Газовая промышленность № 11 2019

Какие направления нефтегазохимии наиболее актуальны? На что ориентироваться российским экспортерам нефтехимической продукции? Какова ситуация с импортозамещением в отрасли? На эти и другие вопросы ответила старший аналитик Центра экономического прогнозирования АО «Газпромбанк» Нина Артуровна Адамова.

– Нина Артуровна, как вы оцениваете текущее состояние и перспективы развития нефтегазохимии России?

– К сожалению, доля химической индустрии в структуре ВВП России составляет меньше 2 %. Но если учитывать валовую добавленную стоимость производства нефтепродуктов, чем также занимаются российские нефтехимические компании, то доля отрасли достигает почти 3 %.

Что касается перспектив развития: во‑первых, поскольку нефте-газохимическая отрасль обладает существенным потенциалом для увеличения несырьевого неэнергетического экспорта (а это соответствует целям национальных проектов1), в среднесрочной перспективе российские нефте- и газохимики могут рассчитывать на рост государственного субсидирования.

Во-вторых, спрос на продукцию нефтегазохимической отрасли в мире продолжает расти темпами, превышающими рост мирового ВВП, и, вероятнее всего, эта тенденция сохранится в среднесрочной перспективе – особенно в развивающихся странах.

Согласно отчету Международного энергетического агентства, в ближайшие годы, вплоть до 2024 г., драйвером роста спроса на нефть будет нефтехимия. То есть не топливо, а продукты более высоких переделов, в том числе крупнотоннажные пластики. Мы с такой оценкой полностью согласны, даже несмотря на набирающую в последние годы популярность природоохранных мер.

– Если говорить про экологию: Европа в начале 2019 г. ввела запрет на одноразовый пластик. На что тогда будут ориентироваться российские экспортеры нефтехимической продукции?

– Вероятно, будут ориентироваться больше на азиатский рынок. Интерес представляет и латиноамериканский рынок. Но стоит отметить, что меры по ограничению использования одноразового пластика в Европе пока еще не такие жесткие. Дело в том, что не столь большой процент изделий из пластика от общего объема потребления по критериям Еврокомиссии можно назвать одноразовым. Конечно, последствия не только европейской, но и мировой «экологической волны» коснутся нефтехимиков, тем не менее, я полагаю, серьезный эффект мы почувствуем не раньше, чем лет через 15.

– На ваш взгляд, подобные решения с запретами – это влияние политики или люди действительно стали сознательно относиться к экологии?

– Ситуация с экологией – реальная глобальная проблема, требующая решения. Рост экологической сознательности, конечно, есть. Но мы очень привыкли к наличию изделий из пластмасс в нашем обиходе, поэтому ввод значительных ограничительных экологических мер – стресс для рынка (для производителей, ритейла и в особенности потребителей). Поэтому, в случае принятия каких‑либо решений касательно ограничения использования изделий из пластика в России или в другой стране мира, при рациональном подходе ограничительные меры будут вводиться постепенно. Компаниям нужно время, чтобы переориентироваться на новые рынки и сегменты потребления, и ограничения не должны оказывать существенного негативного влияния на их финансовые показатели. Предприятия должны иметь возможность начать осваивать технологии и рынок биоразлагаемых материалов. И потребитель также должен быть подготовлен к запретам: это к вопросу о росте экологической сознательности в обществе.

Что касается негативного влияния экологических трендов на отрасль, то это, на мой взгляд, более актуально в среднесрочной перспективе для нефтеперерабатывающей сферы. Так, в сегменте моторных топлив риск стагнации и снижения спроса гораздо выше, чем в нефтехимии. Это обусловлено ростом экономичности двигателей внутреннего сгорания, увеличением парка электромобилей в мире, популярностью альтернативных энергоносителей, например водорода, биотоплив. Повторюсь, драйвером спроса на нефть в мире до 2024 г. будет именно нефтехимия, а не нефтепереработка.

– Касательно сырьевой базы: достаточно ли у нас сырья для пиролиза?

– С одной стороны – да, достаточно. Что касается нафты, то ее в России производится около 30 млн т / год. При этом экспортируется примерно 80 % от выпускаемого объема. Соответственно, прямогонный бензин в России есть в избытке. Если судить по корзине производимой из него продукции, то нафта – менее привлекательный продукт, т. к. выход высокомаржинальных олефинов и полиолефинов из нее ниже, чем при пиролизе более легкого сырья. Но при низких ценах на нефть, «отрицательном акцизе» на нафту, а также в случае интеграции такого пиролиза в структуру нефтеперерабатывающего завода конкурентоспособность такого завода выше, чем работающего на легком сырье.

Что касается газового сырья: пиролизы на сжиженных углеводородных газах (СУГ) и этане начнут активно субсидироваться на среднесрочном горизонте. Помимо этого, за счет роста экспортных пошлин будет стимулироваться рост потребления СУГ внутри страны. Во всяком случае, это обозначено в дорожной карте развития отрасли и активно предлагается сейчас Минэнерго РФ.

Сжиженные углеводородные газы в России также производятся в избытке; после запуска «ЗапСибНефтехима» профицит СУГ, очевидно, снизится, но нехватки легкого углеводородного сырья не возникнет. Гораздо более остро стоит вопрос неразвитости инфраструктуры для его реализации.

– Как лучше, на ваш взгляд, осуществлять транспортировку – строить продуктопроводы или пользоваться возможностями железной дороги?

– Это зависит от масштабов. Трудно представить, что для мегапроектов сырье будет доставляться по железной дороге. Но если говорить про средне- и малотоннажные проекты, то здесь можно воспользоваться железнодорожным сообщением.

– Какие сырьевые мощности следовало бы развивать? Какого сырья нам не хватает?

– Больше всего не хватает инфраструктуры. Как в плане доставки сырья, так и в плане реализации продукции. Но как добиться того, чтобы при доставке стоимость сырья значительно не возросла, – всегда вопрос.

Помимо этого, как я уже сказала, в России есть сложности с инфраструктурой для реализации продукции. Например, когда мы ставим перед собой цель по наращиванию несырьевого неэнергетического экспорта, то сталкиваемся с тем, что у нас не хватает мощностей для перевалки удобрений на территории страны, а также перевалки жидкой химической продукции.

Основные инфраструктурные потребности ближайшего периода – перевалочные мощности для удобрений и жидкой химической продукции в Балтийском бассейне, на востоке России, а также развитие железнодорожной инфраструктуры для транспортировки жидкой и твердой нефтегазохимической продукции в восточной части страны.

– Перейдем к вопросу импортонезависимости. С точки зрения технологий и продуктов, где существует наибольшая зависимость от импорта?

– Значительную часть того, что нужно российскому рынку, мы производим, но в основном это крупнотоннажная базовая продукция. Например, в сегменте крупнотоннажных пластиков мы зависим от импорта не столь широкого перечня продуктов. В их числе полиэтилентерефталат (ПЭТФ) – почти половина российского потребления импортируется из Китая; отдельные сополимерные марки полиолефинов. По большей части базовой крупнотоннажной продукции мы либо уже импортонезависимы, либо перестанем зависеть в ближайшие несколько лет. Россия не зависит от импорта ароматических углеводородов, метил-трет-бутилового эфира – присадки к топливу. Мы экспортируем значительные объемы капролактама.

Тем не менее мы, как правило, пока несвободны от импорта в высокотехнологичных мало- и среднетоннажных сегментах специальной химии. Стратегически важным сегментом, зависящим от импорта, стало производство композиционных материалов. Ни для кого не секрет, что от импортного сырья в России зависит производство полиуретанов, потому что в стране нет производства изоцианатов.

А если идти дальше по цепочке переделов, то там ситуация несколько сложней. Например, шины или лакокрасочная промышленность. В этих сегментах тоже немаленький импорт, но для российских предприятий большую конкуренцию составляют локализованные на территории России производства крупнейших мировых компаний (AkzoNobel, Tikkurila, Bridgestone и многих других), многие из которых являются российскими юридическими лицами.

– А есть необходимость защищать российский рынок, например, от китайского ПЭТФ?

– Думаю, имеет смысл, только если проект и продукция будут конкурентоспособными. Полиэтилентерефталат нельзя назвать стратегически важным продуктом на государственном уровне, а какие‑либо жесткие протекционистские меры для импортного ПЭТФ негативно отразились бы на потребительском секторе.

Полагаю, стоит принимать жесткие протекционистские меры только на коротких временных отрезках и только если проект можно отнести к окупаемым на реальных временных горизонтах, а производимая продукция будет конкурентоспособной в условиях свободного рынка в отсутствие значительных регуляторных мер. Или если продукция имеет стратегически важное значение для государства. Тогда необходимо защищать рынок от импорта.

– До последнего времени на рынке не было отечественного малеинового ангидрида…

– Скоро будет. Думаю, это важная веха развития современной российской нефтехимии. Это очень серьезный шаг к тому, чтобы идти дальше по цепочке до тетрагидрофурана, фармпрепаратов, полиэфирных смол, лакокраски. Это путь к увеличению валовой добавленной стоимости отрасли и предпосылка роста значимости химической индустрии в масштабах экономики страны.

– Эпихлоргидрина тоже у нас нет?

– В стране есть сырье для эпихлоргидрина – это пропиленоксид. И у нас его производят несколько предприятий. Используется он в России в основном для получения гликолей и поверхностно-активных веществ.

– А как вы смотрите на планы отдельных компаний по созданию производства эпоксидных смол?

– В целом позитивно. Пока производство эпоксидных смол в России незначительно – около 2,5 тыс. т, и это только модификация и создание композиций на основе готовых закупаемых смол. При этом импорт эпоксидных смол в страну достигает 30 тыс. т, и, вероятно, он будет расти. Но конкуренция на рынке этой продукции высокая: возвращаясь к теме импортонезависимости, такой проект должен соответствовать рыночным требованиям.

– Мы пришли к выводу, что импортозамещение нужно, но не во всем. И зависит это от наличия рынка для импортозамещенного продукта и его конкурентоспособности.

– Все упирается в емкость рынка и конкурентоспособность потенциального продукта. У нас чаще всего есть сырье, технология или возможность купить технологию, но нет достаточной емкости рынка. Думаю, что со многими продуктами, в том числе эпоксидными смолами или изоцианатами, то же самое. Поэтому российские химические и нефтехимические компании годами рассматривают проекты в отдельных сегментах и откладывают их до лучших времен.

Иногда, конечно, вопрос стоит из‑за отсутствия технологий.

– Чего не хватает в технологиях? Что необходимо развивать?

– У нас почти все хорошо с технологиями нефтепереработки, за исключением катализаторов. Мы сильно зависимы от импортных технологий и катализаторов для нефтегазохимии. Считаю, к вопросу технологической импортонезависимости нужно подходить так же, как и к вопросу продуктовой импортонезависимости. Все диктуется рыночными условиями.

– Ваша оценка состояния рынка: какие тенденции будут превалировать?

– Основная тенденция, которая будет превалировать, во‑первых, с учетом рыночной ситуации, а во‑вторых, с учетом национальных целей, это то, что Россия становится нетто-экспортером крупнотоннажной нефтегазохимии в среднесрочной перспективе и будет захватывать постепенно мировой рынок. Вторая тенденция связана с тем, что в сегментах средне- и малотоннажной химии все‑таки будет постепенно замещаться импорт (в том числе упомянутый малеиновый ангидрид). С эпоксидными смолами и изоцианатами пока сложней. Думаю, что точечно импортозависимость все же будет снижаться, где это уже возможно.

В целом российский рынок будет расти: потенциал прироста емкости рынка в стране большой. У нас продолжает увеличиваться потребление полиэтилена, полипропилена (опережая средние мировые темпы). На среднесрочном горизонте сохранится стагнация и небольшой рост на рынке ПВХ и полистирола из‑за того, что есть рецессия в отечественной строительной отрасли.

С учетом экологических тенденций в использовании пластиков, а также профицита нашей агропромышленной продукции, полагаю, что у нас в России будет развиваться в среднесрочной перспективе производство биоразлагаемых пластиков. Эти проекты связаны с устойчивым развитием, поскольку речь идет о диверсификации источников сырья для производства полимеров, и, самое главное, они помогут решать многие экологические проблемы в будущем.

Россия сохранит лидирующие позиции в экспорте удобрений. Возможно, страна несколько уступит в экспорте метанола из‑за инфраструктурных ограничений. Предполагается, что MTO (процесс «метанол в олефины») продолжит развиваться в мире и служить драйвером роста мирового спроса на метанол и российского экспорта. У нас в России тоже может появиться такой проект на определенном этапе развития отрасли.

– Как изменятся объемы потребления по различным группам продуктов? Объемы потребления будут меняться в большей степени за счет внутреннего спроса или экспорта?

– Если говорить про крупнотоннажные пластики, достаточно быстро у нас растет рынок по полиолефинам – минимум 3–4 % роста в год. На рынке ПВХ – стагнация. По полистиролу – небольшой рост: 1–2 %. Но основной прирост потребления российской продукции будет обеспечен за счет экспорта.

– В какие направления стоит вкладывать основные инвестиционные ресурсы по мере их появления?

– Сейчас это в основном высокотехнологичные продуктовые направления, которые нужны рынку на глобальном и локальном уровнях. Они будут востребованы на долгосрочном горизонте и обеспечены сырьевой базой в России: биоразлагаемые полимеры; композиционные материалы; индустриальные покрытия (антикоррозионные, огнеупорные и прочие); товарный водород.

Нехватка сырьевых компонентов для производства отдельных упомянутых продуктов может стать серьезной преградой, которая приведет к необходимости выстраивать всю цепочку превращений в рамках проектов, а это повлечет за собой увеличение капитальных затрат. С другой стороны, рынки других видов продукции только формируются и требуют мер регуляторной поддержки. В целом упомянутые продуктовые направления заслуживают поддержки со стороны государства в связи с важностью для рынка и страны на долгосрочном горизонте.

Интервью подготовили: Н.В. Силкина и С.П. Черных, Межотраслевой экспертно-аналитический центр СНГПР

Система гибкого противопожарного трубопровода «Инфлекспайп» – инновационная разработка российской компании ООО «МорНетфеГазСтрой», пришедшая на смену традиционному стальному трубопроводу. Она абсолютно не подвержена коррозии и гарантирует исправную работу систем пожаротушения при пожаре пролитых углеводородов, в том числе в струйной фазе их горения и даже после взрыва их паровоздушной среды. Кроме этого, система может быть использована для транспортировки морской и пресной воды или других негорючих жидких сред с температурой до 110 ˚С при давлении до 2 МПа в диапазоне наружных температур от –50 до 70 ˚С.

ВЗРЫВО- И ПОЖАРОУСТОЙЧИВОСТЬ

Пожары в нефтегазовой отрасли нередко начинаются именно со взрыва паров углеводородов, способного повредить компоненты противопожарной защиты сооружения, в частности оросительную часть системы пожаротушения, которая традиционно выполняется из стальных труб. Взрывная волна легко сминает и деформирует такие трубы, а значит, огнетушащее вещество не сможет попасть к очагу возгорания. Синтетический каучук, армированный двумя слоями нержавеющей сетки, из которого изготовлен трубопровод «Инфлекспайп», – очень прочный и вместе с тем эластичный материал, выдерживающий избыточное давление взрыва до 0,15 МПа и не деформирующийся при сильном ударе. При этом не только сами трубы сохраняют свою первоначальную форму: конструкция и способ соединения обеспечивают целостность системы. В дополнение наружный слой трубопровода выполнен из огнестойкой синтетической резины и вместе с противопожарными накладками обеспечивает его герметичность даже при воздействии струйного пламени с температурой до 1250 ˚С в заполненном состоянии на протяжении до 60 мин (в сухом – не менее 5 мин).

КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ И БЕЗОТКАЗНОСТЬ

В стальном трубопроводе со временем образуется коррозия, причем как в водозаполненных системах, так и в сухотрубах. Коррозия опасна в первую очередь тем, что засоряет выпускные отверстия оросителей вплоть до их полной закупорки, и при запуске системы пожаротушения они не смогут обеспечить необходимую интенсивность подачи огнетушащего вещества к очагу пожара. В нефтегазовом сегменте эти риски слишком велики – начиная от более высоких, по сравнению с целлюлозным, температур горения углеводородов и заканчивая развитием так называемых каскадных эффектов разрушения охваченных огнем сооружений и конструкций. В таких условиях работоспособность систем пожаротушения должна быть безупречной и безотказной, и только «Инфлекспайп» гарантирует стопроцентную работоспособность и длительную эксплуатацию при любых способах его применения, т. к. он абсолютно не подвержен коррозии. Кроме этого, состав трубопровода обеспечивает рекордные показатели коррозионной стойкости к соленой и пресной воде, а также к нефтепродуктам и отработанной нефти при их наружном воздействии.

ТЕХНОЛОГИЧНОСТЬ И УНИКАЛЬНОСТЬ

Одно из важных преимуществ трубопровода «Инфлекспайп» – это простой и практически безопасный монтаж. Обычный стальной трубопровод соединяется методом электродуговой или газовой сварки, что в условиях действующих нефтегазовых объектов абсолютно недопустимо. Проведение такого рода работ сопровождается полной остановкой технологического цикла, выведением из зоны монтажных работ всех пожароопасных веществ и материалов, оформлением нарядов-допусков с обязательным выполнением внушительного списка противопожарных требований и мероприятий. Вместе с тем для выполнения самих работ требуются высококвалифицированные специалисты и оборудование, а качество их проведения должно проверяться посредством дорогостоящего контрольно-измерительного инструмента. Монтаж системы трубопровода «Инфлекспайп» лишен этих недостатков, кроме проведения работ по нарезке трубы в размер, т. к. она армирована стальными сетками и при контакте с режущей кромкой может образоваться опасная в таких случаях искра. Участки труб соединяются специальными фитингами, сделанными из титана, осуществляется фиксация обжимными хомутами. Процедура может выполняться в любых условиях окружающей среды и практически в любом диапазоне температур. При этом не требуется специального инструмента, а монтаж производится в самые короткие сроки без каких‑либо ограничений.

ИЗНОСОСТОЙКОСТЬ, ПРОЧНОСТЬ, ДОЛГОВЕЧНОСТЬ

Трубопроводные системы «Инфлекспайп» применяются как для полной, так и для частичной замены устаревших систем при капитальном ремонте или техническом перевооружении объектов. Непревзойденный срок службы с гарантией не менее 25 лет при практическом отсутствии технического обслуживания окупает вложенные средства уже в первые 10 лет эксплуатации. Система практически не подвержена разрушению при воздействии УФ-излучения и до 60 % минимизирует последствия гидравлического удара, а также снижает уровень шума и гасит вибрацию во время эксплуатации.

«Инфлекспайп» исправно работает при резких перепадах температур и в экстремальных погодных условиях, например, на нефтедобывающей буровой платформе «Приразломная» в Печорском море – единственной ведущей добычу нефти на российском арктическом шельфе.

Сегодня под запатентованной торговой маркой «Инфлекс» выпускается не только трубопровод, но и другие продукты противопожарного назначения: огнезащитные чехлы для защиты функционирования оборудования от воздействия углеводородного пожара, сетка для защиты оболочек кабелей от распространения горения по их поверхности, а также разработана, сертифицирована и производится широкая линейка огнезащитных составов для стальных строительных конструкций.

ООО «МорНефтеГазСтрой»

197022, РФ, г. Санкт-Петербург,

Аптекарская наб., д. 8, лит. А, оф. 633

Тел / факс: +7 (812) 600‑90‑00

E-mail: info@mngs-spb.com

www.мнгс.рф

Продолжение. Начало в № 10 (791).

БОЛГАРСКИЙ ГАЗОВЫЙ ХАБ (ГХ)

Вопрос о создании собственного хаба в Болгарии с внутренним потреблением 3 млрд м3 газа возник несколько лет назад, когда было начато проектирование газопровода «Южный поток». Определенные ожидания были связаны с поисковыми работами в экономической зоне Болгарии в Черном море, которые в итоге не принесли значимых результатов [1]. Официальное заявление о болгарском ГХ совпало по времени с международной конференцией в Варне (сентябрь 2016 г.), где обсуждался вопрос о перспективах проекта «Балкан» [2]. Тогда глава ПАО «Газпром» А.Б. Миллер подчеркнул, что у компании нет планов менять маршрут «Турецкого потока» с целью вывести его к побережью Болгарии [3]. Тем не менее уже после остановки «Южного потока» совместная делегация Болгарии и ЕС отдельно обсуждала вопрос болгарского ГХ в Москве [4]. Первоначально подразумевались прямые поставки 63 млрд м3 газа по «Южному потоку», но после начала строительства «Турецкого потока» концепция изменилась: предполагается транспортировать газ по продолжению одной нитки этого газопровода мощностью 15,75 млрд м3 [5]. Для реализации проекта Болгария официально зарегистрировала компанию-оператора Balkan Gas Hub EAD [6].

Параметры газотранспортной сети Болгарии с планируемым ГХ представлены на рис. 1 и в табл. 1. Числами обозначена мощность пунктов пропуска газа (млн м3 / сут), цвет детализирует их статус: красный обозначает действующие пункты, оранжевый – проектируемые, голубой – отмененный.

В соответствии с концепцией создания собственного ГХ, Болгария развивает не только свою газотранспортную систему [7], но и участвует в формировании соответствующей инфраструктуры в соседней Греции. Для получения регазифицированного сжиженного природного газа (СПГ) через греческий терминал на о-ве Ре-витуса увеличивается пропускная способность в реверсном режиме (из Греции в Болгарию) перемычки Кулата – Сидирокастро с 0,3 до 3,0 млрд м3 [8, 9]. Идет строительство ИГБ на 3 млрд м3 с возможностью повышения его мощности до 5 млрд м3 в прямом и до 2 млрд м3 в обратном направлении [10] для прокачки регазифицированного СПГ с плавучей регазификационной установки (ПРГУ) в порту г. Александруполис [11], к приватизации которого проявляют серьезный интерес США [12]. Ввод перемычки отложен до 2021 г. [13, 14]. Болгария планирует войти в состав акционеров этого проекта [15].

Греция также развивает свою газовую инфраструктуру. Стро-ящийся плавучий терминал-ПРГУ в Александруполисе и модернизированный терминал на Ревитусе [16, 17] позволят получать до 15 млрд м3 природного газа для Греции и соседних стран через интерконнекторы [18]. Поскольку годовое потребление самой Греции невелико (3 млрд м3, в перспективе – до 5 млрд м3), очевидно, что для избыточных мощностей регазификации необходим рынок потребителей в соседних странах.

ГАЗОВЫЙ ХАБ ЮГА РОССИИ

Размер внутреннего рынка Южного федерального округа России (ЮФО) превышает 50 млрд м3 и сопоставим с внутренним рынком Турции [19]. В настоящее время ПАО «Газпром» в рамках контракта с компанией BOTAŞ снабжает Турцию примерно 30 млрд м3 газа: по «Голубому потоку» (16 млрд м3) и Трансбалканскому газопроводу (14 млрд м3). С 1 января 2020 г. газ будет транспортироваться по первой нитке «Турецкого потока». Вторая нитка предназначена для поставок в австрийский Баумгартен и страны Юго-Восточной Европы; она заработает на полную мощность в 2021 г.

После строительства газопровода «Турецкий поток» стали активно развиваться газотранспортные мощности на юге России. Выгодное географическое положение и повышение доступности природного газа приводят к амбициозным планам создания газохимических производств на побережье Черного моря, что может привести к росту потребления газа более чем на 10 % от текущего спроса в ЮФО [20]. Потенциально дополнительное повышение объема потребления газа обеспечит проект производства СПГ, реализация которого также открывает возможности для поставки российского газа на новые рынки. На основании вышесказанного можно сделать вывод о том, что условия для создания ГХ на юге России в настоящее время достаточно благоприятны (рис. 2, табл. 2).

При обсуждении российских перспектив нельзя обойти вниманием попытки Украины создать на территории страны приемный терминал СПГ и ГХ [21]. В 2010 г. для координации работ по строительству терминала приема СПГ в объеме 10 млрд м3 на Черноморском побережье Украины было создано ГП «Национальный проект «LNG-терминал». Однако в то время договориться с Турцией о проходе танкеров не удалось, и проект был забыт до 2014 г. [22], когда вместо стационарного терминала было предложено оборудовать причал под ПРГУ на 5 млрд м3 [23]. Но и этот замысел не реализовался ввиду последовательной и настойчивой позиции турецких властей, ограничивающих проход танкеров через Босфор [24], что впоследствии было закреплено законодательно.

С 2018 г. циркулируют идеи использования Трансбалканского газопровода в реверсном режиме для поставки регазифицированного СПГ из США и Катара на Украину через Турцию и Грецию. Этому способствует ситуация с затягиванием ввода продолжения второй нитки «Турецкого потока» через Болга-рию [25]. Вполне вероятен вариант поставок СПГ из Турции: существует проект терминала для приема СПГ в порту г. Рени на Дунае с украинской стороны [26], так как развитие малотоннажных перевозок [27] позволяет решить вопрос обеспечения безопасности судоходства в соответствии со ст. 8.1 «Правил прохождения турецких проливов».

Формализация процедуры транзита турецких проливов открывает новые возможности и для российских проектов. Строительство завода СПГ на Черноморском побережье было анонсировано ПАО «Газпром» четыре года назад [28], а в 2017 г. по нему было подписано соглашение с австрийской компанией OMV. В нем отмечено, что «…стороны намерены взаимодействовать при реализации совместного комплексного проекта по строительству в районе российского побережья Черного моря терминала по производству, транспортировке, а также маркетингу и сбыту малотоннажного СПГ» [29].

