспечила дочерняя компания CNPC – KunLun Energy, на территории Казахстана и России – компания «Газпром газомоторное топливо». Для этого были задействованы стационарные объекты и передвижные автогазозаправщики.

ОТ ПЕРВОГО ЛИЦА

Почти неделю мы провели за рулем новенькой «ЛАДА Веста CNG», погрузившись в волнующую атмосферу спортивного азарта, скорости и интернационального единства. Познакомились с бывалыми водителями и новичками в применении СПГ, получили собственный уникальный опыт.

Идея отказаться от места в пресс-автобусе и участвовать в пробеге как самостоятельный экипаж, управляющий газотоп-ливным транспортным средством, появилась незадолго до старта. Воплотить мечту в жизнь удалось благодаря поддержке ГК «АТС» из Тольятти. Мы сформировали совместную команду из четырех человек и получили в распоряжение автомобиль с 16-клапанным 1,6-литровым битопливным двигателем, рассчитанным на использование бензина и компримированного метана на выбор.

Компания «АТС» занимается оснащением газобаллонным оборудованием автомобилей концерна «АвтоВАЗ» (в заводском исполнении), а также установкой газобаллонного оборудования на вторичном рынке на территории РФ и изготовлением передвижных автомобильных газовых заправщиков (ПАГЗ).

Наш совместный экипаж журнала «Газовая промышленность» и ГК «АТС» принял участие в автопробеге «Газ в моторы» на маршруте Казань – Санкт-Петербург. По мнению редакции, наиболее интересно взглянуть на полученные нами знания и опыт с научно-технической и производственной точек зрения, детально разобрать нюансы процесса управления газомоторным автомобилем на больших дистанциях.

За время путешествия мы пересекли целый ряд российских регионов, повсеместно встречая искренний и, что немаловажно, прикладной интерес местных жителей к газомоторной технике. Нам задавали вопросы о приобретении автотранспорта в личное, корпоративное или муниципальное пользование. Нередко, впрочем, за сутью вопроса скрывался тот или иной стереотип, демонстрировавший недостаток знаний в области использования сжиженного и компримированного природного газа (КПГ). Признаться, мы тоже начинали путь с одними представлениями о газомоторном транспорте, а завершили с кардинально усовершенствованными.

Итак, попытаемся по порядку развенчать самые популярные мифы о технике, работающей на природном газе.

МИФ ПЕРВЫЙ, ЭКОНОМИЧЕСКИЙ 

«КПГ в три раза дешевле бензина» 

Кубометр метана стоит в среднем по России 15 руб., 1 л бензина марки АИ-95 – 45 руб. Считать экономию троекратной путем обычного деления было бы не совсем правильным. Коэффициент потребления метана двигателем составляет 0,9, что на 10 % меньше, чем в случае бензина. У пропан-бутана он составляет 1,2 (на 20 % больше по сравнению с бензином). В этом случае экономический эффект использования компримированного и сжиженного метана может достигать 3,5–4,0 раза и более, если учитывать прогнозы роста цен на бензин и дизельное топливо (ДТ).

Суммарный экономический эффект пробега для китайских участников превысил 110 тыс. руб. Автомобили Казахстана сэкономили свыше 190 тыс. руб. Газомоторный автотранспорт российского производства закончил пробег с экономическим эффектом свыше 650 тыс. руб. В «личном зачете» грузовик «Урал Next» сэкономил 119 395 руб., автобус LOTOS-105 – 161 615 руб., «Фольксваген Пассат» немецкой команды – 25 567 руб.

МИФ ВТОРОЙ, ИНФРАСТРУКТУРНЫЙ 

«На просторах России трудно найти заправку КПГ»

Первое, чего опасаются желающие пересесть на газомоторный транспорт с бензинового или дизельного, – отсутствие необходимой инфраструктуры заправочных станций. Мы подключились к автопробегу в Татарстане, поэтому объективно оценить наличие и состояние газозаправок смогли лишь на 1675-километровом участке Казань – Нижний Новгород – Владимир – Торжок – Санкт-Петербург. На этом отрезке пути в стационарном виде для СПГ-техники она отсутствовала, но для автомобилей, использующих в качестве топлива КПГ, инфраструктура была.

До Казани колонна газомоторных грузовиков, автобусов и легковых автомобилей прошла множество китайских и казахстанских городов, российские Оренбург с Альметьевском. Колонну сопровождали передвижные пункты заправки компримированным и сжиженным газом а также автоцистерна с запасом СПГ.

Автопробеги газомоторной техники проводятся уже много лет, но только в этом году был сделан акцент на транспорт, использующий в качестве топлива СПГ. Важно понимать, есть ли разница в том, какое расстояние можно преодолеть на одной заправке сжиженным либо компримированным природным газом. Например, участвующий в пробеге «КАМАЗ-5490 (NEO)», оснащенный 401-сильным битопливным двигателем СПГ/ДТ, способен проехать 1200 км, израсходовав 450 л СПГ. Для сравнения: управляемая нашим экипажем «Веста» с 90-литровым баллоном для компримированного метана израсходовала 24 м³ топлива на 400 км.

Несложный подсчет позволит понять, что принципиальных различий между расходом КПГ и СПГ на километр пробега нет. Пре-имущество заключается в том, что газа в жидком виде можно взять с собой в дорогу больше, но при этом на борту должно стоять регазификационное оборудование, превращающее охлажденный до температуры –162 °С жидкий метан в газообразное топливо. Такое оборудование весит приблизительно 1 т и для использования в легковом транспорте неприемлемо. Остаются дальнемагистральные фуры и автобусы, для которых возможность меньше заправляться в пути важнее лишней тонны груза.

Приветствуя участников автопробега на финише, Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер отметил: «Автопробег еще раз наглядно показал эффективность природного газа как моторного топлива. Особенно когда речь идет о протяженных грузовых перевозках, таких как на создающемся международном транспортном маршруте «Европа – Китай». На этом маршруте с нашими китайскими и казахстанскими партнерами мы планируем создать цепочку станций по заправке СПГ. Только на его российской части мы намерены построить сеть из 14 таких станций».

9 сентября участники автопробега «Газ в моторы» стали одними из тех, кто открывал первую на маршруте КриоАЗС «Унань», построенную компанией Kunlun Energy Co Ltd. (газомоторное подразделение CNPC) в китайском городе Увэй. Церемония закладки первой российской криогенной автомобильной заправочной станции (КриоАЗС) для заправки автотранспорта СПГ состоялась 30 сентября 2018 г. в районе г. Окуловки Новгородской обл. на трассе М-11, соединяющей Москву и Санкт-Петербург.

Наблюдаемое нами развитие инфраструктуры автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) на маршруте Казань – Санкт-Петербург позволило сделать вывод: путешествовать на метане по этому маршруту можно, не переключаясь на бензин. Татарстан считается лидером среди регионов России по использованию газомоторного топлива, поэтому АГНКС в столице республики и по области достаточно много.

Первые два раза мы заправились на АГНКС «Газпром» с разницей в 200 км - на Мамадышском тракте и на въезде в Чебоксары. Еще через 230 км пополнили баллоны топливом EcoGas в Нижнем Новгороде. Следующая заправка компримированным метаном состоялась также ровно через 230 км во Владимире. Это была снова газонаполнительная станция «Газпром».

На 400-километровом перегоне Владимир – Торжок следующая заправка располагалась в Сергиевом Посаде и затем в Твери, уже на трассе М-10 Москва – Санкт-Петербург. Столицу мы огибали по «бетонке» А-108, где и бензиновые заправки встречаются редко. Если бы не свернули, то ближе к Москве АГНКС встретилась бы в Орехово-Зуево, так что можно считать, что «плечо» от Золотых Ворот до Кремля преодолевается при сегодняшнем состоянии инфраструктуры КПГ также беспроблемно. Но у нас были другие задачи.

Трасса М-10 протяженностью 700 км сегодня имеет на своем пути АГНКС в Твери, на Валдае и в Тосно. Расстояния между этими пунктами не превышают 250 км. На 400-километровом платном участке от Твери до Великого Новгорода пока еще не налажена инфраструктура заправочных станций – ни бензиново-дизельных, ни газовых. Всю трассу М-11 «Автодор» обещает сдать в эксплуатацию к концу 2018 г., вероятно, тогда и начнется строительство АЗС и КриоАЗС.

МИФ ТРЕТИЙ, НЕРАВНОСИЛЬНЫЙ 

«Мотор на метане работает слабее»

Как владелец автомобиля с таким же двигателем, что и у нашей «Весты» на пробеге (16-клапанный мотор Renault Megane объемом 1,6 л), я не ощутил разницы в мощностных характеристиках при эксплуатации на бензине и метане. У современных автомобилей привод акселератора давно уже не механический, и существуют как минимум два подхода к его настройке. Например, «фолькс-вагены», «форды», «хонды» и «пежо» разгоняются быстрее, чем «мерседесы», «тойоты» и «рено». Но вторые, разогнавшись, могут добавить мощности на высоких оборотах, в отличие от первых.

В истории АвтоВАЗа был случай, когда динамику настраивали специалисты из Porsche, но сейчас заводом частично владеет Renault, и концепции изменились. Поэтому серийная «Веста» в лучших французских традициях разгоняется несколько вяло как на метане, так и на бензине, зато уверенно чувствует себя на скорости 170 км/ч.

Член нашего экипажа Евгений Лопаткин сообщил, что на высоких оборотах работы двигателя в метан автоматически добавляется некоторое количество бензина для повышения мощности и сохранения эксплуатационных свойств двигателя, предотвращая возможность образования обедненной топливно-воздушной смеси, что исключает прогорание клапанов, катализатора и т. д. Мы хотели бы подчеркнуть, что испытания газомоторного автомобиля на высоких скоростях проходили за рамками автопробега и в условиях, не нарушающих безопасность на дорогах общего пользования. Если же говорить о средней скорости передвижения колонны, то она оказалась на удивление высокой – 80 км/ч вне населенных пунктов.

МИФ ЧЕТВЕРТЫЙ, ДОЛГОЖДАННЫЙ 

«Заправка газом длится дольше»

Заправка метаном на АГНКС занимает примерно 5 мин для 90-литрового баллона. Это сравнимо со скоростью заливки в бак такого же объема бензина. Сжиженным природным газом грузовик заправляют еще быст-рее, видимо, в связи с тем, что на КриоПАГЗ и КриоАЗС стоят более мощные насосы. Зрелище это по-своему увлекательное: выпадает снег, и с паровозным шумом стравливаются излишки пара.

МИФ ПЯТЫЙ, БЕЗОПАСНЫЙ 

«Эксплуатация газомоторного транспорта небезопасна для водителя и пассажиров»

Конструкция современного автомобиля предусматривает усиление каркаса кормовой части, где находится бензобак или, как сейчас, металлокомпозитный баллон с метаном. Сам баллон имеет двойные стенки для страховки от прорыва и оборудован датчиком фиксации утечек и давления.

Существует еще одна концепция размещения заправочных емкостей, когда баллонов для сжатого метана несколько, они меньше размером и размещены на дне автомобиля. Это экономит место в багажнике, но сравнимо ли по безопасности с единственным баллоном и местом его расположения? Путешествовавший на многобаллонном «Фольксвагене» директор по технологическому сотрудничеству Uniper Детлеф Весслинг подтвердил, что один баллон для компримированного газа в багажнике – более безопасное решение, чем существующие альтернативы.

Отдельным и немаловажным фактором безопасности служит компетенция специалистов компании, устанавливающих газобаллонное оборудование. Подтверждением их квалификации могут считаться сертификаты завода – изготовителя автомобиля и компании – производителя газобаллонной аппаратуры.

МИФ ШЕСТОЙ, РАЗРУШИТЕЛЬНЫЙ 

«Газомоторное топливо разрушает двигатель»

Транслируя информацию об автопробеге в социальные сети, мы получили ряд вопросов, касающихся якобы негативного воздействия газа на бензиновый двигатель внутреннего сгорания. Напомним, что двигатель при использовании газа в качестве топлива конструкционным изменениям не подвергается и не перенастраивается.

Лучшим доказательством того, что газ не оказывает отрицательного воздействия на двигатели, стало отсутствие поломок автотранспорта почти за 10 тыс. км пробега.

Существует мнение, что газ быстро выводит из строя свечи зажигания. На рис. 1 и 2 мы демонстрируем фотографии свечей зажигания участвовавшей в пробеге газомоторной «Весты» и моего бензинового «Мегана». Обе свечи прошли по 15 тыс. км, что составляет расчетный срок их эксплуатации. Как можно заметить, нагар на свечах бензинового двигателя выглядит более интенсивным.

ВЫВОДЫ

Оценивая сегодняшнее состояние российского рынка газомоторного транспорта, важно понимать, что это только первый этап. Автомобильная промышленность постепенно готовится к переходу на альтернативные виды топлива в связи с прогнозируемым через 40 лет нефтяным голодом. Можно начать привыкать к газомоторной технике как к новому средству передвижения, можно подождать. Но самое главное – условия для подобных «тренировок» в стране созданы, что убедительно доказал автопробег «Газ в моторы».

Участниками выставки стали такие компании, как ООО «ГАЗМАШПРОЕКТ», АО «Газпром оргэнергогаз», ООО «Газпром георесурс», АО «Газпром космические системы», ООО «НПЦ «ВТД», АО «ИнтроСкан Технолоджи», ООО «Диаконт», ООО «НПЦ «ЭХО+», ФГАУ «НУЦСК при МГТУ им. Н.Э. Баумана», ООО «Алтес», ООО «Центр Цифра».

Среди представленного оборудования особое внимание привлекли современный инспекционный снаряд Ду1400 для внутритрубного диагностирования газопроводов с применением ЭМА-метода, внутритрубный диагностический комплекс Ду426 с возможностью прохождения отводов 1,5D, внутритрубные роботизированные диагностические комплексы А2072 INTROSCAN и А2077 MultiScan.

Участники продемонстрировали на своих стендах теле-управляемые диагностические комплексы для внутритрубного диагностирования трубопроводов малых диаметров RODIS-8 и ТДК-400-М-Л, комплексные системы мониторинга технического состояния производственных объектов, в том числе с использованием беспилотных воздушных судов, а также системы автоматизированного ультра-звукового контроля сварных соединений.

В заключительный день Форума, 5 октября, состоялась масштабная конференция «Диагностика в газовой отрасли», послужившая площадкой для обсуждения актуальных вопросов и обмена опытом в области технической диагностики в целях обеспечения надежного и безаварийного функционирования опасных производственных объектов газовой отрасли. На конференции выступил заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов. В рамках мероприятия обсуждались вопросы создания новых видов диагностического оборудования, обучения и повышения квалификации специалистов, совершенствования нормативной документации.

Ежегодная международная премия «Глобальная энергия» входит в Топ-99 главных наград планеты, для России она единственная в этом списке. Отмечающая наиболее значимые достижения в области решения энергетических проблем планеты премия была присуждена академику РАН, заведующему лабораторией «Проблемы тепломассопереноса» Института теплофизики СО РАН С.В. Алексеенко за разработки в области теплоэнергетики, позволяющие создавать современное энергосберегающее оборудование. Еще одним лауреатом стал профессор Университета Нового Южного Уэльса, директор Австралийского центра исследований в области перспективной фотоэлектрической энергетики Мартин Грин. Ему присудили награду за технологии фотовольтаики, повышающие экономичность и эффективность солнечных элементов. Оба ученых получили золотые медали премии и разделили денежную часть награды, в 2018 г. составившую 39 млн руб. Лауреаты премии уверены, что в сфере энергетики сегодня происходят большие изменения, при этом надежное энергоснабжение – это глобальная задача, поэтому они продолжат совершенствовать свои разработки. С.В. Алексеенко планирует создать новые технологии на основе возобновляемых источников энергии, а Мартин Грин намерен повысить производительность своих солнечных панелей еще на 50 % и увеличить срок их работы более чем на 25 лет.

«Разработки Сергея Алексеенко и Мартина Грина отвечают актуальным проблемам мировой энергетической сферы, они – абсолютные лидеры в своих облас-тях. Признавая таких ученых, премия… помогает анализировать мировые тренды и поддерживает технологии, отвечающие глобальным энергетическим вызовам», – подчеркнул председатель Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия», член Межправительственной группы экспертов по изменению климата, лауреат Нобелевской премии мира 2007 г. Родней Джон Аллам.

В ходе торжественной церемонии также состоялось вручение наград победителям ряда программ Ассоциации «Глобальная энергия». За победу в конкурсе «Энергия прорыва – 2018» был награжден А.А. Тринченко, доцент кафедры «Атомная и тепловая энергетика» Института энергетики и транспортных систем СПбПУ Петра Великого. А.А. Тириченко обосновал эффективность сжигания твердых топлив (угля, торфа и пр.) низкотемпературным вихревым методом, внедрение которого снижает количество вредных веществ в процессе производства электрической энергии на тепловых электростанциях.

Автор аналитической статьи «Своевременное исчезновение климатического скептицизма в Китае» – журналист из Канады Джефф Дембицки стал победителем международного медийного конкурса «Энергия пера – 2018».

Обозначая траекторию развития энергетики и ее зависимость от новых технологических решений, Министр энергетики России А.В. Новак отметил: «В идеале любой источник тепла и света должен быть «чистым», экологичным, экономически выгодным для генерирующей организации, безопасным и дешевым для потребителя. Появление таких источников... результат большого научного поиска. Премия «Глобальная энергия» – лучшее тому подтверждение».

Конференция как ключевое мероприятие по реализации единой технической политики в области обслуживания и ремонта основных фондов ПАО «Газпром» позволяет ознакомиться с отечественными и мировыми достижениями и обменяться опытом в сфере перспективных технологий ремонта объектов добычи, переработки и транспорта газа.

