Газовая промышленность № 12 2017

Пожалуй, главная проблема рынка связи в России на сегодняшний день – это преобладание на нем техники зарубежных производителей. Зарубежные вендоры давно и прочно заняли все ниши на российском рынке, и отечественные компании с огромным трудом пробивают себе дорогу к заказчику. Один из важнейших шагов по продвижению российских компаний – консолидация отечественных производителей оборудования. Объединение компаний-производителей позволит предлагать заказчикам комплексные решения «под ключ», а главное, снизить затраты на реализацию больших проектов. Так, этой осенью был образован альянс TELMI, в который вошли три частных высокотехнологических предприятия: АО «НПФ «Микран» (г. Томск), ООО «Т8» (г. Москва) и ООО «Предприятие «Элтекс» (г. Новосибирск). 

Участники альянса – ведущие российские компании в области телекоммуникации и радиоэлектроники, каждая из которых не только имеет статус производителя оборудования российского происхождения, но и выпускает виды продукции, в какой-то мере дополняющие ассортимент других предприятий, входящих в альянс. Кооперативная деятельность этих предприятий в рамках TELMI позволит выйти на новый уровень с точки зрения предложения комплексных решений на рынке связи.

Основные цели создания альянса TELMI заключаются в предоставлении комплексных решений в области связи и автоматизации. Консолидация компаний альянса не ограничивается производством и продажей совместно выпускаемой продукции. Есть планы по частичному объединению программ снабжения, что в совокупности с государственной поддержкой значительно скажется на эффективности функционирования альянса в целом. Такое всеохватывающее взаимодействие производителей позволит заказчикам достичь высокого уровня интеграции своей сети, снижая издержки при ее проектировании и эксплуатации.

В рамках объединения ООО «Т8» отвечает за системы DWDM, транспортные решения для ЦОДов; ООО «Предприятие «Элтекс» – за Ethernet-коммутаторы, маршрутизаторы, точки доступа Wi-Fi, оборудование VoIP; АО «НПФ «Микран» – за радиорелейное оборудование для любых сетей связи и телекоммуникационные мачты.

Для нефтегазового рынка альянс предлагает современные системы безопасности для организации рубежей охраны объектов критической инфраструктуры: радиолокационную систему мониторинга и охраны периметра GUARD компании «Микран» и виброакустические оптоволоконные системы «Дунай» компании «Т8».

TELMI – это более 500 продуктов, часть которых уже используется в сетях Министерства обороны РФ, свыше 2,3 тыс. сотрудников и 50 тыс. м² производственных площадей. Уже ведется работа по составлению совместных баз данных и обеспечению совместимости интерфейсов устройств и комплектующих, а вскоре начнется и разработка первых совместных проектов. 

Участник альянса ООО «Т8»

107076, РФ, г. Москва, Краснобогатырская ул., д. 44, стр. 1

Тел.: +7 (499) 271-61-61,

+7 (495) 380-01-99/39

E-mail: info@t8.ru

Контроль датчиков, расположенных на объектах нефтедобычи, является одной из важнейших задач автоматизации нефтегазового комплекса, объединяющего объекты добычи, переработки, транспортировки и хранения нефти. На всех перечисленных объектах применяются различные датчики контроля температуры, давления и т. д., отвечающие за корректную работу. Однако контроль или мониторинг данных устройств порой сильно затруднен, поскольку многие объекты располагаются на удалении от диспетчерского (контрольного) пункта. 

Для получения актуальной информации с указанных датчиков, а также параметризации техническому персоналу зачастую необходимо лично присутствовать на объекте и с помощью ручного инструмента производить мониторинг или параметризацию, что крайне неудобно, в особенности если объект находится за десятки километров от основного места работы сотрудников предприятия.

Еще одной сложной технической задачей является необходимость перезагрузки системы после временного сбоя работы оборудования, для чего техническому персоналу приходится прилагать дополнительные усилия только ради включения/выключения системы непосредственно на месте ее размещения. А ведь помимо перечисленных выездов по требованию есть еще выезды технического персонала на плановый технический осмотр, который производится независимо от состояния системы.

Число этих плановых и внеплановых выездов можно на порядок сократить за счет возможности удаленно производить мониторинг датчиков, параметризацию и перезагрузку системы. 

Система на основе HART-мультиплексоров

Для передачи сигнала в целях мониторинга и параметризации на большие расстояния его необходимо преобразовать в протоколы Ethernet-сетей, например в HART IP, Modbus TCP или Profinet. Компания Phoenix Contact предлагает для преобразования HART-сигнала, поступающего с датчиков, в протоколы Ethernet-сетей использовать HART-мультиплексор (рис. 1). HART-мультиплексор обладает расширенным диапазоном рабочих температур и сертификацией Ex (зона 2).

Модульность

HART-мультиплексор обладает модульной структурой. Система состоит из «головного» модуля и модулей для подключения до пяти датчиков. Все модули подключаются по внутренней шине, без дополнительного инструмента. «Головной» модуль служит для подключения системы к сети Ethernet по кабелю «витая пара» со скоростями 10/100 Мбит/c (рис. 2). Модули для подключения датчиков разделяют по количеству подключаемых датчиков – четырех или восьми датчиков (рис. 3). Максимально одна система может обработать сигналы с 40 датчиков. Подключаемые датчики могут быть как активными, так и пассивными.

Некоторые типы датчиков для корректной работы с системой требуют наличия дополнительного сопротивления с цепи подключения, что усложняет интеграцию датчиков. Для упрощения подключения датчиков в систему разработаны модули со встроенным сопротивлением 250 Ом.

В ряде случаев необходимо перегружать датчики, и для этого в решении предусмотрен модуль для дискретных входов/выходов. Сигнал по этому модулю передается в приоритетном порядке.

Простота диагностики и управления

Начальная настройка системы HART-мультиплексора производится через защищенный Web-интерфейс и занимает считаные минуты. На данном этапе достаточно настроить протокол, по которому будут передаваться данные, установить новый пароль – и система работает (рис. 4)!

С помощью Web-интерфейса можно контролировать подключение датчиков к модулям, для чего необходимо перейти на соответствующую закладку. Это позволяет более оперативно находить неисправность в подключении.

Мониторинг и параметризацию датчиков можно производить с любого программного обеспечения, работающего с протоколами Modbus TCP, HART IP или Profinet. Например, можно использовать Packware. Для получения данных необходимо всего лишь установить «контейнеры» для работы с HART-мультиплексором (можно скачать на сайте Phoenix Contact), указать, какие датчики подключены и к какому каналу на модуле. Процесс настройки займет считаные минуты.

А если без кабеля?

В ходе эксплуатации датчиков возникают ситуации, когда прокладка кабеля Ethernet вызывает трудности или необоснованные капиталовложения, и возникает вопрос: как в таких случаях диагностировать датчики и управлять ими? Решить задачу можно с помощью системы беспроводной передачи HART-сигнала – WirelessHART.

Система состоит из полевого адаптера (рис. 5), предназначенного для подключения полевых датчиков. Максимальное количество подключаемых датчиков к адаптеру – четыре. Адаптер обладает расширенным диапазоном рабочих температур. Питание может подаваться как через внешний блок, так и с активных датчиков. Система не требует настройки, после подключения сразу начинает преобразование HART-сигнала в WirelessHART.

Для преобразования сигнала WirelessHart в стандартный протокол Modbus TCP необходимо использовать шлюз (рис. 6). Шлюз WirelessHART оснащен встроенным WLAN-клиентом, который позволяет пользователю экономить средства на формировании кабельной разводки Ethernet для соединения с диспетчерской. Кроме того, установка шлюзов в непосредственной близости от полевой системы не требует значительных расходов. Параллельно со шлюзом WirelessHART можно использовать интерфейсы WLAN и LAN, поскольку для конфигурирования обоих интерфейсов используются четкие IP-адреса.

Дополнительное преимущество для пользователя: можно использовать интерфейс WLAN в качестве резервного соединения для подключения к сети LAN, что обеспечивает возможности передачи данных с резервированием.

Один шлюз может одновременно получать и преобразовывать данные 250 полевых датчиков.

Система обладает функцией самовосстановления. Если в процессе эксплуатации происходит выход из строя (или просто отключение питания) одного из адаптеров, сеть автоматически перестраивается, используя соседние блоки (рис. 8). Этой же функцией ретрансляции можно воспользоваться для увеличения площади покрытия.

В диспетчерском (контрольном) пункте достаточно установить программное обеспечение, поддерживающее протокол Modbus TCP, и система по диагностике и параметризации начинает работать.

Выводы

При оснащении работающих удаленных объектов системами удаленного мониторинга и управления можно значительно сократить или свести к нулю затраты на техническое обслуживание. Комбинацией двух представленных систем покрываются практически все потребности по контролю за удаленными объектами.

OOO «Феникс Контакт РУС»

119619, РФ, г. Москва,

Новомещерский пр-д, д. 9, стр. 1

Тел.: +7 (495) 933-85-48

Факс: +7 (495) 931-97-22

E-mail: info@phoenixcontact.ru

www.phoenixcontact.ru

В 2015 г. Департаментом ПАО «Газпром» было поручено ООО «Вега-ГАЗ» разработать системы автоматики на базе российских программно-технических средств (ПТС) для автоматизации объектов транспорта газа.

ООО «Вега-ГАЗ» совместно с компаниями АО «МЦСТ», ФГУП «ЭЗАН» разработало системы для управления САУ ГПА «КВАНТ-Р» (рис. 1), АСУ ТП КЦ «РИУС-Р» (рис. 2) и СПА и КЗ «ПК ВЕГА-Р» с применением отечественных ПТС, которые были адаптированы и доработаны под требования СТО ПАО «Газпром».

Вместе с крупнейшей газотранспортной организацией ООО «Газпром трансгаз Москва» был определен объект внедрения опытных образцов – КС Серпуховская.

В августе 2016 г. были проведены приемочные испытания САУ ГПА «КВАНТ-Р», АСУ ТП КЦ «РИУС-Р» и СПА и КЗ «ПК ВЕГА-Р». По решению комиссии данные системы автоматики рекомендованы к применению на объектах ПАО «Газпром» и в настоящее время серийно выпускаются ООО «Вега-ГАЗ».

В апреле 2017 г. ООО «Газпром трансгаз Москва» и ООО «Вега-ГАЗ» выдвинули работу на тему «Разработка, изготовление и внедрение опытных образцов САУ ГПА «КВАНТ-Р», АСУ ТП КЦ «РИУС-Р» и СПА и КЗ «ПК ВЕГА-Р» на базе российских ПТС» на соискание ежегодной премии ПАО «Газпром» в области науки и техники.

По решению Правления ПАО «Газпром» представленная авторами работа была удостоена премии ПАО «Газпром», и 7 декабря 2017 г. на заседании Правления ПАО «Газпром» состоялась церемония награждения лауреатов (рис. 3).

Таким образом, ООО «Вега-ГАЗ», разрабатывая и внедряя системы на российских ПТС и комплектующих, не только обеспечивает снижение рисков при решении задач по автоматизации, но и реализует политику импортозамещения ПАО «Газпром». ООО «Вега-ГАЗ»

117405, РФ, г. Москва,

ул. Кирпичные Выемки, д. 2, корп. 1

Тел.: +7 (495) 995-44-74

Факс: +7 (495) 995-44-80

E-mail: info@vega-gaz.ru

www.vega-gaz.ru

Наступление эпохи Индустрии 4.0, являясь своеобразным вызовом для производителей, предоставляет им новые возможности развития бизнеса за счет повышения эффективности производства, оптимизации капитальных и операционных затрат. О том, что нужно предпринять компании в качестве первых шагов на пути перехода на рельсы Индустрии 4.0, рассказывает генеральный директор «Teradata Россия» Андрей АЛЕКСЕЕНКО. 

ЧТО ТАКОЕ ИНДУСТРИЯ 4.0?

Индустрия 4.0 – это эра, в которой использование аналитики данных, датчиков и коммуникаций между устройствами, цифровых технологий и роботизации выводит сферу производства на новый виток развития.

По нашему мнению, аналитика – одна из основных характеристик Индустрии 4.0: чем больше размещается датчиков, чем чаще между собой общаются устройства, чем глубже проникают цифровые технологии, тем больше создается данных и тем больше возникает возможностей для их анализа. Аналитика поможет предприятиям достичь новых высот в плане производительности и эффективности.

КАК НАЧАТЬ ПЕРЕХОД НА РЕЛЬСЫ ИНДУСТРИИ 4.0?

Не существует какого-то стандартного подхода к тому, как перестроить свой бизнес под парадигму Индустрии 4.0. Однако можно начать с реализации отдельных инициатив, таких как, например, повышение энергоэффективности, или снижение затрат на техническое обслуживание и ремонт (ТОиР) через обслуживание оборудования по состоянию, или повышение общей эффективности производства за счет предотвращения внеплановых простоев.

Конкретные инициативы можно будет потом объединить в «Дорожную карту» перехода на рельсы Индустрии 4.0.

ЧТО НЕОБХОДИМО ПРЕДПРИНЯТЬ ДЛЯ ПЕРЕХОДА В ЭПОХУ ИНДУСТРИИ 4.0?

В первую очередь предприятиям нужно будет собирать и анализировать данные в тех масштабах и объемах, с которыми они до этого никогда не сталкивались.

В связи с этим хочу остановиться на стратегии данных. Стратегия данных является частью общей стратегии организации. Ее цель заключается в описании того, как данные и аналитика помогают достижению стратегических целей бизнеса. Стратегия данных играет важную роль в реализации императива Индустрии 4.0.

ЧТО НАДО ПРЕДУСМОТРЕТЬ ПРЕДПРИЯТИЮ В СВОЕЙ СТРАТЕГИИ ДАННЫХ ДЛЯ ТОГО, ЧТОБЫ ОНО СМОГЛО ПРЕУСПЕТЬ В ЭПОХУ ИНДУСТРИИ 4.0?

Во-первых, надо определить, какие данные нужны. Например, хотя сами по себе данные с датчиков очень важны, возникает большой синергетический эффект от их совместного использования с другими данными. Например, если вы объединяете данные датчика вибрации с данными о ТОиР, вы можете связать характер показаний датчика с выполненным или невыполненным ТОиР.

Это позволит вам определить причины или последствия инцидентов с оборудованием, а также предсказать, что с ним случится в будущем. Когда вы объединяете эти данные с данными о стоимости ТОиР, вы сможете спрогнозировать будущие затраты на ТОиР в зависимости от характера показаний датчика вибрации и т. д.

Во-вторых, надо решить, когда данные будут нужны, где и как они будут собираться, кто и как будет получать к ним доступ.

В-третьих, надо определить, какие аналитические методы и приложения стоит использовать и в каких ситуациях, причем так, чтобы приносить пользу бизнесу.

В-четвертых, накопленные данные становятся активом предприятия, таким же, как основные средства или финансовые вложения. Поэтому ими надо управлять в той же степени, как и любым другим активом. Управление данными подразумевает принятие ряда организационных и технических мер. У компании Teradata есть методология и практический опыт по реализации этих мер для наших клиентов. 

«Teradata Россия»

105005, РФ, г. Москва,

Денисовский пер., д. 26

Тел: +7 (495) 781-82-26

Факс: +7 (495) 933-51-54

E-mail: russia.teradata@teradata.com

www.teradata.ru

– Концерн «Шелл» – один из пяти иностранных инвесторов проекта «Северный поток – 2», в апреле 2017 г. подписавший обязательства по его финансированию. Перспективы этого проекта вы в целом положительно оценили в Петербурге на Петербургском Международном Газовом Форуме. Может ли повлиять на график строительства газопровода «банковская блокада» со стороны США?

– Мы финансируем проект «Северный поток – 2», потому что твердо верим в будущее природного газа, который призван играть важную роль в экономичном решении задач по декарбонизации экономики стран Евросоюза. Необходимо, постепенно отказываясь от производства электричества на угольных станциях, переходить на природный газ, который является более чистым топливом, и возобновляемые источники энергии. Согласно прогнозам роль природного газа в странах Евросоюза в предстоящие годы будет возрастать. В то же время собственная добыча газа в Европе будет сокращаться. Поэтому Евросоюзу нужны дополнительные источники поставок газа, даже если спрос на этот энергоноситель не изменится, а поставки газа по действующим маршрутам будут идти в прежних объемах. Проект «Северный поток – 2» обеспечит Евросоюзу надежный доступ к природному газу по конкурентным ценам. Дополнительные объемы импорта СПГ также будут востребованы, что даст европейским потребителям возможность воспользоваться плодами здоровой конкуренции между трубопроводным газом и СПГ, независимо от того, будет ли он поставляться из США или других стран.

Таким образом, наше решение участвовать в финансировании проекта «Северный поток – 2» основывается, в частности, на расчетной окупаемости инвестиций и оценке положительных эффектов, которые окажет строительство этого газопровода на поставки дополнительных объемов газа в Европу. Кроме того, проект способствует углублению наших стратегических отношений с ПАО «Газпром».

Что касается американских санкций… Мы проводим оценку возможного их влияния на наш бизнес, включая «Северный поток – 2». Могу вас заверить, что на сегодняшний день концерн «Шелл» остается верен своим контрактным обязательствам и будет действовать в соответствии с ними при полном соблюдении применимых санкций и мер контроля в сфере внешней торговли.

– Чем вызван интерес концерна «Шелл» к проекту «Балтийский СПГ»?

– Согласно прогнозам в период с 2015 по 2030 г. спрос на СПГ будет расти на уровне 4–5 % в год – вдвое быстрее, чем спрос на природный газ. Спрос на СПГ, главным образом, будет увеличиваться за счет стран, расположенных к востоку от Суэца. Прежде всего, это Китай, Индия и страны Юго-Восточной Азии. Торговля СПГ также изменится с учетом потребностей покупателей, включая использование более гибких краткосрочных контрактов на небольшие объемы.

СПГ позволяет странам справляться с колебаниями сезонного спроса на топливо, а также делает газ доступным для стран, где спрос на него сравнительно небольшой. Но возможности использования СПГ отнюдь не ограничиваются развивающимися экономиками Азии. Новые рынки открываются сегодня по всему миру. Взять, к примеру, такую сферу, как морской транспорт. В 2018 г. ПАО «Совкомфлот» спустит на воду первый в мире нефтяной танкер на газомоторном топливе. Поставки СПГ-топлива для этого проекта будет осуществлять «Шелл».

«Газпром» и «Шелл» уже имеют совместный опыт производства сжиженного природного газа в России – это действующий и очень успешный проект «Сахалин-2».
И я очень рад, что мы договорились рассмотреть возможности строительства второго завода по производству СПГ. Планируется, что на этом втором заводе, известном как проект «Балтийский СПГ», будут две технологические линии суммарной мощность около 10 млн т СПГ в год. В настоящее время наши компании работают над подготовкой совместного технико-экономического исследования для этого проекта.

– «Шелл» является одним из крупнейших иностранных инвесторов в энергетический сектор России. Например, моторное масло с технологией PurePlus, произведенное из природного газа, выпускается на заводе концерна «Шелл» в Торжке.
Означает ли это, что «Шелл» видит новые возможности для размещения производства в России?

– «Шелл» производит смазочные материалы в России начиная с 2012 г. Тогда «Шелл» первым из международных нефтегазовых компаний открыл в России комплекс по производству смазочных материалов. Два года спустя мы приступили к производству смазочных материалов с технологией PurePlus на нашем заводе в Торжке.

Наши масла с технологией PurePlus – революционный продукт, который производится методом конверсии природного газа в совершенно прозрачное базовое масло практически без примесей, характерных для сырой нефти.
А поскольку моторное масло примерно на 75–90 % состоит из базового масла, это большой шаг вперед.

По своим эксплуатационным характеристикам наши масла с технологией PurePlus превосходят традиционные базовые масла. Они продлевают ресурс двигателя, оберегают его от загрязнения. Более того, применение этих масел экономит топливо, снижает затраты на техобслуживание автомобиля и потребление масла.