Развитие СПГ-терминалов Турции и Южной Европы показывает, что это очень динамичный рынок не только для приема и регазификации, но и для перегрузки СПГ. Недооценивать этот сегмент недальновидно. В сложившейся ситуации рационально использовать преимущества ПАО «Газпром»: ценовые (как производителя газа), близость рынков сбыта СПГ и резерв мощности газопровода Починки – Анапа для строительства завода СПГ и освоения этих рынков. В настоящее время в Черноморском регионе отсутствует значимый рынок СПГ, но есть ощутимый потенциал в бассейне Дуная [30] и в Средиземном море. В условиях риска сбыта сжиженного газа в причерноморских странах (за исключением Турции) оптимальной стратегией представляется строительство среднетоннажного завода СПГ с последующим его масштабированием. Аналогичная схема используется во всем мире [31, 32]. Для вывоза продукта с такого завода достаточно среднетоннажных танкеров или криогенных танк-контейнеров, которые будут соответствовать требованиям безопасности при прохождении Босфора.

Важный фактор успеха – потенциальное участие в проекте турецких потребителей и компании BOTAŞ. Российский СПГ с Черного моря может поставляться на терминалы в Турцию – как на уже построенные и увеличивающие свои мощности перегрузки, так и на создающийся в Саросском зал. Эгейского моря (о газовом потенциале Турции подробно изложено в первой части статьи). Такой альянс обеспечит инвестиции и административную поддержку прохождения газовозов через турецкие проливы.

Ужесточаемые требования Международной морской организации (International Maritime Organization) IMO 2020 к качеству судового топлива притягивают внимание к применению СПГ на флоте. Большое влияние на бункеровку в Черном море окажет создание зоны контроля за выбросами (ECA, Emission control area) в акватории Средиземного моря. Черное море пока не входит в эту зону, но при ЕСА в Средиземном море флот будет вынужден перейти на низкосернистое топливо или СПГ. Бункеровка СПГ может внести существенный вклад в величину рынка его потребления в Черноморском и Балтийском регионах [27].

Схема распределения и потенциальные потребители Черноморского СПГ представлены на рис. 3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На южных границах России идет активное развитие инструментов международной торговли газом, совершенствуется инфраструктура приема СПГ и распределения сырья по магистральным газопроводам. В настоящее время у наших ближайших соседей создаются два ГХ: фактический в Турции и юридический в Болгарии. Меняющиеся условия торговли уже оказывают влияние на объемы поставок трубопроводного газа из РФ. В ближайшее время российским поставщикам придется работать в условиях динамично изменяющегося рынка, и скорость их реакции станет определяющим фактором для торговли отечественным сырьем в Малой Азии и Южной Европе. Россия имеет достаточные условия для создания собственного регионального ГХ за счет сильного развивающегося внутреннего рынка, возможности производства СПГ, строительства и ввода в эксплуатацию новых экспортных газопроводов. В табл. 3 приведен сравнительный анализ основных вариантов ГХ в Восточной Европе.

Для Черноморского региона важно учитывать два фактора, которые помогут реализовать российские планы по СПГ: введение ЕСА в Средиземном море и потенциал взаимодействия с компанией BOTAŞ. Это практически снимет любые ограничения по производству СПГ на Черном море и позволит интегрировать на первом этапе среднетоннажное производство с созданной инфраструктурой СПГ в Турции. В перспективе доступность СПГ вовлечет страны Причерноморья и Дуная в развитие рынка СПГ.

Россия имеет достаточные предпосылки для создания ГХ на востоке, западе, юге страны и начинает выступать в качестве не только крупного поставщика, но и площадки для организации современной торговли. Формирование подобных механизмов увеличивает конкурентоспособность российских производителей и развивает соответствующую инфраструктуру. Это, в свою очередь, привлечет инвестиции в технологии торговли и простимулирует внутреннее потребление.

Таблица 1. Газопроводы Болгарии*Table 1. Bulgarian gas pipelines*

* Примечание. Источники информации: Bulgartransgaz EAD [7], оценки И.Г. Родичкина.* Note. Source: Bulgartransgaz EAD [7], estimations of I.G. Rodichkin.

Таблица 2. Газовые потоки в ЮФО*Table 2. SFD gas flows*

* Примечание. Источник информации: оценки А.Ю. Климентьева.* Note. Source: estimations of A.Yu. Klimentyev.

Таблица 3. Сравнительный анализ основных вариантов ГХ в Восточной Европе*Table 3. Comparative analysis of the main GH options in East Europe*

* Примечание. Источники информации: [27], оценки А.Ю. Климентьева.* Note. Source: [27], estimations of A.Yu. Klimentyev.

НОВЫЙ ЦЕНТР ГАЗОДОБЫЧИ НА П-ОВЕ ЯМАЛ

ПАО «Газпром» располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. На его долю приходится 68 % российского и 12 % мирового объема добычи. По состоянию на 31 декабря 2017 г. на территории РФ Группой «Газпром» разрабатывалось 154 месторождения углеводородов. Наряду с основным центром газодобычи (Надым-Пур-Тазовским районом) ПАО «Газпром» формирует новый мощный центр на п-ове Ямал. В 2012 г. начата разработка ключевой точки ямальского проекта – Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с потенциалом добычи газа 115 млрд м3 и газового конденсата около 100 тыс. т в год. С вводом в эксплуатацию неоком-юрских залежей его проектная мощность увеличится до 140 млрд м3 газа в год. Годовая валовая производительность ямальского центра с учетом трех месторождений (Бованенковского, Харасавэйского, Крузенштернского) оценивается в 217 млрд м3 газа и 4 млн т стабильного конденсата; в перспективе годовая производительность составит до 360 млрд м3 газа [1].

Ряд факторов (суровые климатические условия, географическая удаленность от основных регионов, сложная транспортная схема, высокая стоимость строительства) увеличивают затраты на обустройство и эксплуатацию месторождений на п-ове Ямал, тогда как сложившийся тренд мировых цен на нефть понижает стоимость природного газа. В целях сохранения конкурентных преимуществ в условиях современной макроэкономической среды ПАО «Газпром» совместно с дочерними предприятиями проводят работу по снижению операционных и инвестиционных расходов на добычу, транспортировку и переработку углеводородного сырья, совершенствованию действующих и внедрению новых более эффективных и рентабельных технологий.

СПЕЦИФИКА ФОРМИРОВАНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ ГАЗА

Поиск резервов должен включать следующие этапы:

– анализ тенденций на внешнем и внутреннем рынках энергоресурсов;

– изучение факторов, оказывающих влияние на величину себестоимости добычи газа;

– прогнозирование изменения результатов производственно-хозяйственной деятельности.

На структуру эксплуатационных затрат в добыче газа значительное влияние оказывают степень выработанности и усложняющиеся условия разработки месторождений, территориальная удаленность, обособленность и другие специфические характеристики конкретных производственных объектов (скважин). Для нее характерен большой удельный вес условно-постоянных расходов (УПР), к которым относятся арендная плата за использование основных средств производственного назначения ПАО «Газпром» (ОСПН), общепроизводственные расходы, затраты на содержание и эксплуатацию оборудования и др. В этом случае наиболее эффективный путь снижения себестоимости продукта – это увеличение объемов добычи газа.

ООО «Газпром добыча Надым» осуществляет добычу природного газа на месторождениях, находящихся в разных стадиях разработки (рис. 1). Одно из старейших (Медвежье) введено в эксплуатацию в мае 1972 г. и достигло максимального потенциала в 1983 г. В дальнейшем его показатели ежегодно снижались, и, начиная с 1998 г., сокращение объемов приобрело ярко выраженный характер [2]. Это падение компенсировал ввод в эксплуатацию Юбилейного и Ямсовейского НГКМ в 1992 и 1997 г. Мировой финансовый кризис 2008 г. спровоцировал ряд негативных явлений в экономике, в том числе – сокращение производства, вследствие чего объемы добычи газа ООО «Газпром добыча Надым» в 2009 г. снизились на 13,7 % и был достигнут исторический минимум (51,8 млрд м3) за период с 1977 г. по настоящее время. После ввода в эксплуатацию и последовательного наращивания мощностей Бованенковского НГКМ, за последние шесть лет производственные показатели выросли в 2,2 раза. На долю ямальского газа приходится 73,4 % всего объема добычи предприятия (рис. 2).

Увеличение производственных мощностей обусловило рост эксплуатационных затрат (в 2,9 раза), в основном за счет неконтролируемых предприятием статей расходов – налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и аренды ОСПН. При этом удельные операционные затраты (себестоимость) к 2012 г. выросли на 38,1 %. Изменение масштабов разработки Бованенковского НГКМ с учетом налоговой льготы по НДПИ привело к краткосрочному (2013–2016 гг.) снижению себестоимости добычи газа (рис. 3). Величина НДПИ повышается за счет роста объема реализации газа и ставки налога вследствие влияния регуляторной среды с элементами ручного управления, что составляет основную причину увеличения удельных операционных затрат (условно-переменные затраты, УПЗ). С 2016 г. темпы роста НДПИ превышают темпы роста валовой добычи газа. Постоянные изменения и нестабильность налогового режима – серьезные риски, которые оказывают влияние на основные экономические показатели деятельности ООО «Газпром добыча Надым».

Значительную долю в структуре эксплуатационных затрат составляют УПР (табл. 1). Повышение доли арендной платы за использование ОСПН обусловлено вводом в эксплуатацию и наращиваем производственных мощностей Бованенковского НГКМ.

Деление затрат на УПР и УПЗ c точки зрения их чувствительности к объему производства имеет важное значение в управлении и анализе при отклонении фактических расходов от плановых показателей на уровне дочернего общества и ПАО «Газпром» с учетом отклонения объема производства от планового значения, расчете маржинальной прибыли и точки безубыточности вида деятельности [3]. Для более глубокого изучения причин изменения себестоимости рассмотрим зависимость себестоимости единицы продукции от суммы постоянных и переменных затрат, объема выпуска продукции в натуральном выражении (рис. 4). Переменные затраты на единицу продукции не зависят от объема производства и не изменяются в течение краткосрочного периода, тогда как постоянные расходы по мере увеличения объема производства сокращаются, постепенно приближаясь к прямой переменных затрат, а при спаде производства стремительно растут [4].

На практике удельные УПЗ увеличиваются в связи с ежегодным ростом налоговой составляющей. Их восходящая динамика до 2015 г. включительно обусловлена вводом и расширением Бованенковского НГКМ. С повышением уровня добычи (94 млрд м3 и более) УПР сокращаются, по итогам 2018 г. их уровень оказался на 3,2 % ниже УПЗ (рис. 5).

Выработанный в ПАО «Газпром» механизм управления затратами обеспечивает контроль над ними с момента формирования потребности в приобретении товара, работы или услуги до фактического исполнения договора каждым контрагентом. Доля контролируемых со стороны ООО «Газпром добыча Надым» УПР снижается. В связи с этим рост объемов добычи газа – более важное стратегическое направление, чем краткосрочные тактические меры по экономии расходов, учитывая падение мощности месторождений Надым-Пур-Тазовского региона.

ВНУТРЕННИЙ БЕНЧМАРКИНГ: СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЯ УДЕЛЬНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В РАЗРЕЗЕ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Составная часть системы управления затратами ПАО «Газпром» – анализ себестоимости продукции, работ или услуг по основным видам деятельности (добыча, транспорт, подземное хранение, переработка газа) по каждой статье затрат в детализации как на приобретенные ресурсы (материалы, работы, услуги и др.), так и на ресурсы собственного производства с учетом количественного влияния каждого фактора на соответствующую статью расходов. Анализ себестоимости добычи газа согласован и связан с элементами системы управления затратами ПАО «Газпром» системой целевых показателей, бюджетирования, норм и нормативов, мотивации, классификации и кодирования технико-экономической информации.

Об эффективности производственной деятельности можно судить не только по результатам прямого измерения показателей всей компании или ее подразделений, но и сравнивая отклонения результатов деятельности от конкурентов или от других стандартов в данный момент времени. Обычно межфирменное сравнение проводится с отраслью, профиль которой получен по представительной выборке аналогичных организаций. Самое последнее достижение межфирменного сравнения – это бенчмаркинг, который представляет собой систему раннего предупреждения о назревающих проблемах и позволяет измерить характеристики продукции, услуг или методов работы для сравнения с сильнейшими конкурентами в отрасли. С его помощью можно выявить и использовать передовой опыт других предприятий в целях повышения собственных показателей. Бенчмаркинг, который проводится внутри одной компании, называется внутренним [5].

ООО «Газпром добыча Надым» на практике применяет внутренний бенчмаркинг наряду с анализом себестоимости основного вида деятельности. Их основные задачи:

– повышение эффективности управления затратами при формировании плановых экономических показателей на три года, подготовке предложений по их корректировке в течение бюджетного периода и проведении план-факт анализа;

– выявление дополнительных резервов оптимизации операционных расходов.

В 2016 г. предприятием разработаны и внедрены «Методические подходы по анализу затрат в добы-че газа в ООО «Газпром добыча Надым» с применением удельных показателей» [6]. Цель анализа расходов заключается в достижении обоснованного абсолютного и структурного уровня текущих и единовременных затрат базового периода для применения в планировании экономических показателей основного вида деятельности на краткосрочный и долгосрочный периоды и выявления дополнительных резервов оптимизации операционных расходов. В рамках контроля по всем значительным отклонениям удельных показателей в разрезе залежей месторождений ООО «Газпром добыча Надым» производит детальный анализ, учитывающий натуральные и стоимостные показатели. Под удельными показателями понимаются детализация эксплуатационных расходов по статьям на приобретенные ресурсы (материалы, работы, услуги и др.) и ресурсы собственного производства, отнесенных к соответствующему драйверу (объем товарной добычи газа, среднесписочная численность основного производственного персонала в добыче газа). Анализ с применением удельных показателей проводится только по управляемым затратам; из рассмотрения исключаются следующие статьи расходов:

– на химические реагенты (в связи с утверждением в установленном порядке нормы их расхода на технологические нужды в соответствии с действующими инструкциями);

– расчетные (затраты по догово-рам страхования);

– планируемые централизованно (затраты на геологоразведочные работы);

– несущественные (менее 0,01 % от общих затрат).

Рассмотрим более детально некоторые фактические удельные показатели на примере Бованенковского НГКМ (табл. 2). В целом по месторождению отмечается положительная динамика удельных показателей добычи газа в результате влияния организационно-технических и производственных факторов и совершенствования структуры себестоимости. Увеличение затрат по удельным показателям «Услуги по капитальному ремонту», «Услуги по техническому обслуживанию и текущему ремонту» связано с ростом объема работ по капитальному ремонту газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов дожимной компрессорной станции и регламентных работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту двигателей, турбодетандерных агрегатов и газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха.

Отклонения по удельным показателям зависят от специфики технологической и организационной структуры месторождений, их географического и территориального расположения, изношенности основных фондов, степени выработанности и установленных объемов добычи газа. Практика использования результатов анализа показателей в добыче газа на удельной основе позволяет унифицировать и обеспечить оптимальную структуру планируемой себестоимости, выявить внутренние резервы снижения расходов, более четко контролировать эффективность использования ресурсов в каждом технологическом процессе. При наличии существенных отклонений удельных показателей в разрезе залежей месторождений от средних, ООО «Газпром добыча Надым» разрабатываются предложения по оптимизации, учету, перераспределению затрат и перезакреплению ОСПН и персонала. Приведение удельных показателей к оптимальной структуре достигается путем реализации рекомендаций производственно-экономического комитета предприятия. Так, по итогам девяти месяцев 2016 г. составляющие 20 % и более в общих затратах общепроизводственные расходы были унифицированы по месторождениям. Результатом изменения удельного показателя по Бованенковскому НГКМ стало существенное снижение расходов и приведение их к среднему значению по ООО «Газпром добыча Надым».

Использование инструмента внутреннего бенчмаркинга для оценки эффективности показателей по каждому газовому промыслу требует доработки и адаптации в соответствии с технологическими процессами. В ООО «Газпром добыча Надым» используется оптимальный набор удельных показателей для определения целесообразности и первоочередности предполагаемых мероприятий по повышению эффективности деятельности предприятия. Анализ этих показателей на основе метода бенчмаркинга [6] позволяет выработать тенденции их корректировки и развития.

Сравнительный анализ с применением внутреннего бенчмар-кинга – это дополнительный инструмент, который расширяет методы оценки себестоимости продукции (работ или услуг) для контроля и принятия управленческих решений, позволяя своевременно реагировать на изменения подконтрольных и неподконтрольных факторов, разрабатывать стратегию по управлению этими факторами, использовать результаты анализа для прогнозирования последующих периодов и результатов по достижению целей Группы «Газпром».

Таблица 1. Структура эксплуатационных затрат в разрезе УПР и УПЗTable 1. Operating cost structure in terms of semi-fixed costs (SFC) and semi-variable costs (SVC)

Таблица 2. Анализ затрат с применением удельных показателейTable 2. Cost analysis using unit indicators

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕНОМАНСКОЙ И ВАЛАНЖИНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ

Разработка сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) началась в 1978 г. В настоящее время ведется эксплуатация 16 сеноманских установок комплексной подготовки газа (УКПГ), процесс подготовки пластового газа осуществляется методом абсорбционной осушки. Валанжинские залежи Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений разрабатываются с 1985 и 2003 гг. соответственно. Подготовка пластового флюида осуществляется путем низкотемпературной сепарации на пяти установках: УКПГ-1АВ, –2В, –5В, –8В, –11В, которые располагаются на одних технологических площадках с сеноманскими: УКПГ-1АС, –2, –5, –8, –11. Сеноманские и валанжинские УКПГ составляют единые газоконденсатные промыслы (ГКП): ГКП-1А, –2, –5, –8, –11.

Снижение пластового давления в сеноманской залежи потребовало ввода в 1987 г. дожимных компрессорных станций (ДКС) с газоперекачивающими агрегатами (ГПА) мощностью 16 МВт. С 2000‑х гг. работа сеноманских промыслов осложнена низкими отборами сырья, что привело к высвобождению мощностей подготовки и компримирования газа. В то же время проектные решения по разработке валанжинских залежей предусматривали ввод ДКС при достижении входного давления на установку 9,0 МПа.

Для оптимизации использования мощностей компримирования газа в ООО «Газпром добыча Уренгой» была разработана схема эксплуатации установок низкотемпературной сепарации (УНТС) с двойным дросселированием и компримированием на второй или первой и второй ступенях сжатия ДКС смежного сеноманского промысла [1]. Эта схема была успешно реализована на всех валанжинских УКПГ, благодаря чему минимальное входное давление, при котором требовался ввод ДКС, удалось понизить до 5,5 МПа при рекомендованном проектом давлении в низкотемпературном сепараторе 4,0 МПа. Одновременно была решена проблема загрузки ГПА сеноманских ДКС. Эти инновации позволили оптимизировать процесс подготовки газа и конденсата и обеспечили проектный выход нестабильного конденсата в условиях отсутствия ДКС на валанжинских промыслах [2].

В настоящее время введены ДКС на валанжинских промыслах УКПГ-1АВ (две ступени), УКПГ-2В, –5В, –8В (первая ступень); единственный промысел без собственной ДКС на сегодняшний день – это УКПГ-11В. В 2013 г. на нем была внедрена технология двухступенчатого дросселирования. На первом этапе, ввиду отсутствия технической возможности подачи валанжинского газа для компримирования на ДКС УКПГ-11, транспортировка газа УКПГ-11В осуществлялась на ДКС УКПГ-12 по низконапорному трубопроводу межпромыслового коллектора, который был предназначен для совместной эксплуатации сеноманских промыслов. В дальнейшем была реализована схема подачи подготовленного газа с УКПГ-11В на вторую ступень сжатия сеноманской ДКС УКПГ-11 [3].

Согласно технологической схеме 2012 г. [4], ввод собственной ДКС на УКПГ-11В предусматривался при достижении входного давления на установку 5,5 МПа в 2017 г. (рис. 1). В 2015 г. проектирование ДКС для УКПГ-11В отложили в связи с разработкой нового проектного документа, который был утвержден в конце 2017 г. В нем определялась необходимость ввода первой очереди ДКС УКПГ-11В в четвертом квартале 2019 г. Ввод второй очереди планируется в 2025 г. Согласно прогнозу, запуск в эксплуатацию первой и второй ступеней сжатия ДКС на УКПГ-11В состоится в 2020 г.

В 2018 г. стало невозможно обеспечить необходимый перепад давления в 3,0 МПа на УНТС при входном давлении 2,5 МПа на вторую ступень сжатия ДКС УКПГ-11: требовалось снизить давление в УНТС с подачей товарного газа на первую ступень ДКС УКПГ-11. Однако к 2016 г. входное давление сеноманского газа достигло 1 МПа, а поскольку подача валанжинского газа на первую ступень не планировалась из‑за ввода ДКС УКПГ-11В, на ней была установлена ранее заказанная сменная проточная часть (СПЧ) 16 / 30–3,0МУ с производительностью 3,75 млн м3 / сут. Таким образом, существующая схема эксплуатации УКПГ-11, УКПГ-11В и оснащение ДКС не позволяют обеспечить плановые показатели добычи углеводородного сырья и оптимальные параметры работы УНТС до ввода ДКС УКПГ-11В.

Проектным институтом была проведена оценка разработки залежей УКПГ-11В без собственной ДКС, которая показала, что эксплуатация 56 скважин будет происходить с ограничением по устьевому давлению. В результате добыча углеводородов и скорость газа в лифтовых трубах снизятся, что приведет к остановке скважин из‑за накопления жидкости на забое.

СХЕМА ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ УКПГ-11В В УСЛОВИЯХ ЗАДЕРЖКИ ВВОДА ДКС

Специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» проведены анализ и оценка вариантов эксплуатации УКПГ-11В в условиях задержки ввода ДКС. С помощью технологического моделирования установлено, что при снижении давления в УНТС до 3,0 МПа можно эффективно подготавливать газ и конденсат до входного давления на УКПГ 4,2 МПа при текущей загрузке УНТС 4,0 млн м3 / сут (рис. 2). При входном давлении на УКПГ 4,2 МПа выходное дав-ление с УНТС будет составлять порядка 1,0 МПа (рис. 3), что соответствует входному давлению на первой ступени ДКС сеноманской УКПГ. Кроме того, снижение входного давления на УКПГ обеспечит стабильную работу фонда скважин и выполнение проектных уровней отборов углеводородов до ввода в эксплуатацию ДКС УКПГ-11В.

Согласно результатам расчетов, компримирование общего объема сеноманского и валанжинского газа на первой ступени ДКС-11 возможно при увеличении производительности СПЧ до 12 млн м3 / сут. Такая производительность соответствует недавно установленным СПЧ-16–30 / 3,5МУ.

Учитывая положительный опыт эксплуатации УКПГ-11В и УКПГ-12, в ООО «Газпром добыча Уренгой» разработан способ совместной работы УКПГ-11, –11В, –12. Схема предусматривает трехступенчатое компримирование газа ГКП-11 за счет применения двух ступеней сжатия сеноманской ДКС УКПГ-11 и второй ступени ДКС УКПГ-12. Первая ступень компримирования ДКС УКПГ-12 оснащена тремя агрегатами ГПА-Ц-16/56 с СПЧ-16/30-3,0СМУ; в настоящее время ведутся работы по замене оборудования на СПЧ-16/30–3,5МУ. На второй ступени ДКС установлены три ГПА-Ц-16/76 с СПЧ-16/76–2,0М. Производительность этой ступени ДКС УКПГ-12 составляет 30 млн м3 / сут.

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗРАБОТАННОЙ СХЕМЫ

После замены на первой ступени ДКС-11 СПЧ-16/30–3,0МУ на СПЧ-16–30/3,5МУ была реализована следующая технологическая схема. Сеноманский газ УКПГ-11 с давлением 0,95 МПа и температурой 12 °С из системы сбора проходит осушку и далее поступает на первую ступень ДКС УКПГ-11. Валанжинский газ УКПГ-11В с давлением 4,2 МПа через здание переключающей арматуры проходит низкотемпературную сепарацию на УНТС УКПГ-11В, смешивается с сеноманским газом и поступает на первую ступень ДКС УКПГ-11 для компримирования до давления 1,9–2,0 МПа. Смешанный поток газа компримируется на второй ступени ДКС до давления 3,5 МПа и транспортируется по низконапорному трубопроводу межпромыслового коллектора на УКПГ-12. Далее газ УКПГ-11 и УКПГ-11В подается на вторую ступень ДКС-12, где смешивается с газом УКПГ-12, прошедшим компримирование на первой ступени собственной ДКС. Общий поток газа с давлением 5,2–5,6 МПа проходит осушку в технологическом цехе и поступает в высоконапорный трубопровод межпромыслового коллектора.

Разработанные технические решения дали возможность снизить давление на входе УКПГ-11В до 4,2 МПа, что обеспечило оптимальную работу фонда скважин и необходимые термобарические параметры УНТС. Одновременно была оптимизирована загрузка ГПА ДКС УКПГ-12. Прирост добычи газа при совместной эксплуатации ГП-12 и ГКП-11 составит порядка 5 млн м3 / сут по сравнению с раздельной эксплуатацией промыслов.

Представленный комплекс инновационных решений позволил обеспечить отсрочку ввода ДКС УКПГ-11В на пять лет, плановые показатели добычи углеводородного сырья и оптимизировать загрузку ГПА ДКС УКПГ-12.

Еще один участник государственной программы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 гг.» – АО «Промышленные технологии». При создании полностью отечественного подводного добычного комплекса компания отвечала за разработку и внедрение семейства соединителей «мокрой» стыковки. О ходе проведения опытно-конструкторских работ, экологичности продукции, наращивании производственных мощностей и многом другом мы поговорили с генеральным директором корпорации АО «Промышленные технологии» Валерием Владимировичем Шадриным.

В.В. Шадрин, генеральный директор корпорации АО «Промышленные технологии»

– Валерий Владимирович, расскажите о вашем предприятии. Каков основной профиль его деятельности?

– История корпорации перешла рубеж третьего десятилетия – заниматься производственными проектами мы начали в 2007 г. С самого начала компания собирала лучших специалистов инженерии и производства, сделав акцент только на передовые технологии. Сотрудники АО «Промышленные технологии» много ездят по миру, знакомятся с трендами и привносят новое.