Обращаясь с приветственным словом к участникам пленарного заседания, состоявшегося 25 сен-тября, начальник профильного Департамента 338 ПАО «Газпром» С.В. Скрынников обозначил наиболее актуальные вопросы для обсуждения в ходе Конференции. По ключевым проблемам бизнес-процесса диагностического обследования, технического обслуживания и ремонта объектов ПАО «Газпром» выступили представители Департамента 308 (В.А. Михаленко), Департамента 817 (В.Ю. Хатьков), Департамента 310 (С.Н. Панкратов) и Департамента 121 (М.В. Сироткин).

26 и 27 сентября работа Конференции продолжилась в рамках технических секций:

– «Организация планирования ремонта основных фондов ПАО «Газпром»;

– «Особенности ценообразования ремонта и приемки работ»;

– «Обслуживание и ремонт объектов добычи и переработки углеводородов»;

– «Обслуживание и ремонт объектов линейной части магист-ральных газопроводов»;

– «Обслуживание и ремонт объектов компрессорных станций»;

– «Организация и выполнение строительного контроля на объектах капитального ремонта»;

– «Проектно-изыскательские работы для капитального ремонта объектов ПАО «Газпром».

В ходе Конференции 96 докладов участников были посвящены наиболее актуальным вопросам обслуживания и ремонта фондов ПАО «Газпром», которые выступают в качестве основных инструментов поддержания технического состояния Единой системы газоснабжения (ЕСГ) ПАО «Газпром» и, таким образом, обеспечивают надежную, безопасную и эффективную эксплуатацию объектов добычи, транспортировки, хранения и переработки газа и газового конденсата.

Важной частью Конференции стало проведение выставки оборудования и услуг для диагностики, обслуживания и ремонта скважин, технологического оборудования и магистральных трубопроводов.

27 сентября состоялось заключительное пленарное заседание с подведением итогов работы технических секций и обсуждением проекта «Решения Конференции».

Лучшими признаны доклады представителей ООО «Газпром трансгаз Югорск»: главного инженера – первого заместителя генерального директора В.Б. Браткова «Планирование и выполнение ремонта объектов линейной части МГ и подводных переходов для обеспечения надежной и безопасной работы ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск» и начальника отдела ценообразования, смет и сводных сметных расчетов УОВОФ М.В. Густеневой «Организация формирования сметной стоимости объектов ДТОиР ООО «Газпром трансгаз Югорск». Самым активным участником Конференции назван С.С. Ломоносов, начальник отдела Департамента 121.

Конференция «Обслуживание и ремонт основных фондов ПАО «Газпром» отразила современное состояние системы диагностического обследования, технического обслуживания и ремонта, а также определила новые направления для решения современных задач, которые возникают в связи с вводом в эксплуатацию новых уникальных объектов ЕСГ.

Первое место занял китайский ученый Джан Чао из компании CNOOC Petrochemical Engineering Co., Ltd. Его работа «Исследование и применение единого процесса добычи легких углеводородов и криогенная генерация энергии с помощью СПГ» получила денежный приз в 1 млн руб.

Второе место разделили российские ученые Глеб Деревягин (НПО «Вымпел) с проектом «Однониточная газоизмерительная станция нового поколения» и Олег Сычев (АО «Северсталь Менеджмент») с проектом «Разработка и освоение технологии производства листов для труб большого диаметра из стали класса прочности К60 для строительства участков газопровода «Сила Сибири» в зоне активных тектонических разломов».

Третье место Конкурса завоевал представитель Научно-исследовательского центра Корейской газовой корпорации KOGAS Ким Чжун-Гюн. Его проект называется «Влияние размера и объема проппанта на проницаемость трещин в гидравлически раздробленных сланцевых газовых коллекторах».

Специальный приз «Перспективный молодой ученый» получил студент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Даниил Чапайкин. Он представил на конкурс проект «Структурная трансформация нефтяного бизнеса: от интеграции к сетевой модели».

Специальным призом «Кад-ровый потенциал» награждена Дарья Максакова из Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН (Новосибирск) с проектом «Направление развития газотранспортной инфраструктуры в восточных регионах России в условиях трансформации газовых рынков стран Северо-Восточной Азии», тема которого стала созвучна повестке стартовавшей днем позже XV Международной конференции по проблемам природного газа и газопроводов стран Северо-Восточной Азии.

Подводя итоги Конкурса, возглавлявший жюри заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов отметил его значимость для отраслевой науки и производства, а также важную роль, которую Конкурс сыграл в деле мотивации молодых ученых всего мира к новым открытиям и технологическим прорывам в нефтегазовой области.

ЗА ЧЕСТЬ РОССИИ

С 10 по 17 сентября в г. Чхунчжу в Южной Корее прошли XIII Всемирные игры пожарных World Firefighters Games. В состав российской сборной впервые за историю соревнований вошли пожарные ПАО «Газпром». 

Спасатели более чем из 40 стран соревновались как в олимпийских, так и в неолимпийских видах спорта, а также в прикладных дисциплинах, применяемых на пожарных учениях и в практике противопожарных подразделений. Сборную России представляли спортсмены российских физкультурно-спортивных обществ и дочерних компаний ПАО «Газпром», в числе которых: ООО «Газпром газобезопасность», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Томск», ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром добыча Уренгой». Команда «Газпрома» выступала в двух видах соревнований: экстремальном пожарном и легкой атлетике.

Программа соревнований включала 75 видов упражнений, среди которых были комбинированная эстафета, бег с барьерами, прыжки в длину и высоту, подъем по выдвижным пожарным лестницам в окно четвертого этажа, эвакуация «пострадавшего», преодоление пожарного лабиринта и др. Дебют команды ПАО «Газпром» имел успех: российская сборная заняла третье место в обще-командном зачете по количеству медалей после сборных Кореи и Китая. Из 58 медалей, завоеванных российской сборной, 45 оказались на счету газовиков.

Участников Конференции приветствовали ви­це-президент компании PetroChina Лин Сяо, президент «РОСАЗИЯГАЗ» А.М. Мастепанов, президент Комитета по вопросам развития инфраструктуры и использования природного газа Японии (NIDUC-J) Нобуо Танака и многие другие.

Первая пленарная сессия Конференции по теме «Состояние и перспективы развития рынка природного газа в странах Северо-Восточной Азии на ближайшие пять лет» была проведена 4 октяб-ря. В число выступающих вошли заместитель Министра энергетики России А.Б. Яновский, начальник отдела исследований рынка газа Научного центра CNPC Шань Вэйго, научный сотрудник Института экономики энергетических отраслей Кореи Пак Чин Хо и др. День завершился концертом, экскурсией и фуршетом в Государственном Эрмитаже. Это мероприятие прошло в рамках Совместной программы сотрудничества в области культуры ПАО «Газпром» и австрийской компании OMV.

5 октября на пленарной сессии обсуждались «Ключевые проблемы международного сотрудничества по проектам транспортировки и использования природного газа в Северо-Восточной Азии». Программа второго дня предполагала две секции докладов по вопросам новых проектов магистральных газопроводов, проектов по сжиженному природному газу и переработке и использованию природного газа. На сессии, среди прочих, выступили старший инженер Китайского исследовательского центра проблем сотрудничества в сфере природного газа и газопроводов в Азии Лю Линли, старший исследователь корпорации KOGAS Хван Гван Су, заместитель председателя Мирового энергетического совета по странам Азиатско-Тихоокеанского региона и Южной Азии Мураки Сигэру.

Программа Конференции и темы дискуссий отражали актуальные тенденции газового рынка стран Северо-Восточной Азии, такие как проект создания единой газотранспортной системы, газовый дефицит в Японии и стремление этой страны стать региональным «газовым хабом», сравнение Китая с «газовым Кинг-Конгом» и т. д. Гости отметили высокий уровень организации и гармоничное вовлечение участников в другие мероприятия конгрессной и экспозиционной программы Петербургского международного газового форума.

Участников Совещания приветствовал заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов. «Вопросы качества для «Газпрома» имеют первостепенную важность, поскольку компания представляет Россию на рынках Европы и Азиатско-Тихо-океанского региона, – подчеркнул В.А. Маркелов. – Показателем качества работы ПАО «Газпром» может считаться стабильная подача природного газа потребителям, фактически не имеющая перебоев... За этим стоят внешне незаметный труд многих специалистов и отлаженная производственная система, с новейшими достижениями которой можно ознакомиться на организованной в рамках ПМГФ выставке «Импортозамещение в газовой отрасли».

В открывшей Совещание панельной дискуссии, помимо В.А. Маркелова, приняли участие директор по оценке соответствия и вопросам потребителей Международной организации по стандартизации (ISO) Исаак Шепс, председатель концерна Shell в России Седерик Кремерс, Председатель Правления ПАО «СИБУР Холдинг» Д.В. Конов, губернатор Пермского края М.Г. Решетников. Модератором панельной дискуссии выступил Алекс Езрахович – директор по международным связям Ассоциации по сертификации «Русский Регистр», эксперт международного уровня в области менеджмента качества. В настоящее время он представляет Австралию в Комитете по оценке соответствия ISO (CASCO) и возглавляет консалтинговую компанию AEConformity.

Архитектура панельной дискуссии строилась на докладах представителей ISO Исаака Шепса и Шона МакКертена о внедрении новых стандартов ISO 9004 (менеджмент для достижения устойчивого успеха организации), ISO 50001 (система энергетического менеджмента) и ISO 45001 (система менеджмента охраны здоровья и безопасности труда). Топ-менеджеры ведущих отраслевых компаний В.А. Маркелов, Седерик Кремерс, Д.В. Конов, в свою очередь, рассказали о реализации принципов управления качеством в ПАО «Газпром», «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» и ПАО «СИБУР Холдинг». Доклад о системном подходе исполнительной власти к управлению качеством в рамках сотрудничества промышленных предприятий г. Перми с «Газпромом» представил губернатор края М.Г. Решетников. Таким образом, участники получили фактически полную картину менеджмента качества по всем отраслевым направлениям: добыча, транспортировка, хранение, переработка, сжижение природного газа, а также производство оборудования, запорно-регулирующей арматуры и программного обеспечения.

Панельную дискуссию завершила торжественная церемония награждения победителей Международного конкурса молодых ученых «Нефтегазовые проекты: Взгляд в будущее».

Дальнейшая программа Совещания предусматривала три параллельные секции: «Технологии добычи углеводородов на море», «СПГ и переработка» и «Менеджмент качества в газовой промышленности». В каждой из секций были заслушаны доклады по актуальной проблематике обозначенных направлений. Первый день работы Совещания завершило общение в неформальной обстановке за ужином в Российском этнографическом музее. 4 и 5 октября участники Совещания смогли ознакомиться с экспозицией Форума, побывать на Пленарном заседании с участием Председателя Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллера и на других мероприятиях конгрессной программы.

Технологии электрообогрева ГК «ССТ» ДЛЯ НОВЫХ ОБЪЕКТОВ «ГАЗПРОМА»

Группа компаний «Специальные системы и технологии» (ГК «ССТ»), основанная в 1991 г., – крупнейший в России и один из ведущих в мире производителей нагревательных кабелей и систем электрообогрева промышленного и бытового назначения. На выставке компания представила ряд инновационных технологических решений в области обогрева объектов добычи, транспортировки, переработки и хранения углеводородов.

Компанией поставляется самая обширная в отрасли номенклатура нагревательных кабелей собственной разработки и производства (саморегулирующихся, резистивных, в минеральной изоляции и гофрированной оболочке из нержавеющей стали) для обогрева скважин, подводных трубопроводов, морских платформ и судов, взлетных полос промысловых аэродромов, антиобледенительных систем воздушного транспорта – всех объектов, электрооборудование которых требует энергоэффективности и безопасности.

В 2014 г. в структуре Группы компаний «Специальные системы и технологии» было создано опытно-конструкторское бюро «Гамма», на базе которого стартовало первое в России производство проводящих пластмасс и саморегулирующихся нагревательных кабелей на их основе. Кабели плоского сечения с углеродной матрицей оптимально подходят в качестве нагревательных элементов трубопроводов. В зависимости от исполнения теплоизоляции продукция ГК «ССТ» имеет широкий диапазон применения: от –60 до 800 °C, т. е. обеспечивает стабильный и эффективный обогрев в любых условиях – от морских месторождений Арктики до газоперерабатывающих заводов Астрахани и Оренбурга. В 2018 г. ГК «ССТ» была включена в Реестр Минпромторга РФ как единственный в стране производитель сис-тем электрообогрева на основе нагревательных кабелей.

АО «Борхиммаш»: от разработки проекта до успешной эксплуатации

АО «Борхиммаш» – крупнейшее предприятие по производству аппаратов воздушного охлаждения в СНГ и Восточной Европе. Сегодня завод поставляет свою продукцию для многих проектов ПАО «Газпром», таких как Система магистральных газопроводов «Ухта – Торжок», II нитка (Ямал), обустройство Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения и др.

«Борхиммаш», входящий в Группу компаний «Лимонте», второй раз стал участником ежегодного Газового форума. Проект, который был разработан в рамках Программы импортозамещения и представлен в 2016 г. на выставке, сегодня уже успешно внедрен на головной компрессорной станции (КС) Северо-Европейского газопровода – КС «Портовая».

В этом году предприятие презентовало свою новейшую разработку в рамках научного консорциума. Посетителям и участникам экспозиции была продемонстрирована голографическая 3D-модель Утилизационного теплового энергокомплекса на базе КС ПАО «Газпром» «Ново-Комсомольская». Задача комплекса – энергосбережение компрессорных цехов за счет переработки тепла отходящих газов в электрическую энергию.

Передовые технологии демонстрации привлекли к стенду АО «Борхиммаш» практически всех посетителей Форума, включая топ-менеджеров ПАО «Газпром» и других российских и зарубежных нефтегазовых компаний. Проект был отмечен как перспективный для развития Программы импортозамещения и отечественного химического машиностроения.

ЦИФРОВОЙ КОНТРОЛЬ ДОБЫЧИ ГАЗА ОТ «КОСМОС-НЕФТЬ-ГАЗ»

С момента создания в 1994 г. Финансово-промышленная компания «Космос-Нефть-Газ» осуществляет проектно-конструкторские работы, производство и поставку оборудования для структурных подразделений ПАО «Газпром», а также других предприятий нефтяной, газовой, химической отраслей промышленности. Продукция ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» соответствует требованиям СТО Газпром и международного стандарта качества ISO 9001:2015.

В рамках VIII Петербургского международного газового форума ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» представило макет газовой скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной (КЛК). В макет были включены такие новые разработки компании, как модуль автоматизированной технологической обвязки скважин МОС2/1-04 и автономный источник питания «Эвогресс 6.0».

Модуль МОС2/1-04 предназначен для автоматизированного контроля и управления режимом работы газовой скважины, оборудованной КЛК. Автономный источник питания на базе свободнопоршневых двигателей Стирлинга «Эвогресс 6.0», работающих от природного газа, позволяет обеспечить энергонезависимость модуля и его применение на удаленных скважинах.

В рамках реализации Программы импортозамещения в модуле МОС2/1-04 используется свыше 90 % комплектующих российского производства.

Областью применения оборудования служат месторождения газа, находящиеся на этапе падающей добычи (скважины, самозадавливающиеся из-за образования водяных и песчаных пробок внутри), в том числе не обеспеченные подводом электроэнергии.

К настоящему времени на скважине Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Надым» успешно завершены все этапы опытно-промышленной эксплуатации модуля МОС2/1-04.

ПРОДУКТИВНОСТЬ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КОМПАНИИ «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ»

Инженерная компания «Прософт-Системы» представила оборудование и программное обеспечение для автоматизации технологических процессов и энергоснабжения нефтегазовых предприятий. Российские и зарубежные делегации смогли ознакомиться с функционалом устройств и обсудить их возможное использование в своих проектах. Наибольшую актуальность для газовой отрасли представляют системы управления технологическим оборудованием на базе контроллеров REGUL R500 и R600 и разработки для повышения безопасности на производстве. По словам иностранных гостей, освоение уровня полноты SIL3 может стать самым многообещающим направлением развития систем автоматизации в ближайшие годы.

Участие в Форуме, организованное при поддержке АО «Российский экспортный центр», позволило установить контакты с инженерными и нефтегазовыми компаниями из Арабских Эмиратов, Италии, Кореи, Сингапура и России. Стоит отметить ряд встреч, проведенных специалистами компании «Прософт-Системы» с представителями и партнерами ПАО «Газпром». Были намечены перспективы сотрудничества в сфере атомной промышленности, рассмотрено применение конт-роллеров ARIS C303 для электроснабжения тяговых подстанций на железной дороге. Проведены встречи с представителями элект-росетевых компаний, в том числе по учету электроэнергии и телемеханизации распределительных пунктов Санкт-Петербурга.

По итогам Форума подготовлено Соглашение о намерениях с компанией GES, участвующей в проектах газового сектора на рынках Ближнего Востока и Юго-Восточной Азии. Документ должен определить планы сотрудничества в проектах по газодобыче на территории Германии, Румынии, Египта и Бангладеш. В перспективе – использование программируемого логического контроллера REGUL в системах автоматизации газовых регуляторов. Системы одоризации и подогрева газа на базе REGUL R200 также представляют интерес за рубежом.

Выступая с докладом на пленарном заседании «Роль и место газа в энергобалансе мировой экономики», А.Б. Миллер ознакомил аудиторию с новыми тенденциями газового рынка Европы и стран АТР, рассказал о динамике баланса трубопроводного и сжиженного природного газа в аспекте мирового потребления, о новых соглашениях, подписанных «Газпромом» с европейскими партнерами – компаниями OMV и Wintershall – «по всей цепочке создания стоимости в газовом бизнесе: в добыче, в транспорте, в подземном хранении и в сбыте газа». Со своими докладами в рамках пленарного заседания также выступили член Исполнительного комитета компании Royal Dutch Shell Маартен Ветселаар, Председатель Правления компании OMV Райнер Зеле, Президент Международного газового союза Джо М. Канг, Председатель Правления компании Verbundnetz Gas Ульф Хайтмюллер, вице-президент компании CNPC Цинь Вейчжун и коммерческий директор компании Uniper Киф Мартин.