– «Шелл» неоднократно демонстрировал в России модель плавучего комплекса по производству СПГ Prelude, например на конференции «Нефть и газ Сахалина» и на Петербургском Международном Газовом Форуме. Каковы перспективы применения судов такого типа (FLNG) в России? Может ли быть локализовано производство таких судов на российских верфях?

– Плавучий комплекс Prelude является первым плавучим заводом по производству СПГ, который построил концерн «Шелл». Комплекс предназначен для сжижения природного газа, добываемого на удаленных морских месторождениях, разработка которых ранее считалась нерентабельной или слишком сложной в техническом плане.

В июле 2017 г. плавучий комплекс Prelude, который строился на судостроительном заводе компании Samsung Heavy Industries в г. Кодже (Южная Корея), вошел в воды Австралии. Здесь, на расстоянии 476 км к северо-востоку от г. Брум, на побережье штата Западная Австралия, Prelude встал на якорь, и началась подготовка к пуску комплекса в эксплуатацию. Проектная мощность комплекса Prelude составляет 5,3 млн т СПГ в год. В будущем плавучий комплекс можно переместить на другие морские месторождения.

Технически плавучие комплексы по производству СПГ можно использовать при разработке морских месторождений газа в России. Однако в каждом конкретном случае использование таких комплексов должно быть экономически оправданно. Что касается локализации производства плавучих СПГ-комплексов, могу сказать, что промышленность России сегодня развивается успешно, поэтому не удивлюсь, если в ближайшем будущем российские верфи смогут решать такие сложные задачи, как строительство плавучего комплекса по производству СПГ, особенно в сотрудничестве с ведущими мировыми производителями.

– Около года назад Оливье Лазар, в то время председатель концерна «Шелл» в России, дал интервью нашему журналу, в котором рассказал о Меморандуме о сотрудничестве в области охраны труда и производственной безопасности, подписанном «Шелл» и ПАО «Газпром» в 2015 г. Каковы первые результаты этого Меморандума?

– Наше стратегическое сотрудничество с ПАО «Газпром» уникально тем, что оно подкрепляется дальнейшим сближением наших ценностей. В 2015 г. мы совершили прорыв, подписав Меморандум о сотрудничестве в области охраны труда и производственной безопасности. Эта инициатива улучшит обмен опытом в профилактике производственного травматизма и аварий, в которых гибнут люди, будь то наши сотрудники, подрядчики, субподрядчики или представители населения регионов, в которых мы работаем. Мы и наши коллеги уверены, что любую аварию можно предотвратить, что мы в силах избежать травматизма и жертв на производстве и сделать так, что любой объект, операция или офис, где «Газпром» и «Шелл» работают вместе, однажды станут самым безопасным местом на Земле.

За последние два года наши эксперты по вопросам охраны труда неоднократно встречались с коллегами из «Газпрома», посещали производственные объекты, участвовали в мероприятиях в рамках Дня безопасности, обменивались опытом и наилучшими практиками и обсуждали, как можно улучшить охрану труда в наших совместных предприятиях. «Шелл» и «Газпром» принимали участие в важных отраслевых мероприятиях, таких как Российская неделя охраны труда и Международная конференция «Нефть и газ Сахалина».

– Выступая на Международном Газовом Форуме в Санкт-Петербурге, вы сравнили газовую отрасль с конькобежцами. С чем вы сравнили бы «забег» между газом и возобновляемыми источниками энергии? Особенно если принять во внимание, что природный газ является ведущим источником энергии? Смогут ли возобновляемые источники «догнать» газ, и если да, то когда?

– Не думаю, что природный газ и возобновляемые источники энергии конкурируют между собой. Скорее, речь идет о партнерских отношениях. Поэтому, если продолжить спортивную аналогию, газ и возобновляемые источники подобны двойке бобслеистов, которые в одних санях вместе несутся в одном направлении, делая все, чтобы развить максимальную скорость.

Природный газ имеет существенные преимущества, если его использовать совместно с возобновляемыми источниками энергии, например с энергией ветра или Солнца. Такая конвергенция будет играть важную роль в реализации целей ООН в борьбе с изменениями климата. Вывод на полную мощность современных газовых электростанций требует втрое меньше времени по сравнению с угольными. Это означает, что газовые электростанции могут быстрее реагировать на повышение спроса на электро-энергию, при этом не испытывая зависимость от погодных условий, как ВИЭ.

К примеру, в Бразилии электричество генерируется в основном гидроэлектростанциями. Когда выпадает много осадков, реки полноводны, ГЭС работают в полную силу и потребности в СПГ нет. Но, когда осадков выпадает мало, реки обмелевают, ГЭС теряют производительность и потребность в СПГ резко возрастает. В 2011 г. 90 % электричества в Бразилии вырабатывалось гидроэлектростанциями. К 2015 г. эта доля сократилась примерно до 70 %, потому что страна переживала сильнейшую засуху и пришлось увеличить потребление газа, чтобы удовлетворить спрос на электричество. За четыре года импорт СПГ увеличился там на 800 %. Сегодня нет технических решений, которые позволили бы обеспечить сохранение энергии в количестве, способном удовлетворить такие огромные сезонные колебания спроса. Поэтому газ как нельзя лучше подходит на роль замещающего источника энергии, использование которого позволяет справиться с этой задачей.

Несмотря на всю свою важность, ВИЭ не могут удовлетворить потребности всего человечества в энергии. Сегодня на их долю приходится примерно 20 % потребляемой электроэнергии. Таким образом, чтобы увеличить долю возобновляемых источников в энергетике, нужно сначала увеличить использование электроэнергии в ключевых секторах экономики. В некоторых секторах, таких как, например, производство одежды или продуктов питания, будет достаточно просто перейти на электроэнергию, получаемую из возобновляемых источников. Но в других секторах использовать электричество в обозримом будущем не представляется возможным. Природному газу отводится важная роль в энергобалансе будущего в процессе перехода к низкоуглеродной экономике. Газ является самым чистым углеродным топ-
ливом, при сжигании которого образуется вдвое меньше парниковых газов и менее 10 % атмосферных загрязнений, которые дает сжигание угля для производства электроэнергии.

Запасы природного газа разбросаны по всему миру. Это доступный источник энергии для многих стран. В мире существует глобальная сеть газопроводов, которая постоянно расширяется. А в тех случаях, когда трубопроводы не доходят до потребителя, газ можно охладить до жидкого состояния, что уменьшает его объемы и позволяет безопасно транспортировать на большие расстояния.

– Не могли бы вы рассказать о преимуществах и потенциале крупно-, средне- и малотоннажного производства СПГ? Например, как масштабы производства влияют на качество продукции или эффективность производства?

– Как правило, качество СПГ никак не зависит от масштабов производства. Малотоннажные заводы по производству сжиженного природного газа имеет смысл строить в тех случаях, когда их продукция ориентирована на местный рынок и потребности местных потребителей. Но если вы не хотите ограничиваться местным рынком и планируете экспортировать большие объемы СПГ на региональные и глобальные рынки, то более эффективным будет крупнотоннажное производство сжиженного природного газа.

– Газ в качестве моторного топлива – какими видит перспективы этого направления известная каждому автомобилисту марка «Шелл»?

– Мы высоко оцениваем перспективы использования СПГ в качестве моторного топлива в транспортном секторе и работаем в этом направлении. В Европе и Северной Америке с 2015 г. действуют экологические стандарты, требующие от судоходных компаний снизить локальные выбросы. Помочь выполнить эти требования может использование СПГ, так как это газомоторное топливо практически не имеет примесей в виде серы и твердых частиц. СПГ потенциально можно использовать в качестве топлива на круизных лайнерах, паромах, баржах и буксирных судах. Более того, СПГ в качестве топлива уже используется на судах, которые ходят на внутренних водных путях, например на паромах в Норвегии.

«Шелл» активно развивает бизнес по использованию СПГ в качестве газомоторного топлива. Так, мы купили норвежскую компанию Gasnor, которая поставляет СПГ в качестве топлива для судов и промышленных потребителей.
В 2015 г. мы стали первой компанией, которая начала пользоваться новой инфраструктурой для обслуживания транспорта на СПГ, включая терминал и причал в порту Роттердама. Наличие этих инфраструктурных объектов позволяет наращивать использование СПГ в качестве газомоторного топлива на судах в Северо-Западной Европе. А в 2016 г. мы подписали Соглашение с корпорацией Carnival Corporation, крупнейшим в мире круизным туроператором, о поставках СПГ-топлива для обслуживания двух крупнейших в мире пассажирских круизных лайнеров.

В этой области мы успешно сотрудничаем с ПАО «Совкомфлот». В апреле 2017 г. «Шелл» и Группа компаний «Совкомфлот» подписали Соглашение о поставках СПГ в качестве топлива для серии первых в мире нефтетанкеров типоразмера «Афрамакс», которые будут работать на газомоторном топливе. Четыре таких танкера будут заняты в транспортировке сырой нефти и нефтепродуктов на Балтике и в Северной Европе. По условиям Соглашения, поставка СПГ-топлива на танкеры будет проводиться с бункеровочного судна у терминала GATE (Gas Access to Europe) в Роттердаме, Нидерланды, а второй пункт заправки будет расположен на Балтике.

Использование СПГ-топлива для большегрузных дальнемагистральных автомобилей имеет большой потенциал, прежде всего в плане снижения затрат на топливо по сравнению с обычным дизелем. Кроме того, газомоторное топливо может помочь снизить выбросы серы, твердых частиц и оксидов азота, а также парниковых газов на этапах производства топлива и при его использовании. Более того, процесс сгорания СПГ-топлива в двигателях с искровым зажиганием происходит тише, чем в дизельных моторах. Это означает, что грузовики, использующие СПГ в качестве топлива, могут работать дольше там, где действуют ограничения уровня шума, например при доставке товаров в супермаркеты в спальных районах.

– Концерн «Шелл» известен своими научно-исследовательскими разработками, которые, в частности, позволили создать высококачественные моторные масла из природного газа, используя технологию газожидкостной конверсии (ГЖК). Могут ли в ближайшее время на рынке появиться другие уникальные продукты газохимии от «Шелл»?

– Многие годы напряженной работы позволили создать технологию газожидкостной конверсии, которую мы сейчас используем на нашем заводе Pearl в Катаре для производства, в частности, синтетических моторных масел, смазочных материалов, чистого дизеля и авиационного топлива. Я считаю, что такие инновации очень важны для нашего будущего, которое требует все больше чистой энергии. Поэтому отвечу на ваш вопрос так: да, инновационное развитие – это наш путь, и мы никогда не откажемся от него.

Но это непростая задача. При сегодняшних ценах на нефть «Шелл», да и вся наша отрасль, должен существенно упростить механизм выполнения проектов и резко снизить связанные с этим затраты. Для разработки новых технологий, их доводки и последующей коммерциализации нужны большие инвестиции. Для концерна «Шелл» обострение ценовой конкурентной борьбы означает, что мы должны постоянно улучшать и создавать новые технологии, которые позволят нам быстро снижать себестоимость продукции и эксплуатационные затраты, повышать эффективность производства. Говоря простым языком, инновации нужны нам, чтобы повышать прибыль и снижать выбросы. Это касается всех сегментов нашего бизнеса: и технологий, которые позволяют нам добывать нефть и газ на больших глубинах, и развития нефте- и газохимии, и повышения надежности оборудования и технологических процессов.

Интервью подготовил Дмитрий Константинов

– Научно-исследовательская деятельность компании Linde AG хорошо известна, в том числе и благодаря совместным проектам с российскими партнерами. Когда и как начиналось это сотрудничество?

– Linde как инжиниринговая компания и предприятие по производству промышленных газов имеет многолетний опыт работы в Российской Федерации. Нашему появлению на российском рынке в 2001 г. также способствовала покупка имевшей широкий спектр контактов в России инжиниринговой компании «VEB KCA Дрезден» из бывшей Германской Демократической Республики и компании по производству промышленных газов AGA. Впоследствии Linde приобрела и построила в России ряд производственных и газонаполнительных установок и в настоящее время занимается их техническим обслуживанием.

– На Газовом форуме в Санкт-Петербурге вы говорили о синергии инжиниринга и эксплуатации. Насколько полно и эффективно реализуется такая синергия в российских условиях?

– В настоящее время подразделение Linde Gases Division по всему миру обслуживает приблизительно 1500 собственных газоперерабатывающих установок, осуществляющих подачу горючих газов, водорода и синтез-газа по трубопроводам на ряд крупнейших мировых металлургических, нефтеперерабатывающих и химических заводов. При проектировании этих установок использовались как ноу-хау Linde Engineering, так и эксплуатационный опыт Linde Gas. Подобный цикл обратной связи «от эксплуатации к проектированию» и является ключевым синергетическим элементом между подразделениями Linde. Благодаря этому тесному взаимодействию наши инженеры-проектировщики понимают важность вопросов, возникающих в процессе эксплуатации, и учитывают это в своих разработках.

Данный подход также выгоден заказчикам, таким как, например, ПАО «Газпром», ПАО «СИБУР Холдинг» или ОАО «ТАИФ» в России. В проектируемые мощности внедряются уникальные инновации, и их польза для российских заказчиков очевидна.

Для Linde российский рынок играет ключевую роль, что подтверждено инвестициями нашего подразделения Gases Division на сумму более 500 млн евро в собственные заводы. Кроме того, портфель заказов Engineering Division на ближайшие 10 лет составляет около 4,5 млрд евро.

– Какие проекты реализует в России Linde AG, в том числе в рамках стратегического соглашения с ПАО «Газпром»?

– Один из наиболее свежих и масштабных проектов, выполняемых подразделением Linde Engineering Division на территории Российской Федерации, – Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), расположенный на Дальнем Востоке рядом с г. Свободный. Завод является частью проекта ПАО «Газпром» по поставке российского газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири» с восточно-сибирских месторождений. Строительство завода предполагает пять фаз. Для Linde большая честь получить возможность осуществлять проектирование и поставку установок по извлечению этана и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), выделению азота и очистке гелия, сжижению и хранению газа. По завершении строительства Амурский ГПЗ станет одним из самых крупных газоперерабатывающих заводов в мире с производительностью до 49 млрд м3 природного газа в год. В данном контексте в конце 2015 г. ПАО «Газпром» и Linde подписали договор о стратегическом сотрудничестве для совместной разработки технологий и реализации существующих и будущих проектов в отношении производственно-сбытовой сети природного газа. Целью договора является оказание поддержки ПАО «Газпром» в усилиях по реализации природного газа и его побочных продуктов. Наше сотрудничество затрагивает производственные технологии, проектирование и услуги, касающиеся подготовки и ожижения природного газа, а также локализацию производства соответствующего оборудования в России.

В феврале 2017 г. Linde была выбрана ПАО «Газпром» и Научно-исследовательским институтом нефти и газа «Петон» (EPC-подрядчиком по проекту) в качестве лицензиара в отношении производственного комплекса по производству сжиженного природного газа (СПГ) среднего тоннажа, хранения и налива «Портовая», расположенного на побережье Балтийского моря недалеко от г. Выборга. Завод будет производить сжижение природного газа, поступающего с ближайшей компрессорной станции газопровода «Северный поток». Его производственная мощность составит примерно 1,5 млн т СПГ в год.

– Оцените, пожалуйста, преимущества и перспективы мало-, средне- и крупнотоннажного производства СПГ в России и в мире.

– В мировом масштабе крупнотоннажные установки по производству СПГ в течение последних трех десятилетий привлекали к себе неугасающее внимание. В настоящее время ежегодно в мире производится около 340 млн т СПГ. В общем объеме трансграничной торговли природным газом в мире СПГ занимает 10 %. Поскольку многочисленные крупнотоннажные предприятия только начали свое производство либо готовятся это сделать, находясь на стадии завершения строительства, среди экспертов наблюдается согласие относительно того, что избыточное предложение сохранится на рынке до 2021–2022 гг. В такой рыночной ситуации время от начала разработки до выхода на рынок критически важно для новых российских проектов. При этом все мы ощутили, что резкий переход от угля и ядерной энергии к природному газу может столь же резко и существенно увеличить спрос на СПГ.

Мало- и среднетоннажные установки СПГ начали привлекать внимание инвесторов где-то 10 лет назад. На сегодняшний день около 700 заводов с общей расчетной производительностью свыше 30 млн т/год работают по всему миру для заправки дальнемагистрального транспорта или газификации населенных пунктов, территориально удаленных от крупных магистральных газопроводов. Мы полагаем, что эта технология имеет большое будущее в России, и сейчас можем наблюдать, как «Газпром» и другие игроки на этом рынке энергично продвигаются в данном направлении. Во всем мире отмечается высокий интерес к среднетоннажным установкам СПГ с возможностью дополнительного увеличения объема выпуска продукции на ранее освоенных участках, а также в отношении многочисленных концепций технологических линий среднего тоннажа, которые при определенных обстоятельствах могут быть более экономичными по сравнению с крупнотоннажными заводами.

– Как скоро планируется локализация производства СПГ-заправочных станций Cryostar, анонсированных вами в Санкт-Петербурге? Где, кем и в каком количестве они будут производиться?

– В мае 2017 г. компания Cryostar заключила Соглашение о партнерстве с российской компанией «Салаватнефтемаш» для поддержки локализации заправочных станций СПГ. При содействии Cryostar ОАО «Салаватнефтемаш» будет руководить всеми контрактными аспектами по проекту на базе своего главного завода в г. Салавате, где они будут осуществлять упаковку и размещение в контейнерах насосного агрегата – главного оборудования станций. ОАО «Салаватнефтемаш» будет также осуществлять шефмонтаж станций и заниматься поисками местных поставщиков материалов для производства криогенного резервуара. Целью данной партнерской программы является запуск первой станции в производство в течение 2018 г.

– Выгода локализации производства для российской стороны очевидна. Но в чем заключается стратегический интерес к локализации производства для иностранных партнеров, к примеру – для Linde AG? Есть ли у него политические, экономические или иные составляющие?

– Для нас локализация производства имеет стратегическое значение. Она дает возможность предоставить нашим заказчикам команду местных специалистов, которая сможет оперативно и компетентно реагировать на актуальные рыночные условия и потребности, особенно в том, что касается оборудования собственного производства. В качестве первого шага в локализации основного оборудования для Российской Федерации Linde и ПАО «Силовые машины» учредили совместное предприятие в Санкт-Петербурге для производства крупнотоннажного высокотехнологичного оборудования в целях поддержания быстрорастущего рынка СПГ в России. Принимая во внимание масштабы этого рынка, мы считаем логичным, что локализация в области газоперерабатывающего оборудования продолжится.

– Порой в отраслевых исследованиях мы сталкиваемся с термином «барьеры локализации», к которым причисляют низкую производительность труда, критичный возраст оборудования и ряд других факторов. Как Linde AG преодолевает эти «барьеры» на своих референтных заводах в России, странах СНГ и Балтии?

– Важно понимать, что локализация является поступательным процессом, при котором мы должны последовательно развивать рынок. К примеру, для нашего производства в Санкт-Петербурге мы внедряем инструменты и процедуры системы менеджмента Linde, а также используем современное промышленное оборудование, которое позволяет нам отслеживать местное производство и оперативно реагировать на отмеченные недостатки. В данный момент мы работаем над дальнейшим поиском субподрядчиков в России.

– Этот год в России объявлен Годом экологии. Как реализуется экологическая политика Linde AG в регионах присутствия? Есть ли единая тиражируемая модель или она строится для каждой страны отдельно в зависимости от природоохранного законодательства?

– Вопросы охраны окружающей среды и экологическая эффективность являются основополагающими принципами ведения бизнеса Linde, что отражено в инженерных конструкциях наших установок и производственных процедурах. Linde проводит масштабные исследования по всему миру для разработки лучших и более эффективных в аспекте экологии процессов. В этой деятельности мы основываемся как на общемировых тенденциях, так и на экологических требованиях отдельных государств. Лично я рассматриваю Россию как хороший пример, где стандартные решения Linde по экологии переработки природного газа адаптируются под местные требования, такие как низкие температуры, особые условия добычи и транспортировки и, в значительной степени, ограничения по выбросам.