Изначально основной сферой деятельности было производство компонентов для авиационной, космической, наземной и морской техники. Сегодня это лишь одно из направлений. В 2009 г. в рамках программы стратегического развития корпорации в ОЭЗ «Дубна» были сформированы обновленный инженерный мозговой центр – ОКБ «Аэрокосмические системы» – и новые производственные мощности по выпуску расширенной номенклатуры продукции. Реализуя указанную программу и решая задачу по обеспечению отечественной авиационной, морской, наземной и космической техники уникальными разработками в области бортовых систем и их компонентов, мы наращиваем производственные мощности, развиваем серийные промышленные площадки в новых регионах: Иркутской, Ульяновской, Воронежской областях, в Казани и Комсомольске-на-Амуре.

– Когда и с какой продукцией корпорация АО «Промышленные технологии» вышла на нефтегазовый рынок?

– Стартом работ по изобретению специализированных решений для нефтегазовой промышленности стало создание семейства соединителей «мокрой» стыковки для подводного добычного комплекса (ПДК), предназначенных для работы в морской воде на глубине до 500 м. Предприятие успешно разработало и внедрило две номенклатурные разновидности соединителей: электрические и оптические. Дополнительно разработаны и испытаны подводные кабельные перемычки, разветвители электрических сигналов, внутрискважинные герметичные соединители для многоконтактной проходной системы.

Отличительная особенность и основное конкурентное преимущество данных решений по сравнению с существующими отечественными соединителями – возможность сочленения на глубине под водой, у электрических – еще и возможность сочленения соединителей под напряжением.

Это первые изделия подобного класса, полностью разработанные и изготовленные в России. До этого такие задачи решались за счет систем и компонентов зарубежного производства, что препятствовало не обремененному внешними условиями развитию отечественного газодобычного комплекса. Мы перестаем быть зависимыми от зарубежных производителей в данной области – это очень важно и радостно!

– В рамках каких опытно-конструкторских работ (ОКР) вы участвовали в процессе? Кто выступил «смежником»?

– Соединители были разработаны в рамках госпрограммы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013–2030 гг.». Серийное производство освоено на АО «Дубненский завод коммутационной техники». Работа выполнялась в тесном сотрудничестве с «Газпром 335». Область применения разработанного оборудования: фонтанная арматура, подводный модуль управления (ПМУ) и подводный модуль распределения. Окончательная сборка оборудования с применением наших изделий производится на площадке ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ». Наша часть работ заключалась в установке подводных соединителей на оборудование, монтаже кабельных перемычек, подготовке ПМУ для гидравлических испытаний и сопровождении испытаний всей системы.

Ввиду того, что данные соединители для всех были «новинкой», всю заделку кабелей мы проводили на собственном специализированном жгутовом производстве в АО «ПРОМТЕХ-Дубна». Нами реализован полноэтапный производственный цикл – от разработки и производства до монтажа конечных изделий на аппаратуру.

– Соединение рабочих узлов ПДК осуществляется посредством таких технически сложных изделий, как комбинированные шлангокабели, где, помимо электрики и оптики, есть еще и гидравлика. Существуют ли в проекте решения по гидравлическим подводным разъемам – «быстрым и мокрым»?

– Что касается быстроразъемных гидравлических соединителей, то в рамках программы импортозамещения мы ведем такие разработки для подводного применения. Компанией спроектированы, изготовлены, испытаны обжимные фитинги дюймового и метрического диапазона для гидравлических и пневматических систем и гибкие рукава высокого давления. «Промтех» имеет оснащенную испытательную лабораторию с необходимым составом лабораторно-испытательных стендов, в том числе – собственной разработки, обеспечивающих проведение полного цикла квалификационных испытаний разрабатываемых нами изделий.

– Как «Промтех» решает задачи минимизации воздействия производства на окружающую природу?

– Отдельное внимание мы уделяем экологичности производимой продукции. При разработке наших изделий применяются материалы, не оказывающие негативного влияния на окружающую среду. Все материалы проходят строгую процедуру входного контроля, с поставщиками материалов налажена постоянная системная работа по соблюдению полного спектра требований к исходной продукции. Конструкция изделий проектируется таким образом, что даже аварийные ситуации не приводят к катастрофическим последствиям для человека, флоры и фауны. Некоторые эксперты утверждают, что отечественные требования к экологичности продукции, которые мы соблюдаем, в разы жестче западных для аналогичных соединителей.

– Каковы ваши впечатления от IX Петербургского международного газового форума? Отметили ли вы интерес к разрабатываемым компанией изделиям со стороны руководства «Газпрома» – В.А. Зубкова и В.А. Маркелова – при посещении ими вашего стенда?

– Мы очень рады, что руководители «Газпрома» по достоинству оценили наш труд. Они понимают значимость этой работы, т. к. все внешние соединения под водой выполняются при помощи наших изделий. Важную роль играет повышение надежности и ремонтопригодности оборудования, которое прослужит 30 лет, повышение эксплуатационных характеристик продукции и переход на российскую компонентную базу. Разработав отечественные соединители, мы в кооперации со всеми участниками проекта решили важную государственную задачу – создание ключевых, полностью отечественных технологий подводной газодобычи. Это позволяет с оптимизмом смотреть в будущее и вместе работать над дальнейшим укреплением позиций России на глобальном рынке.

АО «Промышленные технологии»

141983, РФ, Московская обл.,

г. Дубна, ул. Программистов, д. 4

Тел.: +7 (496) 219‑04‑44

E-mail: info@promtech-dubna.ru  

Группа компаний «ЭлМетро» входит в число ведущих российских приборостроительных предприятий, а торговая марка «ЭлМетро» – узнаваема потребителями из нефтегазовой, металлургической, энергетической и других отраслей. ГК «ЭлМетро» специализируется на выпуске импортозамещающих интеллектуальных и высокоточных приборов и датчиков – наукоемких продуктов.

ПРОДУКЦИЯ «ЭЛМЕТРО»

Кориолисовые расходомеры «ЭлМетро-Фломак» (рис. 1) широко используются как измерительный компонент блочных установок – автоматизированных групповых замерных установок, систем измерения количества и показателей качества нефти, систем слива / налива, топливораздаточных колонок автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, систем дозирования реагентов и одорантов, для измерения газов и т. д.

Приборы разработаны и полностью производятся в России. Наряду с высокими метрологическими характеристиками имеют следующие важные эксплуатационные преимущества:

– интеллектуальная самодиаг­ностика на основе встроенного частотного анализа;

– устойчивость к газовым включениям;

– вычисление обводненности и концентрации компонентов;

– DL-описание для реализации полной функциональности протокола HART при работе со стандартами программного обеспечения типа AMS.

Расходомер «ЭлМетро-Фло-мак» – импортозамещающий продукт; позволяет производить замену импортных аналогов один в один по присоединительным размерам и карте регистров.

ГК «ЭлМетро» завершена разработка первого российского кориолисового расходомера для сжиженного природного газа.

Автоматический потоковый плотномер на базе модернизированного кориолисового расходомера «ЭлМетро-Фломак» создан в рамках Дорожной карты ПАО «Газпром». Данные приборы позволят осуществить полноценную замену импортных приборов типа Solartron и CDM100.

Ультразвуковой газовый расходомер «ЭлМетро-Флоус» (рис. 2) предназначен для измерения объемного расхода газа в рабочих и стандартных условиях, вычисления массового расхода, накопленной массы и объема, теплоты сгорания. Расходомер отображает результаты измерений и регистрирует их в журнале с привязкой к реальному времени. Может использоваться как самостоятельное средство измерения, так и в составе любых установок учета природного, в том числе ГРС, попутного нефтяного, факельного и других газов.

Особенностью расходомера «ЭлМетро-Флоус», помимо полностью отечественного производства, стало то, что он специально разрабатывался для возможности высоконадежного учета «жирного» нефтяного газа, когда из‑за выпадения конденсата многие типы расходомеров перестают работать. Расходомер имеет встроенный вычислитель в электронном блоке (согласно методикам МР113, МР118, ГОСТ 30319, ГОСТ 8.611–2013 и др.) с коррекцией по давлению и температуре. Поверка имитационным методом, самодиагностика и контроль качества сигнала позволяют существенно снизить затраты на обслуживание и содержание прибора. Расходомер «ЭлМетро-Флоус» может измерять как прямые, так и реверсивные потоки. 

ООО «ЭлМетро-Инжиниринг»

454112, РФ, г. Челябинск,

Комсомольский пр-т,

д. 29, корп. 1, пом. 7

Тел/факс: +7 (800) 222-14-19,

+7 (351) 220-12-34

E-mail: info@elmetro.ru

www.elmetro.ru

В процессе эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин происходит постепенное ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП). Проницаемость снижается в силу различных причин. Например, в нефтенасыщенных пропластках кольматация порового пространства может быть вызвана осаждением твердых частиц углеводородов – асфальтосмолопарафиновых отложений, а в водонасыщенных интервалах – отложением солей [1]. Можно выделить несколько основных обуславливающих снижение фильтрационно-емкостных свойств факторов [2]:

– проникновение в пласт буровых и тампонажных растворов;

– воздействие жидкостей глушения;

– набухание глинистых минералов при контакте с водой.

Для достижения проектных показателей эксплуатации скважины необходимо восстановить исходное или близкое к нему состояние ПЗП. Один из наиболее распространенных и востребованных методов – кислотная обработка, эффективность которой на некоторых объектах достигает уровня гидравлического разрыва пласта, а иногда его превосходит [3]. Однако, несмотря на обширный практический опыт применения данного метода, большой объем целевых научных исследований [2] и широкий ассортимент доступных химических реагентов, на некоторых объектах эффективность кислотной обработки все еще невысока. Этот факт обычно объясняется сложным геологическим и минералогическим строением скважин, недостаточной степенью их изученности и высокими значениями пластовых температур.

Для минимизации рисков в процессе кислотной обработки необходимо выполнить комплексный анализ параметров пласта и насыщающих его флюидов и установить причину загрязнения ПЗП [4, 5]. В [6] приведены результаты лабораторных опытов по подбору основы кислотного состава (КС) для объектов АС10 и АС92 Средне-Хулымского нефтяного месторождения. Рассмотрены такие аспекты, как предотвращение образования вторичных осадков и обеспечение пролонгированного действия КС на протяжении всего времени его реакции с горной породой. Настоящая статья продолжает эту работу с акцентом на перспективу предотвращения образования железосодержащей твердой фазы в процессе обработки за счет введения в состав стабилизирующих реагентов.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ

При кислотной обработке скважин возникает ряд проблем, которые могут существенно снизить или вовсе свести на нет эффективность воздействия. Один из типичных осложняющих факторов – вторичное осадкообразование в присутствии ионов двух- и трехвалентного железа.

Поскольку величина рН отработанных КС, как правило, не превышает 5,5, возможно образование твердой фазы гидроксида железа (III). Гидроксид железа (II) осаждается при значениях pH > 7,7, но в присутствии сероводорода из отработанной кислоты возможно образование сульфида железа (II) и элементарной серы [7, 8]. FeS отличается чрезвычайно низкой растворимостью в рассматриваемых условиях [7], стабилизирует эмульсию нефть–вода и препятствует разделению смеси на фракции [8].

Согласно данным [9], некоторые соли железа способствуют осаждению асфальтенов за счет их протонирования. Предполагается, что образующийся в солянокислом растворе комплекс H[FeCl4] лучше растворяется в нефти, нежели сама кислота.

Можно выделить следующие основные источники ионов железа:

– железосодержащие минералы пласта – пирит (FeS2), сидерит (FeCO3) и др.;

– закачиваемые в системы поддержания пластового давления пресные и морские воды, которые, несмотря на очистку, содержат остаточные количества солей железа;

– растворенные в подземных водах соли железа (II);

– продукты коррозии наземного оборудования и насосно-компрессорных труб;

– насыщающие пласт флю-иды [10].

Для предотвращения осаждения соединений железа часто используют добавки органических кислот, двухосновных спиртов или ами-нов [10], выступающих в качестве буферного раствора и стабилизирующих величину pH в процессе обработки [9]. Аналогичного эффекта можно добиться при избыточном количестве соляной кислоты.

Согласно [2, 10, 11], наиболее распространенные и перспективные стабилизирующие растворенное железо добавки – это хелатные агенты, которые представляют собой органические соединения, содержащие не менее двух электронодонорных групп и способные образовать координационную связь с атомами металлов. Для количественной оценки эффективности хелатных агентов обычно используют константу стабильности комплекса с интересующим ионом (табл.). Стабильность хелатных комплексов в большей степени зависит от природы лигандов, нежели иона-комплексообразователя [12].

В нефтегазовой отрасли термин «хелатные агенты» обычно используется для обозначения определенной подгруппы соединений, известных как аминополикарбоновые кислоты [13]. На сегодняшний день нашли широкое применение 2‑оксипропилен-1,3‑диаминотетраметиленфосфоновая кислота (ДПФ), диэтилентриаминпентауксусная кислота (ДТПА), нитрилотриуксусная кислота, а также этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА) и ее соли (ЭДТА-Na2, ЭДТА-Na4) [14].

Несмотря на высокую биоразлагаемость, нитрилотриуксусная кислота (НТА) применяется значительно реже остальных хелатных агентов [13]. Это связано с более низкой стабильностью комплексов и ее канцерогенными свойствами (доступ к реагенту в некоторых странах ограничен). С точки зрения контроля ионов металлов при проведении кислотных обработок, наиболее эффективны такие добавки, как L-глутаминовая-N, N-диуксусная кислота (ГЛДА), ЭДТА и гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (ГЭДТК). Стабильность комплексов с ГЛДА значительно уступает ГЭДТК и ЭДТА, хотя они обладают значительно большей растворимостью и менее экологически агрессивны. Хелатные агенты ГЭДТК и ЭДТА схожи по структуре; их различает наличие гидроксилэтильной группы в составе ГЭДТК вместо одной ацетатной группы ЭДТА. Гидроксиэтильная группа улучшает растворимость добавки, но отрицательно сказывается на стабильности комплексов, тогда как ЭДТА обладает высокой способностью удерживать ионы железа, но хуже растворима и долго сохраняет устойчивость в окружающей среде, в связи с чем ее использование запрещено в некоторых странах.

На основании проведенного анализа отечественной и зарубежной литературы в совокупности с оценкой предложений рынка химических реагентов, в настоящей работе в качестве хелатообразователя была выбрана тетранатриевая соль ЭДТА-Na4.

Тест на стабилизацию ионов железа проводили с использованием водного раствора хлорного железа с концентрацией Fe+3 100 000 ppm. В чистую мерную колбу объемом 1.10–4 м3 помещали навеску (48,300 ± 0,001).10–3 кг шестиводного хлорида железа. После этого колбу заполняли водой до метки, содержимое тщательно перемешивали. Параллельно готовили КС из линейки AFI (Akribia Flow Intensification) [15] – AFI-2 и AFI-4, объемом 5.10–4 м3 каждый. Для выполнения теста подготовили серию пробирок с 5.10–4 м3 рабочего КС, в которые добавили раствор хлорного железа до концентрации 2000 и 5000 ppm. Пробирки тщательно встряхивали и 30 мин выдерживали в термостате при 85 °С. Кислотность полученных смесей понижали водным раствором гидроксида натрия (10 мас. %) (рис. 1).

Без добавления железостабилизирующей добавки оба состава приобрели ярко выраженный бурый цвет, визуально наблюдались хлопьевидные осадки (рис. 2, 3). Подобный результат свидетельствует о том, что эти составы не способны удерживать ионы железа (III) в растворенном состоянии, несмотря на наличие органических кислот. В присутствии железостабилизирующей добавки образование осадка Fe(OH)3 не наблюдалось даже при высоких значениях рН (рис. 4, 5).

ВЫВОДЫ

Анализ приведенных в отечественной и иностранной литературе данных позволяет сделать вывод о том, что недостаточный контроль содержания ионов железа в КС при проведении кислотных обработок может привести к значительному снижению эффективности геолого-технического мероприятия вплоть до отрицательного результата. Использование железостабилизирующей добавки – это необходимая мера для снижения рисков образования твердой фазы в поровом пространстве пород-коллекторов и повышения эффективности обработки в целом.

Комплексная соль ЭДТА-Na4 представляет собой оптимальный вариант по критериям экологичности и эффективности, что доказано экспериментальным путем.

Таблица. Константы стабильности распространенных хелатных агентов при 25 °С [12]Table. Stability constants of common chelate agents at 25 °С [12]

* Note. EDTA – ethylenediaminetetraacetic acid; HEDTA – hydroxyethylethylenediaminetriacetic acid; DTPA – pentetic (diethylenetriaminepentaacetic) acid; GLDA – L-Glutamic acid N, N-diacetic acid.

В 2017 г. АО «Бриг» приняло решение о переориентации производства на изготовление продукции гражданского назначения, в частности, для нефтегазовой отрасли. В настоящее время предприятие участвует в создании элементов подводного добычного комплекса в интересах отечественной программы импортозамещения и ПАО «Газпром». О достижениях в этой области, политике компании и своих позициях на нефтегазовом рынке рассказывает генеральный директор АО «Бриг» Борис Федорович Калмыков.

– Когда было создано АО «Бриг» и для каких целей?

– АО «Бриг» основано в 2006 г. в г. Мурманске. В начале работы предприятия основным направлением деятельности был ремонт гражданских и военных судов. Сотрудниками АО «Бриг» выполнялись все виды работ для обслуживания гражданских судов, а также изготавливались запасные части, инструменты и приспособления для машинных отделений катеров пограничной службы.

В 2010 г. руководством компании принято решение о расширении производства путем создания производственной площадки в г. Санкт-Петербурге.

На базе имеющегося оборудования и полученных компетенций АО «Бриг» начало производство изделий для подводного вооружения в интересах государственного оборонного заказа. Для осуществления данной деятельности АО «Бриг» получило необходимые лицензии.

До 2017 г. АО «Бриг» в основном выполняло проекты а рамках гособоронзаказа и участвовало в серийном выпуске изделий и комплектующих в кооперации с различными предприятиями, при этом фактической специализацией компании оставалась металлообработка. За все время сотрудничества АО «Бриг» зарекомендовало себя исключительно с положительной стороны.

В 2017 г. руководством компании принято принципиальное решение о переориентации АО «Бриг» на производство продукции гражданского назначения, в которой применима и востребована компетенция предприятия, но с учетом расширения своих производственных возможностей. Для реализации намеченных планов на территории бывшего Ленинградского Северного завода была организована отдельная производственная площадка, ориентированная на проведение опытно-конструкторских работ (ОКР) и развитие технологий в области производства изделий для нефтегазовой отрасли в рамках программы импортозамещения.

Имеющийся на предприятии численный состав производственных рабочих, а также инженерно-технических работников специального-конструкторского бюро (СКБ), отдела главного технолога, отдела испытаний позволяет решать задачи по освоению и производству технически сложной продукции с высоким качеством в минимальные сроки.

– Какими проектами знаменита ваша компания?

– На сегодняшний день АО «Бриг» является контрагентом предприятий, участвующих в освоении производства элементов подводного добычного комплекса (ПДК) на территории России. АО «Бриг» разрабатывает и изготавливает все типовые агрегаты, входящие в состав гидросхемы фонтанной арматуры. Полный жизненный цикл этих изделий включает в себя разработку как конечно-элементного и трехмерного моделирования, так и изготовление опытных образцов с отработкой управляющих программ, проведением испытаний на автоматизированных стендах и поставкой заказчику изделий с заданными свойствами и характеристиками. Эти работы выполняются нашим предприятием совместно с ООО «Газпром 335», АО «ФГНЦ «Титан-Баррикады», АО «Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий», ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования имени И.И. Ползунова».

– Насколько производство шлангокабелей, систем соединений узлов комплекса подводной добычи, устьевого оборудования и фонтанной арматуры в подводном исполнении стало новым и неизведанным для российской промышленности? Существовали ли похожие разработки ранее, например в советские времена? Или весь процесс ОКР по созданию системы подводной добычи сводился к воспроизведению оборудования ПДК норвежской компании FMC? У ваших коллег по выставке «Импортозамещение» на Петербургском международном газовом форуме – 2019 (ПМГФ-2019) сложились разные мнения… Внесите, пожалуйста, ясность.

– Ничего сверхсложного в производстве ПДК нет: это нам стало ясно после выполнения ОКР. Да, это трудоемкое производство, требующее повышенного внимания к мелочам от контролеров, инженеров и рабочих-испытателей и, в конечном счете, от руководства компаний. Но у нас нет сомнений, что все можно производить здесь, в России, а не покупать за рубежом. Что касается опыта подобных разработок, то он у всех участников ОКР, как показало наше взаимодействие, есть. Конечно, это не относится лишь к ПДК, но опыт в инженерии сложных ответственных подводных изделий тоже важен. Если рассмотреть в общем, то любые ОКР строятся на базе технического задания – исходного документа на проектирование, в котором определены требования к изделию. Разработка технического задания – это, пожалуй, самая наукоемкая часть жизненного цикла. Например, в области военно-морского судостроения этим вопросом на регулярной основе занимались целые институты, выполняющие научно-исследовательские работы по обоснованию облика новых проектов кораблей. А вот после разработки технического задания наступает пора инженеров – конструкторов и расчетчиков, программистов и электронщиков. В АО «Бриг» использовали именно такой подход: выполняли расчеты прочности, жесткости и определяли размеры деталей в строгом соответствии с требованиями технического задания, международных и российских стандартов. Встраивали наши комплектующие в посадочные места контрагентов, учитывали требования стандартов к присоединительным размерам и получали облик, компоновку изделий. То, что одно изделие, допустим, похоже на другое, произведенное за рубежом, – лишь следствие технических требований. Все наши решения подтверждены расчетами, и по итогам работ мы написали технические статьи, рассказали о процессе на конференциях, так что за свой результат мы спокойны. А вот наши иностранные коллеги не всегда могли уверенно ответить на вопрос о прочности своих изделий, часто сводя ответ к пресловутому «мы основывались на опыте проектирования предыдущих изделий». Чей подход правильнее – покажут испытания, эксплуатация и время.

– Какие новые технологии и производственные процессы были освоены в результате ОКР по системе подводной добычи? Как строилось взаимодействие в рамках ОКР?

– Задача освоения производства оборудования, входящего в состав ПДК, разработка новых технологических процессов, начиная от механической обработки деталей, их покрытий, сварки и наплавки, заканчивая сборкой готовых изделий и их испытаний, – это сложный, трудоемкий процесс, требующий больших инвестиций. Какое бы производство ни взялось за изготовление изделий для ПДК, оно неминуемо столкнется с необходимостью организации новых рабочих мест – конструкторских, технологических, рабочих. Мы получили очень ценный производственный опыт и уверены, что он будет востребован со стороны ключевого заказчика – ПАО «Газпром».

– Насколько наукоемок потенциал вашего СКБ? Каков опыт сотрудников, образовательный уровень, количество НИОКР?

– Специальное конструкторское бюро АО «Бриг» организовано по типичной схеме заводского конструкторского бюро. В составе СКБ: конструкторский отдел (отвечающий за разработку конструкторской документации и сопровождение производства); отдел микроэлектроники и встраиваемых систем (разработка электрических схем, сборка и наладка изделий электронной аппаратуры, разработка и отладка программного обеспечения); расчетно-экспериментальный сектор (конечно-элементное моделирование, расчеты на прочность, участие в испытаниях); отдел испытаний и макетирования (проведение испытаний изделий, обеспечение макетного производства, сборка аппаратуры автоматизированной системы управления технологическим процессом); сектор стандартизации и технической документации (выполнение работ по стандартизации и нормоконтролю конструкторской документации, обеспечение бумажными копиями документации).

Сотрудники нашего СКБ – это и молодые ребята, только что окончившие вузы, и более опытные инженеры. Так складывается, что молодежь к нам особенно активно идет из Военмеха (Балтийский государственный технический университет «Военмех» имени Д.Ф. Устинова). Сказывается наличие хороших связей между руководителем СКБ, в прошлом выпускника кафедры ракетостроения, и вузом. Все сотрудники СКБ имеют высшее образование, в основном это инженеры-механики, но есть у нас и программисты, и специалисты в области микроэлектроники.

Отдел микроэлектроники и встраиваемых систем – наиболее передовой отдел СКБ, отвечающий за автоматизацию производства, программирование. Зато конструкторский отдел – больше по численности и номенклатуре задач: через конструкторский отдел проходит вся документация, в том числе и сторонних разработчиков, которые обращаются на наше предприятие по межзаводской кооперации. Наиболее интересна работа в расчетно-экспериментальном секторе – пусть она и рутинна порой. Но именно с работой инженеров-расчетчиков мы связываем все свои достижения в области создания компонентов ПДК. Выполнение расчетов осуществляется нами вместе с ООО «ДиП», компанией, занимающейся импортозамещением программного обеспечения для инженерных расчетов. Ну а сугубо научный результат в области развития методов проектирования изделий получается при взаимодействии с Военмехом. Это результат продемонстрирован в ряде научных статей.

– Насколько роботизировано производство и цифровизировано проектирование? Встречаются ли еще бумажные чертежи или все запоминает искусственный интеллект?

– В своих разработках мы используем автоматизацию технологических и бизнес-процессов. Автоматизированную станцию для испытаний мы демонстрировали в составе нашей экспозиции на ПМГФ-2019. Расчеты выполняем в пакете «Зенит-95», а проектирование – в «Компас-3D». Модели деталей, которые будут обрабатываться на станках с числовым программным управлением, передаются в отдел главного технолога. Но чертежи все равно выпускаются и обращаются в бумажном виде на производстве – пока еще невозможно каждому рабочему в руки дать планшет и полностью отказаться от чертежа. Изделие – это не только 3D-модель, это и схема (гидравлическая, электрическая), и текстовое описание, и многое другое. Создавая чертеж, конструктор делает, по сути, описание изделия, упрощая и акцентируя внимание всех участников технологической цепочки на важных элементах, разрезах или технических требованиях. Да и при работе в цехе это надежнее.