В этот же день А.Б. Миллер приветствовал финишировавших в «Экспофоруме» участников автопробега «Газ в моторы», за месяц прошедших свыше 9000 км от китайского города Жудун до Санкт-Петербурга.

Ежегодный Международный газовый форум традиционно сов-мещает конгрессную программу с экспозицией новейших достижений в газовой отрасли. В этом году в рамках Форума действовали выставки «Рос-Газ-Экспо», «Газомоторное топливо», «InGAS STREAM 2018 – инновации в газовой отрасли» и «Импортозамещение в газовой отрасли». 3 октября выставку посетил заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов. Особое внимание он уделил стендам экспозиции «Импортозамещение» и стенду «Диагностика в газовой отрасли», представленному Департаментом 338. Выступая на Совещании по технологическому развитию ПАО «Газпром», Маркелов отметил насыщенность выставочной площадки Форума интересными техническими решениями, включающими технологии виртуальной реальности и другие инновационные разработки.

Открывая пленарную сессию Российской энергетической недели (РЭН), Президент Российской Федерации В.В. Путин отметил, что в этом году Форум посетило рекордное число специалистов и всех тех, кто интересуется энергетикой: «Около девяти с половиной тысяч человек… приехали, чтобы в открытом доверительном ключе обсудить темы глобальной энергетической повестки. Россия, как известно, – один из крупнейших игроков мирового энергетического рынка. <…> Для нас крайне важно чувствовать тенденции глобальной энергетики, чтобы эффективно реализовывать свои конкурентные преимущества и вместе с другими странами формировать общее энергетическое пространство и общее энергетическое будущее».

В первый день глава государства провел встречу с Генеральным секретарем Организации стран – экспортеров нефти (ОПЕК) Мохаммедом Сануси Баркиндо. В рамках выездной панельной сессии Форума стран – экспортеров газа (ФСЭГ) ОПЕК впервые представила годовой отчет World Oil Outlook 2018, анализирующий перспективы развития нефтяного рынка до 2040 г. Приветствовали участников выездной панельной сессии, а также выступили с докладами Генеральный секретарь ФСЭГ Ю.П. Сентюрин и Председатель Правления ПАО «НОВАТЭК» Л.В. Михельсон.

Участниками деловой программы РЭН в этом году стали 20 министров иностранных государств. Обращаясь к ним в рамках своего выступления, Министр энергетики Российской Федерации А.В. Новак призвал страны – участницы мирового рынка газа становиться членами ФСЭГ. Данная инициатива была поддержана Министром энергетики и промышленности Катара Мохаммедом бин Салехом аль-Сада.

На полях Форума состоялась 11-я в этом году встреча руководителя Минэнерго России и Министра энергетики, промышленности и минеральных ресурсов Королевства Саудовская Аравия Халида аль-Фалиха. С главой Министерства промышленности и горного дела Алжира Юсефом Юсфи А.В. Новак обсудил перспективы диверсификации двустороннего сотрудничества.

Специально для проведения рабочей группы на РЭН прибыла делегация из Азербайджана во главе с Министром энергетики Парвизом Шахбазовым. К уча-стию в пленарной дискуссии были приглашены Министр горнодобывающей промышленности и энергетики Республики Сербия Александр Антич, Министр энергетики Республики Сьерра-Леоне Альхаджи Канжа Сисей, Министр горнорудной промышленности и углеводородов Республики Экваториальная Гвинея Габриэль Нгуема Лима.

На различных мероприятиях Форума присутствовали генеральный секретарь Международного энергетического форума Сунь Сяньшэн, генеральный секретарь, главный исполнительный директор Мирового энергетического совета Кристоф Фрай, исполнительный директор Международного партнерства по сотрудничеству в области энергоэффективности Бенуа Лебо. Российский бизнес представляли такие лидеры энергоиндустрии, как Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер, Председатель Совета директоров ПАО «Газпром» В.А. Зубков, Председатель Правления ПАО «ЛУКОЙЛ» В.Ю. Алекперов, Председатель Правления ПАО «СИБУР Холдинг» Д.В. Конов и другие главы компаний.

По ключевой теме Энергетической недели выступили Генеральный директор Enel SpA Франческо Стараче, Президент, Председатель Совета директоров Total SA Патрик Пуянне, Главный исполнительный директор Royal Dutch Shell Plc Бен ван Берден.

Одно из важнейших соглашений, подписанных в рамках РЭН, было заключено между правительствами РФ и Казахстана о торгово-экономическом сотрудничестве сторон в области поставок нефти и нефтепродуктов в республику. Среди наиболее значимых документов – соглашение о сотрудничестве между ПАО «НОВАТЭК» и Siemens AG.

Новые обсадные и НК-трубы

Основные ресурсы Объединенной металлургической компании (АО «ОМК») направлены на расширение линейки продукции для топливно-энергетического комп-лекса и продолжение курса на импортозамещение. Особо значимый проект – модернизация производства обсадных труб и запуск производства насосно-компрессорных труб (НКТ) на Выксунском металлургическом заводе (ВМЗ). Проект предусматривает создание высокотехнологичного центра финишной отделки труб, модернизацию трубных станов, строительство муфтового производства, а также мощностей по нанесению покрытий. Финишный центр в Выксе уже действует, пройдена бóльшая часть гарантийных испытаний, идет этап освоения.

Производство НКТ формируется на базе построенного в рамках проекта нового трубного цеха ВМЗ (рис. 1, 2). Компания освоит выпуск труб диаметрами от 60 до 114 мм. Также проектом предусмотрено строительство участков отделки, контроля и термообработки мощностью более 100 тыс. т. Комплекс ориентирован на изготовление 150–160 т продукции в год. Металл для производства НКТ будет поставлять литейно-прокатный комплекс ВМЗ, который после проведения комплексной модернизации увеличит выпуск стального проката примерно на 20 % – до 1,5 млн т горячекатаного рулона в год. Первый цех ВМЗ будет оснащен оборудованием для нарезки муфт.

Помимо этого, на трубном производстве ВМЗ будет открыт участок для нанесения внутреннего покрытия на трубы среднего диаметра. Сейчас создание этого объекта вошло в завершающую стадию: окончены строительные работы, монтируется оборудование, предстоит переход к этапу освоения технологий. Проектная мощность участка – 60 тыс. т продукции в год. Завершить этот инвестиционный проект ОМК планирует в 2022 г. Общие инвестиции составляют более 40 млрд руб.

Бесшовные трубы ВМЗ

Даже значительные производственные мощности АО «ОМК» имеют определенные ограничения. По этой причине компания начала строительство производства нефтегазопроводных, линейных и нарезных бесшовных труб, что позволит осуществить покрытие сегментов, где поставка труб пока не производится. В новом трубопрокатном цехе ВМЗ предполагается изготовление широкого спектра трубной продукции диаметром от 70 до 273 мм для удовлетворения текущих и будущих потребностей нефтегазовых компаний, предприятий энергетического сектора, машиностроения и других отраслей. Планируемый объем производства составляет 450 тыс. т/год в зависимости от сортамента.

Новый цех получит самое современное и высокотехнологичное оснащение: трубопрокатный стан FQM, линии контроля, нарезки резьбы, отделки линейных труб и термоотдел. В цехе будет использована наиболее современная технология производства бесшовных труб, линии нарезки позволят также осуществлять нарезку полупремиальных и премиальных соединений. Общая площадь цеха составит около 130 тыс. м2. Предполагается, что цех будет также принимать на финишную обработку трубы из других цехов ВМЗ и направлять их, в том числе, в Финишный центр. Предусмотрена возможность расширения участков отделки, включая установку дополнительного термоотдела и линий нарезки труб.

В данный момент на площадке ведутся подготовительные работы. Выбран поставщик основного технологического оборудования – компания Danieli, контракт подписан и уже осуществляется инжиниринг.

Сложный и капиталоемкий проект направлен на растущие узкие ниши, куда сварная труба не поставляется. Расширению сегментов поставок ОМК будет способствовать включение предприятий, которые в силу стандартов или привычки используют бесшовные трубы, а не сварные, например газовых. Компания рассчитывает, что новое производство сможет удовлетворить растущий спрос и обеспечить потребителю лучшее качество, чем он имеет сейчас.

СТРОИТЕЛЬСТВО УЗСА

Объединенная металлургическая компания завершает строительство Уральского завода специального арматуростроения (УЗСА) в Челябинске. Инновационное производство создано в рамках реализации мероприятий дорожной карты Программы по импортозамещению критичных видов сложного оборудования для нефтегазовой отрасли. Завод позволит поставлять современную отечественную продукцию на предприятия, осуществляющие добычу природного газа и газового конденсата из месторождений углеводородов с высоким содержанием агрессивных химических составляющих и механических примесей. Продукция УЗСА (рис. 3, 4) будет применяться и в области транспортировки газа, например на компрессорных станциях, а также в сегменте газопереработки, в том числе в производстве сжиженного природного газа.

Реализуемые проекты свидетельствуют о готовности ОМК к конъюнктурным изменениям на рынке труб. Инвестиции позволят ОМК сократить сроки производства и увеличить универсальность поставок продукции клиентам.

АО «ОМК»

115184, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-71

Факс: +7 (495) 231-77-72

E-mail: sales@omk.ru

www.omk.ru

– Виталий Валерьевич, какую продукцию ваша компания представляет на выставке?

– Это сильфонные компенсационные устройства для отраслей промышленности, в которых используются трубопроводы. Различные нагрузки, связанные с температурными колебаниями, вибрациями работающего оборудования и другими факторами, воздействуют на трубопроводы постоянно. Чтобы избежать образования трещин и деформации трубопровода с последующим прорывом, применяется система компенсации за счет изгибов трубы, так называемая «самокомпенсация». Конструкция имеет большие габариты, и ее использование влечет за собой значительные капитальные затраты. Экономичной альтернативой стали сильфонные компенсаторы – своего рода всесторонние шарниры, образцы которых выставлялись на нашем стенде. Один такой компенсатор способен заменить три П-образных компенсатора. Хотелось бы подчеркнуть, что компания представила не специально подготовленные выставочные экспонаты, а промышленные образцы, которые после выставки отправятся к своим заказчикам.

– Расскажите об истоках вашего предприятия.

– Начинало НПП «Компенсатор» с изготовления систем для морских судов в 1977 г., затем работало в проекте «Энергия – Буран». В космос отправилось около 2 т нашей продукции. К унаследованному оборонно-космическому подходу к качеству добавились современные элементы бережливого производства и стандартизации ISO 9001–2015.

Базируется производство в г. Санкт-Петербурге на территории судостроительного завода «Северная верфь». Наша продукция рассчитана на 30 лет работы в тепловых сетях, на 40 лет – в нефтегазовой отрасли и на 60 лет – в атомных энергоблоках. Конструкторское бюро в составе завода производит для заказчика расчет прочности трубопровода, указывая необходимое количество компенсаторов.

– Какова технология производства сильфона?

– Изготавливается сильфон из тонколистовой нержавеющей стали в сплаве с титаном для исключения межкристаллической коррозии. Набирается многослойный пакет обечаек, формуется на специальных гидравлических и эластомерных прессах. Кроме нас, эту технологию используют только два предприятия в мире – в Германии и Швейцарии. Диаметр изделия определяется только площадью цеха. Для доменного производства, например, предприятие выпустило сильфонный компенсатор диаметром 4700 мм.

– Как контролируется качество производства?

– Каждое изделие проходит гидравлический, термический, капиллярный, рентген- и ультра-звуковой контроль. Мы испытываем продукцию на герметичность, прочность, качество сварных швов. Без этого цикла испытаний ни один компенсатор к заказчику не поступит.

– Где именно, в каких узлах нефтегазовых объектов устанавливается оборудование АО «НПП «Компенсатор»?

– В нефтяной промышленности сильфонные компенсаторы используются на приемо-раздаточных узлах резервуарных парков хранения нефти. За последние 15 лет мы поставили ПАО «Транснефть» свыше 4000 ед. нашей продукции, которая, как показало обследование, сейчас находятся в идеальном состоянии. Сильфонные компенсаторы нашего производства установлены на Московском и Омском нефтеперерабатывающих заводах ПАО «Газпром нефть».

В газовой отрасли сильфонные компенсаторы могут успешно применяться на газораспределительных станциях (выход трубопровода на поверхность и вход в здание), на обвязках нагнетателей компрессорных станций (КС), на местах входов с КС в магистраль, в подземных хранилищах газа и в арматурных колодцах, где устанавливаются линзовые компенсаторы. Важно, чтобы подобные технологические решения апробировались вначале на сетях низкого давления, а далее уже применялись на магистральных объектах.

– Как развивается сотрудничество «Компенсатора» с «Газпромом»?

– На сегодняшний день по нашей продукции был проведен ряд совещаний в соответствующих департаментах ПАО «Газпром», и мы получили техническое задание по замене отработавших расчетный срок компенсаторов французского производства в составе импортных установок по очистке газа на ряде предприятий Группы «Газпром».

– Каков экономический эффект такого импортозамещения?

– В настоящее время французские производители предлагают свою продукцию по цене, в четыре раза превосходящей стоимость наших аналогов, если считать в рублевом эквиваленте. Помимо этого, французская компания дает 15-летний срок годности на свои изделия, тогда как «Компенсатор» предлагает 25 лет. Фактически предприятие опережает иностранных конкурентов по качеству продукции и новизне отдельных технических решений, поэтому правильнее, вероятно, употребить термин «импортоопережение».

- Какова сегодня общая ситуация с качеством в сфере производства сильфонных компенсационных устройств?

- В последние годы количество поставщиков сильфонных компенсаторов в России выросло. Это филиалы и представительства зарубежных фирм, предприятия, изготавливающие сильфонные компенсационные устройства из импортных комплектующих, зачастую с неподтвержденными техническими характеристиками. Некоторые предприятия не имеют необходимого оборудования для проведения полного комплекса контроля качества сильфонных компенсаторов в соответствии с требованиями ГОСТ. Изделия таких поставщиков, как правило, значительно дешевле продукции заводов-производителей, выполняющих все требования ГОСТ. Она не может гарантировать соответствие фактических значений технических характеристик компенсаторов требованиям ГОСТ, в ней не могут быть учтены все усовершенствования конструкции, исключающие возможность непредвиденных аварий.

– Какую еще продукцию выпускает компания?

– «Компенсатор» освоил выпуск роторно-поршневого насоса, разработанного в Эстонии. Он оснащен шарниром Гука, дает больший КПД в сравнении с насосами других систем и меньше потреб-ляет энергии. Такой насос может «усваивать» любые инородные включения, работать с высоковязкими средами и подходит, например, для ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. Компания купила патент, изготовила несколько опытных образцов и сейчас осваивает серийное производство.

– Каково Ваше мнение как руководителя компании-поставщика о Системе ИНТЕРГАЗСЕРТ?

– Наша лаборатория была сертифицирована по требованиям ГАЗПРОМСЕРТ. За время, прошедшее с создания данной системы, на рынке многое изменилось, появились новые технологии, к примеру, в производстве СПГ. Рынок объективно нуждался в создании современной системы аттестации. Систему добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ считаю своевременным и востребованным решением для повышения качества работы подрядных организаций.

– Что Вы могли бы сказать о выставке?

– На проходящей выставке, в частности, нашей компанией были заключены договоренности о кооперации в применении лазерной сварки. Это позволит увеличить порог давления при серийном производстве сильфонных компенсаторов. Участие в экспозиции - хороший способ не только поспособствовать популяризации своей продукции, но и повысить качество производства.

АО «НПП «Компенсатор»

198096, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Корабельная, д. 6, корп. 7, лит. ЕС

Тел.: +7 (812) 346-88-78,

346-88-98

E-mail: mail@kompensator.ru

www.kompensator.ru

Известный за рубежом и крупнейший в РФ завод по производству соединительных деталей трубопроводов (СДТ) представил сразу несколько новых видов трубной продукции, к освоению которых он приступил с начала 2017 г. Ранее имеющая важнейшее значение проблема закупок толстостенных труб и труб из легированных сталей для производства СДТ натолкнула предприятие на необходимость установки линии по производству «специальных» труб. Реализация идеи позволила решить стоящие перед заводом первостепенные задачи и дала дополнительный импульс к осво-ению новой продуктовой линейки труб большого диаметра (ТБД) (406–1520 мм), включающей: толстостенные трубы (до 65 мм) на рабочее давление до 32 МПа; трубы с объемной термообработкой, предназначенные для улучшения механических свойств, увеличения коррозионной стойкости и сроков эксплуатации; трубы из высоколегированных марок сталей, в том числе нержавеющих, жаропрочных и криогенных, которые широко применяются на различных установках по сжижению газа и переработке нефтепродуктов.

В настоящее время предприятие успешно заканчивает сертификацию в Cистеме добровольной сертификации ИНТЕРГАЗСЕРТ и активно проходит все ранее намеченные испытания. Параллельно ведется планомерная работа с отечественными и зарубежными предприятиями различных отраслей промышленности по продвижению новых видов продукции ЗАО «Лискимонтажконструкция».

По мнению аналитиков, завод качественно расширил линейку ТБД, производимых в России, до уровня мировых лидеров. Существенное увеличение производства стало возможным за счет новых, самых мощных силовых агрегатов и модернизации классической технологии с помощью дополнительного уникального оборудования, позволяющего увеличивать эксплуатационные свойства конечного продукта. На выставке многими участниками было отмечено, что предприятие совершило технологический рывок, создав необходимую базу для еще более ответственных будущих проектов.