– Нашим читателям интересно ваше мнение как европейского ученого по поводу возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и электромобилей. Считается, что производство солнечных батарей и аккумуляторов для них, а также остальных ВИЭ наносит ощутимый вред экологии, как и повышение объемов производства электроэнергии для зарядки электромобилей. Как вы считаете, сколько лет еще ВИЭ и «Теслы» будут проигрывать природному газу в качестве энергоносителя и моторного топлива? Или это навсегда?

– Я убежден, что в будущем структура энергопотребления будет сочетать в себе различные источники энергии, такие как ВИЭ, водород, природный газ, а также традиционное топливо, такое как бензин
и дизель, с сохранением доли каждого из них на длительный срок. Я ожидаю, что подача электроэнергии для муниципальных нужд будет во все большем объеме обеспечиваться за счет солнечных батарей или водородных топливных элементов в целях сокращения выбросов и улучшения качества жизни в мегаполисах. В долгосрочной перспективе, однако, данный подход имеет смысл, только если источники энергии являются возобновляемыми или характеризуются низкой эмиссией углекислого газа, такие как природный газ. Исходя из этого, я ожидаю, что природный газ продолжит играть все более важную роль в мировой структуре энергопотребления.

– Чем выгодна стандартизация продукции для иностранных партнеров российского нефтегазового рынка, таких как Linde AG?

– Несмотря на то что нефтегазовая отрасль России, несомненно, прекрасно развита, существует потребность в расширении российских инжиниринговых норм и стандартов для газоперерабатывающей и нефтехимической отраслей. Linde тесно сотрудничает с российскими проектными институтами для разработки данных стандартов в целях приведения лучших инжиниринговых технологий Linde в соответствие с нормами и стандартами России. Linde занимается реализацией проектов для нескольких нефтехимических заводов в России, и стандартизация некоторых строительных блоков на данных заводах помогает нам также обеспечить согласование с местными поставщиками по различным проектам.

– Какие обучающие программы Linde AG реализует в рамках стратегического сотрудничества с ПАО «Газпром»? Существуют ли или планируются специальные курсы и семинары для опорных вузов?

– В ходе стратегического сотрудничества Linde разработала и выполнила обучение технологии для инженеров ПАО «Газпром», имеющих опыт в химическом и технологическом проектировании. Темой обучения были основополагающие принципы и современные технологические решения, вопросы экологической и производственной безопасности. Другой образовательный аспект – это обучение на стадии пусконаладки, запуска и эксплуатации установок СПГ, извлечения этана и ШФЛУ, а также установок удаления азота и получения гелиевого концентрата. В настоящее время мы разрабатываем виртуальное обучение эксплуатации по Амурскому проекту, которое обеспечивает ознакомление операторов с функционалом завода до завершения его строительства. Мы продолжаем совместную работу по изучению данного вопроса с нашими партнерами, такими как ПАО «Газпром», чтобы определить, какие курсы и семинары могут быть полезными для газоперерабатывающей отрасли России.

Интервью подготовил Дмитрий Константинов

Для России, располагающей крупнейшими запасами природного газа, его использование в качестве автомобильного топлива – задача государственной важности. Благодаря низкой стоимости природного газа повышается экономическая эффективность российского транспортного комплекса. Кроме того, наличие собственной развитой газотранспортной системы обеспечивает энергетическую безопасность страны в целом.

Самыми большими запасами природного газа обладает ПАО «Газпром». Его доля в мировых запасах газа составляет 17 %, в российских – 72 % [1]. Для Группы «Газпром» расширение применения природного газа в качестве моторного топлива – возможность дополнительной диверсификации каналов сбыта и увеличения объемов реализации газа на внутреннем рынке.

Газификация автотранспорта, широко развернутая в СССР в 1980-е гг., во многом была вынужденной и обусловленной снижением добычи нефти и, как следствие, падением экспортной выручки. К концу 1980-х гг. сеть газозаправочной инфраструктуры была развита на территории значительной части Советского Союза и обладала потенциалом для дальнейшего роста. Был освоен серийный выпуск газовых автобусов, легкового и грузового автотранспорта на заводах ГАЗ, РАФ, ЛАЗ, ЛиАЗ, УАЗ, КамАЗ и т. д. Страна уверенно занимала первое место по числу газомоторного автотранспорта. Однако в 1990-е гг. по ряду объективных и очевидных причин данная отрасль практически не получила своего развития. Созданные в советский период объекты инфраструктуры пришли в упадок, а газомоторные модели транспортных средств исчезли из модельного ряда отечественных автопроизводителей.

Старт комплексному развитию рынка газомоторного топлива (ГМТ) в современной России был дан в 2013 г. Перечнем поручений Президента РФ от 11 июня 2013 г. № Пр-1298 по итогам Совещания о перспективах использования газомоторного топлива [2], а также Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 мая 2013 г. № 767-р [3]. Опыт зарубежных стран демонстрирует, что для формирования зрелого рынка ГМТ требуется не одно десятилетие.

Особая актуальность перевода транспорта на природный газ обусловлена современной экономической конъюнктурой. Расширение использования природного газа может дать положительный эффект в масштабах экономики всей страны, в первую очередь за счет оптимизации транспортной составляющей в структуре себестоимости товаров и услуг. Экономия от использования газомоторного топлива составляет 40–70 % по сравнению с традиционными жидкомоторными видами топлива (бензин, дизель) в зависимости от вида транспорта, пробега, мощности и грузоподъемности. На российских автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) средняя розничная цена 1 м3 природного газа составляет 13,7 руб. [4]. Принципиальной для формирования розничной цены на компримированный природный газ (КПГ) является структура себестоимости, связанная со способом и местом его производства. По сути, АГНКС, в отличие от традиционной автозаправочной или автогазозаправочной станции, представляет собой не просто точку розничной продажи топлива, а полноценный завод по производству конечного продукта – КПГ, способный реализовывать его потребителю без дополнительных транзакционных издержек. Таким образом, основные затраты сконцентрированы в одном месте – на производстве, одновременно являющемся точкой сбыта, т. е. в цепочке создания стоимости отсутствует промежуточное звено в виде перепродавцов и посредников, как это происходит в случае с традиционными жидкомоторными видами топлива.

Еще одним важным конкурентным преимуществом природного газа в качестве моторного топлива является его соответствие высочайшему экологическому стандарту – «Евро-6». Особенно это важно для мегаполисов, где транспорт является главным источником загрязнения окружающей среды. Использование природного газа существенно снижает уровень вредных выбросов токсичных веществ в окружающую среду (оксида углерода – в 1,5–2,0 раза, оксида азота – в 2 раза, углеводородов – в 1,5–3,0 раза, задымленности – в 9 раз) [5].

Опыт развитых газомоторных рынков мира (Китая, Аргентины, Бразилии, Италии) свидетельствует о том, что ГМТ может стать точкой роста для различных отраслей экономики. Так, для отечественных автопроизводителей развитие ГМТ означает расширение и диверсификацию модельного ряда транспортных средств, для сервисных центров и финансовых учреждений – спрос со стороны новых потребительских сегментов, для производителей технологического оборудования – расширение линейки продукции и новые рынки сбыта, для частных инфраструктурных инвесторов – проекты с гарантированным финансовым результатом [6].

На основании анализа мирового опыта можно выделить несколько лучших практик, применимых для России:

• создание опорной сети с высокой концентрацией в приоритетных регионах страны;

• целенаправленное привлечение частного капитала;

• инвестиции в потребителя для гарантированного увеличения объемов реализации ГМТ [6].

Перед единым оператором рынка от ПАО «Газпром» – компанией ООО «Газпром газомоторное топливо» – поставлена задача по созданию современной газозаправочной инфраструктуры на территории Российской Федерации.
В настоящий момент компания сосредоточила свои усилия на формировании опорной сети АГНКС в 15 приоритетных регионах России, имеющих наибольший потенциал для перевода транспорта на природный газ и увеличения объемов продаж автомобильного топлива марки EcoGas. Кроме того, реализуются точечные инвестиционные проекты, направленные на создание транзитных газомоторных коридоров на основных федеральных автомагистралях России. Это станет условием для дальнейшего развития рынка с высокой степенью участия частного капитала и независимых операторов.

В то же время существует запрос на создание газозаправочной инфраструктуры в регионах, не относящихся к приоритетным регионам активного развития сети. В компании «Газпром газомоторное топливо» с учетом лучших мировых практик топливной розницы был разработан и утвержден механизм привлечения частного капитала для развития сети АГНКС, предполагающий:

• работу с частными инвесторами по передаче бренда АГНКС по франчайзингу;

• строительство АГНКС «под ключ» для ООО «Газпром газомоторное топливо» по заранее утвержденной цене и в определенный срок.

Вариант взаимодействия по франчайзингу подразумевает передачу частному оператору (франчайзи) в рамках договора коммерческой концессии модели ведения бизнеса, включающей, в том числе, право использования брендового оформления АГНКС, а также топливного бренда, регламенты и стандарты ведения бизнеса, доступ к маркетинговым программам и инициативам. Франчайзи, со своей стороны, выплачивают паушальный взнос и роялти за использование франшизы. Данный подход является франчайзингом в классической его форме, уже зарекомендовавшим себя в российской топливной рознице. В большинстве случаев франчайзинговая схема используется российскими топливными операторами для обеспечения интенсивного роста заправочной сети, в том числе при выходе на новые региональные рынки.
ООО «Газпром газомоторное топливо» данный подход позволяет без собственных капитальных вложений расширить регионы присутствия и тем самым обеспечить эффект масштаба в развитии сети АГНКС. Частному оператору франчайзинг дает готовую модель ведения бизнеса, узнаваемый бренд и клиентскую базу.

Второй подход подразумевает строительство АГНКС «под ключ» частным инвестором на земельном участке, правообладателем которого он является. Объект строится в соответствии с требованиями ООО «Газпром газомоторное топливо» в определенные сроки и с условием его последующего выкупа.

Рассмотрим данный подход более подробно. Целью внедрения этой бизнес-модели является расширение собственной газозаправочной сети АГНКС ПАО «Газпром» посредством привлечения частных инвесторов, которые владеют земельными участками и заинтересованы в размещении на них АГНКС, а также достаточными финансовыми ресурсами и компетенциями в области строительства автозаправочных комплексов.

Взаимодействие ведется применительно к земельным участкам, предложенным частными инвесторами. Таким образом, происходит естественное расширение базы локаций для строительства новых объектов, что позволяет выбирать наиболее перспективные с точки зрения будущего спроса места расположения объектов розничной сети АГНКС, так как одним из важнейших факторов, влияющих на принятие решения о строительстве АГНКС, является наличие потенциального потребителя в выбранной локации. На земельных участках, принадлежащих ООО «Газпром газомоторное топливо», проекты реализуются за счет собственных ресурсов компании.

Очевидным преимуществом реализации данной бизнес-модели взаимодействия с частными инвесторами является то, что ООО «Газпром газомоторное топливо» приобретает объект газозаправочной инфраструктуры, полностью готовый к эксплуатации, – все строительные риски, в том числе связанные с удорожанием проекта, несет инвестор. Нельзя не учитывать и тот факт, что зачастую частный инвестор обладает большей гибкостью в части взаимодействия с органами власти, региональными ресурсо- и энергоснабжающими организациями. Гибкость проявляется в сроках формирования необходимой документации и глубоком знании специфики конкретного региона Российской Федерации.

Частные инвесторы владеют земельными участками, которые, как правило, отличаются высокой коммерческой привлекательностью и близостью потенциального потребителя ГМТ (автобусные и таксомоторные парки, жилищно-коммунальные хозяйства и т. д.). Принимая во внимание специфику рынка ГМТ, фактор наличия потенциального потребителя является одним из решающих. В ходе рассмотрения предложений региональными подразделениями ООО «Газпром газомоторное топливо» проводится работа с потенциальными потребителями, заключаются предварительные соглашения на поставку природного газа, договоры на закупку газомоторного транспорта и т. д. Такой комплексный подход позволяет на ранних этапах реализации проекта гарантировать его коммерческую успешность и обеспечить окупаемость в нормативные сроки.

Стоимость инвестиционного проекта в рамках данной бизнес-модели формируют две составляющие: стоимость земельного участка и стоимость строительства АГНКС.

Стоимость земельного участка оценивается и определяется по результатам независимой оценки по заказу ООО «Газпром газомоторное топливо» и может варьироваться в зависимости от расположения участка, наличия коммуникаций и подключений к сетям газо- и электроснабжения и прочих факторов, определяющих коммерческую привлекательность территории.

Стоимость строительства объекта определяется путем сравнения укрупненного сметного расчета, представленного частным инвестором, со стоимостью аналогичных объектов, строительство которых ООО «Газпром газомоторное топливо» осуществляет собственными силами. При определении стоимости формируется финансово-экономическая модель, учитывающая ключевых клиентов и прогнозный объем реализации природного газа. На этом основании формируется предельная стоимость АГНКС.

Юридически реализация подобных проектов осуществляется в рамках договора купли-продажи будущей недвижимой вещи. Договор подразумевает строительство АГНКС с условием фактической оплаты готового объекта, введенного в эксплуатацию и переданного ООО «Газпром газомоторное топливо». На протяжении всего строительного цикла ООО «Газпром газомоторное топливо» осуществляет строительный контроль по договору на оказание услуг строительного контроля. Данный пункт также является обязательным в отношениях компании с инвестором.

Внедрение механизма взаимодействия с частными инвесторами уже позволило увеличить темпы развития рынка ГМТ. В настоящее время с частными инвесторами реализуется более 10 проектов.

Помимо видимых результатов для газомоторного рынка данный механизм способствует развитию российского среднего бизнеса, увеличению числа рабочих мест и, как следствие, росту российской экономики. 

Пять лет назад, в декабре 2012 г. решением ОАО «Газпром» было создано Общество с ограниченной ответственностью «Газпром газомоторное топливо». Стратегическая цель компании – расширение использования природного газа на транспорте. О сегодняшнем дне компании рассказывает генеральный директор ООО «Газпром газомоторное топливо» Михаил ЛИХАЧЕВ.

– Михаил Владимирович, в уходящем году тема газомоторного топлива стала в энергетике своего рода трендом. Об этом говорят Президент России, мэры и губернаторы, руководство «Газпрома» и многие другие высокопоставленные лица. Скажите, пожалуйста, как руководитель специализированной по данному направлению компании в стране, что важного произошло в 2017 г. на отечественном рынке газомоторного топлива (ГМТ)?

– Самое главное – рынок газомоторного топлива обрел новое дыхание. В 2017 г. мы продолжили работу по повышению загрузки действующих и новых станций, строительству новых объектов, совершенствованию нормативного регулирования. По всем этим направлениям работы достигнуты хорошие результаты. Прирост объемов реализации природного газа в качестве моторного топлива с 2012 г. составил 42 %, по итогам 2017 г. мы планируем продать через сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) «Газпром» 534 млн м³ природного газа, что выше максимальных показателей времен Советского Союза, на которые пришлось пиковое развитие отечественного рынка газомоторного топлива. В 2015–2017 гг. нами в эксплуатацию введены 43 современные газозаправочные станции, до конца года планируется завершить строительство еще 16 АГНКС. Это увеличит нашу сеть до 277 объектов. Важно, что в этом году снижен класс опасности АГНКС, это положительно сказывается на сокращении сроков ввода в эксплуатацию новых объектов и снижении издержек при эксплуатации действующих станций.

– Какие еще изменения произошли в законодательстве, касающемся газомоторной отрасли?

– За последние три года совместно с федеральными органами власти проведена большая работа по совершенствованию нормативного регулирования. Так, были разработаны механизмы субсидирования производителей техники, работающей на природном газе, Правительством Российской Федерации. утвержден Комплексный план мероприятий по расширению использования природного газа в качестве моторного топлива, целевые показатели по развитию рынка ГМТ включены в Государственную программу Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики» и в подпрограмму «Перевод автомобильного, железнодорожного, авиационного, морского и речного транспорта на использование газомоторного топлива» Государственной программы Российской Федерации «Развитие транспортной системы». Также актуализированы требования пожарной и промышленной безопасности, санитарные требования к объектам производства и потребления газомоторного топлива, Постановлением Правительства Российской Федерации отменено государственное регулирование цен на компримированный природный газ (КПГ).

– Как реагирует на развитие рынка ГМТ российский автопром? Кто из производителей уже начал серийный выпуск газомоторных автомобилей?

– Безусловно, автопром оценил потенциал рынка газомоторного топлива. Сегодня в линейке всех российских автопроизводителей имеются модели транспорта, работающие на природном газе – всего более 150 моделей. Лидерами по производству газомоторной техники являются «КАМАЗ» и Группа «ГАЗ». Летом текущего года «АВТОВАЗ» приступил к серийному выпуску легкового битопливного автомобиля LADA Vesta CNG. Автопроизводителем запланировано к производству до конца 2017 г. порядка 800 ед. модели. Сейчас ведется работа по запуску серийных метановых автомобилей Granta и Largus.

– В 2018 г. газомоторный транспорт планируется широко использовать в рамках Чемпионата мира по футболу. Какую работу в данном направлении ведет ваша компания?

– Согласно стратегии транспортного обеспечения Чемпионата мира по футболу FIFA 2018 г. передвижение участников и болельщиков во время мероприятия обеспечит транспорт, в том числе работающий на природном газе. Для этих целей городами, принимающими чемпионат, запланировано приобретение 764 автобусов на природном газе. Также будут задействованы 47 газозаправочных объектов сети АГНКС «Газпром», в том числе 11 АГНКС, построенных специально к мероприятию. Наибольшая часть объектов будет построена в Москве – здесь появится пять мощных станций.

– Какие проекты ведутся по расширению применения сжиженного природного газа в качестве моторного топлива?

– В октябре 2017 г. ПАО «Газпром» и Государственная компания «Автодор» подписали Соглашение о сотрудничестве в области развития придорожной инфраструктуры, в частности о создании сети многотопливных автозаправочных станций, в том числе заправок КПГ и сжиженного природного газа (СПГ) на федеральных автодорогах, входящих в зону ответственности ГК «Автодор».
В рамках первого этапа будут реализованы пилотные проекты на автомагистрали М-11 «Москва – Санкт-Петербург» и на Центральной кольцевой автомобильной дороге. Эти проекты станут началом создания международного транспортного коридора «Европа – Западный Китай». Также компания утвердила план размещения газозаправочной инфраструктуры на федеральной автомобильной дороге М-10 «Россия» («Москва – Санкт-Петербург»), где до 2020 г. планируется строительство восьми криоавтозаправочных станций (криоАЗС) «Газпром».

По прогнозам Министерства энергетики Российской Федерации, к 2020 г. объем реализации природного газа в качестве моторного топлива вырастет до 1,26 млрд м³, а количество газомоторных транспортных средств – до 370 тыс. единиц. 

При рассмотрении вопросов нормирования параметров технического состояния промышленного оборудования, как правило, необходимо решать две основные разнонаправленные задачи. С одной стороны, это минимизация вероятности пропуска опасных дефектов, с другой – минимизация сообщений, содержащих ложную тревогу. Последствиями пропуска дефектов могут быть аварийные ситуации, последствиями ложной тревоги – либо нецелесообразные затраты на проведение диагностических работ и реконструкцию, либо, при физической невозможности конструктивными изменениями снизить контролируемый параметр до допустимого по нормам уровня, введение ограничений на режимы работы оборудования, вплоть до остановки, которые также могут быть невыполнимы по технологическим причинам. Как пропуск дефектов, так и ложное сообщение об их существовании могут приводить к значительным материально-техническим расходам.