– Как продукция «Бриг» ориентирована на задачи нефтегазовой отрасли? Входят ли, помимо «Газпрома», другие компании топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в число ваших заказчиков?

– Вместе с санкциями в России появляются новые рынки. Участники рынка нефтегазовой отрасли страхуют риски, возникающие в случае невозможности закупки комплектующих и оборудования за рубежом, тем, что разворачиваются в сторону отечественного производителя. Последний наш заказчик – «СИБУР Холдинг». Работа с ним только в самом начале пути. Но уже сейчас видно, что опыт и компетенции АО «Бриг» востребованы в полном объеме и у этого крупного холдинга.

В интересах ПАО «Газпром» компания выполняет ОКР по разработке и внедрению в серийное производство отечественных элементов и оборудования ПДК для шельфовых месторождений.

АО «Кольская ГМК» осуществляет программу реконструкции технологических мощностей промышленной площадки в г. Мончегорске Мурманской обл. С учетом богатого положительного опыта АО «Бриг» по работе с титановыми сплавами и наличия соответствующих технологий с руководством АО «Кольская ГМК» достигнута договоренность о привлечении АО «Бриг» к контракту по производству сварных титановых труб.

АО «Бриг» обладает технологическими возможностями и достаточным опытом производства гребных винтов, рабочих колес, спрямляющих аппаратов, блоков цилиндров, корпусных деталей электродвигателей и др. Данная номенклатура схожа по сложности изготовления с той, которая применяется в различного рода турбинах, компрессорах, насосных агрегатах, производимых ЗАО «Невский завод».

С руководством ЗАО «Невский завод» достигнуты договоренности об организации АО «Бриг» производства лопаток, рабочих колес, корпусов ступеней, направляющих аппаратов, диафрагм и т. д. Данная номенклатура входит в состав газоперекачивающих агрегатов.

– Одна из особенностей вашего производства – работа с высокопрочными, в т. ч. титановыми сплавами. Как для этого подготовлен и модернизируется станочный парк? Что делается для защиты разрабатываемого подводного оборудования от морской коррозии?

– Существуют общие требования к проектированию подводного оборудования – преимущество отдается нержавеющим материалам. В случае если нет возможности сделать заготовку из нержавеющей стали или ее цена будет слишком высока, используются конструкционные стали с защитными покрытиями. Вообще антикоррозионная защита – серьезная тема для работы отделов в материаловедческих институтах.

– Как продукция адаптирована для прочих экстремальных условий эксплуатации – криогенные технологии, Арктика, пустыня, агрессивные химические среды?

– В технических требованиях ПАО «Газпром» сформулированы требования по конструктивному исполнению изделий для ПДК. В добычных каналах, там, где невозможно использование деталей, полностью изготовленных из специальных сплавов, применяются наплавки. Шиберные задвижки покрываются наплавкой на основе карбида вольфрама. Все в совокупности обеспечивает заданные заказчиком сроки эксплуатации. Тем не менее их еще необходимо проверить. Это задачи следующих этапов.

– Каково ваше отношение как производителя к Системе добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ, перспективе ее тиражирования на все компании отечественного ТЭК?

– К СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ отношение положительное. Мы привыкли работать, используя требования военных стандартов качества в соответствии с разрешенными к проектированию и производству классами Единого кодификатора предметов снабжения, – для нас в целом в этом нет ничего нового. Правда, система военных стандартов, требований и норм проектирования создавалась, можно сказать, веками. И все равно в ней есть спорные моменты, неясными остаются отдельные аспекты ее применения. А система ИНТЕРГАЗСЕРТ для нас новая – хотелось бы получать больше информации о ее использовании на предприятии.

– Какова ваша оценка ПМГФ-2019? Удалось ли выставке «Импортозамещение в газовой отрасли» показать подлинный масштаб достаточно оперативной работы по созданию стопроцентно российского подводного добычного комплекса? Получилось ли АО «Бриг» в полной мере экспонировать свой вклад в этот проект?

– ПМГФ-2019 для АО «Бриг» – первая площадка такого уровня, на которой мы представили свои результаты. А представить нам есть что. Это и компоненты для ПДК, и испытательное оборудование, и программное обеспечение. Нам кажется, что все прошло успешно: мы смогли продемонстрировать наиболее интересные результаты. В целом форум производит впечатление масштабного мероприятия. А предприятия – участники проекта по импортозамещению в газовой отрасли, наши партнеры по ПДК, продемонстрировали весь свой потенциал, независимость России от иностранных технологий в еще одной стратегически важной отрасли экономики.

АО «Бриг»

197348, РФ, г. Санкт-Петербург,

Коломяжский пр-т, д. 10, лит. БЕ

Тел.: 8 (800) 600‑59‑34

E-mail: info@aobrig.ru

www.aobrig.ru

В настоящий момент месторож-дения газа, введенные в разработку более 30–35 лет назад, в значительной мере истощены. Например, степень выработанности запасов газа сеноманской залежи Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) (ЯНАО) составляет 88,5 %, нижнепермско-каменноугольной залежи Вуктыльского НГКМ (Респуб-лика Коми) – 85,5 %, Майкопского газового месторождения (ГМ) (Республика Адыгея) – 99,9 %, Крыловского ГМ (Краснодарский край) – 99,8 %. Основные проблемы ГМ с высокой степенью выработанности запасов – низкая рентабельность и рост себестоимости добычи – обусловлены следующими факторами [1–3]:

– снижением продуктивности скважин при обводнении залежей, приводящем к интенсивному водо- и пескопроявлению;

– малой эффективностью дорогостоящих геолого-технических мероприятий в условиях низких пластовых давлений и обводненности продуктивного коллектора;

– необходимостью уменьшать скопления жидкости в шлейфах и внутрипромысловых газопроводах в целях снижения потерь давления, образования гидратных и ледяных пробок;

– моральным устареванием и физическим износом промыслового оборудования, которое требует постоянного обновления и, соответственно, значительных объемов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов.

Вышеперечисленные основные проблемы эксплуатации место-рождений на завершающей стадии обуславливают необходимость создания и внедрения новых технических средств и разработки технологических решений, направленных на достижение максимальной текущей и конечной газоотдачи пласта при сохранении уровня рентабельного производства. Наряду с этим возрастает востребованность всесторонних исчерпывающих критериев и принципов принятия решений о прекращении инвестирования в развитие действующего добычного комплекса, завершении разработки и ликвидации промысловой инфраструктуры нерентабельных месторождений газа в условиях высокой себестоимости добычи.

Цель настоящей работы – повы-шение уровня обоснованности управленческих решений о завершении разработки месторождения и ликвидации промысловых добычных объектов при наличии технической возможности продолжать эксплуатацию месторождения.

ВАРИАНТЫ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Период эксплуатации месторож-дения можно продлить несколькими способами (рис. 1).

Согласно действующим "Прави-лам разработки месторождений углеводородного сырья" управленческое решение о завершении разработки принимается на основании технологических и экономических критериев в следующих случаях [4]:

– технологические решения проекта разработки или дополнения к нему полностью реализованы, коэффициенты извлечения газа, нефти и конденсата достигнуты и числящиеся на государственном балансе извлекаемые запасы полностью выработаны;

– доступные недропользователю технологии и оборудование не позволяют проводить дальнейшую рентабельную разработку месторождения.

Обоснование решения о завершении разработки месторождения и переход к ликвидационным работам рекомендуется проводить на основе сопоставления прогнозируемых экономических выгод от реализации добываемых углеводородов по рыночным ценам и предстоящих затрат на ликвидационные работы [5].

СПОСОБ ОЦЕНКИ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Согласно [6, ст. 26] завершение разработки требует проведения комплекса работ по ликвидации предприятия по добыче полезных ископаемых и охватывает технологические, геологические, организационные, экономические, юридические и социальные аспекты. В целях повышения эффективности принятия решения о завершении разработки месторождения сформирована система многокритериальной оценки, в которой можно выделить следующие основные критерии (рис. 2):

– стратегические;

– экономические;

– научно-технические;

– социальные;

– бюджетные.

Эти критерии позволяют сопоставить эффективность и рациональность вывода из эксплуатации месторождения и возможные варианты переноса сроков завершения разработки, несмотря на высокую степень выработанности и низкую экономическую эффективность добычи. Для принятия обоснованного управленческого решения необходимо сравнить два варианта:

– завершение разработки месторождения;

– продление периода эксплуатации месторождения за счет компримирования добываемого газа и подачи в газопровод или использования газа непосредственно на промысле.

КРИТЕРИИ завершения разработки месторождений

Под стратегическими критериями понимаются критерии, на основании которых оценивается влияние принимаемого управленческого решения на стратегические цели предприятия-недропользователя. В ПАО «Газпром» действует система СЦП, которая обобщает сбалансированные показатели по всем видам деятельности и количественно определяет задачи по достижению стратегических целей [7]. Выделяется набор СЦП первого и второго уровня. Показатели первого уровня количественно описывают основные задачи, а СЦП второго уровня детализируют их по направлениям деятельности.

Принятие управленческого решения на нерентабельном истощенном месторождении может оказать влияние на СЦП и первого, и второго уровня. При завершении разработки месторождения уменьшаются объемы добычи и продажи газа или продуктов его переработки, а после ликвидации промысловых объектов необходимо сдать лицензию на недропользование, что уменьшает общие ресурсы компании на величину остаточных на момент ликвидации запасов. Ликвидация промысловых объектов или внедрение новых технологий переработки газа на промысле требуют существенных затрат, что также сказывается на росте экономической прибыли. В связи с этим управленческие решения будут оказывать влияние на показатели рентабельности фондов и соотношение собственного и заемного капитала. Принятие управленческого решения о завершении разработки месторождения может повлиять на величину удельных затрат на добычу природного газа, жидких углеводородов и оборот кадров по выбытию (СЦП второго уровня).

Можно выбрать следующие экономические критерии оценки управленческого решения о завершении разработки или продлении сроков эксплуатации месторож-дения:

– максимум прибыли / минимум убытков;

– максимум добавленной стоимости.

Если вывод месторождения из эксплуатации будет перенесен на более поздний срок, учет научно-технических критериев при принятии управленческих решений позволит проанализировать возможность развития и внедрения новых методов повышения газоотдачи пласта, переработки газа, выработки электроэнергии и газового воздействия на нефтяные пласты.

Завершение разработки место-рождений и ликвидация предприятий по добыче требуют проведения мероприятий по социальной защите работников: выплаты выходных пособий и сохранения заработной платы на период трудоустройства, создания новых рабочих мест, переобучения и переквалификации, переселения из неперспективных районов. Эта проблема особенно актуальна для моногородов, где предприятие-недропользователь – градообразующее. Рассмотрение социальных критериев позволит принять во внимание корпоративную ответственность, которую несет предприятие-недропользователь в случае завершения добычи на месторождении.

ПАО «Газпром» проводит региональную политику [8] в целях создания экономических, правовых и организационных условий для успешной реализации основных направлений общей стратегии социально-экономического развития предприятия и его дочерних обществ в регионах РФ. Один из принципов региональной политики ПАО «Газпром» – корпоративная социальная ответственность – подразумевает обеспечение достойных условий труда и быта работников, а также участие в решении социальных проблем субъектов РФ. В связи с этим при принятии решения о прекращении добычи на ПАО «Газпром» ложатся обязательства по социальной защите работников.

Бюджетные критерии оцениваются по объему возможных поступлений в бюджет при продлении срока разработки месторождения. При продлении работ на месторождении с высокой степенью выработанности запасов поступления в бюджет будут складываться из налоговых выплат, часть из которых может даже отсутствовать (ввиду отрицательного налога на прибыль). При этом тот же объем инвестиций можно вложить в более эффективное предприятие, тогда бюджетные поступления будут существенно выше. В связи с этим необходима комплексная оценка бюджетной эффективности завершения разработки месторождения.

Стратегические, экономические и научно-технические критерии оценивают эффективность принятия решения о завершении разработки месторождения с точки зрения недропользователя. Социальные и бюджетные показатели характеризуют его влияние в масштабах государства.

ПРИНЦИПЫ ЗАВЕРШЕНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В качестве основных принципов принятия решения о завершении разработки месторождения с высокой степенью выработанности запасов выделяются следующие:

– системная обоснованность (использование системного подхода при принятии управленческого решения);

– взаимовыгодность (обеспечение взаимной заинтересованности субъектов РФ и недропользователя в решении стоящих перед ними задач);

– масштабность (учет масштаба влияния управленческого решения на уровне района, населенного пункта, организации);

– непрерывность планирования (учет прогноза выхода на стадию завершающей добычи и окончания добычи на других месторождениях рассматриваемого региона).

Под принципом системной обос-нованности понимается рассмотрение вопроса о завершении разработки месторождения комплексно, с учетом как геолого-технологических, так и социально-экономических, организационных и регулятивных факторов. Для этого разработана система критериев оценки управленческого решения о завершении разработки. Для каждого рассматриваемого истощенного месторождения при наличии оснований, утвержденных в нормативных документах [4], необходимо провести оценку перспектив ликвидации месторождения и вариантов продления срока его эксплуатации, принимая во внимание не только экономические, но и стратегические, научно-технические, социальные и бюджетные критерии.

Решение о завершении разработки месторождения необходимо принимать не только с учетом интересов недропользователя, но и субъектов РФ ввиду наличия корпоративной ответственности и неизбежных социально-экономических последствий. Один из принципов принятия решения – взаимовыгодность – обеспечивает взаимную заинтересованность субъектов РФ и недропользователя в решении стоящих перед ними задач по ликвидации добычного предприятия, которая неизбежно влечет за собой и ликвидацию рабочих мест.

Для РФ характерно то, что в основном сотрудники добычных обществ живут в вахтовых поселках и моногородах, созданных вокруг одного градообразующего предприятия с моноспециализацией на обслуживание объектов добычи углеводородов. В связи с этим при ликвидации предприятия встает вопрос о том, что делать с увольняемыми сотрудниками, вахтовыми поселками и городами, который должен решаться совместно с администрацией региона. Под принципом масштабности понимается учет влияния управленческого решения на социально-экономические последствия, возникающие в рамках не только добычного общества, но также в условиях районов, городов и поселков.

Большинство эксплуатируемых месторождений ПАО «Газпром» в настоящее время находится на стадии падающей добычи, и их выработанность близка к максимальной проектной величине. Ввиду предстоящего большого объема ликвидационных работ на действующих месторождениях необходимо учитывать совокупный эффект от их ликвидации, что отражается в принципе непрерывного планирования.

ВЫВОДЫ

Отмечена необходимость усовершенствования методологии проектирования разработки ГМ за счет разработки критериев и принципов принятия управленческих решений о завершении разработки место-рождений в условиях, когда добыча технически возможна, но экономически неэффективна. Разработан подход к выбору управленческого решения о направлении инвестиций в ГМ на основе многокритериальной сопоставительной оценки возможных вариантов ликвидации промысла и продления его срока эксплуатации. Предложенная система оценки управленческого решения включает стратегические, экономические, научно-технические, социальные и бюджетные критерии. В качестве основных принципов завершения разработки месторождений выделены принципы системной обоснованности, взаимовыгодности, учета масштабности и непрерывности планирования. Использование разработанных критериев и принципов позволит всесторонне учесть влияние последствий завершения разработки месторождения на интересы недропользователя и государства.

Одними из наиболее актуальных для нефтегазовой отрасли в последнее время стали вопросы технологического развития геологоразведочных работ для освоения ресурсов на шельфе России. В статье рассматривается реализация проекта по созданию отечественных донных станций «КРАБ» для сейсморазведочных работ 3D 4С. Проект успешно реализован в партнерстве с представителями государственных структур, российской промышленности и науки.

Портфель проектов ООО «Газпром нефть шельф» включает в себя месторождения и лицензионные участки в акваториях Баренцева (Печорского), Восточно-Сибирского, Чукотского, Карского и Охотского морей. Привлекательность российского шельфа для инвесторов с каждым годом увеличивается за счет повышения геологической изученности участков недр, открытия новых морских месторождений, роста ресурсной базы. Вектор движению задают геологоразведочные работы, активно проводимые «Газпром нефть шельфом» как недропользователем. В 2017–2019 гг. на лицензионных участках компании открыты два морских месторождения нефти – «Нептун» и «Тритон», с привлечением судов под российским флагом выполнены сейсморазведочные 3D-работы суммарным объемом более 7 тыс. км2 и 2D – объемом более 13,5 тыс. пог. км, что послужило уникальным опытом. Важным драйвером проведения работ на шельфе и повышения их качества, безусловно, становится развитие отечественных технологических партнерств, разработка и внедрение передовых технологий, технических средств и методик.

КООПЕРАЦИЯ С БИЗНЕСОМ

Для освоения ресурсов российского арктического шельфа с его сложными природно-климатическими условиями требуются уникальные технологии, по сложности сопоставимые с разработками для освоения космоса. Создавать их помогает сформированное вокруг «Газпром нефть шельфа» инновационное сообщество, в которое входят представители государственных структур, промышленности, науки и университетов из России. Один из важнейших инструментов реализации стратегии технологического развития компании – кооперация участников этого сообщества для решения амбициозных задач.

«Газпром нефть шельф» выступает инициатором создания новейших технологий для реализации текущих и перспективных проектов компании с последующим тиражированием разработок в нефтегазовый бизнес. Принятая в компании технологическая стратегия ставит целью лидерство на шельфе за счет развития отечественных технологий. Сформирован портфель из более чем 100 инициатив по направлениям «Безопасность», «Геологоразведочные работы», «Бурение», «Добыча», «Эксплуатация», «Логистика», «ИТ и цифровизация», «Концептуальное проектирование и морское обустройство».

В числе приоритетов технологического развития – создание оборудования для энергообеспечения морских платформ и геологоразведки, а также средств аварийно-спасательного обеспечения и технологий для ликвидации разливов нефти в арктических условиях, нефтесервисные услуги для строительства морских скважин.

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ В СЕЙСМОРАЗВЕДКЕ

Морская сейсморазведка – один из наиболее важных методов геологического изучения для целей поиска, разведки и добычи углеводородов. В транзитных зонах шельфа и на небольших глубинах воды до 100 м (в редких случаях – и более) работы традиционно выполняются с применением донного оборудования, способного регистрировать сигналы по четырем компонентам (4С). До полевого сезона 2019 г. в России они осуществлялись с использованием иностранной техники преимущественно производства США и Норвегии. В период высоких цен на углеводороды и доступности иностранного рынка промышленных товаров и сервисных услуг российские технологии по производству донного регистрирующего оборудования не получили необходимого развития. Однако введение внешних ограничений на геофизическое оборудование ускорило развитие отечественной промышленности в заданном направлении.

В 2015 г. была утверждена стратегия альтернативного импортозамещения «Оборудование для проведения морских сейсморазведочных работ». С тех пор «Газпром нефть» сосредоточилась на минимизации лицензионных рисков при проведении полевых геологоразведочных работ. Сегодня компания инвестирует значительные средства в разработку российских технологий для текущих и перспективных проектов. Одно из направлений – сейсморазведочные работы1.

Успешным примером совместной работы бизнеса, государства и науки стало создание отечественных донных станций для выполнения сейсморазведочных работ методом 3D 4C, получивших название «КРАБ». Комплекс был произведен на предприятии «Морской технический центр» в г. Санкт-Петербурге.

Став полностью российской научно-технической и промышленной разработкой с нулевой составляющей иностранных комплектующих элементов, донные станции не только не уступают известным мировым аналогам, но и по ряду параметров их превосходят.

Проект реализован благодаря поддержке Министерства промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторга) и кооперации между ООО «Газпром нефть шельф», АО «Росгеология», ПАО «Совкомфлот» и ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция». Это пример того, как с помощью объединения усилий и интеллектуально-технического потенциала нескольких компаний появился отечественный продукт, обладающий экспортным перспективами.

Донные станции российской разработки хорошо проявили себя в период опытно-исследовательских испытаний на участках «Газпром нефть шельфа» в 2017–2018 гг., после чего по перечню рекомендаций были доведены до промышленного образца с требуемыми характеристиками. В полевой сезон 2019 г. 2800 ед. донных станций были задействованы при выполнении сейсморазведочных работ 3D 4C на месторождении «Нептун» в Охотском море.

Объем выполненных сейсморазведочных работ составил 515 км2. По итогам года проект сейсморазведочных работ 3D 4С c применением донных сейсмических станций «КРАБ» на Аяшском лицензионном участке стал самым крупным в России среди подобного рода исследований и единственным по методике 3D 4С. В работах продолжительностью 4,5 мес приняли участие более 150 специалистов и четыре судна.

Набортная обработка полевого материала подтвердила высокое качество и информативность получаемых сейсмических данных. Вместе с тем заказчиком работ в лице ООО «Газпром нефть шельф» совместно с производителем разработаны направления по улучшению станций в целях расширения возможностей их промышленного применения в различных полевых условиях. Минпромторг уже выделил средства на дальнейшее развитие проекта и разработку станции нового поколения «КРАБ 2.0». В 2021 г. ее испытают на арктическом шельфе, а затем запустят в промышленное производство.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Реализуемые «Газпром нефть шельфом» технологические проекты по созданию, совершенствованию и внедрению технологий для освоения ресурсов шельфа демонстрируют высокую эффективность совместных усилий российского бизнеса, промышленности, науки, учебных заведений и государства.

Важным фактором успеха становится формирование устойчивой среды, необходимой для реализации стратегии технологического развития, и создание экспертного сообщества, которое может стать единым центром компетенций по технологиям для промышленного освоения Арктики и субарктических регионов.

1 И.Л. Евстафьев (ООО «Газпром нефть шельф»), Я.И. Антонов (ООО «Газпром нефть шельф»), С.О. Базилевич (ОАО «МАГЭ»), И.Н. Долотказин (ООО «МТЦ), М.И. Иванов (Минпромторг России), Е.В. Муратов (Минпромторг России). Первое применение отечественного сейсмического комплекса 3D с донными станциями «КРАБ» при проведении полевых геологоразведочных работ на шельфе России. PROGRESS’19. Exploration as a Business, Sochi, Russia, 2019.

Подземные хранилища в газовой промышленности – это сложные объекты, сочетающие герметичную геологическую структуру (объект хранения), подземное и наземное оборудование. В современных рыночных условиях подземные хранилища газа удовлетворяют растущий спрос потребителей, будучи неотъемлемой частью глобальной системы энергоснабжения. ПАО «Газпром» эксплуатирует на территории Российской Федерации 27 подземных газохранилищ, которые играют ключевую роль в сглаживании сезонной неравномерности потребления газа. Особую значимость в этом процессе имеют подземные хранилища в отложениях каменной соли. 

Подземные хранилища газа (ПХГ) в солях используются для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления и покрытия пиковых нагрузок; они могут обеспечивать несколько циклов закачки и отбора газа в течение года. По этим причинам созданию ПХГ в каменной соли уделяется большое внимание. Соляные каверны считаются идеальными по герметичности резервуарами. Кратко процесс создания газохранилища подобного типа можно описать следующим образом.

На подходящий по мощности пласт каменной соли на глубину около 400–1200 м бурятся скважины. Затем в них под давлением с высоким расходом подается пресная вода. Насыщаясь, вода выносит на поверхность соль, образуя таким образом в пласте полость необходимого объема. Процесс создания резервуаров в отложениях каменной соли занимает довольно продолжительное время. Для того чтобы реализовать описанные мероприятия, необходимо создание водно-рассольного комплекса (ВРК). С его помощью и происходит размыв геологической структуры, которая впоследствии заполняется углеводородом.

ООО «Газпром ПХГ», главный российский оператор подземных газохранилищ, в настоящий момент эксплуатирует два ПХГ в соляных резервуарах – в Калининградской и Волгоградской областях.

ЗАДАЧИ ГОСУДАРСТВЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ

В 2013 г. в самом западном регионе России введено в эксплуатацию Калининградское ПХГ. Этот объект стал первым опытом эксплуатации на территории РФ солевого газохранилища. Оно предназначено для компенсации сезонной и пиковой неравномерности газоснабжения Калининградской обл. Природный газ поступает в ПХГ по магистральному газопроводу Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград. К осенне-зимнему периоду 2019–2020 гг. производительность Калининградского ПХГ достигла 12 млн верх м³. В перспективе к 2025 г. этот показатель вырастет до 15 млн верх м³ за счет увеличения количества резервуаров до 14 ед. (сейчас – 4 ед.). Что касается оперативного резерва газа, то к настоящему моменту удалось обеспечить его объем в размере 174 млн верх м³. Подключение еще трех эксплуатационных скважин – 4Т, 6Т и 7Т – позволит к следующему году нарастить оперативный резерв до 351 млн верх м³. Через шесть лет, согласно проектной документации, он достигнет максимального значения в 800 млн верх м³.

Для повышения энергетической безопасности региона с учетом особенностей его географического положения «Газпром» реализовал проект по альтернативному варианту газоснабжения – с помощью морских поставок сжиженного природного газа (СПГ). В акватории Балтийского моря в Калининградской обл. построен приемный терминал, соединенный с газотранспортной системой газопроводом, проложенным по дну Балтики. Уникальный морской причал находится в 5 км от берега. Глубина моря в этом месте составляет 19 м, что обеспечивает возможность швартовки плавучей регазификационной установки (ПРГУ) «Маршал Василевский», доставляющей СПГ к терминалу. Объект представляет собой монолитную плиту длиной 125,5 м из высокопрочного бетона, конструкция установлена на 177 сваях. Со стороны моря ее защищает С-образный волнолом длиной 728 м. Он способен выдерживать сильные балтийские штормы. Стендеры, смонтированные на причале, позволяют отгружать регазифицированный газ с ПРГУ непосредственно в газотранспортную систему и восполнять объем газа в ПХГ – причем оба процесса происходят одновременно. Производительность комплекса на данный момент достигает 12 млн верх м³.

В торжественных мероприятиях, посвященных вводу в эксплуатацию морского терминала по приему СПГ и ПРГУ «Маршал Василевский», 8 января 2019 г. приняли участие Президент Российской Федерации В.В. Путин и Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер (рис. 1).