Генеральный директор ЗАО «Лискимонтажконструкция» Н.В. Белоконев 

«ВОПЛОТИВ В ЖИЗНЬ НОВЫЙ И СЛОЖНЫЙ ПО ОСНАЩЕННОСТИ ТРУБНЫЙ ПРОЕКТ, МЫ ЗАКРЫЛИ ПОТРЕБНОСТЬ НАШЕЙ СТРАНЫ В ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОЙ ДОРОГОЙ ШТУЧНОЙ ИНОСТРАННОЙ ПРОДУКЦИИ И ПРЕДОСТАВИЛИ ВОЗМОЖНОСТЬ ОТЕЧЕСТВЕННЫМ ЗАКАЗЧИКАМ ОПЕРАТИВНО ПОЛУЧАТЬ КАЧЕСТВЕННУЮ ПРОДУКЦИЮ С ТРЕБУЕМЫМИ ПАРАМЕТРАМИ».

ЗАО «Лискимонтажконструкция»

397907, РФ, Воронежская обл.,

г. Лиски, ул. Монтажников, д. 1

Тел.: +7 (47391) 3-11-84

E-mail: zmz@vmail.ru

www.liskifitting.ru

Актуальность вопроса обусловлена структурными изменениями в управлении газотранспортными предприятиями и необходимостью принятия вектора инновацион­ного развития, регулярного ме­неджмента затрат, развития систем стандартизации, внедрения риск-менеджмента и ряда других корректировок [1–10].

В сложившихся условиях газотранспортному предприятию необходимо проводить изменения подходов к управлению, в первую очередь это должно быть связано с комплексом мер, объединяющих технологические и организационные инновации. Эффективное управление предполагает ориентированность на рационализацию инновационных решений и поиски путей оптимизации бизнес-процессов.

По мнению ООО «Газпром трансгаз Чайковский», применяемые сегодня инструменты оптимизации в ближайшее время полностью выполнят свои задачи и исчерпают потенциал. В данном контексте приобретает актуальность такой инструмент оптимизации и повышения эффективности деятельности компании, как внедрение системы непрерывных улучшений.

ЭТАПЫ ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

Общий алгоритм формирования и совершенствования системы управления в эффективном менеджменте предполагает последовательную реализацию следующих основных этапов:

– исследование внешних и внут-ренних условий функционирования предприятия;

– разработка и структуризация целей и задач системы управ-ления;

– формирование базовых функциональных, процессных и проектных блоков системы управления;

– оперативное регулирование и совершенствование выполнения процессов и использование инструментов системы управления для достижения поставленных результатов.

С учетом данного алгоритма на первом этапе необходимо провес-ти комплексную диагностику деятельности, выявить «узкие» мес-та и точки роста. В ООО «Газпром трансгаз Чайковский» в рамках комплексной диагностики было проведено анкетирование более 200 руководителей и специалистов компании, выполнен SWOT- и GAP-анализ, дана оценка финансово-хозяйственных показателей в динамике.

РАЗРАБОТАННАЯ МЕТОДИКА

По результатам диагностики деятельности с учетом практики применения современных систем управления нефтегазовых компаний было принято решение о разработке Методики формирования комплексной программы совершенствования системы управления газотранспортным предприятием для применения в управленческой практике ООО «Газпром трансгаз Чайковский». Далее на ее основе предполагается разработка среднесрочных и долгосрочных комплексных программ ООО «Газпром трансгаз Чайковский» как варианта реализации системы непрерывных улучшений.

Предлагаемая методика включает семь шагов (рис. 1).

Актуализация целей компании, их оформление и внутренняя пуб-ликация.

Определение ключевых функ-циональных сфер и способов функционального воздействия для матрицы влияния.

Ключевые функциональные сферы – это основные элементы бизнеса компании. Способами воздействия принято считать доступные в настоящее время компании инструменты повышения эффективности своего бизнеса.

Заполнение матрицы влияния. Структура интегрированной матрицы влияния представлена на рис. 2. Для того чтобы заполнить матрицу, необходимо одновременно проанализировать каждое поле пересечения сфер в матрице, означающее целевую или проблемную зону одной из сфер из числа объектов влияния (по горизонтали), и потенциальные возможности их решения с помощью ресурсов соответствующей сферы из числа источников влияния (по вертикали).

Далее для каждого поля с набором принятых способов воздействия разрабатываются конкретные мероприятия или проекты.

Использование матрицы как инструмента перехода к комп-лексу мероприятий позволяет систематизировать данные, повысить наглядность и управляемость процесса, разделить уровни управления по всем этапам.

Разработка мероприятий по каж-дому полю матрицы. На данном этапе необходимо выполнить формирование мероприятий по каждому полю матрицы. Это самый ответственный и трудоемкий процесс. Для разработки мероприятий компания должна обладать достаточным инновационным потенциалом, иметь соответствующие команды, способные предложить конкретные пути решения поставленных в матрице влияния задач. При этом масштаб предложенных мероприятий не обязательно должен иметь характер глобальной перестройки бизнес-процесса, а может носить прикладной характер: улучшать конкретные операции, взаимодействия, технологии, документы и т. д.

Оформление полученного набора мероприятий в виде официального документа «Комплексная программа совершенствования системы управления».

Для исключения новых показателей, перегружающих контрольную функцию, в качестве ключевых предлагается использовать планово-контрольные показатели дочернего Общества, дополненные показателями инновационного развития, каскадированными до уровня дочернего Общества в рамках Программы инновационного развития ПАО «Газпром» до 2025 г.

Реализация программы, ее корректировка, оценка рисков, оценка эффективности, пересмотр сис-темы мотивации для ключевых исполнителей, обучение персонала (рис. 3).

Разработка программы на следующий период за 6 мес до истечения планового срока реализации программы.

ВЫВОДЫ

Предложенная методика преду-сматривает повторяющийся цикл – ее можно считать вариантом системы непрерывных улучшений. Применение методики на основе матрицы влияния позволит повысить эффективность инновационной деятельности, задавая актуальные для предприятия направления. На ее основе в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» разработан проект Комплексной программы совершенствования системы управления на среднесрочный период (2018–2020 гг.). Таким образом, методика обеспечивает связь между стратегическими целями Общества и разработкой и внед-рением в Обществе производственных и организационных новшеств, повышает прозрачность и эффективность инновационной деятельности, создает условия для ее развития, в том числе развития креативности и мотивации у персонала на генерацию новых идей, их селекцию, разработку и внедрение в качестве инноваций.

В подготовке методики принял участие ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный экономический университет», имеющий статус опорного вуза ПАО «Газпром». В текущем году с университетом подписано Соглашение о сотрудничестве, разработана и принята методика диагностирования ключевых бизнес-процессов, проведено обучение по риск-менеджменту, утверждена Программа сотрудничества в инновационной сфере до 2025 г., включающая разработку концепции и методологии систем непрерывного улучшения, моделирование и оптимизацию ключевых бизнес-процессов, программу обучения сотрудников.

ООО «Газпром трансгаз Чайковский»

617760, РФ, Пермский край,

г. Чайковский, Приморский бульв., д. 30

Тел.: +7 (34241) 7-60-00

Факс: +7 (34241) 6-03-74

E-mail: 24310@ptg.gazprom.ru

www.tchaikovsky-tr.gazprom.ru

В последнее время в ПАО «Газпром нефть» активно обсуждаются вопросы внедрения системы операционной эффективности и бережливого производство, выстраивается модель поведения людей, в которой непрерывные улучшения способны стать неотъемлемой частью работы и жизни.

Система непрерывных улучшений (СНУ) основана на японской концепции бережливого производства. В основе данной философии и практики заложено создание ценности для внутренних и внешних потребителей, а также постоянное выявление и устранение различных потерь в бизнес-процессах компании. Считается, что жизнь в целом – трудовая, общественная, частная – должна быть ориентирована на постоянное улучшение.

При создании СНУ была поставлена задача обеспечения среды, в которой каждый работник ощущает себя заинтересованным и обладает возможностями для улучшения операций и процессов, за которые несет ответственность. С этой целью в ПАО «Газпром нефть» в 2016 г. стартовала программа проектов по развитию СНУ ЛИНиЯ.

Основная цель программы ЛИНиЯ – совершенствование процессов и формирование устойчивой СНУ за счет формирования системы управления, ориентированной на достижение результатов и использование принципов бережливого производства, формирования культуры непрерывных улучшений и развития требуемых навыков у сотрудников, совершенствования бизнес-процессов в целях минимизации всех видов потерь с применением инструментов бережливого производства.

ПОДХОДЫ К БЕРЕЖЛИВОМУ ПРОИЗВОДСТВУ

Практическая работа по повышению эффективности бизнес-процессов ПАО «Газпром нефть» проводится в двух параллельных потоках: «сверху – вниз» и «снизу – вверх».

В рамках потока «сверху – вниз» оптимизируются процессы системы управления, внедряются элементы управления эффективностью и формируется необходимая организационно-нормативная база, тогда как в рамках потока «снизу – вверх» оптимизируется деятельность подразделений организации.

Ниже представлено описание проведенной сотрудниками ПАО «Газпром нефть» работы по анализу операционной деятельности, выработке и внедрению мероприятий по улучшению бизнес-процесса «Формирование концепции обустройства» (потока «снизу – вверх») в соответствии с утвержденным в рамках программы ЛИНиЯ единым подходом к совершенствованию процессов (рис. 1).

ДИАГНОСТИКА

Работы по совершенствованию процессов стартовали с верхнеуровневого описания процесса «Формирование концепции обустройства» в формате диаграммы «Поставщик – вход – процесс – результат – клиент» (ПВПРК). Данная диаграмма позволила определить клиентов – потребителей результатов процесса и их ожиданий от результатов (рис. 2).

Анализ текущего состояния (определение соответствия текущих результатов процесса ожиданиям клиента) и описание целевого состояния бизнес-процесса выполнены с применением картирования процессов – инструмента для выявления и устранения потерь. Создана карта потока создания ценности (КПСЦ) текущего состояния, на которой выявлены недоработки по созданию ценностей результата и потери. В ходе формирования КПСЦ текущего состояния рабочая группа столкнулась с необходимостью каким-то образом оценить реальные трудозатраты при выполнении концепций обустройства различных месторождений и привести их к единым условиям. Опытным путем были определены перечень условий, от которых зависят трудозатраты, и подходы к пересчету объемов реальных трудозатрат на условия, принятые для КПСЦ. Далее все действия осуществлялись с нормализованной КПСЦ.

ДИЗАЙН И ПЛАНИРОВАНИЕ

Поскольку задачу оптимизации процесса было трудно решить в одно действие, приняли решение разделить работу по оптимизации на два шага с формированием промежуточной КПСЦ.

На первом этапе определены ключевые точки процесса, когда окончательно формируются все ожидания клиентов, и перенесены на более ранний срок за счет изменения порядка операций процесса: переноса формирования и согласования матрицы вариантов на подготовительные этапы и исключения операций по формированию и оценке дополнительных вариантов по дозапросу и анализу дополнительных исходных данных (рис. 3а, б, здесь: СОП – стандартная операционная процедура).

На втором этапе сформирована матрица несоответствия ценностей результата ожиданиям клиентов по шагам процесса. На основании данной матрицы с использованием метода «пяти почему» определены 29 операций, требующих оптимизации для повышения ценности концепции до уровня ожиданий клиентов, и выявлены 11 операций, не создающих дополнительной ценности. Метод «пяти почему» направлен на поиск корневых причин, в связи с чем все изменения в схеме процесса выполнены в операциях третьего уровня (рис. 3в).

ВНЕДРЕНИЕ

По результатам анализа процесса сформированы мероприятия по его оптимизации, часть которых направлена на снижение потерь, а другие – на повышение ценности концепции обустройства (табл. 1, 2). Выполнением мероприятий по снижению потерь планируется сократить трудозатраты стандартизованного процесса на 136 чел.-ч, а работа над повышением ценности концепции обустройства предполагает дополнительные трудозатраты в сумме до 12 чел.-ч.

Реальные трудозатраты при формировании концепций обус-тройства предполагается сравнивать с запланированными показателями трудозатрат путем их приведения к условиям нормализованной оптимизированной КПСЦ.

РАЗВИТИЕ В ПОЛНОМ ОБЪЕМЕ

После внедрения мероприятий необходимо провести анализ их эффективности на основе соответствия результатов ожиданиям клиента. Для оценки соответствия полученных результатов целевому уровню ценности были сформированы ключевые показатели эффективности (КПЭ) процесса в соответствии со следующими правилами:

– набор показателей должен содержать минимально необходимое их количество для обеспечения полноценного управления бизнес-процессом;

– каждый показатель должен быть измерим;

– стоимость измерения показателя не должна превышать управленческий эффект от использования данного показателя.

Известно, что на качество проекта влияют три показателя: время, содержание работ и стоимость (ресурсы). В соответствии с правилами «проектного треугольника» было принято решение сформировать КПЭ для этих трех показателей.

При разработке КПЭ возникли сложности с методикой их измерения, поскольку для объективной оценки необходимо учесть все факторы, влияющие на значения КПЭ. Вместе с тем их учет влечет за собой необходимость мониторинга и администрирования, представляющую собой еще одну сложность, связанную со стоимостью измерения показателей (из-за привлечения дополнительных трудозатрат). Таким образом, соблюдение сроков выполнения работ было принято оценивать как отношение фактической длительности к запланированной.

Сформировать показатель соответствия результатов работ ожиданиям клиента оказалось сложнее, так как большинство предложений основывалось на субъективной оценке экспертов. Наиболее объективная оценка проекта приводится в отчете независимой экспертизы, поэтому именно она была положена в основу КПЭ по содержанию работ.

Расчет трудозатрат – наиболее длительный этап анализа эффективности проекта. Для расчета плановых показателей необходимо анализировать трудозатраты ранее выполненных проектов, а определение фактических данных возможно только при наличии их постоянного мониторинга. На данный момент в подразделении разрабатывается «Модель расчета трудозатрат», учитывающая исходные данные проекта и его трудоемкость. Также сотрудниками ведется учет рабочего времени в Системе ресурсного планирования. Наличие этих инструментов позволило сформировать КПЭ в отношении плановых и фактических трудозатрат.

На первом этапе совершенствования процессов в подразделении принято решение вести мониторинг КПЭ в пилотном режиме. Это позволит не только оценивать качество выполняемых работ, но и совершенствовать инструменты измерения показателей.

ВЫВОДЫ

В результате работ по бережливому производству ожидается следующее повышение эффективности процесса «Формирование концепции обустройства» (рис. 4):

– оптимизация сроков реализации процессов;

– повышение качества результатов процессов;

– повышение эффективности использования ресурсов.

Работы по бережливому производству выполняются в соответствии с циклом PDCA (Plan – Do – Check – Act) – одним из методов совершенствования деятельности. Он представляет логическую последовательность четырех шагов, направленных на постоянное улучшение: планирвоание, выполнение, проверка, действие (рис. 5).

Работы по совершенствованию бизнес-процессов будут продолжаться по отработанной методике на протяжении длительного времени, поскольку в их основе заложена концепция постоянного совершенствования.

Таблица 1. Мероприятия по снижению потерьTable 1. Measures to reduce losses

Таблица 2. Мероприятия по повышению ценности концепции обустройстваTable 2. Measures to increase the value of the arrangement concept

В 2016 г. в рамках реализации Производственной программы ПАО «Газпром» по разбуриванию и обустройству Киринского газоконденсатного месторождения (ГКМ) с полупогружной плавучей буровой установки (ППБУ) «Полярная Звезда» (ООО «Газпром флот») (рис. 1) проводились работы по строительству эксплуатационной скважины № Р3.

В состав работ входили бурение пилотного ствола, бурение и крепление интервалов обсадных колонн D 762,0 × 508,0 × 339,7 мм и комбинированной эксплуатационной колонны D 244,5 × 273,1 мм (рис. 2).

При бурении интервала спуска комбинированной эксплуатационной колонны возникли значительные проблемы с устойчивостью ствола скважины, классифицированные как геологическое осложнение, связанное с тектоническими нарушениями вскрываемых горных пород. С учетом ухудшающихся гидрометеорологических условий и высокой степени риска приближающегося сезонного ледового периода было принято решение о прекращении дальнейших работ, ликвидации открытого ствола скважины D 311,1 мм и проведении работ по консервации скважины в соответствии с существующими требованиями законодательства РФ.

В процессе разработки и согласования Программы проведения работ в буровом сезоне 2017 г. представителями ПАО «Газпром» совместно со специалистами ООО «Газпром флот», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект» было решено провести расконсервацию скважины с помощью формирования (вырезки) окна в обсадной колонне D 339,7 мм и дальнейшего бурения бокового ствола до проектной глубины с корректировкой точки входа в продуктивный пласт.

Многие технические и технологические решения, реализуе-мые при освоении Киринского ГКМ, применяются впервые в области обеспечения добычи углеводородов на континентальном шельфе РФ и отличаются уникальностью подходов. Именно на Киринском ГКМ реализована система автономной подводной добычи природного газа. Скважины оборудуются передовыми системами заканчивания, позволяющими в онлайн-режиме управлять процессом обеспечения уровня добычи, контролировать и регулировать процесс выработки запасов месторождения. Применяемая при этом технология строительства и обустройства скважин предусматривает 30-летний безремонтный период эксплуатации всего комплекса подводного и подземного оборудования с учетом высокой степени рисков по сейсмичности данного региона.

ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП

В целях реализации принятого технологического решения по продолжению работ на скважине (формирование окна в обсадной колонне D 339,7 × 10,92 мм, бурение бокового ствола с применением ППБУ) была сформирована рабочая экспертная группа, состоящая из представителей ПАО «Газпром», ООО «Газпром флот», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ООО «Красноярскгазпром нефтегазпроект» и технических специалистов компании Schlumberger.

На стадии подготовительного этапа экспертной группой изучен и проанализирован существующий отечественный и мировой опыт по формированию окна в промежуточной обсадной колонне D 339,7 мм и дальнейшего бурения боковых стволов.

Представители экспертной группы провели корректировку первоначально принятых технических и технологических решений, определили основные критерии по выбору месторасположения и интервала формирования окна:

– отсутствие муфтовых соединений обсадной колонны в интервале фрезерования;

– целостность и сплошность заколонной цементной крепи;

– наличие плотных глинистых пород за фрезеруемой колонной;

– максимально близкое расположение клина-отклонителя к обратному клапану спущенной оснастки обсадной колонны;

– геологические условия сов-местимости слагаемых пород в интервале формирования окна и пород, вскрываемых в процессе бурения секции.