Проведенные АО «Оргэнергогаз» виброобследования линий редуцирования газораспределительной станции (ГРС) с редуцирующими клапанами дискретного типа поставили под сомнение корректность применения действующих в компании норм вибрации технологических трубопроводов ГРС. Нормативно-технической документацией, регламентирующей оценку вибрации трубопроводов ГРС, является СТО Газпром РД 1.10-098–2004 [1]. Нормы вибрации, содержащиеся в СТО Газпром РД 1.10-098–2004, представлены на рис. 1.

На рис. 1 уровень А является верхней границей зоны бездефектного вибросостояния трубопроводов; уровень В – верхняя граница зоны нормально-режимной эксплуатации; уровень С – верхняя граница зоны наличия развивающегося дефекта системы «трубопровод – опоры» без ограничения сроков эксплуатации; уровень D – верхняя граница зоны наличия существенного дефекта, соответствующая необходимости устранения дефекта (трубопроводная система непригодна для длительной эксплуатации). Зона значений вибрации выше уровня D – зона возможного разрушения системы.

Эти нормы, скорее всего, были заимствованы в СТО Газпром РД 1.10-098–2004 из документа «Нормы вибрации трубопроводов технологического газа компрессорных станций с центробежными нагнетателями», выпущенного в 1985 г. Министерством газовой промышленности СССР. Следует обратить внимание на то, что в этих нормах рассматривались только низкочастотные изгибные колебания труб. Предполагалось, что вибрация трубопроводов при установившихся режимах работы компрессорной станции (КС) характеризуется узкополосными случайными колебаниями в частотном диапазоне 1–40 Гц. Высокочастотная вибрация, относящаяся к оболочечным колебаниям трубы, не рассматривалась и не учитывалась. Эти нормы были ориентированы на используемые в то время виброизмерительные приборы оперативного контроля со стрелочной или цифровой индикацией измеряемого общего уровня вибрации. Приборы не обеспечивали возможность проведения спектрального анализа измеряемой вибрации. Нормами оценивалась вибрация по среднеквадратическому значению (СКЗ) виброскорости. Значение виброперемещения было вспомогательным параметром.

На рис. 1 видно, что частотный диапазон нормируемой вибрации – от 1 до 60 Гц. Однако, согласно СТО Газпром РД 1.10-098–2004, по этим нормам оценивается СКЗ виброскорости V_e (мм/с), измеренное в частотном диапазоне 10–1500 Гц, охватывающем частоты как изгибных, так и оболочечных форм колебаний трубопроводов.

На рис. 2 представлен спектр виброскорости трубопровода за дросселирующим клапаном (по потоку), характерный для обследованных линий. Вид спектра рис. 2 вполне объясним, если учитывать, что вибрация трубопровода вызывается в основном пульсацией потока газа в этом трубопроводе. При степени редуцирования более 2, характерной для узлов редуцирования, скорость газа на выходе дросселирующего элемента (шайбы, отверстия, заслонки и т. п.) может быть близка к скорости звука или превышать ее. При таких скоростях течения газа на выходе дросселирующего элемента возникают вихревые срывы, случайные по частоте следования, вызывающие пульсацию газа в широком диапазоне частот со случайными по величине амплитудами [2] и, как следствие, аналогичную по форме сигнала вибрацию труб. При некоторых скоростях газа могут возникать узкополосные резонансные пульсации газа, центральная частота и амплитуда которых определяются не только скоростью потока, но и конфигурацией дросселирующих элементов и конструкцией дросселирующего клапана [3] (рис. 3).

На рис. 2 и 3 видно, что для спектра виброскорости обследованных линий редуцирования характерны высокочастотные широкополосные или узкополосные случайные колебания в диапазоне частот 200–3000 Гц. Колебания в низкочастотной области до 200 Гц пренебрежимо малы. Такой спектр вибрации характерен не для изгибных, а для оболочечных колебаний трубопровода. При измерениях, выполняемых по СТО Газпром РД 1.10-098–2004, в частотном диапазоне 4–1500 Гц, оценивалась бы только часть вибрационного сигнала и оценка не соответствовала бы реальному вибросостоянию трубы в точке измерений. В частности, при спектре вибрации, представленном на рис. 3, измеренное нормируемое по СТО Газпром РД 1.10-098–2004 значение виброскорости V_e было бы в 20–30 раз меньше реального значения вибрации.

Спектры вибрации, аналогичные показанным на рис. 2 и 3, неоднократно были получены авторами при измерениях вибрации трубопроводов центробежных компрессоров (ЦБК) магистральных КС и, в частности, пусковых линий ЦБК в точках за регулирующими клапанами (РК) при работе газоперекачивающего агрегата (ГПА) в рециркуляционном режиме (рис. 4, 5) [4, 5].

Схожесть спектров вибрации объясняется близостью газодинамических процессов в трубопроводах ЦБК и редуцирующих линиях ГРС. Отличие – в частотном диапазоне и в том, что во входных/выходных линиях ЦБК практически всегда присутствует значимая спектральная составляющая (рис. 5) на «лопаточной» частоте («лопаточная» частота – частота вращения вала ЦБК, умноженная на число лопаток колеса компрессора).

Для оценки вибрации технологических трубопроводов компрессорных цехов с центробежными нагнетателями был разработан и в 2009 г. выпущен СТО Газпром 2-2.3-324–2009 [6], в котором изгибная и оболочечная вибрации труб оцениваются по разным нормам. Применение норм СТО Газпром 2-2.3-324–2009 при многочисленных виброобследованиях трубопроводов ЦБК магистральных КС показало достаточно высокий уровень защищенности оценок вибрации по этим нормам от пропуска дефектов и ложных сообщений о наличии дефектов. Нормы для высокочастотной (ВЧ) вибрации [6] приведены в табл. 1.

Границы зон A, B, C и D соответствуют границам зон оценок вибросостояния по нормам на рис. 1 (зона B1 в СТО Газпром 2-2.3-324–2009 введена для выделения зоны усиленного виброконтроля).

Для вибрации, спектр которой представлен на рис. 2, СКЗ виброскорости составляло V_e = 19,3 мм/с. При таком измеренном значении V_e по нормам СТО Газпром РД 1.10-098–2004 вибрационное состояние трубопровода оценивается как недопустимое, так как оно превышает 18 мм/с, и обследованный объект подлежит немедленной остановке, ремонту или реконструкции. По нормам табл. 1 та же вибрация соответствует вибросостоянию, пригодному для дальнейшей эксплуатации без ограничения сроков; объект считается бездефектным. Такое несовпадение оценок вибросостояния трубопровода по рассмотренным нормам указывает на ложную тревогу при оценке вибрации по нормам СТО Газпром РД 1.10-098–2004. Как следствие применения норм СТО Газпром РД 1.10-098–2004 для оценки вибросостояния рассмотренного объекта по результатам обследований могли применяться бесполезные затратные мероприятия.

Исходя из изложенного можно сделать следующие выводы:

1) из-за очень жестких нормативных значений вибрации для измеряемого частотного диапазона 10–1500 Гц применение норм СТО Газпром РД 1.10-098–2004 во многих случаях должно приводить к ложным сообщениям о наличии дефектов;

2) из-за несовпадения частотного диапазона измерений вибрации в нормах СТО Газпром РД 1.10-098–2004 с реальным спектром вибрации обследованных авторами редуцирующих линий их оценка не соответствует вибрационному состоянию трубопровода, в результате чего может быть пропущен дефект.

По мнению авторов, отраслевой стандарт СТО Газпром РД 1.10-098–2004 должен быть переработан в части оценки вибрационного состояния технологических трубопроводов ГРС.

Для временного выхода из создавшейся ситуации АО «Оргэнергогаз» совместно с ООО «Газпром трансгаз Москва» в 2016 г. была разработана Временная методика измерений и оценки низкочастотной и высокочастотной вибрации трубопроводов газораспределительных станций ООО «Газпром трансгаз Москва». В этой методике для редуцирующих линий предложено:

• измерять СКЗ виброскорости V_e в двух частотных диапазонах: низкочастотном (НЧ) – от 4 до 200 Гц и высокочастотном (ВЧ) – от 200 до 3200 (или 4000) Гц;

• обозначения границ и содержание зон вибрационного состояния оставить в соответствии с СТО Газпром РД 1.10-098–2004;

• НЧ- и ВЧ-вибрацию измерять в разных точках в целях раздельного отслеживания изгибно-стержневых и оболочечных колебаний;

• оценивать НЧ- и ВЧ-вибрацию по разным нормам.

В табл. 2 приведены предложенные во Временной методике нормы вибрации редуцирующих линий.

В марте 2017 г. Временная методика была утверждена и введена в действие в ООО «Газпром трансгаз Москва» Приказом генерального директора А.В. Бабакова. В настоящее время данная Методика проходит промышленную апробацию в Инженерно-техническом центре Общества. 

Таблица 1. Нормы высокочастотной вибрации для диапазона частот от 100 (200) до 1500 (2000, 2500) Гц включительно по СТО Газпром 2-2.3-324–2009
Table 1. Norms of high-frequency vibration for the frequency range from 100 (200) to 1500 (2000, 2500) Hz inclusive in the STO Gazprom 2-2.3-324-2009

Таблица 2. Нормы вибрации трубопроводов узлов редуцирования
Table 2. Norms of vibration of pipelines of reduction units

C 2011 г. на основной площади Ямбургского месторождения, где средневзвешенное пластовое давление снижено относительно начального почти в 9 раз, в летний период практикуют длительные остановки промыслов, обусловленные сезонным регулированием добычи газа вследствие изменения спроса. Анализ накопленной на сегодняшний день информации показывает, что данная мера достаточно эффективно позволяет решать проблемные вопросы, характерные для завершающей стадии разработки месторождения. Так, длительные остановки ряда установок комплексной подготовки газа (УКПГ) сеноманской залежи способствуют восстановлению пластового давления в эксплуатационной зоне за счет перераспределения дренируемых запасов внутри зоны и притока их с периферийных участков. В то же время за счет восстановления пластового давления поддерживается работа скважин старого фонда, т. е. уменьшается число скважин, останавливающихся по причине низких устьевых параметров работы.

Результаты гидродинамического моделирования (ГДМ) по итогам остановок промыслов в 2015 г., произведенного на основе фактических измерений, показали, что прирост пластового давления (рис. 1, 2) по останавливаемым УКПГ-2, -3, -5, расположенным в зоне с максимальной выработкой запасов, составил 0,040; 0,046 и 0,086 МПа, а приток запасов газа из соседних и периферийных зон – 0,539; 0,779; 0,266 %, соответственно, от текущих величин запасов. В целом по Ямбургской площади – 0,313 %. Логично предположить, что рост давления происходит за счет глобальных перетоков.

Однако, как показал проведенный анализ, влияние перетока газа в эксплуатационную зону из периферии на изменение пластового давления не столь существенно. По большей части рост энергетического потенциала происходит за счет перераспределения давления внутри эксплуатационных зон УКПГ между прискважинным и межскважинным пространством. Это подтверждается тем, что при взвешивании пластовых давлений в целом по зонам УКПГ-2, -3, -5 до и после длительных остановок полученные величины значительно меньше тех, что были определены по скважинам:

• УКПГ-2: ∆р по скважинам – 0,040 МПа, а по зоне УКПГ – 0,005 МПа (12,5 %);

• УКПГ-3 ∆р по скважинам – 0,046 МПа, а по зоне УКПГ – 0,008 МПа (17,4 %);

• УКПГ-5 ∆р по скважинам – 0,086 МПа, а по зоне УКПГ – 0,008 МПа (9,3 %).

По оценке по ГДМ, восстановление давления по скважинам за счет притока газа и воды в зону УКПГ составляет в среднем 13,1 %, приток воды по УКПГ-2 – 4,18 млн м³, по УКПГ-3 – 5,32 млн м³, по УКПГ-5 – 9,84 млн м³, что значительно меньше объемов притока газа за этот же период, приведенного к пластовым условиям. В соответствии с уравнением состояния реального газа величина перетока пропорциональна приросту пластового давления. Так что доля (прироста) пластового давления от перетока газа из соседних УКПГ составит около 8,7 %, а от притока воды – около 4,4 %.

Далее, если сопоставить рассчитанный на ГДМ вариант, где промыслы УКПГ-2, -3, -5 останавливались на сроки, не превышающие 11 дней, с вариантом с длительными остановками, то видно, что суммарная величина притока газа на Ямбургскую площадь из соседних регионов (Анерьяхинская и Харвутинская площади) в обоих вариантах одинакова (0,313 %).

Соответственно, все описанное свидетельствует о том, что длительные остановки промыслов УКПГ-2, -3, -5 не способствуют выравниванию профиля давления в целом по месторождению, а лишь позволяют производить перераспределение запасов газа внутри самой Ямбургской площади, и это обеспечивает условия для более равномерной выработки остаточных запасов газа. У длительных летних остановок промыслов есть и другой важный эффект: за счет прироста пластового давления и отсутствия отборов происходит накопление энергетического потенциала, способного обеспечить повышенные отборы газа в зимний период.

Это хорошо определяется при сравнении результатов прогнозных расчетов по вариантам с проведением длительных остановок УКПГ в летний период и без остановок. Так, суточные отборы газа в зимний период 2015–2016 гг. по варианту с остановками превышают аналогичные отборы в тот же период по варианту без длительных остановок, в среднем:

• по УКПГ-2 – на 2,57 %;

• по УКПГ-3 – на 7,36 %;

• по УКПГ-5 – на 9,096 %;

• по Ямбургской площади – на 2,68 %.

Примерно такой же результат был отмечен и в расчетах, выполненных для оценки эффективности длительных летних остановок в 2011–2014 гг. Варианты с короткими остановками обеспечивали меньшие суточные отборы в осенне-зимние периоды.

Для оценки эффективной продолжительности длительных остановок был проведен анализ изменения давления и запасов в зонах отбора за период остановок по результатам моделирования. В таблице представлены результаты моделирования длительных остановок промыслов с 2012 по 2015 г. Видно, что максимальный прирост давления по скважинам УКПГ-2, -3, -5 (если рассматривать каждый промысел по отдельности) не всегда отмечался при самых длительных сроках остановок. Это объясняется тем, что пластовое давление в эксплуатационной зоне изменяется за счет сразу нескольких факторов. К их числу относятся перетоки газа из соседних зон или периферийных участков, перераспределение давления между скважинным и межскважинным пространством, а также внедрение воды в залежь.

Как известно, газ перетекает из зон высокого давления в зоны с низким пластовым давлением, и происходит это до момента уравновешивания в обеих зонах. Соответственно, чем больше разница давлений, тем бóльшие объемы газа перемещаются. И чем лучше гидродинамическая связь между контактирующими участками залежи, тем быстрее происходит этот процесс. Заметный рост пластового давления по рассматриваемым участкам начинается сразу после остановки промысла и интенсивно продолжается первые 50–60 дней. Далее темп изменения давления снижается, это свидетельствует о его последующей стабилизации. Так что наибольшие перетоки газа между описываемыми участками происходят в первую половину периода с момента остановок, и бóльшая их часть перетекает
в зоны с самым низким пластовым давлением.

Также при трехмерном моделировании различных вариантов длительных остановок промыслов удалось установить, что подобные летние остановки на других площадях сеноманской залежи Ямбургского месторождения, в частности на Харвутинской (УППГ-10 и ТП-9), на данной стадии разработки не позволяют значительно повысить уровни суточных отборов в осенне-зимний период (ОЗП). Так, на ТП-9 остановка промысла сроком 54 дня не обеспечила какого-либо существенного прироста пластового давления, а следовательно, не способствовала увеличению пикового отбора газа в зимний период. Аналогичная ситуация – по УППГ-10, где отмечался прирост пластового давления на 0,08 МПа за 49 дней остановки, однако максимальные отборы в период пиковых нагрузок ввиду этого существенно не изменились. Таким образом, длительные остановки УППГ-10 и ТП-9 с точки зрения увеличения уровней отборов газа в ОЗП неэффективны.

Еще одним критерием для оценки целесообразности длительных остановов сеноманской залежи Ямбургского НГКМ является анализ процесса продолжающегося внедрения пластовой воды в продуктивную часть залежи в условиях прекращения отбора газа. Накопленные данные по длительным (109–149 дней) и коротким остановкам УКПГ в летний период и расчеты на ГДМ свидетельствуют о различии в темпах подъема уровня газоводяного контакта (ГВК) по зонам залежи в зависимости от текущего энергетического потенциала. Так, в зонах с высоким пластовым давлением снижение или прекращение отбора газа практически не оказывает влияния на замедление продвижения фронта пластовой воды. Кроме того, сам процесс внедрения воды происходит более интенсивно, чем в зонах с максимально сниженным пластовым давлением. Это объясняется различием давления на границе ГВК в условиях истощенной и невыработанной частей залежи.

Таким образом, обработка и анализ геолого-промысловых данных по результатам остановок в летний период с 2011 г. по настоящее время на сеноманской залежи Ямбургского НГКМ позволяют сформулировать следующие выводы.

1. На данной стадии разработки сеноманской залежи Ямбургского НГКМ длительные летние остановки промыслов целесообразно проводить лишь на УКПГ-2, -3, -5, относящихся к Ямбургской площади, где по результатам расчетов на трехмерной ГДМ наблюдается максимальный эффект от их применения. Кроме того, скважины обозначенных УКПГ малообводнены, а следовательно, способны возобновить работу после длительного бездействия.

2. Длительные летние остановки промыслов на Ямбургской площади позволяют производить перераспределение запасов газа внутри самой площади, что обеспечивает более равномерную выработку запасов газа.

3. Восстановление пластового давления при длительных летних остановках промыслов позволяет частично нивелировать последствия изменения сезонного спроса на газ, обеспечивая поддержку работы скважин старого фонда в условиях низких устьевых параметров.

4. На восстановление пластового давления в период летних остановок существенное влияние оказывают три фактора (по степени значимости): перераспределение давления внутри эксплуатационных участков (87 %); перетоки газа из периферийных и соседних частей залежи (8,7 %); внедрение воды в залежь (4,3 %).

5. Существенного влияния длительных летних остановок на динамику подъема ГВК не зафиксировано.

6. Накопление энергетического потенциала в период длительных летних остановок обеспечивает увеличение суточных отборов газа в ОЗП.

7. Наибольший эффект от остановок по восстановлению пластового давления наблюдается в первые 50–60 дней. Увеличение сроков остановок направлено на поддержание пластового давления, сохранение необходимого потенциала для осенне-зимнего периода, характеризующегося повышением уровня добычи, продление срока разработки Ямбургской площади.

Сравнение результатов моделирования остановок промыслов
Comparison of simulation results of the shutdowns of the production fields

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является уникальным по запасам и компонентному составу природного газа. Переработка сырья ОНГКМ на газоперерабатывающем и гелиевом заводах позволяет производить такие продукты, как товарный газ, стабильный конденсат, серу, газ сжиженный, одоранты, гелий, этан и др.

Основой сырьевой базы Оренбургского газохимического комплекса даже с учетом высокой степени выработки запасов остается основная газоконденсатная залежь ОНГКМ.

Состав и свойства добываемой пластовой смеси, а соответственно, и качество сырья, подаваемого на переработку, претерпевают изменения в процессе эксплуатации месторождения.

При проектировании разработки газоконденсатного месторождения для прогноза добычи конденсата важно знать газоконденсатные характеристики (ГКХ), в числе которых – совокупность параметров, характеризующих состав, свойства и фазовое поведение (PVT-свойства) углеводородов (УВ) пластовых флюидов месторождения [1].

Из всех компонентов добываемого пластового газа в процессе разработки месторождения наиболее существенно меняется содержание конденсата, представляющего собой УВ С_5+в, и неуглеводородных компонентов (смол, асфальтенов, серосодержащих соединений и т. д.).

Как правило, динамика PVT-свойств пластовой смеси исследуется экспериментально на установке высокого давления, где определяются коэффициенты извлечения конденсата, изменения потенциального содержания углеводородов С_5+в (ПС_5+в) в газовой фазе и другие параметры.