УНИКАЛЬНЫЙ ВОЛГОГРАДСКИЙ ПРОЕКТ

В 2018 г. введено в эксплуатацию Волгоградское ПХГ, ставшее вторым в России хранилищем, созданным в отложениях каменной соли. Новое подразделение ООО «Газпром ПХГ» призвано регулировать сезонную неравномерность газопотребления Волгограда и Волгоградской обл., а также обеспечивать надежность экспортных поставок по газопроводу Починки – Изобильное. Первый отбор газа для подачи в газотранспортную систему планируется осуществить в осенне-зимний период 2019–2020 гг. Волгоградский объект на данный момент располагает двумя подземными резервуарами (ПР), находящимися в эксплуатации: ПР 2Р, структура которого аналогична объектам хранения Калининградского ПХГ, и ПР 3Т – единственным в мире, построенном по новой технологии размыва, диаметром около 60 м и длиной примерно 350 м. К разряду уникальных относится и ПР 1Т – резервуар в двухъярусной выработке через одну скважину (рис. 2). Необходимости реализации столь сложных проектных решений способствовали особенности горно-геологических условий создания ПХГ.

При выходе Волгоградского ПХГ на проектную мощность количество резервуаров увеличится до 16, активный объем газа составит до 820 млн верх м³. В данный момент газохранилище в Волгоградской обл. функционирует с максимальной суточной производительностью на начало сезона отбора, равной 10 млн верх м³; оперативный резерв составляет 135 млн верх м³.

ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ

В соответствии с приказом ПАО «Газпром» «О развитии системы ПХГ на территории Российской Федерации» от 29.01.2019, в структуре компании должно появиться еще одно подземное газохранилище в соляных отложениях – Новомосковское ПХГ в Тульской обл. Сейчас для его строительства выполняются проектно-изыскательные работы, затем начнется строительство объектов ВРК. Появление данного ПХГ решит проблему пикового газопотребления в Центрально-Черноземном регионе России.

Развитие ПХГ в отложениях каменной соли призвано не только решать проблему пикового газопотребления, но и способствовать выполнению задачи, поставленной Правлением ПАО «Газпром», по выходу к осенне-зимнему периоду 2028–2029 гг. на максимальную суточную производительность 1014,27 млн верх м³.

ООО «Газпром ПХГ»

196105, РФ, г. Санкт-Петербург, Московский пр-т, д. 139,

корп. 1, стр. 1

Тел.: +7 (812) 613-17-17

Факс: +7 (812) 613-17-17

E-mail: phg@phg.gazprom.ru

E-mail пресс-службы:

pr@phg.gazprom.ru

www.ugs.gazprom.ru

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

При планировании и расчете устойчивости созданных в соляных толщах и предназначенных для хранения газа каверн помимо эксплуатации в штатном режиме необходимо предусмотреть возможность возникновения интенсивной нагрузки вследствие аварийного выброса газа с последующим падением внутреннего давления в каверне до уровня атмосферного (рис. 1). В этой связи повышение достоверности моделирования процессов умеренного и интенсивного разрушения для ретроспективного и прогностического анализа напряженно-деформированного состояния окружающих каверну соляных пород представляет собой актуальную задачу [1, 2].

Взятая в качестве отправной точки модель соли Lux / Wolters содержит описание всех свойственных соляным породам основных процессов деформации: ползучести, повреждаемости, последующей регенерации. [3]. Ползучесть материала учитывается в разработанном еще в 1980‑х гг. элементе модели Lubby2 [4], который в 2010‑х гг. был модифицирован с улучшением описания процесса ползучести при относительно низких напряжениях (modLubby2). Это позволило повысить точность прогнозирования конвергенции каверны при ее эксплуатации в качестве подземного хранилища газа (ПХГ) [3]. В 2000‑х гг. моделирование поведения соли дополнили учетом процессов повреждения и регенерации повреждения [3, 5, 6].

Обзор и анализ известных моделей солей приведены в работах [4–13]. Их развитие обусловлено востребованностью инструментов точного анализа напряженно-деформированного состояния соляных массивов для оптимизации режимов эксплуатации ПХГ и проектирования подземных хранилищ радиоактивных отходов. Новые технические возможности современного приборного парка и разработанные на их базе усовершенствованные методики изучения повреждаемости каверн в лабораторных условиях также повысили интерес к данной тематике [14].

В настоящей работе поставлена задача модифицировать и дополнить математическую модель соляных пород для расширения области ее применения с описания умеренных повреждений на область умеренных и интенсивных повреждений вплоть до достижения состояния остаточной прочности.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПИСАНИЯ ПРОЦЕССОВ УМЕРЕННОГО И ИНТЕНСИВНОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ СОЛЯНЫХ ПОРОД И ИХ НЕДОСТАТКИ

Для симуляции поведения соли в рамках модели Lux / Wolters ранее использовали следующую экспериментальную базу (рис. 2). В первую очередь проводили несколько (порядка 10) кратковременных тестов при различных значениях минимального напряжения. По этим данным определяли предел прочности и фиксировали начало повреждаемости материала. Основная экспериментальная серия состояла из долгосрочных тестов на ползучесть в режиме повреждения (4–6 опытов) для наблюдения развития процесса. Первые два этапа нагрузки проводили на уровне напряжений, значительно более низких, чем граница дилатации; их результаты использовали для определения параметров ползучести неповрежденного материала. На следующих этапах нагрузку увеличивали до превышающего предел дилатации уровня для исследования деформаций ползучести в режиме повреждаемости.

Основные недостатки описанной методики заключаются в следующем:

– значительная продолжительность эксперимента (порядка 120 дней);

– необходимость экстраполировать данные о ползучести без повреждений на более высокий уровень напряжений, что может внести существенную погрешность в результат [15].

Основанная на полученном вышеуказанным способом экспериментальном материале модель Lux / Wolters ограничена описанием постепенного развития умеренных повреждений, а продолжительность и трудоемкость экспериментальной работы препятствует созданию обширной, системной базы данных. В этой связи новые требования к модели повреждаемости соли предполагают ее развитие в направлении более реалистич­ного, согласованного с системной базой экспериментальных дан­ных математического описания как умеренных, так и интенсивных процессов разрушения и расши­рение функциональности модели на большой диапазон скоростей деформаций.

НОВЫЙ ПОДХОД К ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПИСАНИЮ ПРОЦЕССОВ УМЕРЕННОГО И ИНТЕНСИВНОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ СОЛЯНЫХ ПОРОД

Методология систематизации и структурирования при решении комплексных практических задач в области геомеханики описана в [16]. Аналогичным образом в настоящей работе поставленная задача была сначала структурирована, а затем было систематизировано ее решение.

Концепция создания экспериментальной базы данных

В целях увеличения информативности лабораторных тестов, для обеспечения возможности систематичного исследования процессов умеренного и интенсивного повреждения каменной соли была разработана и реализована стратегически новая концепция программы лабораторных испытаний (рис. 3). В рамках этой концепции экспериментальная база данных составляется из трех основных частей:

– серия КИП со стандартной скоростью деформации при различных значениях минимального напряжения (результаты служат основной базой для изучения закономерностей повреждаемости);

– серия КИП при различных значениях скорости деформации и постоянной величине минимального напряжения (результаты используются для проверки функциональности модели в широком диапазоне скоростей деформации);

– относительно длительные трехосевые эксперименты, по результатам которых проводится дополнительная проверка адекватности модели повреждаемости каменной соли для других режимов нагружения (при постоянных напряжениях и более низких скоростях деформации, близких к таковым в реальных условиях).

Увеличение доли КИП в экспериментальной базе данных имеет ряд преимуществ:

– повышение плотности экспериментальной информации и оптимизация временных затрат на создание этой базы данных;

– расширение диапазона измеренных величин напряжений для достоверного описания зависимости повреждаемости от уровня нагрузки / перегрузки;

– расширение экспериментальной базы данных по описанию зависимости повреждаемости от скорости деформации для повышения достоверности результатов ретроспективного и прогностического анализа при решении практических задач планирования и прогнозирования для реальных подземных сооружений;

– гарантированное наблюдение и фиксация данных для ускоренной / интенсивной фазы повреждаемости вплоть до достижения остаточного предела прочности.

В рамках новой концепции лабораторной программы в целях изоляции наблюдаемых процессов была оптимизирована методика ДИП с учетом выявленных недостатков [17]. Необходимость модификации была обусловлена новыми высокими требованиями к степени достоверности и точности определения поведения материала в режиме повреждаемости. Для этого при проведении ДИП нового типа было введено дополнительное граничное условие: сохранение девиатора напряжений постоянным и одинаковым в течение всех фаз эксперимента, что позволяет сократить продолжительность этапов эксперимента с повреждаемостью в два раза. Однако основное преимущество новой методики эксперимента – это повышение эффективности разделения связанных с повреждениями деформаций и деформаций ползучести без повреждаемости. Такое разделение осуществимо ввиду отсутствия необходимости экстраполяции свойств ползучести на высокие уровни девиаторных напряжений в последних фазах эксперимента. Обусловленные повреждаемостью деформации измеряются на втором и третьем этапах после выхода на стационарный режим (первичный режим ползучести для этого уровня девиаторного напряжения практически завершается в ходе первой фазы). Реализованное в новой концепции эффективное разделение данных по деформации существенно повышает качество и достоверность определенных таким образом закономерностей повреждаемости для формулировки модели каменной соли.

Оптимизированная методика измерений с высокой информационной плотностью позволила составить более полную и точную базу данных для систематичного изучения поведения солевых пород. Исследования проводились в лаборатории Института геомеханики Технического университета Клаусталя (рис. 4).

Формулировка модели повреждаемости соли

Закономерности поведения материала в процессе повреждаемости при анализе базовой серии КИП определяли, сообразуясь со следующими принципами. Гипотезы о возможных влияющих переменных, которые определяют развитие переменных состояния, формулировали согласно принципу «бритвы Оккама» [18, 19]. Применительно к данному случаю этот принцип реализовался в поиске минимального набора влияющих переменных, достаточного для исчерпывающего описания повреждаемости с учетом всех имеющихся экспериментальных данных. В результате, несмотря на сложность процесса повреждаемости в ползучем материале, удалось построить удобную для практического использования модель с ясной, простой структурой. В соответствии с принципами теории размерностей [20, 21], в качестве влияющих переменных по возможности использовали безразмерные нормированные величины.

Схема разработанной модели повреждаемости Lerche / Dyogtyev представлена на рис. 5. Она входит как структурная единица в модель Lux / Wolters / Lerche (рис. 6).

Модель Lerche / Dyogtyev [22, 23] описывает эволюцию трех основных переменных состояния (деформации повреждаемости, дилатации и переменной повреждения), которые, в свою очередь, контролируются тремя основными влияющими переменными: текущей вязкостью, перенапряжением и дилатацией как индикатором актуальной интенсивности повреждений в материале.

Прямая функциональная зависимость характеристик процессов повреждаемости от ползучести позволяет применять модель соли Lux / Wolters для широкого диапазона скоростей деформации. Переменная нормированного перенапряжения учитывает как актуальную несущую способность материала, так и действующую на материал текущую внешнюю нагрузку. Влияние состояния повреждения в материале на его текущую деформируемость и несущую способность (текущий предел повреждаемости) описывается двумя функциями переменной дилатации.

ВАЛИДАЦИЯ МОДЕЛИ С ПОМОЩЬЮ РЕТРОСПЕКТИВНОГО АНАЛИЗА ЛАБОРАТОРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТОВ

Наиболее полно функциональность новой математической модели повреждаемости можно продемонстрировать на примере расчета краткосрочного эксперимента, включающего все этапы развития повреждаемости материала (рис. 7).

В первой фазе ползучесть не сопровождается повреждаемостью; далее начинается умеренное развитие повреждаемости, которое переходит в интенсивное при достижении критического уровня дилатации. Предел повреждаемости постепенно опускается до предела остаточной прочности. Продолжительность процесса ускоренного накопления повреждений до достижения предела остаточной прочности определяется величиной остаточной дилатации.

На рис. 8 приведены результаты трех КИП с постоянной скоростью деформации при варьируемых значениях минимального напряжения. В качестве характеристических для сравнения указаны девиаторные напряжения и изменение объема образца (дилатация). Экспериментальные данные КИП, полученные при различных скоростях деформации и постоянном значении минимального напряжения, представлены на рис. 9. Хорошее совпадение численных и экспериментальных результатов подтверждает адекватность предложенной модели соли для широкого диапазона скоростей деформации.

Функциональность модели также была проверена на единичных ДИП при принципиально отличных от КИП условиях нагружения. На рис. 10 представлены данные ретроспективного анализа ДИП нового типа. Корректность определенных из серии КИП параметров модели подтверждена хорошим совпадением расчета с результатами эксперимента, поэтому отсутствует необходимость их оптимизации.

Полученные результаты подтверждают эффективность предложенной новой концепции создания экспериментальной базы данных.

ДЕМОНСТРАЦИЯ ПРИМЕНЕНИЯ НОВОЙ МОДЕЛИ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ СОЛИ

Детальный анализ результатов расчетов приведен в работе [23].

Расчет для ПХГ с круглым поперечным сечением

На первом этапе функциональность новой модели была проверена на примере газовой каверны с круглым поперечным сечением. При этом напряженное состояние в окружающей соляной горной породе может рассматриваться как трансверсально-симметричное (достаточна осесимметричная двухмерная модель) (рис. 11).

На рис. 12 показано распределение дилатации и девиаторных напряжений в приконтурном соляном массиве через 150 дней после аварийного выброса газа. Актуальное деформированное состояние представлено с учетом и без учета конвергенции каверны в сравнении с начальной геометрией ее контура. Особый интерес представляют связанные с процессами разупрочнения перераспределение напряжений приконтурного горного массива и развитие областей его разрушения и разупрочнения в непосредственном окружении каверны.

Расчет для ПХГ с эллиптическим поперечным сечением

Моделирование развития разупрочнения в приконтурном пространстве газовой каверны эллиптического сечения требует более сложных трехмерных расчетов. На рис. 13 показана дискретизация 3D-модели и распределение девиаторных напряжений, а также изолинии глубины разрушения приконтурного соляного массива. Результаты ожидаемо демонстрируют интенсивное повреждение вплоть до разрушения контура на репрезентативной глубине 1600 м. Контур верхней части каверны при этом остается неповрежденным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С использованием разработанной методики эксперимента, основанной на серии КИП с отдельными ДИП нового типа, создана математическая модель повреждаемости соли Lerche / Dyogtyev в рамках общей модели соли Lux / Wolters / Lerche. Отличительные черты новой модели:

– возможность описания не только умеренной, но и интенсивной повреждаемости вплоть до достижения предела остаточной прочности материала;

– применимость для широкого диапазона скоростей деформации, что гарантирует адекватность при ретроспективном и прогностическом описании повреждаемости (от высоких скоростей деформации в лабораторных условиях до значительно более низких – в реальных);

– четкость и простота структуры, несмотря на сложность описываемого процесса повреждаемости в ползучем материале.

На основании проведенного численного моделирования можно утверждать, что новая математическая модель позволяет добиться численно стабильного, с высокой степенью детализации в описании процессов и реалистичного с точки зрения геомеханических представлений результата при моделировании процессов поврежаемости в каменной соли.

Авторы выражают особую благодарность руководителю лаборатории д.т.н. проф. У. Дюстерло (apl. Prof. Dr.-Ing. habil. Uwe Düsterloh) за поддержку и предоставленную возможность проведения лабораторных испытаний в лаборатории кафедры геомеханики и депонирования отходов Технического университета Клаусталя.

Конечная цель разработки, внедрения и развития системы управления техническим состоянием и целостностью (СУТСЦ) – обеспечение надежной и бесперебойной поставки природного газа потребителям. Она создана для эффективного управления основными технологическими процессами, сопутствующими эксплуатации газотранспортных систем (ГТС). В перспективе система позволит оперировать расчетно-обоснованными долгосрочными программами капитального ремонта (КР) и диагностического обследования (ДО) и гарантировать обеспечение заданного уровня надежности и безопасности технологических объектов.

Утвержденные в 2012 г. положения [1, 2] были учтены и реализованы при организации эксплуатационной деятельности. В 2014 г. в ООО «Газпром трансгаз Москва» начали разработку и внедрение СУТСЦ: была утверждена «Дорожная карта…» [3], стартовал процесс апробирования системы на линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ). На следующем этапе запланировано распространить СУТСЦ на площадные объекты (ПО).

МЕТОДИЧЕСКАЯ РАЗРАБОТКА ЗАДАЧИ

Тестирование СУТСЦ на ЛЧ МГ позволило решить следующие методические задачи:

– первичное формирование базы данных (БД) проектной, исполнительной и эксплуатационной документации;

– формирование геоинформационной системы посредством нанесения данных об объектах ГТС ООО «Газпром трансгаз Москва» и их окружения на картографическую основу;

– внедрение информационно-управляющей системы транспортировки газа и газового конден-сата.

Однако полученный опыт нельзя в полной мере применить к ПО. Методы и критерии оценки технического состояния, темпы ДО, возможности применяемого оборудования на компрессорных станциях (КС) существенно отличаются от аналогичных показателей для других объектов инфраструктуры ГТС. В этой связи СУТСЦ ПО должна получить свой вектор развития.

В 2016 г. в ООО «Газпром трансгаз Москва» при научной поддержке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были начаты работы по внедрению методологии СУТСЦ ПО, к которым относятся газораспределительные станции и КС. Всем заинтересованным сторонам (представителям департаментов ПАО «Газпром», газотранспортных предприятий, подрядных организаций) была предоставлена возможность детально обсудить и внести предложения по принципам развития системы. Это позволило сформулировать перечень основных задач, среди которых наибольшую практическую значимость имеет разработка расчетного способа ранжирования объектов в соответствии с приоритетом их вывода из эксплуатации для проведения КР или ДО. Методические очертания СУТСЦ обозначены коллективом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в инструкции [4]. ООО «Газпром трансгаз Москва» вошло в число газотранспортных предприятий «Газпрома», участвующих в ее промышленной апробации.

В [4] закреплены принципы оценки технического состояния на основе расчетных показателей и принципы формирования долгосрочных программ диагностирования, технического обслуживания и ремонта с учетом степени обследованности объектов, их важности в ГТС и экономической целесообразности доступных методов реагирования. В соответствии с [4] в ООО «Газпром трансгаз Москва» проведен сравнительный анализ набора расчетных критериев технологических трубопроводов (ТТ) в рамках СУТСЦ. Задача заключалась в определении способов эффективного технического диагностирования для обеспечения максимального уровня безопасности объекта. С этой позиции выделены ключевые признаки, гарантирующие работоспособность СУТСЦ:

– наличие и бесперебойное функционирование на газотранспортном предприятии системы технического диагностирования объектов, устанавливающей адекватные процессы и функции их участников на всех уровнях;

– наличие актуальных выполняемых программ диагностических мероприятий с поэлементной привязкой к участкам ТТ КС.

ПИЛОТНОЕ ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ПРОЕКТА

В 2017–2018 гг. в ООО «Газпром трансгаз Москва» сформированы основные элементы политики в области управления техническим состоянием и целостностью ПО. Для систематизации процессов управления, повышения эффективности выполняемых работ и качества доступной диагностической информации о ПО разработана система технического диагностирования ТТ КС, в основе которой лежат три основных стандарта [5–7] (рис. 1). Верхний уровень – это взаимодействие подразделений в рамках реализации управления в дочернем обществе и интеграция в глобальную СУТСЦ ПАО «Газпром». Средний уровень составляют принципы взаимодействия подразделений при определении соответствия технического состояния оборудования требованиям промышленной безопасности. На нижнем уровне представлен набор методик определения технического состояния, которые используются на всех этапах технологического процесса при проведении обследований.

Работы по формированию действующей СУТСЦ можно условно разделить на три этапа (рис. 2). Последовательное и планомерное ДО ПО – основной принцип работоспособности выстраиваемой системы. Установленные стандарты определяют объем информации, необходимой для формирования БД и оценки состояния объекта, форму получения информации и порядок ее обработки, методологию ведения ДО.

Актуализация БД подразумевает получение массива данных, заполнение и проверку опросных форм с последующим анализом и сохранением информации в БД СУТСЦ ПО. База данных была создана на едином серверном пространстве с различными уровнями доступа для филиалов и администрации.

Расчетно-аналитическая часть включает оценку полноты и достоверности информации, технического состояния, ранжирование объектов, определение методов и объемов работ в долгосрочный (пять лет) и краткосрочный (текущий и следующий годы) периоды. Объемы работ имеют поэлементную привязку к выполненной в масштабе схеме объекта, каждый элемент которой имеет индивидуальный номер и характеристику.

ПРИНЦИП «5 × 5» И ЦИКЛИЧНОСТЬ СИСТЕМЫ

Для эффективной оценки и оперативного контроля уровня текущего состояния трубопровода необходимо оперировать массивом диагностических сведений, накопленных за последний период его эксплуатации, которые должны регулярно обновляться. Особенность нового подхода заключается в том, что при назначении объемов мероприятий по ДО каждого компрессорного цеха рассматривается совокупность всех работ во временном интервале, равном пяти годам. Их цикл организуется таким образом, чтобы диагностической информации, взятой в любой текущий момент времени за последний пятилетний период, было достаточно для комплексной оценки технического состояния как всего объекта, так и отдельных его участков, а также для экспертизы промышленной безопасности объекта с минимальными дополнительными затратами. Существующая практика подтверждает, что в течение пяти лет на базе предприятия можно собрать обширную и предельно точную информацию о состоянии ТТ КС, достаточную, в том числе, для продления срока безопасной эксплуатации.

Объекты диагностирования имеют сложную комплексную структуру, поэтому в процесс непрерывного контроля должны максимально вовлекаться их составные части: участки с различными условиями эксплуатации, типоразмерами, защитными покрытиями, трубопроводной арматурой. Диагностическое обследование ежегодно охватывает 20 % каждой из основных составляющих комплексного объекта, таким образом за пять лет обеспечивается 100 % превышение целевых показателей технического состояния и полноты данных технического диагностирования. [4] В совокупности работа позволяет наиболее рационально распределить существующие ресурсы в целях выравнивания дисбаланса по уровню диагностирования и определить участки, требующие усиленного внимания в текущем цикле, в частности – потенциально-опасные элементы с негативной статистикой по выявляемости дефектов. Объем и состав работ, необходимых для получения исчерпывающей информации о техническом состоянии ТТ (по итогам каждого цикла), определяют специалисты Инженерно-технического центра.

Цикличность и планомерность – главные признаки действующей системы диагностирования. При ее разработке предварительно был учтен фактический среднестатистический объем ДО, проводимого собственными силами в каждом компрессорном цехе ежегодно в течение восьми лет. Описанная система диагностирования доказала свою работоспособность и позволяет оперировать растущим год от года набором обработанной информации о каждом из объектов. С ее помощью можно поддерживать обследованность на необходимом для достижения целевого показателя по полноте исходных диагностических данных и обоснования КР ТТ уровне. По окончании первого цикла полный объем информации о техническом состоянии ТТ КС будет ежегодно актуализироваться (рис. 3).

ЕДИНЫЙ ПОДХОД И ПОЭТАПНОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ ФУНКЦИОНАЛА СИСТЕМЫ

Не менее важный результат внедрения системы диагностирования – обеспечение взаимосвязанности в действиях всех эксплуатирующих подразделений организации. При составлении и реализации тематических производственных программ ранее невозможно было составить целостное и достоверное представление о техническом состоянии труб: изучение характеристик было узкопрофильным, сделанные выводы не обобщались в единую БД. Новый системный подход позволяет получать достоверную информацию от каждого участника процесса и обобщить ее для последующего комплексного анализа. Накапливаемые в БД сведения становятся доступны всем обеспечивающим безопасную эксплуатацию ТТ службам.

Система ведения технического диагностирования требует общей для всего предприятия программы действий. Ранее подразделения и филиалы проводили земляные работы чаще всего ради решения одной технологической задачи. В рамках функционирующей системы диагностирования перед вскрытием участка должен быть запланирован и впоследствии осуществлен целый ряд сопутствующих диагностических исследований, результаты которых отразятся в БД о техническом состоянии объекта.

Один из разработанных стандартов системы технического диагностирования [5] описывает единые для всех подразделений предприятия требования к объемам и методам неразрушающего контроля ТТ КС в рамках ежегодных диагностических работ, в том числе – требования к подготовке участков. Данный подход позволяет получать диагностическую информацию надлежащего качества в необходимом объеме вне зависимости от конкретного исполнителя, особенно в ситуациях, когда в течение сезона к работам по одному и тому же объекту привлекаются несколько подразделений, что дает возможность исключить дублирующие работы и снизить финансовую нагрузку на предприятие.

Приведенная на рис. 4 схема бизнес-процесса СУТСЦ демонстрирует вовлеченность различных специалистов и структурных подразделений предприятия. На этапе планирования актуализацию БД проводят сотрудники производственных филиалов и Инженерно-технического центра. При формировании программ ДО подключаются специалисты Производственного отдела по эксплуатации КС. На этапе реализации программ расчетно-аналитическое сопровождение обеспечивает Инженерно-технический центр, а ДО – подрядные организации и диагностические подразделения ООО «Газпром трансгаз Москва». Порядок взаимодействия участников на всех этапах подробно описан в разработанных стандартах. Ответственность за функционирование СУТСЦ несет Служба по управлению техническим состоянием и целостностью ГТС. Ответственные лица в Линейно-производственном управлении магистральных газопроводов назначаются приказами по филиалам.

ДОСТОВЕРНОСТЬ, ЕДИНООБРАЗИЕ, ОБОСНОВАННОСТЬ ЗАТРАТ – КЛЮЧЕВЫЕ ПРИЗНАКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СИСТЕМЫ

Внедрение СУТСЦ происходит одновременно с формированием широкого круга заинтересованных пользователей из числа эксплуатирующих подразделений, что служит положительным следствием работы системы диагностирования. Ключевое достоинство и уникальность разработанного методического решения заключаются в повышении степени достоверности показателя технического состояния ТТ КС и, соответственно, своевременном обеспечении КР на определенном участке. Своевременный ремонт и системное техническое обслуживание прямо влияют на долговечность и надежность оборудования. Достоверность и полнота информации предотвращают необоснованные затраты на КР.