Отвечающий вышеперечисленным требованиям интервал находится на 136 м выше глубины спуска башмака обсадной колонны D 339,7 мм, на глубине 1415,30–1423,15 м. Столь значительный «подъем» планового окна оказывает существенное влияние как на длину открытого ствола, так и на максимально возможную к использованию плотность промывочной жидкости в сторону уменьшения значений параметра.

При выборе интервала фрезерования были учтены следующие параметры: расчетная длина выреза окна (8,21 м); длина обсадной трубы, расположенной в предполагаемом интервале фрезерования (~11,3 м); размеры применяемого клина-отклонителя длиной 10,47 м. При незначительном отклонении глубины установки клина-отклонителя от плановой или расхождения и погрешности в показаниях локатора муфт возникает риск попадания муфты обсадной колонны в интервал фрезерования, что усложняет процесс формирования окна и гарантированно приводит к дополнительному незапланированному спуску компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для калибровки и (или) обработки вырезанного окна. Для минимизации вышеперечисленного риска необходимо уточнение имеющихся данных о месторасположении муфт обсадной колонны, полученных в 2016 г. (ГИС на кабеле).

На основании проведенного анализа собранной геологи-ческой, технической и технологической информации и проведенных расчетов совместимости условий бурения экспертной группой утверждены плановый профиль бокового ствола с расположением башмака эксплуатационной колонны на глубине 3391 м и дальнейшее бурение, крепление и спуск фильтра-хвостовика D 177,8 мм в продуктивной толще до глубины 3922 м.

КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

При выборе типа КНБК на срезку с клина-отклонителя рассмотрено использование винтового забойного двигателя (ВЗД) с различными углами перекоса. При этом проводилось моделирование условий прохождения каждого из предлагаемых типов КНБК через устьевое оборудование в целях определения наиболее оптимального и безопасного варианта. В процессе моделирования учитывалась возможность использования любых типов долот: шарошечных, бицентричных и PDC. Моделирование проводилось с использованием программного продукта i-DRILL [1].

В результате анализа, рассмот-рения всех технологических параметров и безопасных условий проведения работ на срезку с клина-отклонителя выбрана следующая конфигурация КНБК: трехшарошечное долото, ВЗД с калибрующей частью D 308 мм и углом перекоса 0,73°, а также прибор телеметрии Telescope (рис. 3).

Для проведения анализа беспрепятственного и безопасного спуска КНБК для бурения 311,1 мм секции до забоя была использована программа WhipSim [2] (рис. 4). Вариант режимов одной из рассмотренных в процессе анализа КНБК представлен на рис. 5, включая описание компоновки и рабочих параметров (табл. 1, 2). На рис. 6 представлены изменение силы контакта на долоте и силы контакта на калибраторе лопастном спиральном (КЛС), а также необходимая нагрузка на долото в целях прохождения устьевого оборудования. До начала проведения работ по фрезерованию выб-ранного интервала для оценки размера и геометрии вырезаемого окна в обсадной колонне было проведено моделирование с помощью программного продукта WhipSim [2] (рис. 7, табл. 3), который также предусматривает проведение расчетных параметров по углу отхода от ствола скважины и количеству получаемой металлической стружки.

РАБОТЫ НА СКВАЖИНЕ

После завершения мобилизации и постановки ППБУ «Полярная звезда» на скважину № Р3 Киринского ГКМ проведен комплекс работ по расконсервации скважины: разбурены цементные мосты, проведена шаблонировка обсадной колонны, уточнена глубина искусственного забоя, а также определена мера спускаемого инструмента для спуска и установки клина-отклонителя.

При проведении комплекса подготовительных работ к формированию окна произведены сборка и спуск КНБК, включающей скважинные скребок и магнит, а также прибор нейтронного каротажа (SADN-8). В предусмотренном интервале формирования окна проведена зачистка внутренней поверхности обсадной колонны, уточнено месторасположение муфт обсадной колонны и определен фактический рабочий интервал фрезерования, составивший 11,22 м.

С учетом полученных фактических данных и проведения незначительной корректировки проведены дальнейший спуск и установка клина-отклонителя на глубине 1426,6 м. Процесс ориентирования и установки клина-отклонителя осуществлялся с использованием телесистемы. Проблем при проведении технологической операции по спуску, ориентированию, установке клина-отклонителя и отсоединения спускового инструмента не отмечено.

Работы по формированию окна в запланированном интервале 1415,37–1423,32 м и дальнейшему углублению в породу до глубины 1429,05 м проведены строго в соответствии с разработанной картой фрезерования. При этом соблюдались следующие режимные параметры фрезерования: нагрузка 0,5–2,5 т, вращение 80–100 об/мин, крутящий момент 4–9 кН.м, давление 12,9–13,4 МПа.

За период фрезерования и прокачки вязкоупругой пачки по окончании проведения операции суммарно с магнитов на поверхности и в составе КНБК было собрано около 237 кг металлической стружки при расчетном показателе 226 кг, что косвенно подтверждает качественно вырезанное окно.

Прохождение фрезерующей КНБК через вырезанное окно во время проведения калибровки показало отсутствие посадок и затяжек, движение КНБК было свободным.

После контрольной СПО в интервале окна произведены подъем и разборка КНБК. В результате комиссионного осмотра и замера фрезерующих элементов отмечен износ последних, но в допустимых пределах. Вместе с тем выявлен факт отслоения армирующих твердосплавных наплавок на лопастях арбузообразных фрез, что во время проведения работ по бурению могло бы привести к повреждению долота и других элементов КНБК.

В целях устранения или минимизации возможного риска было принято решение о спуске КНБК для дополнительной калибровки вырезанного окна и очистки забоя с включением в состав КНБК торцевой фрезы и шламоуловителя. В результате проведения данных работ отмечено свободное прохождение КНБК в интервале окна, а также отсутствие каких-либо признаков металла на забое скважины.

В дополнение к решению вопроса о снижении риска при прохождении интервала окна применяемых в дальнейшем при бурении интервалов сложными КНБК, и в частности под эксплуатационную колонну, экспертной группой рассмотрен вопрос о возможности проворота направляющей клина-отклонителя во время прохождения установленных КЛС в КНБК и вращении инструмента.

В целях минимизации данного риска был предусмотрен и осуществлен спуск КНБК для проведения бурения и формирования технологического «кармана» (длиной около 60 м). Наличие «кармана» гарантировало полный выход из обсадной колонны D 339,7 мм предусмотренной КНБК с двумя стабилизаторами и другими полноразмерными элементами для проведения исследований в процессе бурения интервала под эксплуатационную колонну. Бурение «кармана» и проверка на прохождение спущенной КНБК в интервале расположения окна проведены без осложнений и проблем.

Проведенные в дальнейшем запланированные операции по бурению до проектной глубины и креплению подтвердили успешное завершение первого на шельфе РФ формирования окна из обсадной колонны D 339,7 мм с использованием ППБУ и дальнейшее выполнение поставленной задачи строительства скважины.

ВЫВОДЫ

В процессе планирования и на этапах подготовки и осуществления технологической операции по формированию окна и дальнейшему углублению перед специалистами экспертной группы ПАО «Газпром» было поставлено две задачи:

– сохранение ранее пробуренного и обсаженного ствола скважины № Р3 Киринского ГКМ и, соответственно, экономия времени и средств на бурение секций D 762, 508 и 339,7 мм за счет исключения перебуривания скважины «с нуля»;

– ориентировочная оценка затрат для подсчета рентабельности капитального ремонта и восстановления фонда эксплуатационных скважин методом зарезки бокового ствола в целях его возможного применения на поздних стадиях разработки месторождения.

Первая задача успешно выполнена, что помогло сэкономить около 24 дней на бурение и крепление секций D 762, 508 и 339,7 мм, а также значительный объем капитальных вложений.

Вторая задача помогла собрать ценную технико-технологическую информацию и подтвердила правильность принятых решений, позволяющих продлить в дальнейшем жизнь месторождения и повысить за счет этого коэффициент извлечения газа. Безусловно, предпринятые шаги окажут положительное влияние на экономическую составляющую проекта Киринского ГКМ в целом.

Таблица 1. Перечень деталей, использованных в компоновке для формирования окна (см. рис. 5)Table 1. List of detail parts used in milling BHA (see fig. 5)

Таблица 2. Рабочие параметры при формировании окна (см. рис. 5)Table 2. Milling parameters (see fig. 5)

Таблица 3. Параметры моделирования размеров и геометрии окнаTable 3. Parameters of modelling the sizes and geometry of the milled casing window

Обеспечение стабильности функционирования систем охра-ны труда и промышленной безопасности (ОТиПБ) на объектах газотранспортной системы выступает неотъемлемой частью стратегических целей государственной промышленной политики, рассчитанных на долгосрочную перспективу. Охрана труда нацелена на создание и поддержание условий труда, безопасных для жизни и здоровья персонала предприятия. В свою очередь, промышленная безопасность охватывает круг задач по предупреждению аварийных ситуаций и сведению к минимуму их последствий на опасных производственных объектах (ОПО).

Основным законом, регулирующим систему охраны труда, является Трудовой кодекс РФ [1], в то время как промышленная безопасность регламентируется Федеральным законом «О промышленной безопасности» [2]. Относимые к ОПО предприятия обязаны проводить всестороннюю оценку профессионального и техногенного рисков [2]. В ПАО «Газпром» на данный момент функционирует Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью (ЕСУОТиПБ) [3], в рамках которой и проводится оценка профессионального риска.

Декларируемый на высшем уровне переход от компенсационной концепции («реагировать и предупреждать») к риск-ориентированному подходу («предвидеть и предупреждать») способствует созданию необходимых мер для реализации целей данного направления. В настоящее время основой для разработки нормативно-методических документов (НМД) по охране труда выступают оценка и анализ профессионального риска, для НМД по промышленной безопасности – оценка и анализ техногенного риска.

В статье представлен сравнительный обзор НМД и литературы по риск-менеджменту в нефтегазовой отрасли США, Канады, Великобритании, Норвегии, с одной стороны, и отечественных НМД – с другой.

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Анализ текстов проводился с использованием отдельных аспектов аналитических методик компьютерной лингвистики при помощи построения поверхностной синтаксической структуры и семантического разбора однотипных ситуаций. Проведенный анализ нацелен на уменьшение неоднозначностей в связи с омонимией русского языка в трактовках терминологии из наиболее используемой специалистами НМД и литературы по анализу профессионального и техногенного рисков в международной практике. В результате точечной оценки параметров по методу максимального правдоподобия было выделено 16 из 49 зарубежных литературных источников. Для ускорения анализа текстов был применен графематический анализ с использованием статистического метода, в частности токенизация (разделение входного текста на слова, цифровые комплексы, формулы и т. д.,), в которых было уделено внимание наиболее употребляемым терминам, впоследствии формирующим подходы к решению научных задач.

АНАЛИЗ ТЕРМИНОЛОГИИ

В настоящее время представляется актуальным выявление различий в толковании терминологии в посвященной риск-менеджменту российской и международной литературе. Научный подход к разработке НМД по ОТиПБ успешно реализуется в США, Канаде, Великобритании, Норвегии, Нидерландах и ряде других стран. Целесообразно сравнение отечественных методических документов по профессиональному и техногенному рискам с аналогичными законами и документами, изданными за рубежом. Различия в подходах к анализу рисков в первую очередь связаны с разницей в лингвистическом толковании определений, которыми оперируют отечественные и зарубежные специалисты.

Концепция анализа риска изначально развивалась западными учеными [4, 5] и лишь позднее была адаптирована к отечественным реалиям [6]. В связи с этим особое внимание следует уделять смысловой нагрузке переводимых терминов. В таблице представлены примеры наиболее употребляемых терминов в техногенном и профессиональном риск-менеджменте.

В качестве примера рассмотрим слова risk и hazard, используемые как неотъемлемые части многих профессиональных терминов. Например, в следующих словосочетаниях слово risk имеет идентичное толкование в иностранных и в отечественных НМД: residual risk (остаточный риск); risk acceptance (принятие риска); risk analysis (анализ риска); risk evaluation (оценка риска); risk level (уровень риска); risk management process (процесс управления рисками); risk reduction (снижение риска) и др. [7].

Вместе с тем для обозначения термина «опасность аварии» в зарубежной литературе по ОТиПБ может использоваться и risk, и hazard. При этом термин hazard используется как возможность ущерба человеку и его здоровью, технологическому оборудованию, окружающей среде, зданиям, в ряде случаев – для описания источника природной катастрофы или террористической атаки [8]. Например, hazard rate (степень опасности, уровень риска); hazard warning structure (структура предупреждения об опасности) [9]; hazardous area (опасная зона); hazardous event (опасное собы-тие) [10].

Среди часто употребляемых профессиональных терминов на двух языках – следующие: catastrophe (катастрофа), damage (повреждения), dimensions (размеры), emergency (чрезвычайное положение, авария), event (событие), failure (отказ), inspection (осмотр, инспекция, производственный контроль) и др.

ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ

Выявление особенностей международных и российских методических подходов к анализу профессионального риска представляется актуальной задачей.

Оценка профессионального рис-ка в международной практике содержится в таких документах на ОПО, как «Карты оценки рис-ка», «Форма дополнительных мер управления для недопустимых рисков», разрабатываемых сторонней организацией после проведения специальной оценки профессионального риска на рабочих местах. Данные документы необходимы в случае инспектирования сотрудниками Федеральной инспекции труда.

В России в ПАО «Газпром» применяется отраслевой стандарт СТО Газпром 18000.1-002–2014 [11]. Данная методика была разработана для реализации требований документа [12] (в части п. 4.3.1 «Идентификация опасности, оценки риска и определение мер управления») и Политики ОАО «Газпром» в области охраны труда и промышленной безопасности. Эксперт составляет карту идентификации опасностей и описывает производственный процесс для каждого рабочего места в организации с определением опасности (признака) и связанных с ней потенциальных опасных событий. Затем указываются последствия каждого опасного события и их тяжесть [11], а также вероятность события. В результате определяется уровень риска и ставится соответствующее обозначение (Т – типовое событие; Н – нетиповое событие).

Вместе с тем недостатком методики [11] следует признать субъективность мнения эксперта, из-за которой не все участвующие в процессе факторы могут быть учтены в достаточной мере. Недостает расширенного каталога опасностей для более точных расчетов, как в методиках по анализу техногенного риска.

Наиболее всеобъемлющая количественная отечественная методика оценки риска представлена в монографии [13]. Данная методика основана на опыте, изложенном в [14], и содержит все необходимые аспекты для актуализации и устойчивого функционирования ЕСУОТиПБ с подробными аргументами, примерами, описанием процессов. В [13] представлен результат многолетнего опыта эксплуатации различных видов ОПО, проведенных на них исследований причин, последствий, причиненного ущерба. Таким образом, изложенный в [13] методический подход представляется наиболее подходящим для адаптации в газовой отрасли и актуализации НМД в области охраны труда (в частности, в оценке профессионального риска).

Анализ техногенного риска отличается рядом особенностей в зарубежной и российской практике. В области промышленной безопасности содержащие оценку техногенных рисков документы составляют длинный перечень: декларация промышленной безопасности (ДПБ), план локализации и ликвидации аварий, обоснование безопасности ОПО, заключение экспертизы промышленной безопасности и др. [2]. Например, разрабатываемая в составе проектной документации ДПБ содержит полный перечень присутствующих на ОПО опасностей и проведенные расчеты по оценке техногенного риска. Некоторые из выявленных опасностей совпадают с опасностями, выявляемыми при проведении анализа профессионального рис-ка. При получении ДПБ необходимо положительное заключение экспертизы и предоставление результатов проведенной работы в Ростехнадзор.

Определение термина «риск» как частоты получения ущерба позволяет поставить задачу в виде вычисления частоты события и оценки тяжести произошедшего события. В связи с этим при проведении оценки профессионального и техногенного рисков методологические основы могут быть аналогичны. В настоящее время имеется большое количество разработанных методик по оценке риска в газовой отрасли. В рамках ЕСУОТиПБ применяются [11] и [15]. Полный перечень используемых в России методик по проведению анализа риска представлен в [12]. Данные методики были адаптированы из получивших в России наибольшую популярность западных НМД и литературы по анализу риска, в том числе [7–10, 16–25].

Количественные методические подходы в анализе техногенного риска могут существенно различаться. Так, в [16] приводится классификация пожаров – таких, как pool fire (пожар пролива), fire ball (шар пламени), jet fire (струйное горение), flash fire (вспышка) с описанием физики процесса, радиуса распространения, сгоревшей массы вещества, воздействия воздушно-ударной волны, а также с расчетом этих параметров различными методами, в том числе в пересчете на тротиловый эквивалент.

В отраслевом стандарте [15], в свою очередь, представлены одни из основных сценариев аварий с разгерметизацией участков трубопроводов или сосудов с опасными веществами с воспламенением:

– горение относительно низкоскоростного вертикального или наклонного шлейфа («колонны») газа, образовавшегося в результате смешения двух струй газа, истекающих из концов разорвавшегося трубопровода в едином грунтовом котловане;

– горение двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных – с углом наклона оси факела к горизонту ≤8–10°; наклонных – с углом наклона к горизонту >8–10°), истекающих из двух концов (плетей) разрушенного трубопровода, вырванных из грунта на поверхность земли (для подземного участка магист-рального газопровода (МГ)) или сорванных с опор (для надземного участка МГ).

Анализ доступных статистических данных за 2005–2014 гг. по аварийности при эксплуатации компрессорных станций МГ и смертности на ОПО ПАО «Газпром» показал, что в классификации опасностей особенно выделяются следующие события, как имеющие наибольший потенциал ущерба для работников на ОПО: ударная волна, разлет частиц, пламя, тепловое излучение и др. [26].