Для гидродинамического моделирования процессов разработки газоконденсатных месторождений результаты PVT-экспериментов с учетом промыслово-лабораторных исследований пластовой системы воспроизводятся в цифровой термодинамической модели, создаваемой с использованием уравнений состояния реального газа.

По основной залежи ОНГКМ конечный коэффициент извлечения конденсата был сначала утвержден на основании экспериментальных данных (74 % от начальных геологических запасов), а затем уточнен (утвержден вместе с динамикой ПС_5+в) на основании истории разработки и расчетов парожидкостных равновесий (62,3 %) [2]. Однако эксперименты и расчеты, на основании которых судят об изменении ГКХ, учитывают лишь изменения фазового состояния газоконденсатных смесей, в частности образование ретроградного конденсата в пласте со снижением пластового давления.

По результатам анализа процессов разработки газоконденсатных залежей выявлено, что содержание УВ С_5+в в добываемой пластовой смеси зависит не только от фазовых преобразований за счет изменения термобарических параметров в пласте, но и от множества других факторов, влияющих на качество продукции, поступающей на переработку.

Эти факторы можно условно разделить на две следующие группы.

1. Факторы, связанные с пластовой системой месторождения:

• влияние пластового давления – со снижением давления в пласте происходят ретроградные процессы, заключающиеся в выпадении растворенного в газе конденсата. Поскольку давление в залежах снижается неравномерно, в разных зонах состав газовой фазы пластовой смеси разный даже при одних и тех же начальных условиях;

• влияние неравномерности разбуривания залежи – в разбуренных зонах пластовый газ в течение непродолжительного времени достигает скважин и выносится на дневную поверхность. В зонах, значительно удаленных от скважин, за счет наличия гидродинамической связи пластовое давление тоже снижается, что способствует образованию ретроградного конденсата в пласте в не-
  разбуренных частях залежи;

• изменение свойств по разрезу залежи – например, этаж газоносности в куполе основной залежи составляет около 500 м, следовательно, начальные давление, температура и составы пластового газа меняются по разрезу залежи за счет гравитационных процессов;

• начальный состав пластового газа изменяется по площади ОНГКМ. В основном разница в составе определяется содержанием сероводорода, азота, углекислого газа. Неуглеводородные компоненты влияют на фазовые переходы: давление начала конденсации уменьшается с увеличением содержания сероводорода и углекислого газа и растет с увеличением содержания азота;

• изменение температуры в околоскважинной зоне пласта – в процессе разработки создается перепад давления в пласте. Происходит адиабатическое расширение газа, что влечет за собой снижение температуры в призабойной зоне (эффект Джоуля – Томсона). При этом увеличивается объем ретроградного конденсата. Исследования скважин последних лет показывают, что значения температуры на забое скважин, вскрывающих даже самые нижние пласты и после длительной остановки, ниже на 3–5 ºС. Максимальный объем ретроградного конденсата в пласте от общего объема пор составляет 1,21 % при температуре 32 ºС и 1,42 % при температуре 25 ºС;

• влияние остаточной нефтенасыщенности на фазовые переходы в пластовом газе – газонасыщенные коллекторы имеют остаточную нефтенасыщенность, значения которой колеблются от 0
  до более 0,8. С одной стороны, наличие остаточной нефти способствует более интенсивному выпадению конденсата из пластового газа и уменьшению его содержания в добываемом газе.
  С другой – со снижением давления объем ретроградного конденсата в пласте увеличивается, он смешивается с остаточной нефтью, которая при этом становится более легкой, менее вязкой и при определенной насыщенности подвижной. Это способствует образованию двухфазного потока в околоскважинной зоне. При достаточной скорости потока на башмаке фонтанных труб поступающая к скважине УВ-жидкость выносится на поверхность, увеличивая содержание УВ С_5+в в добываемой продукции;

• влияние нефтяной оторочки на состав добываемого газа – основная газоконденсатная залежь ОНГКМ имеет подстилающую нефтяную оторочку. Запасы нефти центральной части залежи признаны непромышленными.
  В западной части значительные запасы нефти сосредоточены в среднекаменноугольных отложениях (нефтяные оторочки I–III геологических объектов). Нефть есть и в Филипповской залежи. При добыче газа образуются обширные депрессионные воронки. Если забой скважины находится вблизи газонефтяного контакта, то нефть нефтяной оторочки при определенной депрессии на пласт начинает фильтроваться и достигать забоя скважины. При достаточно высокой скорости потока нефть вместе с газом выносится на поверхность, искажая прогнозируемую динамику выхода конденсата. Наличие нефти в добываемой продукции газовых скважин подтверждается присутствием асфальтенов, смол и тяжелых фракций в дегазированном конденсате;

• влияние наличия конденсационной и пластовой воды на выход газового конденсата (УВ С_5+в) – наличие свободной минерализованной пластовой воды и практически пресной воды, растворенной в пластовом газе, сказывается на характере фазовых переходов. Практика исследований на газоконденсатность эксплуатационных скважин основной залежи ОНГКМ показывает, что при прорыве воды к скважинам в добываемом пластовом газе фиксируется пониженное содержание УВ С_5+в;

• влияние наличия перетоков газа между продуктивными пластами залежи и между залежами – неопределенность в конденсатные характеристики добываемого сырья вносят перетоки газа по стволу скважины из невскрытых пластов в интервалы вскрытия. Например, при вскрытии эксплуатационной скважиной основной залежи III (или II + III) геологического объекта на забой попадает газ вышележащих пластов этой же залежи или газ Филипповской залежи в западной части месторождения. В вышележащих невскрытых пластах давление выше, соответственно, добываемый газ содержит больше тяжелых УВ, чем отрабатываемые пласты. В таких случаях происходит не только искажение динамики выхода УВ С_5+в нижних объектов, но и за счет снижения пластового давления осушается газ пластов, залегающих выше по разрезу месторождения;

• изменения фильтрационных свойств пласта за счет фазовых переходов и наличия остаточных водо- и нефтенасыщенности – по данным исследований гидродинамических характеристик пород-коллекторов получается неоднозначная, а порой и противоречивая картина изменения их продуктивности. Это связано с тем, что подвижность флюидов зависит от характера насыщения порового пространства, коэффициента абсолютной проницаемости, характеристик смачиваемости коллекторов водой и углеводородами. Выявлено, что подвижность пластового газа резко снижается в присутствии нефти и воды. При вытеснении газа водой, что имеет место на ОНГКМ, газоотдача пласта может прекращаться при остаточной газонасыщенности от 33 до 44 %;

• влияние вскрытия продуктивных газонасыщенных пластов горизонтальными скважинами на выход конденсата – при анализе результатов исследования скважин основной залежи с горизонтальной составляющей ствола выявлено, что ретроградный конденсат, скапливаясь в открытом горизонтальном стволе скважин, выносится крайне неравномерно. Нестабильная работа горизонтальных скважин по выносу выпавшего конденсата затрудняет оценку текущей ГКХ.

2. Факторы, связанные с подготовкой и транспортом добываемой скважинами пластовой смеси и влияющие на отбор представительных проб газа сепарации и нестабильного конденсата:

• изменение технологических показателей в ходе разработки залежи – со снижением пластового давления снижаются дебиты газа по скважинам, уменьшается скорость потока, обеспечивающая вынос жидкости – водометанольной смеси (ВМС) и жидких углеводородов (ЖУВ) – с забоя скважин. Давление на устье, с одной стороны, ограничено необходимостью поддерживать оптимальные уровни добычи на скважинах, с другой – давлением входа на дожимные компрессорные станции (ДКС);

• влияние условий сепарации на состав подготавливаемой продукции – на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), где давление на входе в промысловый сепаратор ненамного отличается от давления входа на ДКС-1 и ДКС-2 (текущие давления примерно 1,48 и 1,59 МПа), при подготовке газа практически нет перепада давления и отсутствует дроссель-эффект, а соответственно, осуществляется низкотемпературная сепарация. Температура в сепараторах фактически зависит только от внешних условий: летом она выше, и сепарации пластового газа практически нет (добыча нестабильного конденсата значительно уменьшается), а зимой благодаря низким температурам окружающей среды условия сепарации улучшаются, и выход нестабильного конденсата возрастает. В любое время года углеводороды С_5+в распределяются в продукции промысла таким образом, что в газе сепарации они составляют значительно бóльшую часть, чем в нестабильном конденсате. То есть фактически сепарация сводится к механическому разделению продукции скважин, эффективность ее крайне низкая. Поскольку на установки подготовки газа поступает смесь, состав которой постоянно меняется, по фактическим замерам наблюдаются существенные колебания содержания С_5+в в газе сепарации, которое может превышать нормируемое значение мольной доли УВ С_5+в (0,6 %), указанное в [3];

• влияние происходящих в пласте процессов, технологических режимов работы скважин и промысла на состав добываемого газа – установить для интегральных ГКХ совокупное влияние различных факторов, имеющих место в залежи, достаточно сложно. Исследования влияния термобарических условий на качество газа сепарации, получаемого на промысловых установках, показали, что не существует четкой взаимосвязи между условиями сепарации и выходом газового конденсата. Колебания составов газа сепарации в большой степени могут быть связаны с процессами, происходящими в системе «пласт – скважина». В настоящее время скважины работают в пульсирующем режиме по выносу жидкости. Не исключено, что для большого числа скважин период недовыноса жидкости с забоя может совпадать (например, при повышенном давлении в системе сбора). Затем бóльшая часть скважин одновременно выбрасывает скопившуюся на забое жидкость, которая попадает в сепаратор и меняет качество газа. Оценить периодичность и количественные характеристики этих выбросов ни практически, ни теоретически невозможно;

•  влияние проводящихся на промысле мероприятий на состав добываемого сырья – исследования продукции, поступающей с УКПГ-7 в период проведения поршневания и в его отсутствие, показали, что составы и, соответственно, значения потенциального содержания УВ С_5+в в добываемой пластовой смеси близки. Это объясняется малыми объемами газа, поступающего с продуктами поршневания, по сравнению с объемами газа, поступающего из скважин зоны УКПГ-7. Поэтому отбор проб в период проведения утилизации нежелателен;

• влияние условий отбора на представительность проб газа сепарации – летом при высоких температурах окружающего воздуха фазовые переходы в газе сепарации себя не проявляют. Зимой пробы отбираются при температурах ниже температур в точках отбора проб, и возможно появление жидкой УВ-фазы. При отборе проб в зимний период необходимо оборудовать место отбора таким образом, чтобы температура газа в пробоотборном оборудовании была не ниже температуры в точке отбора;

• влияние различных условий отбора проб газа сепарации и нестабильного конденсата на степень их равновесности – пробы газа сепарации и нестабильного конденсата из-за неравномерности потока и разницы в термобарических условиях отбора могут быть неравновесны друг другу, поэтому необходимо проводить тестирование проб на совместимость по методу Хоффмана –
  Крампа – Хокотта.

В условиях, когда на ГКХ влияет множество факторов, необходимо применять методики и средства исследований, которые позволяют достаточно оперативно и максимально точно определять состав и свойства добываемого сырья как для текущего и перспективного планирования добычи, выработки целевых продуктов, так и для списания запасов по месторождению.

На основной залежи ОНГКМ контроль состава и свойств добываемой пластовой смеси осуществляется:

• по исследованиям на газоконденсатность эксплуатационных скважин с отборами поверхностных проб через контрольный сепаратор или индивидуальную сепарационную установку «Порта-Тест». Как показывает проведенный анализ, результаты исследования скважин на газоконденсатность (ГКИ) не всегда корректно представляют текущий состав и свойства газовой части пластовой смеси, так как кроме фазовых переходов, связанных с изменением пластового давления, они отражают такие происходящие в пласте процессы, как обводнение продуктивных пластов и скважин, поступление жидкой углеводородной фазы (ранее выпавший ретроградный конденсат + остаточная нефть) в скважину, которые практически невозможно прогнозировать;

• по масштабным исследованиям (МИ) на газоконденсатность с отборами проб газа сепарации и нестабильного конденсата на промысловых установках, проводящимся в рамках ведения паспортов на качество газа сепарации и нестабильного конденсата. МИ характеризуют добываемую пластовую смесь и учитывают все процессы, происходящие как в пласте, так и при извлечении, транспорте и подготовке сырья: гидродинамические – вынос жидкой фазы из призабойной зоны и из ствола скважины, термодинамические – фазовые переходы в шлейфе и на сепарационных установках. С точки зрения оценки интегральных ГКХ масштабные исследования ближе к фактическим показателям.

Динамика ПС_5+в в добываемой пластовой смеси по всем исследованиям на газоконденсатность основной залежи ОНГКМ представлена на рисунке. Видно, что утвержденная Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых зависимость ПС_5+в в пластовом газе, определенная на основании расчета фазовых равновесий, лежит ниже корреляционной зависимости, найденной на основании исследований на газоконденсатность по скважинам и масштабным исследованиям.

Проведенный анализ факторов, влияющих на выход углеводородов С_5+в, показал, что требуется корректировка динамики PVT-свойств, используемой для проектирования разработки основной залежи ОНГКМ. 

В настоящее время крупнейшие газовые месторождения Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи, для которой характерны существенное снижение пластового давления и дебита газа, сопровождаемые увеличением содержания жидкости в продукции скважин.

Для прогнозирования работы промысловых шлейфов в условиях их обводнения необходимо наличие адекватных гидродинамических моделей. Практика показала, что приемлемая точность расчетов при решении задач двухфазной гидродинамики достигается использованием эмпирических данных в диапазоне актуальных физических параметров. В то же время расчетные модели, как правило, основаны на результатах экспериментальных исследований газожидкостных потоков в условиях, отличающихся от промысловых по таким параметрам, как размер труб, давление и расходные характеристики.

Авторами предлагается модель для расчета гидродинамических параметров двухфазных потоков в шлейфах, основанная на результатах экспериментальных исследований газожидкостных потоков в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в диапазонах физических параметров, идентичных промысловым на поздней стадии разработки месторождений.

В таблице представлены условия работы промысловых систем ряда месторождений Западной Сибири, свидетельствующие о наличии существенных проблем в процессе доставки продукции скважин по шлейфам до установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Из таблицы следует, что скорость газа в шлейфах варьирует в пределах 0,5–25,0 м/с при давлении до 3,4 МПа. Традиционно считается, что при скорости газа менее 5 м/с в шлейфах создаются условия для накопления жидкости. При этом процесс транспортировки продукции по трубам приобретает неустойчивый характер, так как по мере накопления жидкости в шлейфе растет его сопротивление, что приводит к еще большему снижению дебита газа и, соответственно, скорости.

Движение двухфазного газожидкостного потока в системе сбора коренным образом отличается от движения однофазного потока и характеризуется режимами течения, которые различаются распределением фаз в объеме трубы, характером межфазного взаимодействия и величиной потерь давления в процессе совместного движения фаз по трубопроводу.

Как показали эксперименты в прозрачных трубах, для строго горизонтальных двухфазных потоков в широком диапазоне скоростей газа характерен расслоенный режим течения, при котором визуально наблюдается течение достаточно тонкого слоя жидкости по дну трубы, причем основной объем трубы заполнен движущимся однофазным газом. Жидкостные пробки в таком режиме не образуются, поскольку в диапазонах реализуемых на практике расходов газа и жидкости (таблица) особенности ориентации горизонтального потока обеспечивают непрерывное распределение по длине трубы слоя газа над слоем жидкости. Такая же ситуация наблюдается в случаях слабонаклонных нисходящих потоков. Необходимо отметить, что при достаточно больших скоростях газа может возникнуть дисперсно-кольцевой режим течения или некоторый промежуточный, при котором пленка жидкости в поперечном сечении трубы имеет серповидную форму.

Ориентация же исследуемой трубы со сколь угодно малым восходящим наклоном к горизонту приводит к возникновению тенденции противоточного стекания жидкости по дну трубы под действием силы тяжести, вследствие чего при достаточно низких скоростях газа реализуется режим, который на основе визуальных наблюдений можно охарактеризовать как вспененный. Он имеет пульсирующий характер. Как показали измерения, пульсационная составляющая потерь давления – не более 5 % общего перепада давления. Визуальные наблюдения в процессе эксперимента дают хорошее представление о режиме, однако оказалось достаточно сложно подобрать точное его определение. Можно констатировать, что движущаяся газожидкостная смесь образует сложную систему вихрей, содержащих обе фазы с достаточно широким диапазоном степени дисперсности и обладающих высокой скоростью пульсаций и вращения в разных пространственных направлениях. Высокая скорость пульсаций газожидкостных вихрей создает визуальное впечатление значительного объемного содержания жидкости в потоке, хотя измерения показывают, что оно может не превышать 3 %.
В ряде публикаций этот режим носит название пробкового, однако авторы статьи по результатам наблюдений предпочитают называть его вспененным. Различия в названиях помимо субъективного фактора, возможно, связаны с тем, что ранее исследовались потоки, во-первых, со значительно более высоким расходным содержанием жидкости и, во-вторых, в трубах меньшего диаметра. Геометрическая сложность и высокая динамичность структуры газожидкостного потока при вспененном режиме затрудняют его адекватную графическую иллюстрацию. Известные из литературы изображения его структуры условны и существенно отличаются от реальной картины, фиксируемой при наблюдении. Фотографии, полученные в процессе высокоскоростной съемки, также не передают восприятия структуры потока, поскольку воспроизводят лишь статику вида внешнего слоя потока, контактирующего с прозрачной стенкой трубы, не затрагивая структуры внутри трубы.

Основной проблемой поздней стадии при эксплуатации промысловых систем является спонтанное изменение режима потока в наземных трубопроводах с расслоенного на вспененный, связанное с уменьшением напора газа и сопровождающееся непропорционально большим возрастанием потерь давления и накапливанием жидкости на проблемных участках.

По результатам проведенных экспериментов разработана гидродинамическая модель, позволяющая рассчитывать характеристику транспортирующего газожидкостную смесь рельефного трубопровода в виде зависимости потерь давления от дебита газа и расхода жидкости Dp = Dp(Q, q_ж). Модель оперирует параметрами подобия газожидкостных потоков [1], такими как приведенный параметр Фруда, отражающий кинематическую характеристику газовой фазы в трубе:

,                                        (1)

и безразмерная величина потерь давления на трение, представляющая собой динамическую характеристику потока:

,                                        (2)

где ρ_ж, ρ_г – плотности газовой и жидкой фаз; u – средняя по сечению трубы скорость газа; D – диаметр трубы; g – ускорение свободного падения; p – давление; l – длина трубы.

Типичный вид зависимости i = i(Fr^*) в трубах с углом наклона до 15º к горизонту представлен на рис. 1. На графике выделяются координаты границы между режимами Fr^*₀, i₀ и i₁, использующиеся в расчетах. Абсцисса Fr^*₀ соответствует границе между вспененным и расслоенным режимами, причем вспененный режим реализуется при Fr* < Fr*₀, а расслоенный – при Fr* > Fr*₀. Потери давления при расслоенном режиме существенно меньше потерь давления при вспененном режиме. Экспериментальное значение девиации абсциссы границы между режимами составляет ±2–4 %.

В соответствии с полученными экспериментальными данными величина Fr*₀ может быть рассчитана по соотношению: 

Fr^*0 = a·e^–bD,                                (3) 

где коэффициент a зависит от угла наклона трубы к горизонту b и расхода жидкости q_ж, а коэффициент b – от расхода жидкости:

a = 5,573·β^2/3·q_ж^0,0913, 

.                                        (4)

Величина скачка потерь давления при Fr^* = Fr^*₀ равна:

∆i = i1 – i0.                                      (5)

Скорость газа как функция модифицированного параметра Фруда вычисляется по соотношению:

                         (6)

где ρ₀ – плотность газа при стандартных условиях; z – коэффициент сверхсжимаемости газа; T – абсолютная температура; p – давление газа.