Единообразие в подходах к сбору, хранению и анализу данных, подготовке оборудования и проведению его инструментального контроля, разработке и оформлению отчетной документации также свидетельствует о современном уровне и достоинствах разработанной и внедренной системы.

Известно, что существенное влияние на работу установок скважинных штанговых насосов (УСШН) оказывает уравновешенность станка-качалки: низкий уровень разбалансировки способствует снижению нагрузок на привод и оптимизации режима электропотребления [2]. Существует несколько способов определения уравновешенности балансирных приводов штанговых установок, основанных на динамометрировании или ваттметрировании. Метод расчета величины уравновешивающего груза и его положения на кривошипе по результатам замеров нагрузки на устьевой шток [3] используется нечасто, поскольку требует проведения дополнительных операций по фиксации полированного штока, регистрации динамограммы без нагрузки от внутрискважинной компоновки и характеризуется существенной погрешностью определения массы и места расположения противовесов. Большее распространение получил метод ваттметрирования, при котором коэффициент уравновешенности станка-качалки определяют с помощью ваттметрограмм [4].

По физическому смыслу коэффициент дисбаланса представляет собой отношение энергии, потребляемой при спуске колонны штанг, к энергии, потребляемой при подъеме. Теоретически он должен быть равен единице; на практике допускаются вариации значений в диапазоне 0,7–1,4. В работе [5] показано, что при колебаниях величины коэффициента в пределах 5 % потерями электроэнергии можно пренебречь и считать привод сбалансированным.

Существующие методы балансировки УСШН по энергетическим параметрам не учитывают нагруженность редуктора, надежность которого в значительной степени предопределяет техническую эффективность наземного привода. Взаимосвязь уравновешенности станка-качалки, нагрузки на ведомом валу редуктора и энергопотребления установки недостаточно исследована.

СТАТИСТИКА АВАРИЙНЫХ ОТКАЗОВ УСШН

Результаты обработки большого массива данных о неисправностях УСШН (более 1,4 тыс. отказов) выявили принадлежность большинства из них к кривошипно-шатунной группе и редуктору установки:

– износ или разрушение пальца кривошипа (27 % случаев);

– обрыв шатуна (15 % случаев);

– неисправность редуктора (26 % случаев) [6] (рис. 1).

Отказы, связанные с надежностью редукторов, превалируют среди причин аварийных остановок УСШН (57,0 % случаев), увеличивая организационно-технические простои на 22,2 %, потери скважино-суток – на 27,2 % и добычи нефти – на 28,1 %, что в конечном итоге значительно снижает эффективность эксплуатации оборудования (табл.). Основными причинами аварийных отказов принято считать усталость металла и превышение нормативных нагрузок на кривошипно-шатунную группу, редуктор и привод в целом [7].

Приведенные статистические данные однозначно доказывают необходимость учитывать нагруженность редуктора при уравновешивании привода по энергопотреблению установки в целях обеспечения стабильной эксплуатации оборудования.

УРАВНОВЕШИВАНИЕ ПРИВОДОВ УСШН

На сегодняшний день работами по балансировке УСШН занимаются выездные бригады в составе электриков и механиков; первые снимают ваттметрограммы, вторые меняют положение противовесов. Этот процесс достаточно трудоемкий: он занимает от двух до пяти часов, требует нескольких перезапусков станка-качалки, проведения повторных замеров и наличия специальных измерительных приборов.

В то же время почти все штанговые установки оснащены интеллектуальными станциями управления [8]. Нагрузка в точке подвеса штанг контролируется автоматическими датчиками усилия, позволяющими в режиме реального времени за 1–2 мин получить актуальные динамограммы без выезда персонала на скважину [7]. Эти динамограммы рационально использовать для оценки уравновешенности. В качестве критерия уравновешенности можно принять связанный с положением противовесов максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, который рассчитывается для любого типа привода в зависимости от нагрузки на устьевой шток. Тогда уравновешенность можно определить по усредненным значениям максимальной и минимальной нагрузки в точке подвеса штанг. Следует отметить, что сбалансированность привода по указанному критерию на практике равнозначна уравновешенности электродвигателя.

В рамках поставленной задачи, исходя из кинематической схемы четырехзвенного механизма привода штанговой установки [3, 9, 10] и подготовленной математической модели УСШН, было разработано программное обеспечение [6, 9], позволяющее получить аналитические и графические функции корреляции между энергопотреблением, крутящим моментом на ведомом валу редуктора и значениями сил сопротивления движению внутрискважинной компоновки. С его помощью для различных приводов штангового насоса рассчитаны аналитические зависимости и построены графики в диапазоне от 5 до 25 кН (рис. 2).

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Анализ взаимосвязи нагруженности ведомого вала редуктора и энергопотребления станка-качалки в широком диапазоне значений [3, 8] выявил следующие особенности:

– величина момента противовеса слабо влияет на уровень потребления энергии: энергопотребление колебалось в пределах 5 % при увеличении момента в четыре раза (от 24 тыс. до 92 тыс. Н.м);

– уравновешивание по равенству работ, совершаемых электродвигателем при подъеме и спуске колонны штанг, не обеспечивает минимизацию нагрузок, что приводит к преждевременному износу редуктора.

Эти факты подтверждают необходимость балансировки штанговых установок с учетом уменьшения нагрузок на редуктор и привод в целом.

Достоверность результатов моделирования оценили путем сравнения с экспериментальными данными тестов на испытательном стенде УСШН института «ТатНИПИнефть» и действующих объектах ПАО «Татнефть» (рис. 3). Измеряли фактические энергетические и механические параметры приводов штанговых установок, работающих на тихоходных режимах откачки с синхронной регистрацией ваттметрограмм на приборе «Баланс-СК» и динамограмм на приборе «КВАНТОР-5».

Анализ результатов позволил сделать следующие выводы.

Оптимальные значения критериев оценки уравновешенности по максимальному моменту и размаху (вариации) момента на кривошипном валу редуктора практически совпадают, но отличаются от величины, рассчитанной по энергопотреблению.

Различия величин рассчитанного по динамограммам и экспериментально измеренного коэффициента уравновешенности лежат в пределах погрешности измерения, что подтверждает корректность предложенного метода уравновешивания приводов УСШН на тихоходных режимах работы.

Проведенные исследования доказывают корректность и эффективность уравновешивания балансирного привода штанговых установок по результатам анализа динамограмм.

Работа выполнена в рамках федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014–2020 гг.» по соглашению о предоставлении субсидии № 14.610.21.0019 от 23.10.17 по теме «Создание комплекса технологических решений для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих высоковязкую нефть», уникальный идентификатор работ RFMEFI61017X0019.

Таблица. Сводные данные по отказам УСШНTable. Cumulative data on sucker rod pumping unit failures

ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ» (СТО ГАЗПРОМ, Р ГАЗПРОМ), УТВЕРЖДЕННЫХ И ЗАРЕГИСТРИРОВАННЫХ В ПЕРИОД С 01.10.2019 ПО 31.10.2019

ПЕРЕЧЕНЬ ОТМЕНЕННЫХ ДОКУМЕНТОВ СИСТЕМЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ ПАО «ГАЗПРОМ»
(СТО ГАЗПРОМ И Р ГАЗПРОМ) В ПЕРИОД С 01.10.2019 ПО 31.10.2019

В процессе промысловой подготовки газ из скважин подается на установку комплексной подготовки, где распределяется по технологическим линиям и направляется в оснащенный сепарационным оборудованием цех очистки. Входящий в сепараторы поток газа содержит частицы жидкой фазы: в их составе – пластовая вода, метанол (используется для предотвращения гидратообразования), водный раствор метанола, углеводородный конденсат и др. Очищенный газ по технологическим ниткам поступает на дожимную компрессорную станцию для сжатия до заданного давления. Работа дожимной компрессорной станции существенно зависит от эффективности сепарационного оборудования, которую оценивают на основании сравнения количества дисперсной фазы в потоке газа на входе и выходе из аппаратов [1]. После компримирования и охлаждения природный газ подается в цех осушки.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Цех осушки газа оборудован несколькими (5–7) подключенными параллельно абсорбционными колоннами. В качестве осушителя (абсорбента) используются гликоли.

При прохождении газа сквозь пленку гликоля образуются капли с широким распределением по размерам и, следовательно, по массе. Крупные и тяжелые капли быстро оседают на фильтрующих элементах абсорберов; более мелкие уносятся потоком. Частично они осаждаются на начальном участке газопровода, а аэрозоли диаметром порядка 10–5–10–6 м распространяются на многие сотни километров.

Измерение количества унесенного потоком газа жидкого сорбента представляет собой практически важную задачу, которая возникла одновременно с внедрением технологии гликолевой осушки в газодобывающую отрасль. Ниже перечислены ее прикладные аспекты.

Выявление сбоев в технологическом процессе. С помощью данных о динамике и количественных показателях уноса гликоля можно контролировать основной технологический процесс – осушку газа. Если система функционирует без нарушений, потери гликоля варьируются в пределах известных границ: не более 5 мг сорбента на м3 газа. Превышение этой величины свидетельствует о неправильной работе абсорбера (вспенивании гликоля и др.). Иногда характер изменения величины уноса гликоля (например, импульсные выбросы, при которых пиковая концентрация превышает норму примерно в 10 раз) указывает на то, какое звено технологической схемы ответственно за сбой в работе; эти данные представляют собой источник важной информации для оптимизации производственного процесса и повышения качества осушенного газа.

Высокая стоимость гликоля. Превышающий норму расход абсорбента негативно сказывается на себестоимости продукта.

Необходимость очистки газопровода. Унесенная взвесь гликоля оседает на участке газопровода от цеха осушки до магистральной компрессорной станции. Жидкость образует двухфазную смесь с газом, что осложняет его транспортировку. Очистка трубопроводов требует привлечения дополнительных ресурсов.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ПОСТОРОННИХ ФАЗ В ПОТОКЕ ГАЗА

В настоящее время известны и нашли практическое применение различные методики и измерительное оборудование для определения содержания в потоке газа посторонних фаз [2]. Они разработаны в научно-исследовательских, конструкторских, инженерно-технических подразделениях перечисленных ниже организаций:

– АО «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры»;

– ОАО «НИПИгазпереработка»;

– ООО «Инженерно-внедрен-ческий центр «Инжехим»;

– ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

– ООО «Палл Евразия»;

– ООО «Газпром добыча Уренгой» (измерительный прибор «УГМК 3»);

– ООО «Газпром добыча Ямбург» (измерительный прибор «ИУ-1» конструкции ООО «Тюмен-НИИгипрогаз»).

В этих методах реализован прямой способ определения количества жидкости по массе (гравиметрия) или объему (волюметрия) после пропускания гетерофазной газовой смеси через фильтр-патрон.

Для достоверности измерений важное значение имеет репрезентативность пробы: ее состав должен соответствовать средневзвешенному (представительная проба). Как правило, отбор газа для тестов осуществляется с помощью зонда, что может существенно исказить результаты ввиду неоднородности потока по количественному и качественному составу.

Основные недостатки описанной методики определения количества жидкости в газе:

– большая продолжительность измерения;

– отсутствие возможности автоматизировать процесс;

– низкие чувствительность и точность;

– неоднозначность в отношении корректности пробоотбора (степень репрезентативности пробы всегда под вопросом).

Суммируя сказанное выше, можно утверждать, что создание точного экспресс-метода измерения уноса капельной жидкости – актуальная задача как для повышения уровня контроля над технологическими операциями в процессе подготовки газа к дальнейшей транспортировке, так и для решения ряда других сопутствующих проблем.

ИЗМЕРЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ЖИДКОСТИ В ПОТОКЕ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗОНАТОРОВ

Практика измерений содержания аэрозольных компонентов с помощью открытых цилиндрических резонаторов базируется на работах по диагностике высокотемпературной плазмы (программа управляемого термоядерного синтеза), проведенных в Институте атомной энергии имени И.В. Курчатова и других научных учреждениях СССР [3].

На первом этапе реализации данной методологии для измерения количества капельной жидкости в потоке газа разработана структурная схема прибора (рис. 1). Его принцип действия поясняют эпюры (рис. 2). В отсутствие потока при перестройке частоты микроволнового генератора по пилообразному закону (рис. 2 а) сигнал с амплитудного детектора измерительного резонатора имеет вид острой резонансной кривой 1 с частотой f0 и полушириной ∆F01 (рис. 2 б). Ввиду идентичности опорного и измерительного резонаторов сигналы их детекторов будут одинаковыми (f01 = f02). При появлении гетерофазных областей (капельных включений) за счет поглощения сверхвысокочастотной энергии аэрозолем воды или гликоля показания измерительного микроволнового резонатора изменятся: кривая сместится в сторону низких частот (f0 f2), уменьшится по амплитуде и расширится (рис. 2 в). Величина смещения по частоте сигнала в опорном микроволновом резонаторе будет заметно меньше (f0 f1), а его полуширина останется прежней (∆F01 = ∆F02).

Результаты измерения в совокупности с данными о давлении и температуре газа в измерительном устройстве обрабатываются по определенному алгоритму: рассчитывается объемная доля жидкости в анализируемом потоке и определяется ее состав (вода, углеводороды, гликоль и др.).

Высокая чувствительность микроволнового метода позволяет сократить время тестов до нескольких минут / десятков минут даже при крайне низком содержании жидкой фазы (~ 0,1–1,0 мг / м3). Имеется потенциал повышения чувствительности путем размещения фильтра в электрическом поле наибольшей напряженности.

В настоящее время продолжается работа по реализации и внедрению описанного метода оценки уноса жидкости потоком газа. Запланированы следующие этапы:

– изготовление электроники для регистрации изменения частоты и добротности резонатора;

– проведение лабораторных измерений с рабочим макетом датчика;

– разработка конструкторской документации для опытного образца датчика с учетом обеспечения его взрывозащищенности;

– изготовление опытного образца датчика согласно конструкторской документации;

– изготовление испытательного стенда и проведение измерений при рабочих давлениях (1,0–10,0 МПа) с эталонными образцами датчика и регистрирующей электроники.

Суть оценки эффективности работы и технического состояния газотурбинной установки (ГТУ) – определение мощности и расхода топлива. Значения этих параметров существенно зависят от следующих факторов, влияние которых учитывается с помощью введения в расчеты поправочных коэффициентов:

– барометрического давления;

– температуры воздуха на входе в ГТУ;

– влажности атмосферного воздуха;

– состава топлива;

– гидравлических потерь во входном тракте газоперекачивающего агрегата (ГПА);

– гидравлических потерь в выхлопном тракте ГПА.

Вклад перечисленных факторов в целевую величину носит случайный характер и не позволяет корректно оценить состояние исследуемой ГТУ. Для его учета необходимо определить значения поправочных коэффициентов и пересчитать рабочие параметры на стандартные условия путем суммирования их i-х компонентов [1]:

Nпр = N.∏ KNi,      (1)

пр = .∏ Ki,              (2)

GTпр = GT.∏ KGT,i,               (3)

где N – мощность; K – поправочный коэффициент; – коэффициент полезного действия; GT – расход топлива; индекс «пр» обозначает приведенные величины.

Гидравлические потери во входном и выхлопном трактах ГПА оказывают существенное влияние на мощность и расход топлива ГТУ, поэтому существующие методы расчета поправочных коэффициентов основаны на измерении величины падения давления (∆P) [2, 3]:

,               (4)

,               (5)

,               (6)

,               (7)

где – коэффициент восстановления полного давления; индексы «вх» и «вых» относятся к входному и выхлопному трактам ГПА соответственно. Величину коэффициента восстановления определяют по следующим соотношениям:

,               (8)

,               (9)

,               (10)

где – коэффициент гидравлического сопротивления (КГС); k – показатель адиабаты; – скорость потока. Показатель адиабаты и скорость потока – переменные, зависят от режима работы ГТУ. При турбулентном режиме течения (критическое число Рейнольдса превышает 3.106) коэффициент гидравлического сопротивления не изменяется.

Функции (4-7) адекватно описывают кривые поправок в том случае, когда потери давления для входного и выхлопного трактов ГПА совпадают с паспортными значениями, т. е. для трактов с определенным КГС. При изменении его величины (в результате обмерзания входного тракта, смещения элементов проточной части трактов, засоров и др.) использовать эти соотношения некорректно.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА

Выражение поправочных коэффициентов мощности и расхода топлива ГТУ через КГС позволит точнее учитывать влияние гидравлических потерь во входном и выхлопном трактах ГПА на работу ГТУ при изменении значений КГС. Для решения данной задачи использована математическая модель (ММ) ГПА, реализованная в виде автоматизированного алгоритма решения системы нелинейных уравнений, которые описывают совместную работу входного и выхлопного трактов ГПА, основных узлов ГТУ (осевых компрессоров, камеры сгорания, турбины газогенератора и силовой турбины) и центробежного нагнетателя природного газа [4].

В первую очередь рассчитываются приведенные значения параметров ГТУ (Nпр и GТпр). Для этого в качестве начальных условий вводятся режимный параметр, стандартные значения параметров окружающей среды, паспортные характеристики топлива и паспортные значения гидравлических потерь во входном и выхлопном трактах. Характеристики входного и выхлопного трактов ГПА задаются в ММ в виде зависимости от КГС, что позволяет оценить мощность и расход топлива при вариациях величины КГС.

Для наглядности рассмотрим два массива i различных значений КГС:

вх = (вх,1; вх,2; … вх,i),          (11)

вых = (вых,1; вых,2; … вых,i),               (12)

q = i2,      (13)

на базе которых составляется план численного эксперимента (табл. 1). Каждая строка табл. 1 представляет собой вектор входной информации для ММ, с помощью которого рассчитывается массив значений мощности и расхода топлива (табл. 2). Матрица поправочных коэффициентов генерируется путем деления полученных значений на рассчитанные ранее приведенные величины мощности и расхода топлива (табл. 3).

Полученную матрицу можно разбить на матрицы переменных Х и две матрицы поправочных коэффициентов KN и KGT:

,               (14)

,               (15)

                (16)

и составить матричные уравнения для определения коэффициентов аппроксимации AN и AGT:

АN = (XT.X)-1.XT.KN,              (17)

AGT = (XT.X)-1.XT.KGT.          (18)

С их помощью можно получить искомые выражения для расчета поправочных коэффициентов мощности и расхода топлива ГТУ через КГС входного и выхлопного трактов ГПА:

,               (19)

,               (20)

где В – матрица показателей множителей аппроксимирующих полиномов.

Существенное отличие авторского метода расчета от существующих заключается в том, что он позволяет корректно оценить влияние гидравлических потерь во входном и выхлопном трактах ГПА при изменении значений их КГС.

Предложен алгоритм получения выражений поправочных коэффициентов для мощности и расхода топлива ГТУ через КГС входного и выхлопного трактов ГПА.

Таблица 1. План численного экспериментаTable 1. Plan of the numerical experiment

Таблица 2. Результаты расчетаTable 2. Calculation results

Таблица 3. Матрица поправочных коэффициентовTable 3. Correcting matrix

В последнее время все более популярна концепция «Большие данные – большое месторождение». Цифровизация и интеллектуализация становятся важными пунктами инноваций в секторе разведки и добычи нефтегазовой отрасли. Большие данные и облачные вычисления теперь используются в апстриме. Благодаря развитию искусственного интеллекта, интернета вещей, блокчейна цифровые технологии находят все большее применение в нефтегазовой отрасли. В данной работе представлены тенденции развития цифрового месторождения и описываются история его создания, текущая ситуация и перспективы, а также выдвигаются некоторые предложения по формированию цифрового месторождения.

ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ЦИФРОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Информационная система «Цифровое месторождение» развивается от низшего до высшего уровня, сфера ее применения постоянно расширяется

Понятие «Цифровое месторождение» появилось в начале 1990‑х гг. На сегодняшний день реализованы цифровизация, сетевизация и автоматизация месторождений, начался процесс интеллектуализации цифрового месторождения [1, 2]. Вначале цифровое месторождение выполняло функцию архивации накопленной информации, сбора и хранения производственных, управленческих и эмпирических данных (рис. 1). Позже в нем объединились сведения о сотрудниках, скважинах, оборудовании для обеспечения общего доступа и единого управления. В настоящее время цифровое месторождение выполняет функции автоматического сбора, передачи и хранения производственных данных, дистанционного управления, автоматической оптимизации, сигнализации, закрытия скважин и отключения оборудования. Конечная цель концепции – умная разработка месторождения с использованием имеющихся знаний и опыта. Сфера применения технологий цифрового месторождения постепенно расширяется – от управления скважинами до управления залежами, и в конечном итоге цифровое месторождение будет полностью покрывать все активы корпорации.

Информационная система «Цифровое месторождение» развивается за счет интеграции различных технологий

В соответствии с дорожной картой можно выделить пять последовательных этапов развития цифрового месторождения. Первый этап – его зарождение на базе отдельных технологий: удаленного мониторинга, анализа данных, мобильных технологий и др. (рис. 2). Второй этап – геонавигация и оптимизация механизированного способа добычи. На третьем этапе происходит функциональная интеграция таких рабочих процессов, как эксплуатация и управление залежью и проектирование добычи нефти. Объединение и оптимизация активов (соединение залежей, стволов скважин и наземных сооружений) осуществляются на четвертом этапе. В настоящее время завершился первый этап развития цифрового месторождения.

Следует отметить, что различные технологии эволюционируют с неодинаковой скоростью, и их развитость может существенно отличаться на одном и том же этапе. Например, на первом этапе мониторинг скважин и оборудования осуществляется на более высоком уровне, чем функционирование интеллектуальной системы бурильных труб со встроенным кабелем.

Функционирование цифрового месторождения: четыре процесса и три замкнутых цикла

Сегодня на базе мирового опыта создания передовых цифровых месторождений разработана схема [3, 4], состоящая из четырех взаимодействующих на горизонтальном уровне процессов:

– мониторинга;

– анализа;

– оптимизации;

– реализации;

и трех вертикальных процессов циклической оптимизации:

– эксплуатации отдельной скважины;

– управления производством;

– разработки месторождения.

Оптимизация эксплуатации отдельной скважины включает мониторинг сооружений, автоматизацию и оптимизацию технологических процессов за счет интеллектуального сбора многопараметрических данных со скважин и буровой площадки в режиме реального времени, дистанционное управление и проведение работ на каждой конкретной скважине. Временные рамки этого процесса варьируются от нескольких секунд до нескольких дней; в центре внимания – оперативность и точность.

Оптимизация управления направлена на все системы производства и включает анализ кривой притока, реализацию геолого-технических мероприятий, прогнозирование показателей краткосрочной эксплуатации и т. д. С помощью централизованного мониторинга каждая скважина может выйти на эффективный рабочий режим. Таким образом оптимизируются все производственные системы. Здесь временные рамки варьируются от нескольких дней до нескольких месяцев, в фокусе – координация и оптимизация.

Оптимизация разработки месторождения достигается за счет точного представления о залежах путем управления скважинами и залежами. Для достижения этой цели нужно корректировать и объединять модели с помощью динамических и статических данных, полученных в режиме реального времени. В частности, оптимизация разработки – это распределение добычи по объектам, управление методами вытеснения нефти из пластов, балансировка долгосрочных и краткосрочных целевых показателей добычи, выбор оптимальных технологий для достижения максимального коэффициента извлечения, прогнозирование долгосрочных показателей добычи и мониторинг по блокам. Временные рамки данного процесса составляют от нескольких месяцев до нескольких лет. На этой стадии оптимизация сосредоточена на динамизации моделей залежей и научной обоснованности выбора производственных режимов.

В ходе развития четырех процессов (мониторинга, анализа, оптимизации и реализации) цифровое месторождение постепенно перешло от пассивного сбора данных и информации к активному анализу и оптимизации.

СОЗДАНИЕ, ТЕКУЩАЯ СИТУАЦИЯ И ПЛАНЫ РАЗВИТИЯ ЦИФРОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КННК

Создание

Цифровое месторождение КННК формировалось в четыре этапа. До 1990 г. цифровые месторождения строились децентрализованно. Научные вычисления использовались для разведки и прогнозирования запасов сырья. Около 2000 г., по мере развития интернета, было начато создание глобальной сети для управления производством и эксплуатацией месторождений. С 2008 г. основное внимание при цифровизации месторождений было сфокусировано на применении, централизации и интеграции корпоративных информационных систем. В последние годы разработана новая стратегия развития компании в рамках четвертой промышленной революции. Были интенсифицированы интеграция и внедрение совместных инноваций с упором на интеллектуализацию и умные системы.

Текущая ситуация

На настоящий момент цифровые месторождения КННК состоят из четырех вертикальных уровней (производственных операций, управления производством, комплексных исследований и принятия решений) и нескольких горизонтальных (разведки нефтегазовых месторождений, оценки перспективности залежей, разработки месторождений, сбора, транспортировки и хранения нефти и газа). В модуль производственных операций входят: геофизическая разведка, бурение скважин, добыча, сбор и транспортировка нефти и газа. Управление производством осуществляется по 11 направлениям: проектам разведки, оценки, разработки, правам на добычу полезных ископаемых, наращиванию производственной мощности, запасам нефти и газа, динамики разработки и эксплуатации месторождений, геофизическим работам, скважинам, добычи нефти и эксплуатации наземных сооружений. В блок комплексных исследований входят разведка и разработка, геофизические и геологические исследования, изучение эксплуатации залежей и подготовка программ работ. Модуль принятия решений включает четыре функции: принятие решений по управлению производством, обоснование технической программы, мониторинг ключевых проектов и регулирование производства, управление в аварийных ситуациях. Цифровая база данных, служащих основой для принятия решений, содержит информацию о 16 месторождениях, свыше 400 тыс. скважин и более 7 тыс. районов сейсмических работ (всего 1,6 петабайт).