Вместе с тем отдельный раздел работы [16] посвящен оценке воздействия огня, воздушно-ударной волны на человека, дозы термической радиации и др. Приведены примеры расчетов и статистические данные за 1915–2005 гг. по странам с развитой нефтегазовой отраслью. Более подробное описание, но без статистики, представлено в [17].

Методы по проведению оценки риска работоспособности технологических установок (what-if-моделирование, метод Монте-Карло и др.) теоретически рассмотрены в [22] и включены в классификатор методов в [12]. В [22] приводятся рекомендации к подбору экспертов для проведения оценки рисков, классификация и типизация рисков, принципы метода многокритериальной теории, связь между стоимостными оценками и техническими рисками.

Методические подходы качественной, количественной и полуколичественной оценки рисков применительно к финансовому сектору экономики представлены в [8]. Их применение целесо-образно при построении собственной системы риск-менеджмента, выявлении связи между оценкой рисков на предприятии и страхованием, оценке степени влияния рисков на экономическое благополучие компании. В [7] описаны методы оценки риска природных явлений с экономической оценкой последствий, указаны примеры произошедших природных катастроф в США.

Качественные методические подходы широко используются в анализе техногенного риска. В применяемом отраслевом стандарте [11], основанном на [27], используется методический подход для проведения анализа риска с построением матрицы рисков. Подобный подход применяется и в [24], но принципиальное различие состоит в том, что в первом случае стандарт направлен на оценку профессионального риска, а во втором – на оценку технического состояния того или иного агрегата.

Оба метода качественные, поэтому требуют от эксперта высокого уровня подготовки и знаний всех видов опасностей. При этом субъективность экспертного мнения следует отнести к недостаткам методологии: результаты разных экспертов могут достаточно сильно различаться. Для вывода более тщательных результатов проведенного анализа требуются заключения разных экспертов, что значительно повышает стоимость работ. Вместе с тем в дорогостоящих и сложных проектах данный пункт следует считать наиболее рекомендуемым в списке проводимых обязательных работ, поскольку вложение средств в безопасность уже неоднократно подтверждало свою эффективность и окупаемость.

К настоящему времени разработан, адаптирован и широко применяется в России метод анализа опасности и работоспособности (Hazard and Operability Study, HAZOP) [9]. Метод основан на идентификации опасностей и рисков для людей, оборудования, окружающей среды и (или) достижения целей организации и представляет собой структурированный и систематизированный анализ запланированных или существующих продукции, процесса, процедуры или системы. В методе используются управляющие слова, помогающие понять, почему цели проектирования или условия функционирования не могут быть достигнуты на каждом этапе проекта, процесса, процедуры или системы.

Исследование HAZOP, подобно методу анализа видов и последствий отказов (Failure Mode and Effects Analysis, FMEA), направлено на идентификацию видов отказов процесса, системы или процедуры, их причин и последствий. Отличие исследования HAZOP от метода FMEA заключается в том, что в первом случае рассматривают нежелательные результаты и отклонения от намеченных результатов и условий для поиска возможных причин и видов отказа, тогда как во втором - анализ начинают с идентификации видов отказа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Используемые методические подходы для проведения анализа риска в России и за рубежом во многом аналогичны и адаптированы с учетом предъявляемых требований и специфики. Вместе с тем используемые определения основных понятий профессионального и техногенного рисков в России и в других странах могут существенно различаться. Если в России определяют раздельно профессиональный риск (охрана труда) и техногенный риск (промышленная безопасность), то в иностранной литературе и НМД используется определение технического риска, связанного с безопасностью персонала, выраженной с точки зрения потенциальной гибели людей в год при воздействии вредных факторов. Различия в определении терминов приводят к тому, что методики оценки рисков в России и за рубежом отличаются друг от друга.

Сравнение толкования распространенных терминов в российских и зарубежных источникахComparison of the interpretation of common terms in Russian and foreign sources

ТРЕБОВАНИЯ К СПГ

В настоящее время на территории Российской Федерации состав и свойства сжиженного природного газа (СПГ) в зависимости от области его применения регламентируются ГОСТ Р 56021–2014 [1] и ТУ 51 03-03–85 [2]. Свойства природного газа, газифицированного из СПГ, должны отвечать требованиям ГОСТ 5542–87 [3], кроме требований к интенсивности запаха. Требования к регазифицированному из СПГ компримированному газу, применяемому в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания транспортных средств (автомобилей, железнодорожного транспорта, речных судов и сельскохозяйственной техники) регламентирует ГОСТ 27577–2000 [4], который имеет межгосударственный статус.

Положения ГОСТ Р 56021–2014 [1] устанавливают показатели качества поставляемого потребителям СПГ следующих марок:

– марка А – газ горючий природный сжиженный высокой чис-тоты, обладающий постоянной теплотой сгорания, используемый в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок с узкими пределами регулирования;

– марка Б – газ горючий природный сжиженный, используемый в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания;

– марка В – газ горючий природный сжиженный, используемый в качестве топлива для энергетических установок.

При поставках СПГ с массовой концентрацией общей серы не более 0,010 г/м3 к обозначению марки СПГ добавляют индекс «0».

В соответствии с ГОСТ Р 56021–2014 [1] по физико-химическим показателям СПГ должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в табл. 1, из которой видно, что регазифицированный СПГ марки Б удовлетворяет требованиям ГОСТ 27577–2000 [4], регазифицированный СПГ марки В – требованиям ГОСТ 5542–87 [3], за исключением требования к интенсивности запаха.

Сжиженный природный газ, имеющий по паспорту марку в соответствии с ГОСТ Р 56021–2014 [1], обладает тенденцией к снижению концентрации легкокипящих компонентов и накоплению тяжелокипящих (в том числе кристаллизующихся) на протяжении всего жизненного цикла, что может привести к переходу СПГ в марку более низкого уровня. Это обусловлено особенностями технологических операций, которые осуществляются с СПГ на этапах его слива-налива, транспортировки и хранения. Каждая из перечисленных операций сопряжена с неизбежным испарением части продукта и необходимостью утилизации (чаще всего удаления) части испарившегося СПГ в целях снижения давления в емкости до приемлемых значений. Очевидно, что при испарении смесей углеводородов в отпарном газе повышается содержание легкокипящих компонентов (метан, азот), и их удаление приводит к неизбежной деградации компонентного состава СПГ.

Опыт эксплуатации газотурбовоза ГТ1-001 [5] показал, что периодические сбросы пара для поддержания давления в резервуаре с СПГ, большое количество захолаживаемого оборудования, особенности режимов работы газотурбовоза и частые заправки вызывали деградацию свойств СПГ (рост процентного содержания примесей). Кроме того, снижение статического давления (при движении СПГ в трубопроводах и арматуре) ниже давления насыщенных паров приводило к вскипанию жидкости, концентрация СО2 в остатке жидкости превышала предел растворимости при текущей температуре, и СО2 выпадал как в арматуре, так и при возврате природного газа в подушку емкости в «холодных» трубопроводах. Это приводило к многократным отказам – кавитации насосов и (или) образованию пробок с последующим отогревом и перезапуском системы в течение 1,5–2,0 ч.

В 2005–2007 гг. в ООО «ВНИИГАЗ» были проведены комплексные испытания опытных образцов криогенных бортовых топливных систем (КБТС) для автотранспортных средств, разработанных ЗАО «Газомотор «ЭКИП» и ОАО «Гелиймаш», в целях дальнейшего применения этого оборудования на автотранспортных предприятиях ОАО «Газпром». Во время испытаний КБТС [6] совместно с двигателем иногда наблюдались режимы работы, близкие по характеру к детонационным. Как показал анализ, причиной возникновения таких режимов может быть уменьшение октанового числа топлива, обусловленное повышенным содержанием в газе тяжелых компонентов (пропан, бутан, изобутан). В этом случае при работе двигателя на форсированных режимах (при высокой степени сжатия) возможно нарушение нормального режима горения. Имели место также забивки оборудования низкотемпературными отложениями (СО2, компрессорное масло). Наличие тяжелых углеводородов, по свидетельствам авторов [6], объяснялось фактом деградации состава СПГ при продолжительном его хранении в емкости, поскольку детонационные режимы наблюдались в условиях работы двигателя на придонных остатках СПГ.

В 1990-х гг. началась разработка Технических условий на СПГ, применяемый в качестве топлива для ракетной техники. В рамках этой работы ФГУП «РНЦ «Прикладная химия» были начаты экспериментальные исследования, а впоследствии продолжены ФГУП «Научно-исследовательский институт химического машиностроения» по режимам работы двигателя на топливной паре «жидкий кислород + СПГ». В итоге определено, что при заправке топливной системы наличие большого количества растворенного СО2 в составе СПГ приводит к выпадению его в твердый осадок и, как следствие, к забивке фильтров, теплообменников, клапанов и другой заправочной арматуры. Наличие в СПГ серы приводило к образованию большого количества сажи в двигателе, что пагубно влияло на его работу, вплоть до отказа. Повышенное содержание тяжелых углеводородов в СПГ вызывало появление нагара в камере сгорания и сопле, что затрудняло применение СПГ с повышенным содержанием тяжелых углеводородов в ракетах-носителях многоразового использования. На основе полученных результатов был сделан вывод о целесообразности применения СПГ высокого качества, с содержанием метана 98–99 % [7].

МЕТОДЫ РАСЧЕТА

Ниже представлены методы расчета состояния СПГ при длительном хранении и транспортировке. Различают два типа применяемых в практике способа хранения СПГ – с открытым и закрытым дренажом. При транспортировке СПГ метод перевозки с закрытым дренажом распространен повсеместно, в соответствии с действующими нормами ДОПОГ [8, 9].

Хранение и перевозка СПГ с закрытым дренажом (бездренажная технология) связана с необходимостью периодического сброса пара в целях понижения давления до уровня, приемлемого для дальнейшего хранения. Помимо сброса давления паров, происходит периодический отбор жидкости из емкости.

Для описания состояния СПГ в резервуаре может быть привлечена равновесная модель расчета [10], согласно которой, если объем системы не меняется (рассматривается сосуд с постоянным объемом), то справедливо уравнение:

= Q + ∑iGihi,                                 (1)

где U – полная внутренняя энергия системы, Дж; – время, с; Q – теплоприток в систему, Вт; Gi – расход i-го потока, кг/с; hi – удельная энтальпия i-го потока, сбрасываемого из криогенного сосуда или направляемого в него, Дж/кг.

U = uM0 + cwTwMw,                    (2)

где u – удельная внутренняя энергия парожидкостной среды (СПГ, находящегося в резервуаре, и его паров), Дж/кг; M0 – масса парожидкостной среды, находящейся в резервуаре (суммарная масса пара и жидкости), кг; cw – удельная теплоемкость резервуара, Дж/кг.K; Tw – температура резервуара, К; Mw – масса резервуара, кг.

Расчет состояния в заданный момент времени по дифференциальному уравнению (1) заключается в том, что в процессе интегрирования на каждом шаге определяется состояние системы по двум известным параметрам: u – внутренняя энергия парожидкост-ной среды, Дж/кг; v – удельный объем парожидкостной среды, м3/кг, v = (1 – V)/v' + V/v'', где V – паросодержание; v', v'' – удельные объемы жидкой и паровой фазы соответственно, полученные при условии равновесия, м3/кг.

Для расчета состояния системы по двум известным параметрам могут быть использованы следующие уравнения состояния общепринятого вида:

;                         (3)

,                                        (4)

где P – давление, МПа; R – универсальная газовая постоянная, R = 8,31441 Дж/моль.К; T – абсолютная температура, К; v – мольный объем, м3/моль; a, b, c, d – константы веществ.

Формула (3) представляет собой общую запись кубического уравнения состояния [11–13], формула (4) – общая запись уравнения состояния на базе аппроксимации редуцированной свободной энергии Гельмгольца (уравнения типа GERG) [14, 15]. Для определения внутренней энергии парожидкостной среды может быть использовано следующее тождество [11]:

,      (5)

где – энтальпия смеси в идеально газовом состоянии [16]. Решение заданной системы уравнений (3) – (5) при известных составе исходной смеси, удельном объеме (начальный удельный объем задается как отношение объема резервуара к массе продукта) и удельной внутренней энергии парожидкостной среды позволяет определить давление, температуру, компонентный состав паровой и жидкой фазы.

Для расчета значений v', v'' необходимо использовать уравнение состояния или привлекать дополнительные аппроксимационные зависимости. Так, в работе [17] показано, что использование уравнения состояния в кубической форме (3) обусловливает при определении плотности (удельного объема) жидкости расчетную погрешность более 10 %. Поэтому в инженерной практике используют аппроксимационные зависимости Ханкинсона – Томсона (COSTALD) [16] с экстраполяцией в области высоких приведенных температур или более точные методы [15], ГОСТ Р 56851–2016 [18], обеспечивающие погрешность не более 0,2 % для составов газа, наблюдаемых в задачах с обращением СПГ.

В табл. 2 приведены основные расчетные методы, использованные в данной работе.

Теплоприток в систему Q при хранении может быть определен по характеристикам емкости или расчетным путем [19]. При этом следует учитывать особенности, связанные с бездренажным хранением СПГ в криогенных резервуарах. В частности, в работе [6] для многослойных вакуумных изоляций было отмечено ухудшение вакуума при повышении температуры СПГ более 130 К, что приводило к необходимости повторного вакуумирования межстенного пространства. Снижение уровня вакуума при этом достигало одного порядка, что обусловливает повышение теплопроводности по остаточному газу в 2 и более раз [19]. Это можно объяснить тем, что большинство адсорбентов, используемых для поддержания вакуума в межстенном пространстве, имеет заметный скачок адсорбционной емкости по азоту в области его критической температуры, которая составляет 126 К [20]. Этот эффект не мог наблюдаться в других криогенных жидкостях (гелий, водород, азот, кислород), а также при изотермическом хранении СПГ с температурами 110–115 К. Данный эффект весьма специфичен и проявляется только при продолжительном бездренажном хранении, если давление СПГ повышается до уровня 0,37 МПа (абс.) и выше.

Дополнительный теплоприток при транспортировке СПГ связан с трением жидкости о стенки сосуда из-за ее интенсивного колебания. Возникающая при этом вязкостная диссипация энергии, рассчитанная по приближенным соотношениям [21], может быть оценена удельной (отнесенной к площади омываемой поверхности) величиной 0,5 Вт/м2.

Другим важным элементом в расчетной модели является способ определения условий кристаллизации тяжелокипящих компонентов в СПГ. На рис. 1 показаны растворимости основных загрязняющих компонентов – СО2 и ряда тяжелых углеводородов – в жидком метане.

Расчетные модели, которые могут быть применены при расчете фазового равновесия над кристаллом интересуемого компонента, описаны в соответствующей литературе [14, 22, 23] и имеют достаточную точность для проведения инженерной оценки условий начала кристаллизации. При обращении СПГ необходимо оценивать температуру кристаллизации не только в жидкости и паре в резервуаре, но и в газовой среде, в дренажных коммуникациях. Так, при сбросе пара из резервуара его давление при прохождении сбросного клапана и выходного среза свечного устройства понижается до атмо-сферного, что также приводит к снижению температуры и риску образования кристаллического СО2 в дренажных коммуникациях.

Возможность накопления кристаллического СО2 на обогреваемой стенке с учетом высоких скоростей потока при сбросе пара маловероятна, но достаточно появления на пути сбрасываемого потока адиабатного участка трубопровода или сечений малого диаметра, чтобы образовалась закупорка коммуникаций, особенно при значительном содержании СО2 в паре. Анализ подобной ситуации описан ниже на примере модельных смесей.

В табл. 3 представлены три модельные смеси, которые могут быть приняты в качестве исходных данных для расчета изменения компонентного состава в процессе длительной транспортировки и хранения.

В расчете была использована следующая циклограмма:

– транспортировка СПГ в криоцистерне объемом 40 м3 в течение 20 сут; начальная степень заполнения 85 %; расчет произведен с учетом вязкостной диссипации энергии; теплоприток через изоляцию принят постоянным и равен 240 Вт;

– перелив СПГ в пункте прибытия не производится; емкость устанавливается на приемной площадке для продолжительного хранения (емкость может рассмат-риваться как мультимодальная или как транспортная емкость на прицепе); производится сброс давления СПГ в пункте прибытия до 0,2 МПа (абс.);

– хранение в течение 50 сут с периодическим отбором жидкости (1 раз в сут массой 250 кг); при повышении давления в емкости до 0,6 МПа (абс.) производится сброс давления пара до 0,2 МПа (абс.).

На рис. 2 показано, как изменяется давление СПГ в резервуаре для модельных смесей (табл. 4). Обрыв линий в правой части графика соответствует моменту полного опорожнения резервуара. Заметно, что СПГ состава 1 имеет наименьшее время хранения. Это связано с тем, что СПГ данного состава из-за повышенного содержания азота обладает наименьшей плотностью из всех рассмотренных, поэтому начальная масса СПГ для данного состава также наименьшая. Наибольшую плотность имеет СПГ с составом 3. Это связано с повышенным содержанием в составе 3 как тяжелых углеводородов, так и азота. Наличие азота обусловливает пониженную температуру кипения, а тяжелые углеводороды – высокую плотность.

На рис. 3 показано, как изменится содержание метана в СПГ. Заметно, что при сбросе давления доля тяжелокипящих компонентов увеличивается, а легкокипящих – уменьшается. Особенно хорошо это иллюстрируется поведением кривой, построенной для СПГ с составом 1, когда содержание метана в жидкости при сбросе давления увеличивается, в отличие от других расчетных составов. Это связано с пониженным содержанием в исходном составе тяжелых углеводородов, следовательно, основным загрязняющим компонентом выступает азот – легкокипящий компонент по отношению к метану. Сброс давления сопровождается в этом случае отгонкой паров, насыщенных азотом, что приводит к повышению концентрации метана в системе.