Как следует из формул (3)–(5), возникновение вспененного режима по мере снижения напора газа, сопровождающееся увеличением объемного содержания жидкости и увеличением потерь давления, начинается в первую очередь на участках шлейфа с наибольшими углами наклона к горизонту. Точке с координатой (Fr*₀, i₀) соответствует режим с минимальным дебитом газа, обеспечивающим устойчивую работу шлейфа при минимально возможных потерях давления. Влияние угла наклона и расхода жидкости на дебит, при котором происходит смена режима течения, представлено на рис. 2.

Насколько конфигурация шлейфа влияет на его гидродинамическую характеристику, рассмотрим на примере трубопровода, состоящего из двух последовательных участков длиной 1000 м – горизонтального и с углом наклона 10º, и модели, состоящей из одного участка длиной 1990 м с наклоном 5º к горизонту (рис. 3).
Это довольно существенная для практики задача, поскольку целью ее решения помимо непосредственно отраженной в формулировке является также выяснение допустимости замены реальной конфигурации промыслового шлейфа на его упрощенный аналог, в котором опущены некоторые геометрические детали вследствие их многочисленности, а во многих случаях – отсутствия полной о них информации. Отметим, что существующие методики расчетов шлейфа [2] не учитывают углы наклона участков шлейфа.

На рис. 4 представлены характеристики трубопровода и его модельного варианта. Из рисунка следует, что искусственное упрощение конфигурации шлейфа может приводить к существенным ошибкам в оценках оптимального дебита газа, обеспечивающего стабильную работу шлейфа, и не всегда оправданно. В условиях рассмотренного примера эта ошибка составляет 30 %.

В качестве практического примера приведем сравнительный анализ режимов работы двух шлейфов одного из западносибирских месторождений. Конфигурация фрагмента шлейфа 1 изображена на рис. 5, на котором видно, что рассматриваемый трубопровод в соответствии с рельефом местности представляет собой совокупность участков, ориентированных под разными углами по отношению к горизонту.

На рис. 6 изображена зависимость Dp = Dp(Q) шлейфа 1, отражающая достаточно интенсивное по мере снижения дебита газа увеличение потерь давления, сопровождающее рост числа участков со вспененным режимом течения, начиная с максимально наклоненного к горизонту восходящего участка, которому соответствует точка Q_мин. Из рис. 6 можно сделать следующие выводы:

1) оптимальный дебит Q₀ для шлейфа 1 составляет 240 тыс. м³/сут. При этом дебите на транспортировку газа от устья скважин до УКПГ расходуется минимальное количество упругой энергии, что весьма значимо для поздней стадии разработки с точки зрения рационального использования пластовой энергии. Поддержание дебита на этом уровне обеспечивает расслоенный режим во всех участках шлейфа;

2) при дебите газа Q > Q₀ во всех участках шлейфа сохраняется расслоенный режим течения, при этом с возрастанием дебита затраты упругой энергии на транспортировку газа увеличиваются;

3) при снижении дебита ниже значения Q₀ в восходящих участках шлейфа с максимальными углами наклона возникает вспененный режим, имеет место постепенное накопление жидкости до гидродинамически равновесного количества. При этом потери давления в шлейфе возрастают, приводя к увеличению устьевого давления подключенных к шлейфу скважин, что в подавляющем большинстве случаев существенно ухудшает условия их эксплуатации.

На рис. 7 представлена зависимость Dp = Dp(Q) шлейфа 2. Конфигурация этого шлейфа такова, что вместо одного значения дебита с минимальными потерями давления имеет место диапазон дебитов Q_мин < Q₀ < Q₁, в пределах которого потери давления остаются приблизительно на одном (самом низком) уровне, несмотря на различное число участков шлейфа, перешедших на вспененный режим, и, соответственно, различное количество жидкости, содержащееся в шлейфе.

Такая ситуация возникает, когда по мере снижения дебита рост потерь давления на участках шлейфа, в которых происходит смена режима течения с расслоенного на вспененный, уравновешивается снижением потерь в участках шлейфа, в которых сохраняется расслоенный режим.
В частности, как следует из рис. 7, в диапазоне оптимальных дебитов вспененный режим реализуется либо в одном, либо в двух участках шлейфа. Падение дебита ниже Qмин приводит к накоплению жидкости на все большем количестве участков трубопровода, при этом растут гидравлические потери и объемы жидкостных пробок, что существенно осложняет работу шлейфа и подключенных к нему скважин.

Обратим внимание, что в случае шлейфа 1 возникновение вспененного режима даже на одном участке с максимальным углом наклона к горизонту приводит к заметному ухудшению условий работы всего трубопровода, в то время как в случае шлейфа 2 допустимо возникновение вспененного режима в двух участках без негативных последствий.

ВЫВОДЫ

1. При расчете характеристики шлейфа в условиях поздней стадии эксплуатации промысла важен учет детальной геометрической конфигурации трубопровода, так как локальные углы наклона отдельных участков существенно влияют на величину дебита, при котором происходит смена гидродинамического режима газожидкостного потока. Это означает, что замена реальной, порой достаточно сложной конфигурации шлейфа на ее упрощенный аналог может приводить к существенным погрешностям в определении оптимальных режимов эксплуатации промысловых систем.

2. Трубопроводы в зависимости от конфигурации могут иметь существенно различающиеся по форме гидродинамические характеристики, что приводит к различию в требованиях к условиям их эффективной эксплуатации и планированию технико-технологических мероприятий по восстановлению их пропускной способности. 

Типичные условия работы шлейфов газовых месторождений на поздней стадии разработки
Typical operational conditions of the flowlines of gas fields at the late stage of development

Сварка полиэтиленовых трубопроводов выполняется двумя основными методами, обеспечивающими прочность сварного соединения, – это электромуфтовая сварка и сварка нагретым инструментом встык.

Как и все трубопроводы, полиэтиленовые трубопроводы имеют ограниченный срок службы. Там, где материал трубы, технология производства, монтажа и эксплуатации трубы соответствуют стандартам, расчетный срок службы трубопровода составляет до 100 лет. Однако существует две группы факторов, которые могут уменьшить срок службы:

1-я группа – природные катаклизмы и техногенные аварии;

2-я группа:

• нарушение технологии производства сырья, трубы и соединительных деталей;

• неправильный выбор и нарушение сварочной технологии;

• нарушение правил монтажа и прокладки.

Качество сварного соединения оказывает наибольшее влияние на срок службы трубопровода. До настоящего времени технология стыковой сварки носила «прикладной» характер. Технология сварочного процесса основывалась на опыте и условиях эксплуатации аппаратов, ввозимых из-за рубежа. Теперь же на территории РФ есть ряд режимов сварочного процесса, описанных в ГОСТ Р 55276-2012 (модифицированный переведенный ISO 21307).

Общепринятая система контроля процесса сварки полимерных труб включает пять стадий, в числе которых:

1) входной контроль труб и фитингов;

2) проверка квалификации сварщиков;

3) оценка пригодности сварочного оборудования для проведения предстоящих работ;

4) пооперационный контроль;

5) контроль сварных соединений.

В последнее время можно отметить тенденцию к повышению уровня механизации, автоматизации и компьютеризации процесса сварки. Растет количество автоматизированных сварочных аппаратов и аппаратов, оснащенных протоколерами и регистраторами, CNC-аппаратов, оснащенных по последнему слову техники.

У завода ООО «Волжанин» есть ряд наработок, позволяющих детально контролировать ход сварочного процесса. Одной из них является система управления сварочным процессом, позволяющая максимально уменьшить влияние оператора на процесс сварки. Уникальность аппарата VOLZHANIN CNC складывается из таких составляющих, как:

• хранение в памяти аппарата всех режимов сварочных процессов;

• ультразвуковой датчик перемещения;

• автоматическое определение первичного грата и давления холостого хода;

• автоматическая регулировка давления при торцевании;

• возможность удаленного доступа;

• 7-дюймовый промышленный сенсорный TFT-дисплей для работ в полевых условиях (16 млн цветов, разрешение 800 х 480 px);

• доступный анимированный интерфейс;

• просмотр отчетов и нормативных документов на панели;

• память на 10 тыс. отчетов в формате PDF;

• двухпроцессорная система с частотой 1200 МГц.

Сварочное оборудование, выпускаемое заводом «Волжанин», сводит к минимуму человеческий фактор при управлении стыковым сварочным процессом, что особенно актуально для газовой отрасли. А гарантии производителя, развитая дилерская сеть и отлаженная работа сервисной службы завода делают сотрудничество с «Волжанином» максимально выгодным и комфортным. 

ООО «Волжанин»

420051, РФ, Республика Татарстан, г. Казань,

пос. Новониколаевский,

ул. Овражная, д. 1

Тел.: 8 (800) 200-17-45

E-mail: zakaz@volzhanin.com

Группа ЧТПЗ включает в себя не только трубный дивизион, но и нефтесервисный – Группу компаний «Римера». В нефтесервисный дивизион входит сервисная сеть «Римера-Сервис», осуществляющая обслуживание установок электроцентробежных насосов для нефтедобычи, а также сервис насосно-компрессорных (НКТ) и обсадных труб на месторождениях ХМАО и ЯНАО. 

Подразделения трубного сервиса ГК «Римера» находятся вблизи нефтяных месторождений: центральная база – в Ноябрьске, другие – в Муравленко, Талинке и Ханты-Мансийске. Основные заказчики услуг – филиалы нефтяных компаний «Газпром нефть» и «Роснефть». 

ТРУБА – ОТ ЗАВОДА ДО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Главная цель трубного сервиса ГК «Римера» – обеспечить долгосрочную эксплуатацию труб и снизить производственные издержки заказчика при добыче нефти на месторождениях. Эта цель достигается путем взаимодействия нескольких предприятий Группы ЧТПЗ: Первоуральский новотрубный и Челябинский трубопрокатный заводы изготавливают необходимые трубы, а специалисты предприятий трубного сервиса ГК «Римера» проверяют их качество, обеспечивают нарезку резьбы, доставляют на месторождение и осуществляют технологическое сопровождение (супервайзинг) при спуске и подъеме обсадных и насосно-компрессорных труб.

Трубный сервис ГК «Римера» также ремонтирует и готовит трубы для последующей эксплуатации путем очистки, высокотемпературного промывания, неразрушающего контроля тела трубы, определения группы прочности, восстановления резьбы, проведения гидроиспытаний и окончательной маркировки.

За счет синергии предприятий Группы ЧТПЗ, комплексной работы по повышению эффективности производственных цехов и модернизации оборудования суммарное производство трубного сервиса ГК «Римера» по сравнению с 2016 г. выросло на 20 % и достигло 1,4 млн труб в год.

РАСШИРЕНИЕ ПРОДУКТОВОЙ ЛИНЕЙКИ ПОД ПОТРЕБНОСТИ КЛИЕНТА

Трубный сервис ГК «Римера» оперативно реагирует на запросы нефтяных компаний. Подразделение постоянно расширяет свою продуктовую линейку и делает трубы нового типоразмера.

Первой такой продукцией в 2017 г. стала обсадная труба диаметром 178 мм с типом резьбы «ОТТМ». Особенность конструкции этой категории обсадных труб с таким типом резьбового соединения – легкая посадка трубы в муфту и минимальный риск обрыва резьбового соединения трубы с муфтой при значительном растяжении и изгибе. Однако спрос нефтяных компаний на обсадную трубу одного конкретного размера ограничен, поэтому в компании определили перспективное направление для трубного сервиса ГК «Римера» – обсадные трубы диаметром 102 и 114 мм. В сентябре 2017 г. была успешно произведена нарезка опытно-промышленной партии 20 т обсадных труб диаметром 102 мм с резьбовым соединением «ОТТМ» для компании «Газпром нефть». По итогам успешной отгрузки этой партии база в Ноябрьске получила дополнительный заказ на нарезку на 300 т труб.

Следующим этапом расширения продуктовой линейки станет изготовление опытной партии обсадных труб диаметром 114 мм с резьбовым соединением «ОТТМ» и освоение труб с типом резьбы «Баттресс». В 2018 г. специалисты трубного сервиса ГК «Римера» прогнозируют суммарный объем производства обсадных труб на уровне 8500 т/год. 

ПАО «Челябинский Трубопрокатный Завод»

125047, РФ, г. Москва, ул. Лесная, д. 5в

Тел.: +7 (495) 775-35-55

www.chelpipe.ru

Европейское патентное ведомство предоставило компании Evonik Fibres GmbH, расположенной в г. Шерфлинге (Австрия), патент на трехфазный процесс мембранной очистки биогаза и природного газа.

В процессе сепарации газа, разработанном компанией Evonik, смеси двух газов, например необработанного биогаза, состоящего в первую очередь из биометана и углекислого газа, могут быть разделены рационально и экономически эффективно. Помимо увеличенных доходов и низких расходов на оборудование и энергию (так как второй компрессор не требуется) мембранный процесс исключает необходимость дополнительной очистки, поэтому обогащенный газ может непосредственно подаваться в систему газоснабжения.

СЕПАРАЦИЯ ГАЗА С ПОМОЩЬЮ ПОЛОВОЛОКОННЫХ МЕМБРАН SEPURAN®

В основе процесса сепарации лежат инновационные половолоконные мембраны бренда SEPURAN® Green компании Evonik. Они состоят из высококачественного полимера, разработанного компанией Evonik, который может выдерживать экстремальное давление и температуры. Мембраны также обладают отличной селективностью. В сочетании с трехфазным процессом разделения потоки рециркуляции можно минимизировать, что позволит оптимизировать энергетические расходы установок для переработки биогаза.

При покупке мембран SEPURAN® Green промышленные предприятия также получают лицензию на применение этого трехфазного процесса разделения.
В свою очередь, когда компания покупает установку для переработки биогаза с мембранами SEPURAN® Green, разработанную партнерами компании Evonik, установка может эксплуатироваться с использованием защищенного патентом процесса.

Кроме патентов, предоставленных на рынках Америки и стран Азии, трехфазный мембранный процесс, разработанный Evonik, теперь имеет правовую защиту на территории всех ключевых европейских стран.

Ассортимент продукции SEPURAN® компании Evonik включает в себя мембраны для сепарации биогаза, генерации азота и обработки гелия и водорода. В 2011 г. мембраны SEPURAN® Green для переработки биогаза были успешно представлены на рынке и с тех пор не менее успешно поставляются более чем на 100 биогазовых установок по всему миру.

ИНФОРМАЦИЯ О КОМПАНИИ

Evonik является одним из мировых лидеров по производству продуктов специальной химии. Высокопрофессиональное ведение бизнеса, клиентоориентированный подход, инновации, а также доверительная, нацеленная на результат корпоративная культура являются основой корпоративной стратегии Evonik. Все это способствует устойчивому росту и повышению капитализации компании. Близость к клиенту и деятельность в лидирующих отраслях промышленности – основные преимущества Evonik.

Evonik представлена более чем в 100 странах мира. В 2016 финансовом году объемы продаж компании, в которой работают более 35 тыс. сотрудников, составили около 12,7 млрд евро, при этом прибыль от основной деятельности (скорректированная EBITDA) составила около 2165 млрд евро. 

ООО «Эвоник Химия»

115114, РФ, г. Москва,

ул. Кожевническая, д. 14, стр. 5

Тел.: +7 (495) 721-28-62

www.evonik.ru, www.evonik.com

Одним из ярких и удачных примеров коллаборации вуза и работодателя является совместный проект ООО «Газпромнефть-Восток» и Томского политехнического университета – Lean-школа¹ для студентов.

Lean-школа – это образовательная программа, которая реализуется в рамках проекта создания Центра компетенций в области современного промышленного менеджмента на базе Томского политехнического университета. Главная цель школы – выработать у слушателей курсов практические навыки применения инструментов бережливого производства, научить видеть и устранять потери непосредственно там, где создается продукт или оказывается услуга. Участниками школы становятся студенты 3–6 курсов обучения, а также аспиранты из разных городов.

Эксперты – преподаватели ТПУ и малого инновационного предприятия (МИП) при ТПУ ООО «Институт производственных систем» – применяют интерактивные методы обучения. Также используются такие инновационные подходы в педагогической деятельности, как разработка творческих заданий для студентов и проектная деятельность.

Начиная с 2014 г. участниками школы стали более 100 студентов университетов, более 20 предприятий выступили «пилотными площадками».

В 2017 г. уже в партнерстве с ООО «Газпромнефть-Восток» Школа бережливого производства собрала в Томске студентов и аспирантов, обучающихся по направлениям нефтегазового дела, из двух вузов – ТПУ и Томского государственного архитектурно-строительного университета (ТГАСУ), которые были включены в план приема практикантов на предприятии. Занятия проводили специалисты ООО «Газпромнефть-Восток» и МИП ТПУ «Институт производственных систем».

Проект стартовал в июне. В течение месяца 21 студент осваивал образовательную программу, посвященную концепции бережливого производства и его инструментам, например таким, как поиск самого «тонкого» места в производственной цепочке, которое не позволяет выпускать продукции больше или быстрее, определение полезных операций и тех, которые не добавляют ни скорости, ни качества. Слушателей ознакомили с причинами потери производительности и методами выявления издержек.

Затем ученики применяли полученные знания на практике. Каждый участник проекта был трудоустроен на определенном производственном объекте (четыре нефтегазодобывающих промысла в Томской и Омской областях) и закреплен за одной из четырех рабочих групп: «Добыча», «Транспорт», «Бурение» и «Ремонт нефтепромыслового оборудования».

За несколько месяцев были построены 13 карт потока создания ценности, разработаны 10 стандартных операционных процедур и проведена работа по системе 5S² на 59 рабочих местах на месторождениях и в офисах ООО «Газпромнефть-Восток».

Свои наработки на производственной практике студенты включили в проекты, которые защищали в финале работы Школы в октябре. Всем слушателям вручены сертификаты о прохождении курсов бережливого производства. 

Виктор Мисник, генеральный директор ООО «Газпромнефть-Восток»:

– Приоритетом нашей компании являются безопасность, экологичность и эффективность. Помимо применения новых технологий мы, безусловно, работаем и с существующей производственной системой, улучшая и оптимизируя ее. В реализации такого проекта важны роль и включенность руководителей, которые ведут команду вперед, поддерживая ее, разделяя ее идеи и предложения, развивая культуру инициативности.

Артем Боев, директор ИПР ТПУ, к.х.н.:

– Мы сейчас очень тесно сотрудничаем с работодателями, идет процесс сопряжения образовательных и профессиональных стандартов. Важно дать студентам все необходимые навыки, в том числе
и по бережливому производству.

Светлана Лукиных, заместитель генерального директора по организационным вопросам ООО «Газпромнефть-Восток»:

– Мы постоянно ведем активную работу по подготовке специалистов-нефтяников со студенческой скамьи. Фактически мы готовим их под заказ предприятия, чтобы максимально сократить период адаптации на производстве. Нам очень важно уже на этапе окончания вузов выбирать из выпускников будущих работников, знающих корпоративную культуру нашей компании, компетентных в приоритетных направлениях, таких как безопасность и бережливое производство. Это, безусловно, позволит нам усилить кадровый состав.

¹ Lean manufacturing, Lean (пер. с англ. «бережливое производство») – управленческая концепция, основанная на идеях главенства ценности для потребителя и нацеленная на неуклонное сокращение производственного цикла путем устранения потерь. Возникла как интерпретация идей производственной системы компании Toyota американскими исследователями ее феномена. Специалисты с компетенциями в области бережливого производства сегодня одни из самых востребованных.

² 5S – система организации и рационализации рабочего места, один из инструментов бережливого производства.

Институт природных ресурсов (ИПР) ТПУ

634050, РФ, г. Томск, пр-кт Ленина, д. 30,

главный корпус, оф. 127

Тел.: +7 (3822) 60-63-33

Факс: +7 (3822) 42-61-73

E-mail: tpu@tpu.ru

https://tpu.ru/

Вопрос повышения конкурентоспособности российского газового оборудования в условиях санкционных ограничений со стороны ряда стран неразрывно связан с задачами развития российской промышленности, совершенствования производственной базы предприятий, повышения квалификации научно-технического персонала, применения новых технологий и материалов.