Достигнуты хорошие результаты совместных исследований в областях цифровизации месторождений, интеграции информационных систем, создания объединенной платформы с учетом фактической ситуации эксплуатации всех месторождений. Например, платформа совместных исследований по разведке и разработке месторождения Тарим позволяет стандартизировать данные и процессы управления, централизованно обеспечить развертывание основного программного обеспечения для исследований, хранение данных и мониторинг использования и организовать единое размещение профессиональных приложений. Созданная информационная база по разведке и разработке месторождений дает возможность совместно использовать результаты исследований. В качестве еще одного примера можно привести систему поддержки изучения залежей месторождения Чанцин. Путем ее интеграции с системой управления производственными операциями сформирована совместная рабочая среда, обеспечивающая объединение научных исследований, производства, управления и принятия решений [5].

План развития

В будущем КННК намерена создать информационную систему «Цифровое месторождение» и «Умное месторождение», охватывающую все активы, процессы и области. На основании большого количества имеющихся данных по каждому бизнес-процессу платформа интеллектуального анализа дает возможность рационально распределять ресурсы, оптимизировать производство, диагностировать неисправности и предупреждать о рисках в режиме реального времени.

Что касается деятельности в апстриме, КННК планирует увеличить производственные мощности путем интеграции разведки, разработки, совместных исследований и управления операциями с помощью единой облачной платформы Dream Cloud (рис. 3). Она включает общие базовые данные, технические данные разведки и разработки, результаты интерпретации моделей разведки и разработки, информацию об управлении разведкой, разработкой и эксплуатацией. Реализация платформы подразумевает оказание профессиональных услуг по разведке и разработке, программному обеспечению и общедоступные технические услуги. Предусмотрена возможность работы с платформой посредством приложений, установленных на корпоративном сервере, мобильных и интернет-программ.

В перспективе данные о добыче по всем месторождениям будут собираться в реальном времени на вертикальном уровне и совместно использоваться на горизонтальном уровне, что поспособствует интеграции и повысит эффективность разведки и добычи. Например, совместные исследования в сфере разведки и разработки позволят реализовать объединенное планирование, исследовать производственные проекты и подготовить программы при выполнении основных операций, а также будут отвечать требованиям, предъявляемым к научным исследованиям, подготовке программ, междисциплинарному сотрудничеству и совместному использованию данных.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО УСКОРЕНИЮ СОЗДАНИЯ ЦИФРОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Системы стандартизации цифрового месторождения

Концепция «Цифровое месторождение» создается уже в течение многих лет, постоянно обогащается и дорабатывается, однако отсутствие системы ее стандартизации серьезно ограничивает дальнейшее развитие. Нефтяные компании должны укреплять сотрудничество и способствовать созданию систем стандартизации цифрового месторождения.

Укрепление междисциплинарного сотрудничества, продвижение открытых интеграций и глубокой интеграции отрасли, университетов и институтов

Междисциплинарное сотрудничество представляет собой незаменимое средство цифровой трансформации. В нефтяной отрасли используются технологии почти из всех областей науки и техники, включая машиностроение, электронику, химию, медицину и авиацию. Большие данные, облачные вычисления, 3D-печать, виртуальная реальность, искусственный интеллект, квантовые вычисления, архитектура Cisco DNA, квантовая коммуникация, интернет вещей, блокчейн и другие передовые технологии, несомненно, окажут непосредственное воздействие на формирование цифровых месторождений.

Повышение качества подготовки кадров для команды экспертов по цифровизации и интеллектуализации

Человеческие ресурсы – это неотъемлемая составляющая технологических инноваций и ключ к развитию цифрового месторождения. В настоящее время во всех крупных нефтяных компаниях не хватает профессиональных кадров для внедрения цифровизации и искусственного интеллекта. Для решения этой проблемы нужно привлекать квалифицированный технический персонал, повышать качество обучения, укреплять сотрудничество с университетами и гигантами индустрии информационных технологий для совместной организации курсов повышения квалификации по искусственному интеллекту. Это поможет создать команду, которая не только будет хорошо разбираться в отрасли нефти и газа, но и свободно владеть технологиями цифровизации. Только таким образом можно обеспечить эффективное строительство цифрового месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Цифровизация и интеллектуализация становятся важной задачей технологических инноваций в области разведки и добычи. В настоящее время, спустя 20 лет интенсивного развития, реализована цифровизация, сетевизация и автоматизация месторождений и начался процесс интеллектуализации цифрового месторождения. КННК провела серию исследований и экспериментов в области создания цифрового месторождения и достигла впечатляющих результатов. Компания планирует использовать облачную платформу Dream Cloud в целях комплексного применения технологий в процессах разведки, разработки, совместных исследований и управления производством, а также повышения эффективности сектора разведки и добычи. Цифровые технологии имеют большой потенциал для применения в апстриме, поэтому необходимо укреплять междисциплинарное сотрудничество, создавать открытую цифровую платформу и поддерживать цифровую трансформацию нефтяных компаний.

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» – оператор одного из крупнейших интегрированных нефтегазовых проектов в мире. В 2019 г. компания отметила 25‑летие. Проект «Сахалин-2» – настоящий первопроходец, пионер в освоении сахалинского шельфа. Именно здесь появилась первая в России газодобывающая платформа и первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). На момент ввода объектов в эксплуатацию некоторые виды оборудования и технологии были уникальны в мировом масштабе.

И сегодня «Сахалин Энерджи» в соответствии со своим видением быть ведущим поставщиком энергии для Азиатско-Тихоокеанского региона остается новатором и лидером во многих областях. Особенно важно для нас обеспечить долгосрочное устойчивое развитие компании. Три кита стратегии нашего роста – это развитие минерально-сырьевой базы, достижение высокой производственной эффективности и обеспечение качественного корпоративного управления при эффективном использовании ресурсов.

Эффективное использование сегодняшних экспоненциально развивающихся технологий является для «Сахалин Энерджи» важной составляющей реализации ее стратегии роста. Компания постоянно совершенствует бизнес-процессы, инструментарий, технологии и продукты, которые предлагает индустрия; для повышения конкурентоспособности изучает и применяет в работе перспективные инструменты – машинное обучение, прогнозную аналитику, искусственный интеллект, внедряет лучшие глобальные практики и находит собственные решения, в том числе в сфере информационной безопасности.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ

Специалисты «Сахалин Энерджи» разрабатывают и внедряют инновационные подходы к управлению технологическими процессами как в системе автоматического управления верхнего уровня, так и на серверах-клиентах. Автоматизация проходит по трем основным уровням.

Базовый уровень. На всех объектах компании степень автоматизации управления технологическим процессом составляет 100 %. Это означает, что все технологические параметры, которые можно обеспечить средствами автоматизации, поддерживаются автоматически на заданных оптимальных для процесса значениях.

Системы усовершенствованного управления технологическим процессом (СУУТП). Использование данных контроллеров позволяет не только поддерживать требуемые технологические параметры, но и достигать их максимально эффективным способом. Например, процесс стабилизации газового конденсата на объединенном береговом технологическом комплексе (ОБТК) автоматизирован так, чтобы необходимое давление насыщенных паров достигалось с максимизацией энергоэффективности и с оптимизацией технологических параметров, важных для бесперебойной работы компрессоров газов выветривания. Для некоторых СУУТП-решений реализована система коррекции задач реального времени, что помогает адаптировать работу к конкретным условиям. Дальнейшее развитие системы СУУТП планируется за счет создания автоматизированного управления процессами подготовки и транспорта газа. Это поможет уменьшить нагрузку на операторов центрального пункта управления (ЦПУ), оптимизировать работу установок, учитывая ежеминутные изменения, повысить качество контроля технологических параметров.

Пошагово исполняющиеся циклы. На заводе по производству СПГ реализованы алгоритмы автоматизации отгрузки СПГ и нефти, запуска технологических линий СПГ и азотной установки. На платформах «Моликпак» и «Пильтун-Астохская-Б» внедрены алгоритмы управления штуцерами скважин, которые позволяют в автоматическом режиме запускать скважины максимально быстро, но при этом избегать резких изменений пластового давления и расхода. Эти системы уменьшают нагрузку на оператора ЦПУ и минимизируют риск человеческой ошибки.

ФОРМИРОВАНИЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО ПОРТФЕЛЯ КОМПАНИИ

Новые технические решения позволяют компании не только оптимизировать технологические процессы и достигать высоких производственных показателей, но и формировать интеллектуальный портфель. Правовая охрана таких решений находится на особом контроле. Начиная с 2017 г. «Сахалин Энерджи» регистрирует в Федеральной службе по интеллектуальной собственности (Роспатенте) созданные объекты интеллектуальной собственности, в том числе программы для электронно-вычислительных машин (ЭВМ). К ноябрю 2019 г. компания стала правообладателем 37 таких программ (см. рис.).

Разрабатываемые программные продукты направлены на оптимизацию всех сфер деятельности компании. Так, «Сахалин Энерджи» стал правообладателем патента на изобретение способа управления процессом сжижения природного газа, которое направлено на увеличение количества выхода СПГ за счет повышения эффективности цикла сжижения. Это стало возможным благодаря оптимизации процесса автоматизированного управления составом смешанного хладагента, который на сегодняшний день успешно используется в производственной деятельности сахалинского завода СПГ. В частности, за последние 10 лет оптимизация технологических процессов наряду с комплексом мероприятий по модернизации оборудования позволили увеличить производительность завода СПГ примерно на 20 %.

Другой пример. С 2012 г. в финансовом директорате компании успешно применяется новая система управления материальными запасами, благодаря которой удается достичь существенной экономии денежных средств. Внедрение системы позволило полностью автоматизировать аналитическую часть и сосредоточиться на коммуникации с заказчиками. Одна из важных функциональных особенностей новой системы – возможность анализа необходимости материалов на самых поздних стадиях и отмены закупки практически в любой момент.

Еще одним масштабным проектом, направленным на экономию затрат, стала локализация используемых систем, например системы управления предприятием (САП). В результате компания сможет при двукратном снижении затрат преодолеть ограничения существующего ИТ-ландшафта и на базе единого цифрового ядра объединить свои бизнес-процессы, обеспечив рост эффективности и дальнейшее развитие «Сахалин Энерджи».

Помимо проектирования и внедрения ИТ-систем на базе продуктов САП, эксплуатации и развития существующих систем в рамках сотрудничества, планируется также уделить внимание подготовке и повышению квалификации специалистов компании – они будут проходить обучение с помощью экспертов и партнеров САП.

НА ПОМОЩЬ ПРИХОДИТ ИСКУССТВЕННЫЙ ИНТЕЛЛЕКТ

Компания ставит перед собой цель выйти на новый уровень организации технического обслуживания критически важного технологического оборудования, который основан на стратегии предиктивного технического диагностирования. Это позволит в режиме реального времени вести более детальный мониторинг, анализ текущего состояния оборудования и идентифицировать неисправности значительно раньше, чем это делают существующие автоматизированные системы управления технологическими процессами.

Инструментом предиктивной аналитики служит специализированное программное обеспечение, использующее индивидуальные модели оборудования и прогрессивные методы распознавания образов, технологию машинного обучения и заучивания уникального профиля работы установки в реальных нагрузочных и эксплуатационных условиях. Этот инструмент, кроме прочего, сравнивает исторические данные о работе оборудования с оперативными, обнаруживая даже незначительные изменения. То есть он способен выявлять предпосылки к сбоям в работе технологической системы задолго до срабатывания противоаварийной защиты. Это даст специалистам больше времени для анализа ситуации и принятия предупредительных мер.

Качественное технологическое развитие в эпоху цифровизации требует революционных изменений бизнес-моделей и отдельных бизнес-процессов. Только использование цифровых платформ, их развитие и совершенствование искусственного интеллекта при качественном анализе огромной базы исходных данных в реальном времени приносит неоценимую помощь в работе высокотехнологичных предприятий и позволяет в конечном итоге качественно регулировать финансовые потоки.

Сегодня «Сахалин Энерджи» разрабатывает консолидированную цифровую стратегию для обеспечения стратегии роста и возможностей совместного и консолидированного планирования дальнейшего развития за счет использования эффективных цифровых технологий.

Компания определяет для себя цифровизацию как форму стратегического управления и ответ на появление новых технологий, фокусируясь на создании новых цифровых возможностей для бизнеса. Цифровая стратегия «Сахалин Энерджи» разрабатывается лидирующими российскими и международными консультационными компаниями с привлечением ведущих экспертов в нефтегазовом секторе в области стратегического планирования, оптимизации бизнес-процессов и информационных технологий.

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.»

693020, РФ, Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66-20-00

Факс: +7 (4242) 66-28-01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru

ЦИФРОВИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Актуальность формирования базы цифровых знаний повысилась в начале 2000‑х гг., когда начались проектирование и обустройство новых месторождений, расположенных в районах Арктического побережья и Восточной Сибири, с применением технических средств автоматизации, позволяющих накапливать базы данных цифровой информации и оптимальных алгоритмов управления технологическими и вспомогательными процессами.

Знания, накопленные проектными институтами, производителями оборудования, пусконаладочными, строительно-монтажными и эксплуатирующими организациями, были оцифрованы и сохранены в библиотеках алгоритмов и сценариев автоматического управления технологическими процессами. За прошедшие 15 лет систематизирована информация, полученная по итогам внедрения более 2 тыс. систем автоматизированного управления на 50 установках комплексной и предварительной подготовки газа (УКПГ, УППГ), 160 газоперекачивающих агрегатах (ГПА) и 90 турбодетандерах (ТДА), 250 кустах газовых скважин (КГС), 200 км трубопроводов газосборных сетей (ГСС). Реализовано формирование единого облачного хранилища данных о технологических процессах, которые поступают в режиме реального времени с датчиков суммарной емкостью более 1,8 млн сигналов (только по объектам добычи). Весь набор оборудования для основного и вспомогательного процессов перешел под управление более чем 300 тыс. уникальных алгоритмов, основанных на интерпретации онлайн-данных.

В результате цифровизации стала возможной реализация алгоритмов управления, способных обеспечить качественные показатели технологических регламентов, плановые объемы добычи и переработки углеводородного сырья в безопасном режиме эксплуатации без постоянного присутствия персонала. В первую очередь речь идет о разработке роботизированных систем управления, контролирующих функционирование основных и вспомогательных процессов в автоматическом режиме без постоянного присутствия персонала. Стандартизованы подходы к созданию систем автоматизации [2], в рамках реализуемой ПАО «Газпром» политики импортозамещения [3] на базе отечественных программно-технических средств (ПТС), что позволяет унифицировать технические решения и гарантировать высокие эксплуатационные характеристики функционирования технологических объектов. Объекты добычи стали полностью независимы от импортных технологий и комплектующих. Это особенно актуально для стратегически важных месторождений (Бованенковского, Чаяндинского, Харасавэйского, Ковыктинского и др.) [4, 5].

С развитием цифровых технологий наблюдается тенденция уменьшения роли человеческого фактора в управлении производственными процессами. Пример обустройства Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) [6] иллюстрирует способность роботизированной системы управления обеспечивать функционирование всех технологических процессов без постоянного присутствия персонала путем обработки более 80 тыс. параметров в режиме реального времени. Следует отметить, что в 2000 г. на один контролируемый параметр приходилось 10–11 млн м3 добытого газа в год (Юбилейное и Заполярное месторождения); по итогам реализации в 2012 г. построенного на принципах цифровых технологий пилотного проекта ПАО «Газпром» на Муравленковском газоконденсатном месторождении [7] ежегодный показатель был доведен до 1 млн м3 на один контролируемый параметр; на сегодняшний день на Чаяндинском НГКМ он достиг максимального значения 312 тыс. м3. Эти показатели иллюстрируют динамику цифровизации технологического процесса: только по датчикам реального времени прирост составляет 3 тыс. % за 19 лет (рис. 1).

Для более детального представления о цифровой трансформации рассмотрим КГС, который в недавнем прошлом управлялся ручными штурвалами и контролировался расположенными непосредственно на месте манометрами и термометрами силами персонала предприятия (рис. 2). Развитие технологий и трансфер знаний позволили пройти поэтапный путь от ручного труда до полностью автоматического управления как надземной, так и подземной частями скважин. Этот процесс сопровождался усовершенствованием оборудования, ростом информационной емкости систем управления и отработкой сценариев управления. Его завершающим этапом стали сканирование и загрузка в единое цифровое пространство параметров в режиме реального времени и обеспечение функционирования цифровых адаптивных алгоритмов. Основной итог – исключение негативного влияния человеческого фактора с максимальным сохранением пластового давления при плановых отборах газа.

В настоящее время появилась возможность получать актуальную информацию (о пластовой обстановке, подземном и надземном оборудовании и др.) с тысячи скважин и более оперативно и эффективно управлять технологическими процессами.

БОВАНЕНКОВСКОЕ НГКМ

Рассматривая реализацию проекта разработки Бованенковского НГКМ, нельзя не отметить, что на сегодняшний день п-ов Ямал – один из наиболее перспективных нефтегазоносных районов Арктического побережья; он представляет собой стратегический регион ПАО «Газпром» по добыче газа и газового конденсата [8].

Производственный технологический комплекс Бованенковского НГКМ обеспечивает работу цепочки технологического оборудования полностью в автоматическом режиме (рис. 3). Технологический комплекс состоит из трех газовых промыслов (ГП): ГП-1, ГП-2, ГП-3 с тремя УКПГ, в состав которых входят 40 технологических ниток низкотемпературной сепарации (НТС) с применением ТДА, 12 цехов дожимных компрессорных станций (ДКС) первой, второй и третьей очереди суммарной мощностью 1460 МВт, пять технологических линий стабилизации конденсата, 775 скважин в составе 56 КГС, а также объекты тепло-, водо-, электроснабжения и электрогенерации суммарной мощностью 85 МВт.

Информационная емкость производственно-технологического комплекса Бованенковского НГКМ составляет более 70 тыс. сигналов, 5 тыс. систем и объектов, что в 20 раз больше по сравнению с производственно-технологическими комплексами, создаваемыми в начале 2000‑х гг. Удаленный контроль осуществляется с трех пультов на каждом ГП, а управление для обеспечения качественных показателей и плановых объемов добычи происходит в автоматическом режиме путем реализации комплексных алгоритмов.

Комплексные алгоритмы управления – ключевой элемент при создании роботизированных центров добычи газа (рис. 4). Они позволяют полностью автоматизировать технологический процесс и минимизировать участие персонала. Например, функция поддержания производительности УКПГ обеспечивает автоматическое распределение расхода газа на каждую технологическую нитку НТС с ТДА с учетом их индивидуальных особенностей, а также их пуск / останов в зависимости от режима работы и задания на производительность всего ГП, включая ДКС-1 и ДКС-2. Регулирование давления в коллекторе сырого газа осуществляется от скважин и учитывает все параметры ГСС; функции корректируются адаптивной системой по значениям давления ДКС-1 – НТС – ДКС-2. Ограничение давления во входном коллекторе ДКС-1 и в выходном коллекторе ДКС-2 осуществляется путем изменения производительности НТС за счет изменения задания на расход НТС при достижении критических показаний. Это обеспечивает безопасность функционирования всего технологического объекта: в режиме реального времени роботизированная система отслеживает профиль давления и при обнаружении аварийных участков выводит их из эксплуатации в автоматическом режиме.

Согласно приобретенному на Бованенковском НГКМ опыту, автоматизация процесса управления технологическими объектами позволяет не только снизить негативное влияние человеческого фактора, но и повысить показатели эффективности процесса с исключением паразитирующих явлений (перерегулирования и случаев неполезной работы):

– качество управления повы-шается более чем в пять раз по сравнению с применением традиционных пропорционально-интегрально-дифференцирующих регуляторов;

– возрастает в разы скорость систем регулирования, повышается их устойчивость даже при сильных возмущающих воздействиях;

– многократно сокращается количество перестановок исполнительных механизмов и, как следствие, увеличивается эксплуатационный ресурс.

Вышесказанное позволяет сделать вывод о том, что комплексные алгоритмы управления обеспечивают адаптивное регулирование и предотвращают развитие аварийных ситуаций на всей технологической цепочке месторождения – от скважин до отгрузки товарной продукции.

ЧАЯНДИНСКОЕ НГКМ

Строительство и эксплуатация Чаяндинского НГКМ осуществляются в сложнейших климатических, геологических и географических условиях, в районах с отсутствующей инфраструктурой и крайне невысокой плотностью населения. В проекте обустройства предусмотрено возведение ряда территориально распределенных технологических объектов (99 КГС, двух УППГ, УКПГ, центральной ДКС), которые должны работать как единое целое. На этом месторождении впервые в мире реализована уникальная по масштабам мембранная установка выделения гелиевого концентрата (УМВГК) [9, 10].

Информационная емкость производственно-технологического комплекса Чаяндинского НГКМ превышает 80 тыс. сигналов при наличии более 2 тыс. систем и объектов. Для решения задач распределения и поддержания производительности месторождения в соответствии с режимами работы межпромысловых коллекторов и скважин, автоматического перевода технологических ниток в резерв и вывода их из резерва, поддержания дебита скважин, автоматического регулирования подачи метанола по всей технологической цепочке, оптимального перераспределения расхода газа по технологическим ниткам в зависимости от конструктивных особенностей, автоматической загрузки / разгрузки ДКС и т. д. на месторождении внедряется более 150 адаптивных комплексных алгоритмов регулирования, позволяющих в автоматическом режиме обеспечивать ведение технологического процесса с минимальным участием персонала при любых возмущающих воздействиях. При этом для всех объектов месторождения без исключения впервые разработана и реализуется рациональная структура распределенной системы управления на отечественных ПТС с учетом применения виртуализации инфраструктурного пространства системы управления. Все это позволяет поддерживать оптимальный режим работы объекта.

Из нововведений следует отметить усовершенствование операторского интерфейса системы управления. Благодаря комплексным алгоритмам множество функций осуществляется на основе заранее заложенных сценариев с учетом анализа всех параметров объекта или группы объектов (процессов), что позволяет минимизировать человеческий фактор. Впервые в отрасли применяются решения по организации единого пульта (рис. 5), который расположен в центральной операторной на УКПГ-3 и предназначен для контроля и управления всеми территориально распределенными технологическими объектами месторождения (КГС, УКПГ, УППГ-1, УППГ-2, центральной ДКС, УМВГК, электростанцией, опорной базой).

В настоящее время на Чаян-динском НГКМ вводится в эксплуатацию не имеющий аналогов в мире технологический комплекс под управлением системы, разработанной с учетом оцифрованных знаний и опыта, полученных в предыдущих проектах.

АМУРСКИЙ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД (ГПЗ)

Активно выполняется разработка и внедрение роботизированных систем управления на объектах переработки газа. Наиболее яркий пример – Амурский ГПЗ [11], который станет одним из крупнейших в мире и самым большим в России профильным предприятием с проектной мощностью 42 млрд м3 газа в год. Здесь планируется открыть самую крупную на сегодняшний день установку по производству гелия (до 60 млн м3 в год). Общая площадь Амурского ГПЗ составит 853 Га.

В сотрудничестве с иностранными EPC-подрядчиками (Engineering, Procurement, Construction) ПАО «Газпром автоматизация» выполняется комплекс работ по созданию уникальной роботизированной системы управления технологической цепочкой переработки газа на Амурском ГПЗ. Ее информационная емкость превышает 85 тыс. сигналов. На сегодняшний день осуществляется трансфер необходимых для создания системы управления опыта и знаний и получены следующие практические результаты.

Разработана и согласована со всеми участниками реализации проекта «Концепция создания роботизированной системы Амурского ГПЗ» [12], которая определяет подходы, конструктивные принципы и пути решения задач, обеспечивающие безопасную и бесперебойную работу технологического оборудования, требуемые показатели надежности и функциональности, достижение плановых показателей с учетом эффективности реализуемых процессов и минимизацию имеющихся рисков при создании и эксплуатации комплекса.

Рассмотрено более 100 ключевых документов EPC-подрядчиков и разработано более 80 документов по унификации и интеграции подсистем единой роботизированной системы управления.

На базе ПАО «Газпром автоматизация» создан специализированный полигон (рис. 6), позволяющий ежегодно изготавливать более тысячи единиц оборудования автоматизации и проводить полнофункциональные испытания прототипов подсистем роботизированной системы управления Амурского ГПЗ с использованием имитационно-математических моделей. Только после успешного прохождения этапа испытаний прототипов на созданном полигоне принимается решение о начале изготовления оборудования роботизированной системы управления.

Изготовлено, прошло строгий контроль качества и успешно выдержало заводские испытания с участием иностранных представителей оборудование роботизированной системы управления для технологических процессов пакета P3 [13]. В ходе заводских испытаний систем автоматизации подтверждено полное соответствие оборудования требованиям заказчика, EPC-подрядчиков, нормативным документам РФ и ПАО «Газпром».

На завершающей стадии изготовления (заводская приемка) находится оборудование роботизированной системы управления для нелицензионной установки P2.

Система управления Амурского ГПЗ будет обеспечивать в автоматическом режиме:

– работу технологических объектов с высоким уровнем надежности при рациональных режимах в рамках плановых и технологических ограничений;

– оптимальное управление технологическими объектами с учетом эффективной загрузки оборудования;

– обеспечение безопасной эксплуатации оборудования, в том числе локализацию нештатных ситуаций и оперативное управление в нештатных ситуациях;

– обеспечение высокого уровня экологической безопасности производства.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Отечественные разработки уже признаны зарубежными компаниями, с которыми в настоящее время реализуются совместные проекты. В ближайшей перспективе работа по трансферу знаний, поиску новых алгоритмов обработки цифровой информации и последующему формированию сценариев управления технологическими процессами должна быть продолжена в организационном и техническом направлениях. Организационное направление подразумевает разработку и внедрение стандартов отрасли, формирование нормативной базы, эксплуатационных требований к знаниям персонала и др. Важнейший аспект динамичного развития процесса цифровой трансформации в отрасли заключается в формировании базисной поддержки отраслевых предприятий, способствующей сохранению и приумножению компетенций, а также текущих решений. Развитие в техническом направлении – это работа по трансферу знаний и формирование решений для создания оперативно-аналитических центров управления месторождениями, расположенными за тысячи километров от них. Данные подходы позволят получить новые результаты, направленные на минимизацию роли человека в управлении технологическими объектами и качественный переход к роботизированной добыче и переработке углеводородного сырья.