Отметим, что состав 2 в конце расчетного периода перестает соответствовать марке Б и мигрирует по характеристикам в марку В. Прежде всего, это касается концентрации СО2: в конце расчетного периода концентрация СО2 в составе 2 достигает 365 ppm. В составе 3 доля СО2 также становится выше 300 ppm при сбросе давления на 55-е сут, что также говорит о деградации СПГ данного состава ниже уровня марки В по ГОСТ Р 56021–2014 [1].

При анализе растворимости различных компонентов в СПГ важна величина температурного запаса по вымерзанию, вычисляемая по формуле:

∆Tf = Tf - T,                                     (6)

где Tf – температура образования кристаллической фракции при заданном давлении и составе смеси, К; T – температура смеси, К.

Если величина температурного запаса по вымерзанию ∆Tf > 0, то кристаллизации не наблюдается, а при ∆Tf ≤ 0 имеет место вымерзание компонента. На рис. 4 показано, как изменяется температурный запас по вымерзанию СО2 в жидкости, в паровой полости и в дренажной коммуникации для СПГ с начальными составами, показанными в табл. 4. Видно, что в моменты сброса давления из резервуара (сброс пара) наблюдается резкое снижение температурного запаса по вымерзанию. Также отметим, что запас по вымерзанию в жидкости заметно выше, что свидетельствует о высокой растворимости СО2 в жидкой фазе. Наименьший уровень запаса наблюдается в паре при сбросе давления до атмосферного (при его дренировании на свечу) (см. рис. 4, кривая 5). Отметим, что в случае соблюдений требований к содержанию СО2, установленных в ГОСТ Р 56021–2014 [1] для марок А, Б, В, выпадение кристаллической фракции не наблюдается ни на одном из этапов обращения СПГ. Но при малых степенях заполнения доля СО2 возрастает и запас вымерзания снижается, что может стать причиной выпадения его кристаллической фракции на фильтр-элементах, в запорно-регулирующей арматуре, а также на адиабатных участках трубопроводов и теплообменников-испарителей у потребителя при частичном испарении СПГ [5, 6].

Представленные на рис. 2–4 результаты были получены при использовании уравнений состоянии кубического вида (см. табл. 3). В целях верификации расчетного подхода, выбранного для определения термодинамических свойств смесей и парожидкостного равновесия, был произведен расчет по уравнению состояния типа GERG (4). Сравнение результатов показало незначительную разницу в компонентных составах, давлениях и сроках хранения. Наибольшие расхождения (≤5 %) замечены при определении компонентных составов паровой фракции в условиях повышенного содержания азота, а также на последних этапах расчета, при значительном снижении доли метана.

МЕТОДЫ КОНДИЦИОНИРОВАНИЯ СПГ

Как видно из представленных расчетов, миграция СПГ в марку пониженного уровня – неслучайное явление, обоснованное характером технологических процессов, осуществляемых при его обращении. В связи с этим представляется логичным вывод о необходимости ввода в практику понятия гарантийного срока годности СПГ, на протяжении которого он сохраняет свои качественные характеристики, и применения дополнительных мер в целях повышения качества СПГ или его поддержания на заданном уровне. Использование приведенного в данной работе расчетного аппарата позволяет с достаточной точностью оценить момент времени, на котором наступает деградация компонентного состава СПГ. Это позволит при известной циклограмме его обращения, полученной от потребителя (пользователя) СПГ, определить срок гарантийной годности, а также, при необходимости, предложить методы его кондиционирования.

Кондиционирование СПГ в мировой практике – явление распространенное и может осуществ-ляться несколькими методами. Одна из реализованных на практике схем установки поддержания давления представлена на рис. 5 [24].

В установке на рис. 5 пары из резервуара 1 отбираются и направляются в холодильную машину 2 для переконденсации. Конденсат далее закачивается насосом 3 обратно в резервуар 1, что приводит к снижению давления в резервуаре. Холодильная машина может быть представлена простым резервуаром с жидким азотом – азотная ванна, через которую для конденсации пропускаются пары метана. При этом масса жидкого азота, хранимого на площадке для поддержания давления (состава) СПГ в резервуаре объемом 50 м3, должна быть не менее 1 т, или 1,5 м3. Подобная схема реализована на КриоАЗС компании Chart в г. Варшаве (Польша).

Другой метод поддержания состава СПГ показан на рис. 6 [25]. Здесь в качестве генератора холода (по аналогии с холодильной машиной на рис. 5) выступает машина Стирлинга. Отсутствие насоса в схеме объясняется тем, что представленный способ применим к изотермическим хранилищам. Вместе с тем компания [25] предлагает методы переконденсации паров СПГ и для неизотермических хранилищ за счет включения в состав схемы буферной емкости, имеющей испаритель самонаддува для передавливания накопленных сжиженных паров в основную емкость с повышенным давлением. Такое передавливание осуществляется периодически по мере роста давления в основной емкости с СПГ или по мере снижения качественных характеристик продукта. Нетрудно видеть, что СПГ, находящийся в буферной емкости, близок по составу к чистому метану и может служить дополнительным источником прибыли для владельцев такой системы кондиционирования, входящей в состав станции хранения СПГ, поскольку данный чистый СПГ может быть реализован по повышенной цене.

Авторы работы [26] предлагают отличный от вышеперечисленных метод кондиционирования СПГ. Очистка и кондиционирование СПГ осуществляются в автономном блоке, в состав которого входят компрессор и ректификационная колонна. Данный автономный блок позволяет получить СПГ любого качества непосредственно из загрязненного СПГ за счет отделения высококипящих компонентов (тяжелых углеводородов, СО2) и легкокипящих компонентов (азота, кислорода, гелия). Конечный продукт установки – СПГ повышенной чистоты – производится за счет разделения исходной смеси в ректификационной колонне. Работоспособность колонны обеспечивает компрессор, повышающий давление чистого пара из колонны (рис. 7). Очистка от легкокипящих компонентов (азот, кислород, гелий) в установке осуществляется за счет отгонки паров, содержащих высокую долю этих компонентов, из резервуара с чистым СПГ.

Базовый вариант автономной установки очистки СПГ представлен на рис. 7. Сырьевой СПГ из резервуара 1 самонаддувом вытесняется в автономную установку очистки, затем СПГ нагревается до насыщенного состояния и частично испаряется в теплообменнике 6. В таком состоянии природный газ поступает в ректификационную колонну 5, где за счет тепломасообмена разделяется на паровую (с высоким содержанием низкокипящих компонентов) и жидкостную (с высоким содержанием тяжелокипящих компонентов) фракции. Паровая фракция откачивается из колонны компрессором 4. Компрессор повышает давление пара в 1,2–1,7 раза. Сжатый таким образом пар поступает в испаритель колонны, где испаряет часть кубовой жидкости в колонне и частично конденсируется. Полученная парожидкостная смесь направляется в теплообменник 6 для конденсации. Часть конденсата направляется в качестве флегмы в колонну. Оставшийся конденсат расширяется в бак-сепаратор с чистым СПГ 7. Сбросная жидкость R выводится из системы и утилизируется.

Одной из проблем при реализации данной установки является разработка криогенного центробежного компрессора 4 (см. рис. 7). Компрессор работает при больших динамических нагрузках и при криогенных температурах. С учетом малых расходов через рабочее колесо компрессора (900 кг/ч) частота вращения его вала достигает 75 000 об/мин. При такой скорости вращения требуется частота питающего тока в 1200 Гц, поэтому для питания высокочастотного двигателя необходимо использовать статический преобразователь частоты тока на быстродействующих полевых транзисторах. Поскольку коэффициент полезного действия высокочастотных систем относительно мал из-за повышенных потерь в стали и потерь на трение в подшипниках, целесообразно рассматривать возможность применения в данном случае магнитного подвеса.

Предлагается использовать ректификационную колонну насадочного типа, применяя при этом нерегулярную насадку; число теоретических тарелок 3–5 шт. Насадочный тип колонн имеет меньшее гидравлическое сопротивление, чем тарельчатый, а также может легко совершенствоваться для увеличения производительности путем смены типа насадки.

В табл. 4 представлены основные параметры автономного блока очистки, представленного на рис. 7, при кондиционировании СПГ марки Б по ГОСТ Р 56021–2014 [1] (смесь 2 из табл. 3) до уровня СПГ марки А. Величина выхода чистого продукта в данном случае составила 79,5 % (см. табл. 4).

ВЫВОДЫ

Обращение СПГ сопряжено с неизбежной деградацией его состава, которая может привести к снижению его качественных характеристик, а также послужить причиной формального несоответствия действующим нормативным документам, регламентирующим требования к составу СПГ.

Для оценки изменения состава СПГ при продолжительных процессах хранения и транспортировки могут быть применены надежные термодинамические методы и уравнения состояния.

Расчеты такого типа должны сопровождаться оценкой запаса по кристаллизации загрязняющих веществ, имеющих высокую температуру тройной точки.

Установлено, что существенное изменение компонентного состава наблюдается только на завершающих стадиях обращения СПГ, что позволяет рекомендовать осуществлять дозаправку емкостного оборудования по достижении некоторой величины степени заполнения (5–20 %) с целью предупреждения деградации качества СПГ. Квалифицированное определение данной степени заполнения существенно влияет на эффективность использования емкостного оборудования, связанного с обращением СПГ.

Предложены способы поддержания компонентного состава СПГ, а также пути кондиционирования СПГ пониженного качества до требуемого уровня. Кондиционирование СПГ предлагается осуществлять в автономной установке очистки. Приведены ее базовая схема и основные характеристики. Показано, что установка такого типа производительностью 1 т/ч может быть размещена в стандартном 20-футовом контейнере.

Таблица 1. Требования к СПГ по ГОСТ Р 56021–2014 [1]Table 1. Requirements to liquefied natural gas in accordance with State Standard GOST R 56021–2014 [1]

Таблица 2. Основные расчетные методики, использованные в работеTable 2. The main calculation methods used in the work

Таблица 3. Модельные компонентные составы СПГ при начальном давлении 0,3 МПа (абс.)Table 3. Model component compositions of liquefied natural gas at the initial pressure 0.3 MPa (abs.)

Таблица 4. Основные характеристики автономного блока очистки СПГ производительностью 1 т/ч по сырьевому газу [26]Table 4. Main characteristics of the autonomous unit for cleaning liquefied natural gas with a capacity of 1 t/h for feed gas [26]

Рост потребления природного газа с 1970-х гг. привел к созданию обширных сетей газопроводов во всем мире. Крупнейшей в мире газотранспортной системой является Единая система газоснабжения (ЕСГ) России, которая представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа в европейской части России и Западной Сибири с общей протяженностью газопроводов на территории РФ 172,1 тыс. км [1]. По данным ПАО «Газпром», в 2017 г. поставки ЕСГ для внутреннего потребления составили 354 млрд м3 природного газа, а поставки за пределы России осуществлены в размере 232,4 млрд м3 [1]. Основными импортерами российского газа выступают страны Европы и Турция.

Все большее расширение газовых сетей России и Европы, строительство новых газопроводов приводят к увеличению точек передачи природного газа. С учетом значительных объемов природного газа, прокачиваемого по магистральным трубопроводам, погрешность измерения его расхода может иметь серьезные финансово-экономические последствия. В конечном счете это увеличивает спрос на надежные и стабильные эталонные значения величин для измерений расхода природного газа высокого давления.

Национальные первичные эталоны являются высшим звеном системы метрологического обес-печения любого государства, и при их отсутствии рабочие эталоны должны прослеживаться к национальным эталонам других стран. Наличие национальных первичных эталонов обеспечивает поддержку национальной экономики, защиту отечественных потребителей, экономическую и энергетическую безопасность, престиж государства на мировой арене. В настоящее время только немногие страны имеют входящие в состав испытательных лабораторий национальные эталоны единиц расхода природного газа высокого давления, характеристики которых подтверждены международными сличениями и представлены в базе данных Международного бюро мер и весов (МБМВ) [2] (см. табл.).

Представленные в таблице метрологические лаборатории Германии, Нидерландов, Франции и Дании в настоящее время участвуют в совместном проекте по реализации единицы единого европейского кубического метра природного газа высокого давления [3, 4].

В целом испытательных центров измерения расхода природного газа высокого давления существенно меньше, чем использующих воздух низкого давления в качестве рабочей среды. Это связано в первую очередь с необходимостью наличия источника природного газа высокого давления и обеспечения более высоких расходов, чем в существующих эталонах расхода воздуха низкого давления. Поэтому в состав таких испытательных центров обычно входит большое хранилище, из которого газ поступает в измерительную магистраль по кольцевому трубопроводу, и (или) они подключены по байпасной линии к ветке действующего газопровода.

Единица измерений от первичного эталона передается рабочим средствам измерений ступенчато при помощи измерительной системы, состоящей из комплекса эталонных преобразователей расхода с различными диапазонами измерений. Типовая гидравлическая схема измерительной системы включает последовательно соединенный коллектор с эталонными преобразователями расхода (обычно турбинными и ультразвуковыми) и «рабочий стол» – трубопровод(-ы) с установленными калибруемыми или поверяемыми расходомерами (рис. 1). Такая измерительная система помимо эталонных преобразователей расхода включает датчики давления и температуры, компенсаторы длины на рабочих измерительных линиях, химико-аналитическую лабораторию или средства измерений показателей качества газа, систему вторичной обработки измерительной информации и др.

Одна из особенностей функцио-нирования подобных испытательных центров заключается в особой организации взаимоотношений предприятий газотранспортной системы с национальным органом по сертификации и (или) Национальным метрологическим институтом (НМИ). В большинстве случаев фактическую эксплуатацию измерительной системы и непосредственные работы по калибровке и поверке рабочих средств измерений осуществляет дочернее предприятие газотранспортной системы. Так, в Нидерландах оператором NMi Euroloop является TNO Bedrijven группы компаний TNO, а в Германии оператором Pigsar – Vier Gas Services GmbH & Co. KG. Гарантом качества метрологических услуг, оказываемых этими компаниями, выступает договор субподряда с НМИ, составленный в соответствии с Рекомендацией Консультационного комитета МБМВ CIPM 2005–09 «Заключение субподрядных договоров на выполнение измерений в рамках Соглашения о взаимном признании CIPM MRA».

ТИПЫ ЭТАЛОННЫХ УСТАНОВОК

В связи с большими рабочими давлениями исходные эталонные установки (первичные эталоны) для воспроизведения и передачи единиц расхода природного газа имеют свои особенности. В частности, в качестве эталонов не могут быть использованы высокоточные колокольные установки, нашедшие широкое применение по всему миру, в том числе и в РФ [5], для воспроизведения единиц расхода газа низкого давления.

В лабораториях Нидерландов, Германии и Дании в качестве первичных эталонов применены различные типы трубопоршневых установок. Одним из наиболее точных первичных эталонов для воспроизведения объемного расхода природного газа до 480 м3/ч (неопределенность 0,065 %) является трубопоршневая установка лаборатории Pigsar (рис. 2) [6], подключенная к газопроводу высокого давления. Ее основные элементы – труба-цилиндр 1 и перемещающийся в нем поршень 2.

Как показано на рис. 2, измерение начинается с исходного (крайнего левого) положения поршня. Первоначально газ проходит мимо поршня через открытый клапан 5 при закрытом пусковом клапане 3. После стабилизации течения клапан 5 закрывается, открывается клапан 3 и поршень начинает движение, вытесняя газ из правой полости цилиндра. Объемный расход определяется по измеренному времени вытеснения поршнем контрольного объема между положениями A и B, фиксируемыми специальными датчиками. В ходе измерения также контролируются температура и давление газа на выходе из цилиндра.

В качестве калибруемых эталонов-переносчиков используются два турбинных расходомера 7 и 8, установленных последовательно для минимизации случайных ошибок измерения. В ходе калиб-ровки сравниваются значения полученного объемного расхода и выходные сигналы турбинных рас-ходомеров. За турбинными расхо-домерами размещен пакет параллельно установленных критических сопел 9, которые необходимы для стабилизации объемного расхода и уменьшения пульсаций давления [6].

При достижении поршнем крайнего правого положения (см. рис. 2) непрерывное течение газа продолжается через обратный клапан 10. Для возвращения поршня в исходную позицию клапан 6 переключается и направляет течение газа через цилиндр в обратном направлении. Предохранительный клапан 4 установлен для предотвращения высокой нагрузки на поршень в конце его обратного движения.

К преимуществам трубопоршневой установки Pigsar относятся, кроме высокой точности, простота устройства и использование энергии природного газа для перемещения поршня. Среди основных недостатков можно отметить возможные перетечки газа между стенками цилиндра и поршня, а также неравномерность движения поршня.

В отличие от конструкции Pigsar, в которой происходит пассивное движение поршня в газовом потоке, в трубопоршневой установке Euroloop с расходом до 230 м3/ч цилиндр разделен поршнем на газовую и масляные полости и реализовано принудительное движение поршня [7] (рис. 3). Посредством регулируемого насоса 4 задается определенный расход масла, которое перекачивается из масляной полости 3 цилиндра 1 в газомасляное хранилище 5, тем самым вытесняя из него соответствующий объем газа через тестируемый расходомер 6 в газовую полость 7 цилиндра и перемещая поршень 2 в правую сторону. Объемный расход газа также определяется по времени прохождения поршня между точками A и B контрольного объема цилиндра. В ходе измерений контролируются параметры состояния газа как в газовой полости, так и в хранилище. После окончания измерения работа насоса прекращается, и под действием избыточного давления, создаваемого весом масла, поршень возвращается в исходное (крайнее левое, см. рис. 3) положение. Фотография трубопоршневой установки Euroloop показана рис. 4.

Основными преимуществами такой установки являются замкнутая схема, не требующая обязательного подключения к магистральному газопроводу, равномерное движение поршня и минимальные перепады давления и температуры в системе. В то же время по сравнению с эталоном Pigsar у системы Euroloop есть ряд недостатков, к основным из которых относятся усложнение конструкции, возможные утечки масла в газовую полость и необходимость их контроля, появление паров масла в газе и растворение газа в масле, что требует проведения регулярной процедуры дегазации.