Решение указанных задач во многом зависит от эффективности взаимодействия предприятий с крупными нефтегазовыми компаниями, ярким примером которого можно считать совместную работу компаний ПАО «ТМК» и ПАО «Газпром» в рамках Программы импортозамещения трубной продукции.

В конце 2015 г. в рамках реализации Программы импортозамещения между ПАО «Газпром» и ПАО «ТМК» был подписан договор на серийное производство и поставку, техническое, ремонтное и сервисное обслуживание импортозамещающей продукции под гарантированные объемы поставок будущих лет, так называемый договор будущей вещи. Такой подход дает возможность производителям вкладывать деньги в освоение новых производств и товаров, без риска, что их услуги и товары окажутся невостребованными.

В рамках вышеуказанного договора заводами ПАО «ТМК» освоен выпуск новых видов трубной продукции, в том числе предназначенной для реализации проектов Восточной газовой программы,
а также для освоения Астраханского газоконденсатного и Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождений ПАО «Газпром».

В рамках договора было предусмотрено освоение штатного серийного производства насосно-компрессорных и обсадных труб с газогерметичными резьбовыми соединениями класса премиум из стали, содержащей 13 % хрома, для проекта «Сахалин-3», охватывающего, в том числе, Киринское и Южно-Киринское месторождения.

В связи с потребностью ПАО «Газпром» в новых видах высокотехнологичной трубной продукции перед ПАО «ТМК» встал ряд технически сложных, но решаемых задач, в числе которых:

• разработка новых марок стали, а также создание новых технологий производства трубной продукции из коррозионностойких сталей мартенситного класса, содержащих 13 % хрома [1];

• разработка и освоение производства газогерметичного резьбового соединения для труб нефтяного сортамента;

• модернизация производственных мощностей заводов ПАО «ТМК».

Проведенные исследования были направлены на поиск целевых составов высокохромистых сталей, обеспечивающих различные группы прочности и исполнения. В результате была выбрана марка стали 20Х13, которая после проведения термической обработки обеспечивала получение необходимых прочностных и пластических свойств, соответствующих группе прочности L80 по ГОСТ 53366 [2]. На рис. 1 представлена микроструктура стали L80 типа 13Cr (20Х13), изображение получено в ходе металлографических исследований и оценки структуры стали 20Х13. В таблице представлен выбранный химический состав стали.

После выбора материала и разработки технологических маршрутов на Волжском трубном заводе ПАО «ТМК» была выпущена опытная партия обсадных труб диаметром 168 мм из стали с содержанием хрома 13 %. Технологический процесс изготовления труб включал механическую обработку трубной заготовки для подготовки к технологическому прессованию, горячее прессование труб и трубных заготовок для муфт, их термическую обработку по режиму закалки и отпуска, химическую обработку труб для удаления окалины, а также контроль неразрушающими методами.

Оценка полученных механических и коррозионных свойств опытной партии труб проводилась по СТО Газпром 2-4.1–228 [3]. Полученные результаты подтвердили правильность выбранных технических решений.

Для того чтобы газ из скважины не вышел на дневную поверхность, колонна труб должна обладать высокой газовой герметичностью. Для этого используются резьбовые соединения класса премиум с трапецеидальной резьбой и отрицательным обратным углом наклона и уплотнением «металл – металл». Особенностями конструкции насосно-компрессорных и обсадных труб с резьбовым соединением «ТМК UP PF» являются их повышенная газовая герметичность и высокая устойчивость резьбового соединения к растягивающим и изгибающим нагрузкам. Профиль резьбы «ТМК UP PF» (рис. 2) имеет вид неравнобедренной трапеции с отрицательным углом по опорной и положительным – по закладной грани. Закладная грань, воспринимающая нагрузку в начальный момент посадки трубы в муфту, а также работающая на сжатие, выполнена под углом 24º. Это обеспечивает простоту и легкость сборки труб с муфтами и предупреждает заедание резьбы в начальный момент свинчивания. Опорная сторона профиля резьбы, воспринимающая нагрузку при растяжении колонны труб, имеет отрицательный угол –4º, тем самым исключая возможность выхода резьбы трубы из зацепления с резьбой муфты.

Резьбовое соединение прошло аттестацию на соответствие требованиям стандарта ГОСТ Р ИСО 13679–2016 [4], регламентирующего требования и порядок испытаний всех типов резьбовых соединений, и получило сертификат на самый высокий уровень соответствия требованиям CAL IV.
В процессе тестирования соединение подвергается действию растягивающих и сжимающих нагрузок, внутреннему и внешнему давлению, изгибу, т. е. всем нагрузкам, которые испытывают трубы в скважине в процессе спуска и эксплуатации. Испытания проходят как при комнатной температуре, так и при температуре 260 ºС.

Для испытаний используется стенд, который способен создавать весь комплекс нагрузок. Общий вид стенда представлен на рис. 3.

Дополнительно в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были проведены всесторонние испытания резьбовых соединений на устойчивость к многократному свинчиванию-развинчиванию и газовую герметичность. Проведенным комплексом испытаний доказана газовая герметичность соединения и способность ее сохранения при комплексном нагружении [5].

Особо необходимо отметить модернизацию производственных мощностей по нарезке труб для резьбовых соединений класса премиум, которые значительно отличаются от стандартизованных и требуют отдельного подхода.

Во-первых, потребовалась разработка новой системы контроля соединений, поскольку резьбы с отрицательным углом профиля не могут контролироваться резьбовыми калибрами. Для контроля основных геометрических параметров резьбовых соединений российским производителем мерительного инструмента был разработан и изготовлен комплекс специальных приборов для конт-
роля диаметров резьбы и герметизирующих узлов труб и муфт. Настройка приборов непосредственного контроля проводится по шаблонам, при производстве контролируется допуск на размер. Приборы позволяют производить измерения отклонений диаметров резьбы ниппеля и муфты, диаметров радиальных уплотнений труб и муфт в требуемых расчетных сечениях от фактических измерительных баз. Приборы позволяют вносить точные корректировки в программы обработки на станках с числовым программным управлением при изготовлении труб и муфт. Применение приборов увеличивает точность изготовления элементов резьбовых соединений и, соответственно, повышает их качество и эксплуатационные свойства. Были разработаны новые методики контроля, проведено обучение контролеров отделов технического контроля заводов прогрессивным методам.

Во-вторых, были модернизированы линии по нарезке резьбовых соединений. Установлено оборудование для калибровки концов труб в целях получения гарантированной толщины стенки трубы в области упорного торца. Это оборудование позволило значительно повысить производительность линий нарезки за счет снижения расходных коэффициентов при производстве и увеличить выход продукции, годной с первого предъявления. Разработано и установлено оборудование для фосфатирования ниппелей труб для получения антизадирных свойств пары трения уплотнения «металл – металл» и исключения возможных задиров в соединении при его многократном свинчивании.

В процессе производства необходимо обеспечить правильную сборку соединения, чтобы в уплотнении был создан необходимый натяг, отвечающий за газовую герметичность соединения. Сборка труб с муфтами производится на муфтонаверточных станках, позволяющих проводить свинчивание с заданным крутящим моментом. В процессе сборки контролируется момент свинчивания соединения с фиксацией на диаграмме. Данные о сборке соединений хранятся в базе данных предприятия.

В результате проведенных мероприятий была создана база для разработки и производства резьбовых соединений класса премиум в России. Кроме того, это позволило создать фундамент для работы над дальнейшими улучшениями и разработками.

Опытная эксплуатация труб для проекта «Сахалин-3» (рис. 4) в Охотском море состоялась в июне 2016 г. На Волжском трубном заводе ПАО «ТМК» были изготовлены трубы диаметром 177,8 мм группы прочности L80 типа 13Cr с резьбовыми соединениями «TMK UP PF».
Промысловые испытания труб завершились успешно, колонна труб была герметичной (рис. 5). По своим характеристикам указанная продукция не уступает зарубежным аналогам и позволяет заместить импортные изделия производства Sumitomo Metal Industries Ltd. (Япония), JFE (Япония).

В настоящее время трубы производятся в штатном режиме, идет освоение новых типоразмеров и групп прочности для удовлетворения потребностей ПАО «Газпром». Применение оте-
чественных обсадных и насосно-компрессорных труб в исполнении 13Cr планируется на объектах Киринского, Южно-Киринского, Чаяндинского, Ковыктинского и Уренгойского месторождений.

ВЫВОДЫ

Освоение российского Арктического шельфа стало вызовом для всех участников отрасли. Особые климатические условия Арктики потребовали разработки принципиально новой по своим характеристикам продукции для освоения шельфа.

Еще недавно все шельфовые проекты в России были укомплектованы импортной продукцией. Трубы также поставлялись из-за рубежа, но введение западными странами санкций на поставку технологий, оборудования и материалов для шельфовых проектов РФ, глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики дали толчок к развитию российского импортозамещающего производства.

По заказу ООО «Газпром нефть шельф» заводами ТМК было освоено серийное производство и осуществлены первые промышленные поставки обсадных и насосно-компрессорных труб различных типоразмеров для комплектации всего телескопа обсадной колонны с премиальными резьбовыми соединениями «ТМК UP PF» и бессмазочным покрытием GreenWell, исключающим применение резьбуплотнительной смазки, в том числе и сероводородостойких труб групп прочности L80 SS и Р110 SS для эксплуатации в условиях агрессивных сред. Указанная трубная продукция предназначалась для строительства скважин в условиях Арктического шельфа.

В целом внедрение в производство высокотехнологичной отечественной трубной продукции позволило ПАО «Газпром»:

• обеспечить безопасность и независимость поставок трубной продукции в условиях санкционной политики западных стран;

• снизить затраты на обустройство объектов Общества;

• сократить издержки на техническое обслуживание и ремонт трубопроводов;

• увеличить ресурс и надежность скважин. 
  
  

В России, с ее уникальными климатическими и географическими особенностями, а также обширной ресурсной базой, вопросы развития ключевой инфраструктуры всегда имели стратегическое значение. За различные элементы этой инфраструктуры в большинстве случаев отвечали естественные монополии, будь то ОАО «РЖД», Госкорпорация «Росатом», ПАО «Газпром» или реорганизованное на данный момент РАО «ЕЭС России». Исторически сложилось, что управление крупными проектами по созданию энергетической, транспортной и иной инфраструктуры осуществляли сами монополии, напрямую взаимодействуя с сотнями подрядчиков и поставщиков оборудования. Функция инжиниринга в современном ее понимании изначально развивалась внутри промышленных и энергетических гигантов, а компетенции по проектированию были закреплены за государственными проектными институтами. Иными словами, ответственность за ключевую инфраструктуру полностью несло государство, что имело как свои плюсы, так и минусы. 

Непростая судьба инжиниринга

На сегодняшний день мировой опыт привел к тому, что естественные монополии уходят в прошлое. Они либо провели внутреннюю модернизацию оперативной деятельности, тем самым повысив эффективность и мобильность в рыночном смысле компаний (например, как американская AT&T или то же РАО «ЕЭС России»), либо преобразовались в многопрофильные холдинги с диверсифицированным портфелем бизнесов (GE, Siemens, British Petroleum, ПАО «Газпром» и
ОАО «РЖД»). Исключение могут составить, пожалуй, только «Газпром» и атомная энергетика, специфика которой подразумевает централизацию всех функций в одном контуре. В целом в той или иной степени все естественные монополии претерпели значительные изменения, суть которых заключается в повышении эффективности бизнеса за счет управления рисками и создания конкурентной среды в отрасли.

Результатом столь значимых изменений стало появление совершенно нового рынка инжиниринговых услуг, со своими стандартами качества, компетенциями и игроками. С развитием технологий цифрового проектирования и реализацией сложных инфраструктурных проектов мировой рынок инжиниринга продолжает постоянно расти. Сегодня он составляет примерно 750 млрд долл. США ежегодно и, по прогнозам, к 2020 г. достигнет 1,4 трлн долл. Большой инжиниринг вращается вокруг нескольких основных компаний, неизменно осуществляющих экспансию. Пионерами на рынке независимых инжиниринговых компаний стали США и страны Европы, в то время как Россия с отставанием начала развивать независимый инжиниринг, как, например, и Китай.

РОССИЯ ВСТУПАЕТ В ГОНКУ ЗА ЛИДЕРСТВО

Временное отставание России было связано как с экспансией иностранных компаний на российский рынок в период перестройки, так и с реально устаревшими стандартами и подходами, принятыми в отечественном инжиниринге, который переживал период застоя. Последний факт в значительной мере усложнил интеграцию российских проектных институтов в мировой рынок инжиниринга из-за различия формальных стандартов (в виде СНиПов), требующих локализации как внутри России на международных проектах, так и в других странах, где Россия могла бы принять участие в проектах по созданию инфраструктуры.

Первыми, кто включился в глобальный рынок инжиниринга, стали электроэнергетики. Реформа РАО «ЕЭС России» была вызвана необходимостью колоссальных инвестиций в новую генерацию, сети и сопутствующую инфраструктуру. Новые проекты должны были быть реализованы в соответствии с лучшими мировыми практиками, в том числе и в сфере инжиниринга, при том что Единая энергосистема России создавалась с опорой на советские наработки и стандарты. Амбициозная инвестиционная программа РАО «ЕЭС России» была рассчитана на без малого 1 трлн руб. Уже тогда, в начале 2000-х гг.,
в России появились первые EPC- и EPCM-контракты, принятые во всем мире для создания масштабных инфраструктурных проектов. Соответственно, появились и первые отечественные компании, оказывающие услуги в сфере EPC (англ. Engineering Procurement Construction – инженерные работы, снабжение, строительство). Это Группа «E4», «Кварц», «Интертехэлектро», «Технопромэкспорт», а также иностранные гиганты в лице Siemens, Alstom и др.

Следующей сферой после электроэнергетики стала нефтяная отрасль, где сейчас в основном применяются EPC-контракты, предполагающие оказание подрядчиком полного комплекса услуг при строительстве объектов – от проектирования до пусконаладки. Причина та же – увеличение отдачи от разрабатываемых участков, освоение новых месторождений, включая трудноизвлекаемые запасы и шельф для повышения конкурентоспособности страны в целом и национальных компаний в частности. По сути, эти две сферы задали тренд на переход российского инжиниринга к EPC- и EPCM-контрактам, к которым на сегодняшний день перешли многие российские инжиниринговые компании, а сам принцип контрактования применяется в многих отраслях, включая транспорт, строительство, энергетику, нетфе- и газохимию. В этом году «Газпром» заявил о том, что его амбициозная инвестпрограмма стоимостью более 1 трлн руб. будет опираться на EPC-подход, что позволит сократить издержки и повысить эффективность всей газовой отрасли.

УСЛОВИЯ СОВРЕМЕННОЙ ИГРЫ: КАЧЕСТВО И РИСКИ

Суть ЕРС- и EPCM-подхода заключается в том, что управление процессами проектирования, снабжения и строительства передается инжиниринговой компании, которая должна разработать и реализовать проект «под ключ». В свете этого основным вопросом становится выбор качественного и отвечающего всем критериям ЕРС/M контрактора. И чтобы ответить на этот вопрос, необходимо понимать специфику работы по принципам ЕРС и различия между ЕРС- и EPCM-подходами.

ЕРС-контракт – это договор между подрядчиком и заказчиком, по которому подрядчик выполняет все обязанности по проведению полного цикла работ и несет все риски по строительству заказанного объекта. В то же время EPCM-контракт – это соглашение между заказчиком и подрядчиком на полное управление проектом. В сфере управления проектом подрядчик берет на себя функции по проектированию, закупке оборудования, строительных материалов и техники, организации и контролю за строительством объекта и монтажом оборудования. При общем подходе к строительству есть и существенные различия, основное из которых – это контур управления рисками. Если при ЕРС-контракте риск возникновения дополнительных работ полностью ложится на EPC-подрядчика, то при EPCM-контракте этот риск распределяется между подрядчиком и заказчиком. То же самое касается и риска превышения договорной цены, который полностью ложится на EPC-подрядчика, а в другом случае разделяется между заказчиком и EPCM-подрядчиком. По такому же принципу различаются контракты при выборе и управлении субподрядчиками. Немаловажно, что при EPC-контракте в него заложена прибыль подрядчика, а при EPCM оговаривается размер вознаграждения.

В любом случае смысл перехода на принципы EPC/М заключается в том, что заказчик разрабатывает предпроектную документацию и предварительный план (PDP- и FEED-документы) и передает их инжиниринговой компании с четким бюджетом (цена контракта). При этом каждый проект, например в газовой отрасли, имеет ряд уникальных характеристик и не позволяет с точностью предсказать итоговую стоимость работ. Именно тогда EPC-подрядчик берет на себя ответственность за разработку уникальных инженерных и технологических решений, а также схемы управления проектом, которые в каждом конкретном проекте позволят полностью выполнить требования заказчика и не превысить контрактную стоимость работ. В России потребность в EPC-подрядчиках сохраняется на высоком уровне, и в лидеры выходят компании, которые могут помимо соблюдения сроков и обеспечения эффективности проекта адаптировать технологические решения к нормам российского законодательства. В последнее время инжиниринговые компании проявляют интерес к методологии HAZOP (метод идентификации опасностей при проектировании новых объектов). Частично это объясняется участием в строительстве на территории России международных холдингов, где применение HAZOP обязательно. Однако не меньшую роль играет стремление компаний найти инструмент, который позволит им справиться с высокой аварийностью производственных объектов и предупредить ее в будущем. За рубежом большинство лицензирующих органов и страховых организаций требуют от компаний проведения анализа опасных факторов производства и оценки рисков как для этапов проектирования и подготовки к строительству, так и для этапа эксплуатации производственных объектов. Требуется, чтобы исследования HAZOP были документированы и чтобы за ними следовали соответствующие действия, чтобы они были утверждены руководством.

Такой комплексный подход позволяет выявить инжиниринговые компании с уникальными компетенциями и ноу-хау, что повышает конкуренцию в отрасли.
В итоге должны остаться самые эффективные компании, умеющие решать сложный комплекс задач в кратчайшие сроки.
В газовой отрасли роль лидеров инжиниринга сейчас выполняют такие известные компании, как «Стройгазмонтаж», «Стройтрансгаз» и НИПИГАЗ. Однако рынок дает возможности для появления новых лидеров. Так, известный в профессиональной среде инжиниринговый холдинг «ПЕТОН» вышел в лидеры отрасли в России благодаря разработке и реализации лучших проектных решений «под ключ» и сумел доказать свою эффективность. Основное отличие инжиниринга от узконаправленного проектирования состоит в том, что все услуги предоставляются не только на основе прогрессивных технологических достижений, но и обязательно включают в себя элемент интеллектуальной новации.

Развитие рынка инжиниринга стимулирует конкуренция, но она в России пока едва ощутима. По этой причине речь следует вести о борьбе на мировых рынках. Собственно, в этом и состоит основной стимул для развития отрасли – экспортный рынок задает высокие стандарты и производительности труда, и динамики развития компаний, и, конечно, перехода на цифровую экономику. По мнению экспертов, сама идея EPC-контракта весьма позитивна, она способствует созданию крупных промышленных объектов в сравнительно короткие сроки и достаточно эффективно.

Деятельность независимого инжиниринга в наибольшей степени способствует технологическому преобразованию ТЭК страны, поскольку компании предлагают заказчикам концептуальное проектирование с гарантией экономической эффективности всего комплекса. Нынешние лидеры отрасли внедряют, прежде всего, отечественные технологии и разработки и тем самым способствуют более эффективному применению минерально-сырьевой базы и промышленного потенциала российского машиностроения. 