Современный «Газпром флот» – многопрофильная компания с собственным, постоянно пополняющимся флотом, высококлассными специалистами и профессионально выстроенной системой управления. В этом году «Газпром флот» отмечает 25‑летний юбилей.

Производственная деятельность компании проходит в сложных гидрометеорологических условиях сурового климата северных морей, в прибрежной зоне, где судоходство затруднено из-за сложной ледовой обстановки, а береговая инфраструктура слабо развита. «Газпром флот» придерживается высоких экологических стандартов, применяя технологии, которые не наносят вреда экосистеме региона. В настоящее время деятельность компании полностью соответствует требованиям, предъявляемым российским и международным правом к организациям, работающим в шельфовой зоне.

За годы работы «Газпром флота» на шельфе Печорского, Карского, Охотского и Балтийского морей не было допущено ни одной чрезвычайной ситуации, связанной с негативным воздействием на природу. Этому способствует заблаговременная оценка рисков, связанных с производственным процессом, их минимизация и запрет на работы в случае потенциальной опасности загрязнения морской акватории.

За 25 лет изменились технологии бурения, была проведена модернизация оборудования на производственных объектах «Газпром флота», построены и приняты в эксплуатацию две плавучие полупогружные буровые установки шестого поколения «Северное Сияние» и «Полярная Звезда», оснащенные современным природоохранным оборудованием, самоподъемные буровые установки (СПБУ) «Амазон» и «Арктическая», которые переоборудо­ваны для работы в северных морях по принципу «нулевого сброса» (zero discharge principle), соблюдение которого обязательно для работы морских буровых платформ в Арктике. Принцип «нулевого сброса» предусматривает полный запрет на выброс в море любых видов отходов.

На практике это означает, что морская буровая платформа не создает нагрузки на природную среду региона. В море не попадают продукты жизнедеятельности буровой установки: все отходы вывозятся на береговые предприятия, осуществляющие их переработку или утилизацию.

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ МЕТОДЫ

Во время модернизации СПБУ были проведены следующие мероприятия:

– переоборудованы места сброса с платформы дождевой воды, попадающей в рабочую зону: она собирается в танках накопления для последующей транспортировки на берег;

– установлены стоки для отвода в танки накопления остатков бурового раствора и шлама с роторного стола после промывки инструментов;

– для исключения попадания очищенных сточных вод в морскую среду заблокирована система сброса: теперь они накапливаются в специализированных емкостях.

В дальнейшем все отходы перевозятся на берег с помощью судов снабжения. Для накопления и транспортировки отработанных жидкостей применяется специализированная тара, гарантирующая отсутствие проливов или потери отходов во время перевозки. Вся тара проходит контроль морского регистра; емкости, не соответствующие экологическим правилам или требованиям безопасности при перевозке, не используются.

Отходы производства, образованные в процессе бурения и эксплуатации буровых установок, – отработанный буровой раствор и буровой шлам (выбуренная порода) – один из факторов загрязнения природной среды.

В начале деятельности «Газпром флота» до 90 % всех отходов отправлялось на захоронение, а на утилизацию и обезвреживание – всего 10 %. Благодаря грамотной экологической политике компании в 2018 г. количество захороненных промышленных отходов составило всего 1,25 %.

Это стало возможным благодаря следующим мерам:

– разделению отходов с несколькими составляющими, например, обычный бытовой мусор теперь подразделяется на компоненты: бумага, стекло, пластик и металл;

– селективному сбору и накоплению каждого вида отходов;

– жестким требованиям к подрядным организациям: основной акцент сделан на их возможностях по утилизации и обезвреживанию отходов с применением передовых технологий и оборудования.

Кроме того, буровой шлам передается подрядным организациям на утилизацию – из него получают искусственный грунт (почву), который используется в рекультивации территорий и полигонов с техногенными нарушениями и для укрепления откосов дорог. Применение искусственного грунта особенно актуально для территорий с бедными почвами – Сахалинской и Магаданской областей, районов Крайнего Севера.

Для снижения негативного влияния на окружающую среду в процессе утилизации отходов бурения используются буровые растворы на водной основе. В отличие от буровых растворов на нефтяной основе, их легче утилизировать, а в случае возникновения нештатных ситуаций они наносят меньший вред окружающей среде, т. к. менее токсичны.

Проведенное экологическими организациями моделирование ситуации разливов буровых растворов на водной основе показало, что широкомасштабное токсическое загрязнение моря такими растворами маловероятно. Для отработанного бурового раствора предусмотрена система очистки и повторного его использования при бурении скважин.

В начале деятельности компании строительство скважин на шельфе осуществлялось по технологии бурения пилотного ствола с выбросом выбуренной породы на морское дно. Процесс сопровождался повышением мутности воды и заносом дна в зоне воздействия. Теперь с применением современных технологий, а именно системы безрайзерного удаления шлама, вся выбуренная порода поднимается на буровую установку в полном объеме, что предотвращает замутнение воды и гибель бентосных организмов.

ЧЕГО УДАЕТСЯ ИЗБЕЖАТЬ

Самыми опасными факторами для морской среды и биоценозов считаются разливы нефти и нефтепродуктов. Аварийный разлив может иметь катастрофические последствия для окружающей среды. Нефть – продукт длительного распада, она покрывает водную поверхность пленкой, которая препятствует доступу света и воздуха, нанося вред как морским биоценозам, так и толще воды. Тяжелая фракция нефти оседает на дно и оказывает негативное влияние на бентос.

Воздействие на ихтиофауну может проявляться в сокращении кормовой базы, накоплении токсичных элементов в организме рыб, которые могут передаваться по пищевой цепочке человеку.

Воздействие на орнитофауну приводит не только к интоксикации организма птиц, но и к потере терморегуляции перьевого покрова, что в конечном счете ведет к смерти пернатых.

Для быстрого реагирования на нештатные ситуации у буровых платформ непрерывно дежурят аварийно-спасательные суда (АСС), на которых есть полный комплект оборудования для локализации разлива и сбора нефти с поверхности акватории. Ежегодно проводятся комплексные учения с участием персонала буровых платформ, АСС и судов снабжения.

Минимальное воздействие на морскую окружающую среду при бурении способствует сохранению биоразнообразия и объектов традиционного морского промысла Севера и Дальнего Востока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги, отметим, что за 25 лет работы компании «Газпром флот» на шельфе накоплен уникальный опыт по охране окружающей среды. Благодаря применению передовых технологий минимизирован ущерб, наносимый биоценозам при бурении скважин, увеличен объем отходов, направляемых на утилизацию, а продукты, получаемые путем их переработки, используются в различных сферах деятельности.

«Газпром флот» делает все возможное, чтобы и в дальнейшем не наносить своей деятельностью ущерба окружающей среде и сохранять биоразнообразие морской флоры и фауны.

Основные направления деятельности ООО «Газпром флот»: строительство скважин различного назначения на континентальном шельфе, оперирование флотом, развитие и эксплуатация береговых баз обеспечения и портовой инфраструктуры, строительство морских буровых установок и специализированных судов.

ООО «Газпром флот»

196105, РФ, г. Санкт-Петербург,

Московский пр-т, д. 139, корп. 1

Тел.: +7 (812) 609-62-22

Факс: +7 (812) 609-62-99

E-mail: gazpromflot@gazpromflot.ru

www.flot.gazprom.ru

Компрессорные станции (КС) – один из важнейших элементов Единой системы газоснабжения России, обеспечивающий надежность поставок природного газа потребителям. Как правило, они включают несколько компрессорных цехов (КЦ). В составе КС имеются электроприемники, которые относятся по надежности электроснабжения к особой группе первой категории; их бесперебойная работа необходима для безаварийной остановки производства в целях предотвращения нештатных ситуаций. Обеспечение питанием электроприемников особой группы первой категории КС осуществляется с помощью системы постоянного тока (СПТ). Функциональные и структурные схемы СПТ для КС и КЦ разрабатываются индивидуально с учетом их технических характеристик, типа газоперекачивающих агрегатов и состава потребителей.

Известно, что СПТ КС на базе свинцово-кислотных (СК) аккумуляторных батарей (АБ) имеют ряд существенных недостатков:

– помещения аккумуляторной большинства таких объектов относятся к взрывоопасным (класс В-1а), что увеличивает капитальные затраты на выполнение строительной, санитарно-технической и электротехнической частей проекта;

– наличие в составе электролита серной кислоты обуславливает необходимость применения устойчивых к воздействию агрессивной среды материалов и оборудования и ужесточает требования к технике безопасности обслуживания батарей;

– для размещения всех компонентов СПТ необходимо большое пространство.

Снижение затрат на электроснабжение ответственных потребителей и существенное повышение показателей энергетической эффективности СПТ производственных объектов ПАО «Газпром» обеспечивается, в том числе, за счет использования нового эффективного надежного оборудования и устройств аккумулирования энергии. В соответствии с решением совместного совещания ОАО «Газпром» и ОАО «РОСНАНО» от 27.11.2013 [1], с учетом нормативных и технических требований [2–10] в ООО «Ольдам» была разработана СПТ КЦ напряжением 220 В на базе литий-ионных (ЛИ) аккумуляторов.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СПТ 220 В

В состав разработанной СПТ входят:

– аккумуляторная батарея напряжением 220 В, состоящая из 70 ЛИ-аккумуляторов типа LT-LYP380АН;

– батарейные шкафы с системой контроля и мониторинга АБ;

– два зарядно-выпрямительных устройства (ЗВУ) типа НРТ 160.220 ХЕ;

– шкаф распределения постоянного тока.

Паспортные данные СПТ 220 В для КЦ Комсомольского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) ООО «Газпром трансгаз Югорск» приведены в табл. 1. Ее структурно-принципиальная схема и внешний вид представлены на рис. 1, 2.

Учитывая отсутствие достаточного опыта эксплуатации ЛИ АБ на производственных объектах ПАО «Газпром», для апробации разработанная система была подключена параллельно к существующей СПТ на основе СК-аккумуляторов. С октября 2013 г. по июль 2016 г. на предприятии-изготовителе (ООО «Системы Постоянного Тока», г. Новосибирск) проведены заводские, предварительные, приемочные и приемо-сдаточные испытания на объекте, по итогам которых разработаны рекомендации по подбору отдельных аккумуляторов для работы в составе батареи. Дополнительно с использованием результатов опытных заводских испытаний определены значения напряжения подзаряда ЛИ-аккумуляторов для работы в составе АБ в режиме постоянного подзаряда, выбрано необходимое значение напряжения, разработаны и внедрены технические решения по автоматической балансировке элементов [12, 13].

График работы ЛИ-аккумуляторов при постоянном подзаряде приведен на рис. 3. Рекомендуются следующие параметры их эксплуатации: двухступенчатый режим заряда с профилем IU, величина тока 20 %, рабочий диапазон 10–90 % от номинальной емкости.

Результаты проведенных испытаний показали, что, в отличие от СК и щелочных аккумуляторов, для обеспечения длительных (не менее 20 лет) сроков работы ЛИ-аккумуляторы не следует заряжать до 100 % от номинальной емкости. Во избежание увеличения разброса степени заряда элементов вследствие неравномерности скорости их саморазряда необходима периодическая балансировка аккумуляторов между собой. С этой целью в состав ЛИ АБ включена система контроля и управления (СКУ). В процессе опытно-промышленной эксплуатации установлена необходимость использования аккумуляторов с минимальным разбросом по внутреннему сопротивлению и емкости, и соответствующие нормативы внесены в техническую документа-цию [14, 15]. Это требование особенно важно соблюдать для работающих в режиме постоянного подзаряда батарей напряжением 110–220 В и выше.

Согласно техническому заданию на разработку СПТ 220 В на базе ЛИ-аккумуляторов с учетом [7], время автономной работы системы составляет 30 мин. Следует отметить значительно более высокую эффективность ЛИ-аккумуляторов по сравнению с СК-аккумуляторами при быстрых разрядах (30 мин и менее) (рис. 4, 5). На графиках наглядно показано, что для установленного времени разряда необходимая номинальная емкость ЛИ АБ в 1,5–2,3 раза ниже, чем у СК АБ даже с учетом того, что степень заряда ЛИ-аккумуляторов в буферном режиме не должна превышать 90 %.

В процессе опытно-промышленной эксплуатации в ООО «Ольдам» совместно с производителями оборудования СПТ (ООО «Системы Постоянного Тока» и ООО «Лиотех-инновации») разработаны и внедрены следующие технические решения:

– автоматическая балансировка элементов с помощью автоматической СКУ ЛИ АБ;

– система мониторинга ЛИ АБ с непрерывным поэлементным контролем напряжения, температуры, силы тока;

– создан интернет-сайт в корпоративной сети подразделения предприятия, содержащий актуальную информацию по текущим и зарегистрированным данным и обеспечивающий графический интерфейс.

Емкость АБ после 3,5 лет работы находится в рамках установленных нормативов [14]. Наработка СПТ 220 В с момента ввода в опытно-промышленную эксплуатацию составляет более 36 тыс. ч.

КОНТРОЛЬ ПАРАМЕТРОВ АБ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СПТ

При апробации СПТ ежедневно контролировали основные показатели системы: напряжение, ток нагрузки, стабильность выходных параметров, рабочую температуру оборудования и др. с обязательной фиксацией результатов в эксплуатационном журнале [18]. Регулярно проводилась автоматическая балансировка ЛИ АБ и контрольные разряды (рис. 6, 7).

Информация об изменении экстремальных значений параметров аккумуляторов и АБ при повышении нагрузки на СПТ от 0 до 253,2 А и отключенных ЗВУ представлена в табл. 2 и на рис. 8, 9 [18]. Значения параметров в среднем снижаются на величины:

– ,6 % (максимальное напряжение аккумуляторов);

– ,2 % (минимальное напряжение аккумуляторов);

– ,5 % (напряжение АБ).

Максимальная температура аккумуляторов при нагрузке на СПТ до 75 % от номинальной остается стабильной (22 °С); при увеличении нагрузки она повышается до 24 °С.

Аналогичные данные, полученные при снижении нагрузки на СПТ от 251,7 до 6,3 А и отключенных ЗВУ, суммированы в табл. 3 и на рис. 10, 11 [19]. В этом случае напряжение на аккумуляторах и АБ в среднем растет на величины:

– ,2 % (максимальное напряжение аккумуляторов);

– ,5 % (минимальное напряжение аккумуляторов);

– ,4 % (напряжение АБ).

Максимальная температура аккумуляторов при снижении нагрузки на СПТ до 75 % повышается от 24 до 26 °С и далее стабилизируется на этом уровне. После отключения нагрузки и включения в работу ЗВУ № 1 и 2 в течение 60 мин максимальная температура повышается с 22 до 26 °С, растет напряжение аккумуляторов (табл. 4, рис. 12–14) [18].

АВТОМАТИЧЕСКАЯ БАЛАНСИРОВКА АБ

В соответствии с алгоритмом функционирования СКУ ежемесячно проводится автоматическая балансировка АБ. В табл. 5, 6 выборочно представлены результаты измерений параметров батареи в процессе балансировки в режиме заряда [19] и после балансировки в режиме разряда [20].

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ АБ НА ОСНОВЕ СК-АККУМУЛЯТОРОВ И ЛИ-АККУМУЛЯТОРОВ

Данные о технико-экономических показателях эксплуатации АБ с аккумуляторами разного типа СПТ КЦ Комсомольского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» суммированы в табл. 7 [16, 21]. Их анализ показывает, что использование ЛИ-аккумуляторов типа LT-LYP380AH вместо СК-аккумуляторов типа VARTA 6 OPzS 600 при практически одинаковых значениях напряжения АБ более рационально по следующим причинам:

– номинальная емкость АБ понижается в 1,58 раза;

– необходимое количество элементов АБ сокращается в 1,54 раза;

– объем оборудования уменьшается в 4,26 раза;

– заявленный срок службы АБ увеличивается в 1,33 раза;

– сокращаются расходы на соблюдение установленных для работы с агрессивными средами требований к размещению АБ и организации работы пер-сонала.

Вместе с тем затраты на диагностику ЛИ АБ в три раза возрастают, поскольку контрольные разряды СК-аккумуляторов проводятся один раз в три года.

На момент ввода в эксплуатацию (июль 2016 г.) АБ LT-LYP380AH прошла пять циклов балансировки «заряд-разряд» в автоматическом режиме [16]; по состоянию на 01.04.2019 – более 20 циклов.

Сбор и накопление информации о параметрах ЛИ АБ и отдельных аккумуляторов в ее составе производится СКУ. Напряжение, сила тока и температура измеряются с периодичностью 10 с. Параметры АБ на базе ЛИ-аккумуляторов LT-LYP380AH фиксируют при помощи подключенного к контроллеру ноутбука. Система мониторинга реализована на базе промышленного компьютера типа NISE, подключенного к локальной вычислительной сети автоматизированной системы управления технологическим процессом Комсомольского ЛПУ МГ.

ВЫВОДЫ

Ниже сформулированы наиболее важные факты, подтвержденные полученным в процессе эксплуатации СПТ с ЛИ АБ КЦ Комсомольского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» в период 2016–2019 гг. опытом.

Оборудование СПТ 220 В характеризуется высоким уровнем надежности. С момента его приемки в эксплуатацию по настоящее время отказов не выявлено.

Основные параметры АБ достаточно стабильны. Напряжение в режиме постоянного подзаряда составляет 233,8 В, минимальное напряжение на элементе аккумуляторной батареи – 3,33 В, его максимальная величина – 3,36 В.

Снижаются затраты на создание и эксплуатацию СПТ КЦ при замене в АБ СК-аккумуляторов на ЛИ-аккумуляторы.

Положительный опыт промышленной эксплуатации СПТ КЦ Комсомольского ЛПУ МГ подтверждает рациональность выбора направления совершенствования СПТ производственных объектов ПАО «Газпром» на базе ЛИ и других современных аккумуляторов, имеющих более высокие технико-экономические показатели по сравнению с традиционными системами. Внедрение СПТ на базе ЛИ-аккумуляторов в практику проектирования и эксплуатации обеспечит существенное снижение затрат на электроснабжение ответственных потребителей и повышение показателей энергетической эффективности СПТ производственных объектов ПАО «Газпром».

Таблица 1. Паспортные данные СПТ 220 В на базе ЛИ-аккумуляторов [11]Table 1. Passport data of 220 V direct current system (DCS) based on lithium-ion (LI) cells [11]

Таблица 2. Изменение максимальной температуры, максимального и минимального напряжения аккумуляторов и напряжения АБ при повышении нагрузки на СПТTable 2. Variation of maximum temperature, maximum and minimum accumulator voltage and SB voltage in case of DCS load increase

Таблица 3. Изменение максимальной температуры, максимального и минимального напряжения аккумуляторов и напряжения АБ при снижении нагрузки на СПТTable 2. Variation of maximum temperature, maximum and minimum accumulator voltage and SB voltage in case of DCS load reduction

Таблица 4. Изменение токов ЗВУ, максимального и минимального напряжения аккумуляторов и напряжения АБ в процессе заряда АБTable 4. Variation of the rectifier charge (RC) currents, maximum and minimum accumulator voltage and SB voltage in the process of SB charging

Таблица 5. Результаты измерений параметров батареи в процессе балансировки (режим заряда, 21 °С)Table 5. Results of measurements of battery parameters in the process of balancing (charging mode, 21 °С)

Таблица 6. Результаты измерений параметров батареи после балансировки (режим разряда, 21 °С)Table 6. Results of measurements of battery parameters after balancing (discharging mode, 21 °С)

Таблица 7. Характеристики технико-экономических показателей эксплуатации АБ на основе СК-аккумуляторов и ЛИ-аккумуляторовTable 7. Performance indicators of SB operation based on lead-acid (LA) cells and LI cells

Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение – одно из крупнейших в России – уникально не только по объему запасов, но и по геологическому строению. Газ Южно-Русского месторождения, расположенного в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, составляет основу ресурсной базы газопровода «Северный поток». Месторождение было открыто 17 ноября 1969 г. Уренгойской нефтеразведочной экспедицией при испытании поисковой скважины № 6, и 2019 г. знаменует важную веху его истории – 50-летний юбилей.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

Оператор проекта – ОАО «Север-нефтегазпром», высокотехнологичное предприятие, входящее в Группу «Газпром». Акционерами Общества являются ПАО «Газпром», Wintershall Dea GmbH (Германия) и OMV Exploration & Production GmbH (Австрия).

Компания была основана 9 января 1998 г. Лицензия на право пользования недрами в целях геологического изучения и добычи углеводородного сырья в пределах Южно-Русского участка, действующая с 1993 г., была переоформлена на ОАО «Севернефтегазпром» в июне 2001 г.

25 октября 2007 г. Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) введено в промышленную эксплуатацию. В 2009 г. с опережением плана ровно на год Южно-Русское НГКМ выведено на максимальную проектную мощность 25 млрд м3 / год.

В настоящее время территория лицензионного участка включает в себя три НГКМ: Южно-Русское, а также Яровое и частично Западно-Часельское.

Южно-Русское месторождение – многофазовое, содержит более 30 плас-тов разного геологического строения: газовых, газоконденсатных, нефтяных и нефтегазоконденсатных. Продуктивный разрез Южно-Русского НГКМ тянется от туронского яруса верхнего мела до батского яруса средней юры включительно на глубину 3200–3400 м. Терригенный комплекс слагают чередующиеся морские и прибрежно-континентальные отложения песчаников, алевролитов, аргиллитов со множеством растительных остатков.

Изучение геологического строения и оценка запасов Южно-Русского НГКМ, помимо сеноманских и туронских отложений, показали перспективность разработки нижнемеловых, а также юрских отложений.

Своевременное выполнение диаг-ностики, планово-профилактических работ, текущих ремонтов и технического обслуживания оборудования обеспечивает бесперебойную работу газового промысла Южно-Русского месторождения.

Плановые показатели по добыче валового и отгрузке товарного газа выполняются с незначительным превышением. Ожидаемый объем добычи газа с начала эксплуатации по состоянию на 1 января 2020 г. – более 290 млрд м³, в том числе из туронской залежи – более 1 млрд 330 млн м³.

ТУРОНСКАЯ ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ

В 2010 г. было принято решение о поэтапном вводе в разработку туронской газовой залежи Южно-Русского НГКМ, суммарные запасы которой составляют более 300 млрд м3 газа.

Газ туронской залежи Южно-Русского НГКМ относится к категории трудноизвлекаемого из‑за низких фильтрационно-емкостных свойств. Турон залегает выше сеноманских отложений. Тем не менее пласты коллектора сложены песчаниками и алевролитами с большим содержанием глинистой составляющей, что значительно снижает проницаемость пласта и его газоотдачу.

В декабре 2011 г. была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию первая в России туронская экспериментальная двухзабойная скважина, и туронский газ впервые был подан в Единую систему газоснабжения ПАО «Газпром».

Ключевым решением в разработке турона Южно-Русского НГКМ стало строительство и запуск в опытно-промышленную эксплуатацию в 2014 г. скважины № 184 с восходящим окончанием, а в 2016 г. – скважины № 1902 с многостадийным гидроразрывом пласта.

На основании опытно-промышленной эксплуатации трех скважин с различными конструктивными особенностями разрабатывалась проектная документация, в том числе и на строительство скважин первого пускового комплекса.

27 октября 2018 г. начато бурение эксплуатационных скважин первого пускового комплекса на туронскую газовую залежь Южно-Русского НГКМ.

Первый пусковой комплекс состоит из трех кустов: 11Т, 13Т, 14Т – в составе девяти скважин с восходящим окончанием и трех скважин с субгоризонтальным окончанием и проведенным многостадийным гидроразрывом пласта.

Ввод туронской газовой залежи в разработку позволит «держать полку» добычи природного газа около 25 млрд м3 / год до 2023 г. включительно.

К 2023 г. планируется построить 100 скважин на туронскую газовую залежь. К 2035 г. общий фонд составит 280 эксплуатацион-ных скважин на сеноманскую и туронскую залежи.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Газовый промысел Южно-Русского месторождения представляет собой высокоавтоматизированный комплекс, оснащенный новейшим оборудованием зарубежного и российского производства.

Инновационные технические решения ОАО «Севернефтегазпром» позволяют совершенствовать существующие технологии, повышать уровень охраны труда и промышленной безопасности, сокращать потребление энергоресурсов и выбросы в атмосферу вредных веществ и парниковых газов, обеспечивая устойчивое развитие компании.

В ближайших планах компании – ввод в эксплуатацию в 2020 г. второго дожимного компрессорного цеха в составе шести газоперекачивающих агрегатов единичной мощностью 16 МВт.

В рамках будущих перспектив уникальное строение и запасы Южно-Русского месторождения обеспечат многолетнее поступательное развитие Общества. Сейчас открыто 75 залежей в 24 плас-тах нижнемеловых отложений. На территории лицензионного участка «Севернефтегазпрома» присутствуют залежи нефти и газа, связанные с юрскими отложениями. Добыча нефти и конденсата – один из следующих этапов перспективной деятельности компании.

Стабильная деятельность «Севернефтегазпрома» на протяжении более 20 лет, высокие производственные и экономические показатели, несомненно, стали результатом совместной плодотворной работы акционеров Общества и успешного международного партнерства.

ОАО «Севернефтегазпром»

629300, РФ, Ямало-Ненецкий АО,

г. Новый Уренгой, а / я 1130

Тел.: +7 (3494) 24‑81‑06

Факс: +7 (3494) 24‑81‑16

E-mail: sngp@sngp.com

www.severneftegazprom.com