Систему замкнутого типа также имеет сдвоенная трубопоршневая установка FORCE Technology с максимальным расходом газа 400 м3/ч [4]. Ее особенность состоит в принудительном приводе поршней в двух параллельно расположенных цилиндрах через штоки посредством гидравлической системы. Герметичность газовых полостей здесь обеспечивается избыточным давлением масла между уплотнениями. В такой установке также обеспечивается равномерный ход поршня с исключением недостатков, связанных с наличием масла в конструкции Euroloop.

По иному принципу измерения работают первичные эталоны институтов LNE (Франция) и NIST (США) – здесь применены так называемые PVTt-системы (Pressure, Volume, Temperature, and time) [4, 8, 9]. В PVTt-установках, как и в поршневых, величина расхода газа определяется по времени наполнения (освобождения) газом некоего контрольного объема.

Работа PVTt-установки осуществляется следующим образом (рис. 5). Первоначально впускной клапан 4 закрыт, и при открытом байпасном клапане 3 устанавливается стабилизированное течение через калибруемое критическое сопло 1 с необходимым перепадом давления. С помощью вакуумного насоса из сборного резервуара 5 откачивается газ до требуемого значения давления вакуума и выдерживается определенное время для стабилизации его параметров, по которым при известном объеме оценивается масса газа в резервуаре перед измерением. Далее после закры-тия байпасного клапана и открытия впускного клапана происходит наполнение сборного резервуара до достижения в нем заданного давления. Затем впускной клапан закрывается, и после периода стабилизации параметров в резервуаре производят замер температуры и давления газа, по которым определяют конечную массу газа в резервуаре, а в итоге и его средний расход за период измерения [8, 9]. Для ускорения процесса стабилизации парамет-ров газа в сборном резервуаре устанавливают вентилятор 6 (рис. 5) либо резервуар помещают в водяную ванну с постоянной фиксированной температурой.

PVTt-установки обычно применяются для калибровки критических сопел, так как при поддержании сверхкритического перепада давления объемный расход газа остается постоянной величиной даже в условиях изменения параметров газа при наполнении сборного резервуара.

Среди особенностей PVTt-сис-тем следует отметить отсутствие механически движущихся узлов в процессе измерения, что потенциально позволяет достичь высокой точности. Но в настоящее время такие установки несколько уступают по точности поршневым мерникам, что обусловлено наличием переходных процессов при наполнении или освобождении резервуара, резким изменением параметров газа, сложностью в стабилизации и поддержании его температуры, необходимостью точного геометрического определения объема и размеров сборного резервуара при закачке в него газа под высоким давлением.

Исходные эталонные установки, отличающиеся высокой точностью измерений, обеспечивают воспроизведение относительно малых расходов газа, в то время как их величины в магистральных газопроводах обычно в десятки и даже сотни раз больше. Поэтому для передачи единиц расхода от первичных эталонов к рабочим, в качестве которых чаще всего выступают турбинные и ротационные расходомеры, используют так называемую bootstrapping-процедуру, заключающуюся в последовательной пошаговой передаче единицы измерения серией калиб-ровок несколькими параллельно установленными эталонами – переносчиками малого расхода к расходомеру большого расхода. В качестве эталонов-переносчиков от первичных эталонов трубопоршневого типа обычно применяют турбинные расходомеры, а от исходных эталонов PVTt-типа, по указанной выше причине, – критические сопла [4, 8]. При этом, в отличие от всех упомянутых европейских национальных лабораторий, где на всех этапах bootstrapping-процедуры производят измерение расхода природного газа, в компании CEESI (NIST, США) воспроизведение единицы расхода на первичной установке и эталонах-переносчиках в виде критических сопел происходит при течении воздуха относительно низкого давления с повышением его по цепочке передачи (рис. 6), а затем уже передается с некоторыми допущениями на турбинные расходомеры природного газа высокого давления [8], что, конечно, повышает неопределенность измерений.

Крупные испытательные центры для воспроизведения единиц расхода природного газа высокого давления также созданы в Китае, Великобритании и Украине, но калибровочные и измерительные возможности эталонов этих стран пока не подтверждены международными сличениями и не представлены в базе данных МБМВ.

УРАЛЬСКИЙ РЕГИОНАЛЬНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Одним из крупнейших в мире и пока единственным в России является эталонный комплекс Уральского регионального мет-рологического центра (УРМЦ), предназначенный для поверки и калибровки оборудования для измерения расхода природного газа (до 70 000 м3/ч) высокого давления (5,5–7,5 МПа) с высокой точностью [10], который пока не получил статус государственного первичного эталона. В качестве рабочих эталонов в УРМЦ используются турбинные расходомеры – счетчики газа, получившие единицу измерений в лаборатории Euroloop.

При этом УРМЦ имеет всю необходимую инфраструктуру для создания на его базе государственного первичного специального эталона единиц расхода природного газа высокого давления. В соответствии с Соглашением о сотрудничестве в области создания, хранения и эксплуатации эталонов единиц величин для воспроизведения и передачи единиц объемного и массового расхода природного газа и жидких углеводородных сред между ПАО «Газпром» и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии в настоящее время ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» ведет разработку предложений для реализации соответствующего проекта на базе УРМЦ, основная задача которого состоит в создании первичной эталонной установки. В качестве ее прототипа может быть использована трубопоршневая установка Pigsar, отличающаяся высокой точностью и относительной простотой устройства.

Создание в Российской Федерации государственного первичного специального эталона единиц расхода газа высокого давления позволит решить целый ряд задач как на внутреннем рынке газопотребления, так и на рынке экспорта газа. В первую очередь это позволит укрепить энергетическую безопасность страны, усилит позиции отечественного топливно-энергетического комплекса в международном метрологическом сообществе в вопросах обеспечения единства измерений расхода природного газа.

Характеристики испытательных лабораторий воспроизведения единиц объемного расхода природного газа высокого давленияCharacteristics of testing laboratories reproducing units of volumetric flow rate of high-pressure natural gas

Закон «Об охране окружающей среды» [1] определяет производственный экологический контроль как комплексную систему постоянных наблюдений за состоянием окружающей среды, оценку и прогноз изменений ее состояния под воздействием природных и антропогенных факторов.

Производственные объекты ООО «Газпром добыча Оренбург» размещены в зоне расположения населенных пунктов и других объектов жилой инфраструктуры, чем вызвана необходимость функционирования действенного производственного экологического контроля за производственной деятельностью объектов, в частности за работами, сопровождаемыми выбросами загрязняющих веществ (ЗВ).

Выбросами ЗВ в атмосферный воздух сопровождаются работы по добыче, первичной подготовке, транспорту, переработке, хранению, отгрузке углеводородов. Наряду с постоянными выбросами ЗВ в атмосферу производятся кратковременные (залповые) выбросы, которые на некоторое время увеличивают концентрации ЗВ по сравнению с их среднегодовыми значениями для данного источника. При залповом выбросе количество выбрасываемых веществ более чем в два раза превышает средний уровень. Выполнение таких выбросов проводится с заданной периодичностью, предусмотренной технологическим процессом.

Залповые выбросы, выполняемые с использованием открытых факельных установок вертикального типа высокого и низкого давления, а также свеч рассеивания, обеспечивают эффективное рассеивание ЗВ, прогнозирование которого определено в методике ОНД-86 [2]. Тем не менее при несоблюдении организационных и технических мероприятий сценарий выброса на одном и том же источнике в различные сезоны года (при разном направлении ветра и других метеорологических параметрах) предсказать трудно, в связи с чем допустимо формирование условий превышения предельно допустимых концентраций (ПДК) в населенном пункте по направлению движения воздушных масс от источника выброса.

Каждое структурное подразделение ООО «Газпром добыча Оренбург» имеет свой проект нормативов предельных допустимых выбросов ЗВ в атмосферу, определяющий объекты, источники, время проведения залповых выбросов, объем стравливаемой или сжигаемой смеси с указанием массы веществ, выбрасываемых в окружающую среду. Проект определяет выбросы для каждого вида работ, сопровождающихся залповыми выбросами, при этом экологический контроль за работами – специфический процесс для каждого выброса [3–6].

РЕГЛАМЕНТ КОНТРОЛЯ ЗА ЗАЛПОВЫМИ ВЫБРОСАМИ

Для обеспечения охраны атмосферного воздуха рассматриваемой территории и экологической безопасности населения, проживающего в зоне воздействия объектов, организован постоянный ведомственный контроль за состоянием воздушного бассейна и соблюдением установленных нормативов выбросов ЗВ на источниках выбросов. Вместе с тем стацио-нарных постов государственного контроля на рассматриваемой территории нет, и со стороны органов государственного контроля проводятся только периодические исследования уровня загрязнения атмосферы.

Плановый контроль за состоянием охраны окружающей среды обеспечивается на основании требований СТО 06-01–2014 [7]; контроль за работами, сопровождающимися залповыми выбросами, – на основании СТО 06-02–2013 [8], определяющего порядок отнесения работ к двум категориям: «Работы, требующие получения разрешения» и «Работы, требующие направления уведомления».

Таким образом, сопровождающиеся залповыми выбросами работы в зависимости от мощности и дальности распространения ЗВ в атмосферном воздухе контролируются специальным подразделением, организованным на базе военизированной части, – Центром газовой и экологической безопасности (ЦГиЭБ), или производственными структурными подразделениями. При этом ЦГиЭБ укомплектован специальными техническими средствами, приборами, транспортом, лабораторным и аналитическим оборудованием, а также специализированным программным обеспечением, которое под контролем высококвалифицированного персонала позволяет обеспечивать проведение работ, сопровождающихся залповыми выбросами, с исключением распространения ЗВ в атмосферу расположенных рядом населенных пунктов.

Плановые работы, приуроченные к остановкам очередей заводов и технологически связанных с ними объектов, а также работы, сопровождающиеся значительными выбросами ЗВ, проводятся на основании Программы проведения работ с выбросами, включающей требования к комплексному производственному экологическому контролю. Программы проведения работ подписываются всеми задействованными сторонами, чем обеспечивается полное информационное взаимодействие.

В 2015 г. выполнено 78 работ по таким программам. Кроме того, в соответствии с разрешениями проведено 2683 работы, а согласно уведомлениям выполнено 10 540 работ.

Система электронного документооборота разработана службой информационно-управляющих систем ООО «Газпром добыча Оренбург». Информирование ЦГиЭБ о проведении работ происходит заблаговременно по системе электронного документооборота – специализированного программного обеспечения, позволяющего в оперативном порядке получать информацию о месте и времени проведения работ, объеме выброса, составу выбрасываемой среды, а также лице, ответственном за проведение работ, и др. Перечисленные данные сохраняются в системе и служат документальным основанием и подтверждением качества проводимых работ в случаях обращения ведомственных органов при проведении расследований спорных ситуаций.

АППАРАТНО-ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС

В целях прогнозирования распространения ЗВ, образующегося в процессе сжигания углеводородов, в системе электронного документооборота предусмотрена возможность передачи файла с данными инженеру-экологу ЦГиЭБ от ответственного за проведение работ. Файл с расчетами времени и массы выброса используется для проведения детального расчета распространения ЗВ в атмосфере. Алгоритм распространения согласно методике ОНД-86 [2] реализуется за счет специализированного программного продукта «ЩИТ», разработанного ООО «Волго-УралНИПИгаз» и ООО «Газпром добыча Оренбург» [9].

Программа содержит предустановленные показатели газовых смесей с парциальными давлениями компонентов в соответствии с источником на объекте, а также картографический материал для нанесения результатов расчетов, отображающих форму зоны распространения ЗВ, при известных объеме, времени выброса, фактическом направлении ветра и состоянии атмосферы. В программе формируются зональные участки территории распространения ЗВ в долях ПДК максимальной разовой (ПДКМР) с возможностью определения расстояния в метрах до точки искомой концентрации.

Зона, равная 0,1 ПДКМР по направлению ветра, является точкой для установки передвижных экологических лабораторий (ПЭЛ). Данная концентрация на порядок ниже разрешенной, при этом вещество в концентрации 0,1 ПДКМР диагностируется органолептическим методом.

На распространение выбросов существенное влияние оказывает рельеф [10]. Более точная установка ПЭЛ с учетом особенностей строения локального ландшафта на плоскости выполняется за счет системы пространственного расположения автотранспорта, которая позволяет контролировать перемещение автомобиля в режиме реального времени с возможностью оперативного изменения маршрута.

Программное обеспечение сис-темы глобального позиционирования дополняется средствами и материалами для высотного позиционирования автомобиля в рамках локального ландшафта. Использование карт с высотным распределением ландшафта позволяет инженеру-экологу при известных метеорологических условиях прогнозировать распространение ЗВ известной плотности по траектории естественных понижений локального ландшафта. Точность прогнозов повышается, поскольку движение ЗВ, обусловленное строением ландшафта, может иметь вектор, противоположный направлению движения воздушных масс над анализируемым участком.

Результаты расчета распространения ЗВ, метеорологические показатели района проведения работ и заключение инженера-эколога (в форме разрешения или запрета) также отображаются в системе электронного документооборота, за счет чего обеспечивается оперативный порядок взаимодействия между производственными подразделениями Общества и ЦГиЭБ.

На основании показателей данных о концентрации ЗВ, полученных ПЭЛ, инженер-эколог диспетчерской службы ЦГиЭБ может срочно повлиять на работу, сопровождающуюся залповым выбросом. При необходимости он оперативно связывается с ответственным за проведение работ и изменяет интенсивность залповых выбросов, обеспечивая соблюдение требований экологической безопасности.

Для контроля наиболее сложных работ с залповыми выбросами в зависимости от состава или объема выбрасываемого ЗВ, а также от рельефа местности могут быть задействованы до трех ПЭЛ.

Обеспечение производственного экологического контроля при производстве работ с залповыми выбросами осуществляется ПЭЛ и стационарными постами контроля загрязнения. Стационарные автоматизированные пос-ты установлены в населенных пунктах, расположенных в зоне влияния объектов Оренбургского газохимического комплекса. Все стационарные автоматизированные посты оборудованы газоанализаторами, способными круглосуточно в полном объеме проводить анализ атмосферного воздуха окружающей среды, а также измерять метеорологические параметры (направление и скорость ветра, количество осадков, мощность гамма-фона).

Непосредственный контроль на площадках проведения работ с залповыми выбросами (осмотр амбаров, факелов, крановых площадок, скважин, камер приема и запуска поршней), а также на границе санитарно-защитной зоны объекта проведения работ осуществляют ПЭЛ. Все ПЭЛ оборудованы газоаналитическим и метрологическим оборудованием, позволяющим полностью контролировать анализ качества атмосферного воздуха. Работы с залповыми выбросами проводятся только при благоприятных метеорологических условиях (направление и скорость ветра), полностью исключающих воздействие на населенные пункты.

Установленное в ПЭЛ оборудование позволяет анализировать и сохранять результаты замеров для последующей аналитической оценки, а именно в формате редактора таблиц. Проведенная работа анализируется инженером-экологом по сохраненным результатам.

Измерение анализируемых показателей на автомобиле ПЭЛ происходит с соблюдениями требований к замерам качества атмосферного воздуха – процесс автоматизирован и выдает итоговый результат с усреднением в 20 мин.

Для определения текущих показателей концентрации, анализа состояния атмосферы в краткосрочной перспективе с возможностью изменения интенсивности проведения работ и сопутствующих им залповых выбросов в программном комплексе ПЭЛ предусмотрен режим двухминутных отборов проб с дальнейшим анализом и выведением полученных показателей на экран лаборанта пульта управления поста экологического контроля.

Работы с применением сложных химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья приводят к образованию в залповом выбросе летучих соединений, взаимодействие которых способствует формированию свойственного углеводородам интенсивного за-паха или схожего с ним. Вместе с тем, несмотря на интенсивный запах, выброс зачастую не фиксируется аналитическим оборудованием. Для исключения возможности поступления ЗВ в атмосферу населенных пунктов контроль работ, сопровождающихся залповыми выбросами с данной характеристикой, обеспечивается путем органолептического анализа. При определении характерного запаха водитель ПЭЛ или лаборант передают информацию инженеру-экологу диспетчерской службы, который, в свою очередь, ограничивает интенсивность работ.

Использование аппаратно-программного комплекса для верификации результатов прогнозирования распространения ЗВ позволяет оперативно изменить показатели выброса и анализировать распространение ЗВ в долгосрочной перспективе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Контроль над работами, сопровождающимися залповыми выбросами, осложняется наличием нескольких источников, осуществляющих выброс ЗВ. Дополнительными источниками, выброс которых поступает в атмосферу, являются промышленные предприятия, расположенные на территориях населенных пунк-тов, хозяйственная деятельность местного населения, а также транспортировка углеводородов по автодорогам, расположенным вблизи населенных пунктов.

Прогнозирование по компонентам выбросов позволяет более точно оценивать распространение ЗВ. Осложнение процесса прогнозирования происходит в ходе применения газообразного азота при ремонте оборудования, в результате чего состав выброса изменяется, формируя вещества, обладающие запахом и не определяемые аналитическим оборудованием ПЭЛ. Азот, поступая в зону горения, препятствует полному сгоранию сероводорода, конверсия которого в диоксид серы обеспечивает безопасность проведения работ. Аналогичное влияние оказывают факторы, сопутствующие освоению скважин обводненного фонда, когда вода из скважин препятствует полному сгоранию серосодержащих компонентов природного газа.

Данные о результатах замеров аппаратно-программного комплекса консолидируются в базе центрального сервера, доступ к которому обеспечивается с помощью специализированного программного обеспечения. Анализ поступающей информации совместно с данными ПЭЛ и при контроле со стороны ответственных за проведение работ позволяет формировать систему тотального контроля за работами, сопровождающимися залповыми выбросами. Весь комплекс предпринимаемых мер позволяет обеспечить экологическую безопасность.