НИПИ НГ «ПЕТОН»

450071, РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа,

пр-т Салавата Юлаева, д. 60/1

Тел.: +7 (347) 246-87-09

E-mail: peton@peton.ru

www.peton.ru

К числу наиболее агрессивных коррозионных сред относится пластовый флюид Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ). При общем пластовом давлении 60 МПа и температуре более 115 ºС содержание сероводорода (Н2S) во флюиде достигает 29 %, а диоксида углерода (СО2) – 16 %.
В этих условиях глубинный показатель коррозии труб из низколегированных сталей может достигать 5 мм/год. Помимо АГКМ, в пластовом флюиде которого содержание H₂S и СО² достигает значительных величин, имеются месторождения, на которых парциальные давления СО2 достигают нескольких атмо-сфер, а парциальные давления H₂S находятся в пределах сотых долей атмосфер при содержании анионов хлора (Сl–) в пластовой воде от 1 до 140 г/дм³ и температуре до 150 ºС. В этих условиях трубы категории прочности С75, С95 по API 5CT из низколегированных сталей подвержены интенсивной язвенной и питтинговой коррозии.

Например, диагностирование оборудования газодобывающих предприятий северных месторождений, проведенное в 2012 и 2013 гг., показало, что преобладающими дефектами являются коррозионный и эрозионный износ (24–63 %) [1, 2].

Статистический анализ результатов диагностирования оборудования показывает, что с длительностью эксплуатации растет число дефектов конструктивных элементов оборудования, в том числе и недопустимых (критических) дефектов. Внезапное выявление при эксплуатации и диагностировании недопустимых дефектов, как правило, требует проведения внеплановых ремонтов или замены конструктивных элементов оборудования.

В ряде случаев повысить надежность работы эксплуатационных скважин можно за счет использования насосно-компрессорных труб (НКТ) из высоколегированных сталей (типа Сr13) и сплавов типа Cr-Ni-Mo. Однако при выборе таких труб для конкретных месторождений требуется проведение испытаний на стойкость труб к питтинговой коррозии, поскольку нет единого мнения по поводу процессов зарождения, роста и репассивации питтингов.

Согласно определению питтинговая коррозия – это коррозионное поражение, глубина которого значительно больше ширины [3].

В растворах сероводорода и хлоридов на поверхности стали сероводород хемосорбируется и блокирует активирующую роль сульфида марганца (MnS) на начальной стадии питтингообразования. Зарождение питтинга происходит в локальных неоднородностях, не связанных с MnS.

Обоснование выбора труб, обладающих повышенной стойкостью к питтингообразованию, для газоконденсатных месторождений c высоким содержанием H₂S и CO² требует проведения дополнительных автоклавных испытаний образцов металла труб на стойкость к питтинговой коррозии [1].

ВОЗМОЖНЫЕ МЕСТА ПРЕИМУЩЕСТВЕННОГО ЗАРОЖДЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ЯЗВ И ПИТТИНГОВ НА ПОВЕРХНОСТИ МЕТАЛЛА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ

На сегодняшний день нет единого мнения о местах преимущественного зарождения коррозионных язв и питтингов на поверхности металла труб из высоколегированных сталей (типа Сr13) и сплавов типа Cr-Ni-Mo. По одним данным, питтинги зарождаются вблизи включений MnS.
Согласно другим данным при зарождении питтинга определяющими являются наличие в растворе активирующих анионов (в частности, Сl–) и энергетическая неоднородность поверхности, т. е. процесс зарождения и роста питтингов не связан с наличием на поверхности металла неметаллических включений [4, 5].

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ПОДГОТОВКА ПОВЕРХНОСТИ ОБРАЗЦОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ

При проведении металлографических исследований особое внимание должно быть уделено подготовке поверхности образцов к испытаниям на стойкость к питтинговой коррозии, что позволит отличить питтинги, образовавшиеся при взаимодействии с коррозионной средой, от различных включений типа MnS и других неоднородностей на поверхности металла. Поэтому перед проведением испытаний особое внимание должно быть уделено подготовке поверхности испытуемых образцов.

Механическую обработку образцов необходимо проводить на режимах, исключающих перегрев. Образцы маркируют вне рабочей части.

При подготовке поверхности образцов к проведению испытаний на питтинговую коррозию следует учитывать, что после электрополировки на поверхности могут образовываться дефекты, что затрудняет изучение механизма зарождения питтингов. Подготовку поверхности образцов необходимо проводить в следующей последовательности:

1) крепление образцов в струбцинах;

2) зачистка на наждачном круге с зерном 100/300 мкм;

3) шлифовка сухая на шкурках:

• зерно 125/100 мкм;

• зерно 63/50 мкм;

4) шлифовка на алмазных пастах (подложка – твердая бумага):

• зерно 60/40;

• зерно 28/20;

• зерно 20/14;

5) полировка на алмазной пасте (подложка – сукно). Зерно 1/0;

6) полировка на грубом оксиде алюминия (подложка – войлок);

7) доводка на оксиде алюминия (подложка – сукно);

8) контроль состояния поверхности образцов – визуальный и под микроскопом при увеличении от х5 до х400;

9) разбивка поверхности образцов на 18 секторов, каждому из которых был присвоен индивидуальный индекс (рис. 1).

Обозначение и фиксация неметаллических включений после проведения металлографических исследований выполняются на приборе, предназначенном для проведения измерений микро-твердости. Согласно ГОСТ 9012–59 [6] толщину образцов выбирают так, чтобы на противоположной стороне образца не было заметно следов деформации;

10) фотосъемка обнаруженных участков с увеличением х200 и х400;

11) обезжиривание образцов до и после проведения испытаний органическим растворителем и промывка дистиллированной водой, сушка, помещение в эксикатор. Стоит отметить, что после обезжиривания образцы допускается брать только за торцы руками в хлопчатобумажных перчатках.

Удаление продуктов коррозии с поверхности образцов из сплавов типа Cr-Ni-Mo после окончания коррозионных испытаний проводили, промывая их последовательно при температуре 100 ºС в водных растворах: 10 % NaOH + 3 % KMnO₄ (в течение 5 мин), далее в 15 % (NH₄)₂HC₆H₅O₇ (в течение 3 мин).

ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ СРЕДЫ

При выборе сред для проведения испытаний необходимо учитывать прежде всего состав пластового флюида конкретного газоконденсатного месторождения, на котором планируется использование труб, в частности для АГКМ может быть рекомендована среда 5 % NaCl + 0,5 % CH₃COOH + H₂S + CO₂ (p_H2S = 1,5 МПа; pCO₂ = 1,5 МПа) [7].

Для приготовления растворов используются дистиллированная вода и реактивы квалификации «Х.Ч.» или «Ч.Д.А.».

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ И ОБРАБОТКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Согласно ГОСТ 9.908–85 [3] показателем коррозионной стойкости в первую очередь является время достижения допустимой глубины коррозионного поражения. Это во многих случаях определяет срок службы, долговечность и сохраняемость конструкций, оборудования и изделий. Рекомендуемая длительность испытаний была определена опытным путем после проведения ряда испытаний и составляет 2800 ч (117 сут).

Температура испытаний зависит от температуры пластового флюида каждого конкретного газоконденсатного месторождения. Например, в случае АГКМ она составляет 112 ºС.

Давление среды при проведении испытаний также определяется в зависимости от условий эксплуатации труб на конкретном газоконденсатном месторождении.

Испытания проводятся в автоклавах, позволяющих проводить исследования в коррозионно-агрессивных средах при температурах до 150 ºС и давлениях до 50 МПа. Минимальное число образцов при проведении испытаний – 6 шт. от каждого изделия. Образцы рекомендуется крепить с помощью фторопластовой ленты (ФУМ).

Основным показателем коррозионной стойкости против питтинговой коррозии является отсутствие питтингов или минимальное время проникновения питтинга на допустимую глубину [3].

ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДИКИ

Исследования поверхности образцов всех труб из сплавов типа Cr-Ni-Mo после проведения испытаний показали, что неметаллические включения и поры не являлись местами преимущественного зарождения коррозионных язв и питтингов [1] (рис. 2).

Химический состав испытанного сплава типа SM2550 представлен в табл. 1.

Результаты исследований поверхности образцов металла труб из сталей типа Cr13 с различным содержанием Мо (табл. 2), которые предлагаются для месторождений, где парциальные давления СО2 достигают нескольких атмосфер, а парциальные давления H₂S лежат в пределах сотых долей атмосфер при содержании анионов хлора (Сl–) в пластовой воде от 1 до 140 г/дм³ и температуре до
150 ºС, представлены на рис. 3.

Исследования проводили в NaCl–CH₃COOH–CH₃COONa (p_H2S = = 0,001 МПа; p_CO2 = 3,0 МПа) и температуре 80 ºС, рН = 3,0.

Таким образом, выполненные исследования показали, что увеличение содержания Мо в стали до 2,15 % (вес.) приводит к повышению стойкости труб к образованию на поверхности коррозионных повреждений в виде язв и питтингов.

Однако необходимо учитывать, что трубы из стали типа Сr13 могут разрушаться по причине коррозионного растрескивания, поэтому требуется проведение дополнительных коррозионно-механических испытаний в средах, близких по своему химическому составу к пластовым флюидам конкретных газоконденсатных месторождений.

ВЫВОДЫ

Металлографические исследования образцов, поверхность которых была подготовлена согласно предлагаемым рекомендациям, позволяют оценивать влияние легирующих элементов на питтинговую коррозию высоколегированных сталей и сплавов.

Экспериментально доказано, что дефекты на поверхности стали не являются местами преимущественного зарождения коррозионных повреждений. 

Таблица 1. Химический состав металла трубы диаметром 88,9 х 6,45 мм, сплав типа SM2550
Table 1. Chemical composition of the metal of the pipe with a diameter of 88.9 x 6.45 mm, SM2550 alloy

Таблица 2. Химический состав металла труб, масс. %
Table 2. Chemical composition of metal of pipes, wt. %

Работы по капитальному ремонту газопроводов в системе ПАО «Газпром» начались во второй половине 1970-х гг. на магистральных газопроводах (МГ) «Бухара – Урал» (1-я и 2-я нитки). Данные газопроводы на отдельных участках были проложены в грунтах, обладающих высокой коррозионной активностью. В результате несоблюдения сроков ввода в эксплуатацию системы электрохимической защиты или ввода ее с серьезными нарушениями на отдельных участках происходило значительное число разрушений вследствие питтинговой и очаговой коррозии труб. С учетом характера и масштабов поражения труб единственным методом ремонта являлась полная замена участков с коррозионно-опасными трубами.

В конце 1970-х гг. на объектах магистрального транспорта газа была налажена работа по обследованию технического состояния участков с определением зон с поврежденной изоляцией и очагами коррозии. На этом этапе эксплуатации считалось, что коррозия может проявляться только в местах нарушений изоляции. Глубокий анализ состояния МГ привел к выводу о неравномерном распределении аварий и дефектов труб по длине газопроводов и нецелесообразности полной замены участков.
В результате в 1981 г. была введена в действие Инструкция по выборочному капитальному ремонту газопроводов, в которой были прописаны основы организации и технологии ремонтных работ на газопроводах на основе данных обследований.

Параллельно велась работа по созданию машин и механизмов для производства ремонтно-строительных работ, включая машины для подкопа под трубопровод, очистные, изоляционные и средства малой механизации для ремонта локальных участков. Однако до середины 1990-х гг., когда была развернута работа по расширению применения внутритрубной дефектоскопии (ВТД), основным методом ремонта продолжал оставаться метод с полной заменой ремонтного участка. При этом ремонтные работы проводились по принципу параллельной прокладки участка рядом с заменяемым, что практически исключало простой участка и снижение объемов транспорта газа.

С введением в действие в 2011 г. новой редакции Градостроительного кодекса РФ [1] технология с параллельной прокладкой нового участка рядом с заменяемым контролирующими налоговыми органами трактуется как реконструкция. Это следует из п. 14.1 [1]: «Реконструкция линейных объектов – изменение параметров линейных объектов или их участков (частей), которое влечет за собой изменение класса, категории и (или) первоначально установленных показателей функционирования таких объектов (мощности, грузоподъемности и других) или при котором требуется изменение границ полос отвода и (или) охранных зон таких объектов». Основные рациональные организационные и технологические аспекты капитального ремонта МГ прописаны в СТО Газпром 2-2.3-231–2008 [2], которым при капитальном ремонте линейной части МГ предусмотрены следующие основные методы:

• выборочный ремонт участков МГ с установкой ремонтных муфт или вырезкой опасных дефектов (установка «катушек»);

• переизоляция участков МГ с вырезкой опасных дефектов (установка «катушек») или заменой дефектных труб и сварных соединений;

• замена труб частичная или полная на участках МГ.

Учитывая вышеизложенное, во избежание нарушения п. 14.1 Градостроительного кодекса РФ газотранспортные общества при ремонте МГ методом замены труб укладывают новые трубы в ту же траншею, где находился ремонтируемый трубопровод, порой отключая при этом потребителей от поставок газа на длительный период. В соответствии с программами по капитальному ремонту газопроводов на 2004–2010 гг. и 2011–2015 гг. основным методом ремонта был определен метод переизоляции участков с заменой дефектных труб по технологии «ремонт с подъемом участка в траншее или с выкладкой на берму». С выходом инструкций по оценке дефектов труб в 2008 г., а затем в 2013 г. [3] проведение работ по технологии с поддержанием трубопровода трубоукладчиками в траншее было прекращено вследствие невозможности нахождения дефектоскопистов в траншее с подвешенным трубопроводом. При укладке на опоры в траншее или на берму ремонтно-строительные организации вместо инвентарных опор используют земляные призмы, высота которых составляет в начальный момент около 0,4 м, по прошествии нескольких часов – менее 0,3 м, а после дождя и того меньше. Очевидно, что при таких условиях достоверная визуализация и измерение размеров дефектов по нижней образующей невозможны. Технологическая схема ремонта с укладкой на опоры для классического варианта ремонта изоляционного покрытия с незначительным числом дефектов металла труб (СТО Газпром 2-2.3-231–2008) приведена на рисунке.
В реальных условиях ремонта число коррозионных дефектов таково, что единый цикл движения ремонтной колонны разбивается на три этапа:

• удаление старой изоляции и укладка участка на опоры (лежки);

• диагностика и ремонт дефектных зон на трубах;

• финишная очистка труб, изоляция, укладка и засыпка участка.

Первый этап практически идентичен для газопроводов, эксплуатируемых в любых региональных условиях с различным типом и числом дефектов металла труб.

Работы второго этапа зависят как от типа и размеров дефектов, так и от категории труб и марок сталей, из которых они изготовлены. Так, в соответствии с [3] при выявлении труб со стресс-коррозионными дефектами они должны быть вырезаны и отправлены на участок, базу или завод для установления истинных размеров трещин. В результате образуется разрыв между этапами работ по удалению старого покрытия и нанесению новой изоляции. По опыту работ в северных регионах эти этапы могут реализовываться на значительном расстоянии от мест проведения работ, порой составляющем 5–6 км. При обнаружении большого числа таких труб встает вопрос о необходимости формирования большого запаса и своевременного подвоза труб на объект. Помимо строительно-монтажных работ усложняются и процессы дефектоскопии и отбраковки, так как при вырезке труб и отнесении их к категории А3 трубы должны подлежать освидетельствованию, что требует усиления бригад и дополнительного финансирования. Кроме того, дополнительно потребуется проверять качество вновь сваренных труб. Следовательно, перед началом работ надо иметь достаточно достоверную информацию о дефектности и распределении повреждений по трассе. Но, к сожалению, полагаться на данные ВТД с дефектами коррозионного растрескивания под напряжением нельзя вследствие низкой эффективности дефектоскопов. Для получения уточненной информации необходимо выполнять обследование в шурфах, но и эта работа проводится в недостаточных объемах и не всегда качественно. Все эти факторы приводят к снижению темпов ремонта и срыву сроков сдачи объектов в эксплуатацию. На вопрос, что же делать, есть только один ответ: исполнителям работ – четко выполнять положения, прописанные в нормативных документах, а представителям надзорных органов – более ответственно выполнять возложенные на них должностные обязанности.

Если траншея затопляемая, наиболее качественно ремонтные работы можно проводить на берме траншеи, поскольку, как ни откачивай воду, обеспечить нормальную работу в траншее не удается. Важным элементом в создании условий для качественной работы диагностов является укладка трубных секций на инвентарные опоры для создания, с одной стороны, такого просвета между трубой и землей (не менее 0,6 м), который позволит проводить визуально-измерительный контроль по нижней образующей труб, с другой – гарантировать надежную фиксацию выложенного участка со снижением травматизма дефектоскопистов.

При ремонте МГ с полной заменой труб на участке первые два этапа проводятся полностью, затем трубопровод разрезается на трубные секции, которые в зависимости от категории развозятся либо на заводы (базы), либо на площадки складирования труб категории Б, а в освобожденную траншею укладываются вновь сваренные секции. Наиболее частым нарушением при демонтаже ремонтируемого газопровода является проведение работ по разрезке труб без удаления изоляции и диагностики труб и одновременной транспортировке их на площадки складирования. Это приводит к большим осложнениям при проведении как очистных, так и диагностических работ, и неоднократно такие трубы вынужденно отправлялись в металлолом.

Есть особенности и в плане выборочного ремонта объектов по результатам ВТД или электрометрии. Для упрочнения ослабленных участков применяются стальные и стеклопластиковые муфты или ленты. Анализ показывает, что порой муфты устанавливаются без особой надобности и в большом количестве, при этом эксплуатирующие организации забывают о том, что муфта как элемент обеспечения поддержания работоспособности до проведения капитального ремонта участка является конструкцией временного использования. При длительной эксплуатации муфты необходимо поджимать. Эта процедура выполняется в ходе проведения работ по обслуживанию и профилактике на участке МГ со сбросом давления. При этом трубопровод уменьшается в диаметре, а муфта сохраняет геометрические параметры. В зазор могут попадать грунтовые воды, соли и пр., что впоследствии может привести к ухудшению свойств уплотнительного материала, повреждению изоляционного покрытия и нарушению целостности упрочняющей конструкции.

При необходимости использования выборочного метода ремонта важно провести экономические расчеты и определить целесообразность производства работ, поскольку стоимость единичного ремонта достаточно высока, и если, к примеру, на 1 км потребуется установить 10 упрочняющих стальных муфт, по стоимости это может быть приравнено к замене всего километра трубопровода.

Следует также учесть, что при достаточно большой общей протяженности газопроводов, не приспособленных к ВТД, примерно 30 тыс. км из них (около 50 %) имеют DN 400 и менее. Анализ затрат на проведение капитального ремонта показывает, что газопроводы диаметром менее 400 мм ремонтировать методом переизоляции экономически нецелесообразно. В настоящее время более 50 % газопроводов-отводов имеют срок эксплуатации более 20 лет, что предполагает достаточно большой объем ремонта на однониточных газопроводах, отключение которых на длительный период влечет большие финансовые потери и социальные проблемы.

Одним из возможных вариантов ремонта однониточных газопроводов может стать ремонт под давлением газа. Этот метод ремонта не прописан в действующем стандарте (СТО Газпром 2-2.3-231–2008), однако имеется согласованная с ООО «Газнадзор» инструкция по применению данного метода и наработан положительный опыт его использования в ООО «Газпром трансгаз Махачкала». Планирование и применение этого метода неприемлемо на газопроводах с наличием стресс-коррозионных трещин, а кроме того, подразумевает проведение работ при сниженном давлении. Понятно, что работам должна предшествовать углубленная диагностика. Для возможности использования вышеуказанного метода в других газотранспортных обществах необходимо переработать существующий СТО Газпром 2-2.3-231–2008, который на сегодняшний день по ряду позиций не дает адекватного решения и создает проблемы для реализации новых разработок. Очевидна большая значимость документа в плане обеспечения надежности и работоспособности Единой системы газоснабжения, а также влияние его на финансово-экономические аспекты. Во избежание возникновения негативных моментов важно, чтобы в разработке новой редакции стандарта приняла участие рабочая группа из ведущих специалистов отрасли под руководством профильных департаментов
ПАО «Газпром».

Таким образом, на основании изложенного можно сделать вывод о необходимости проведения ремонта около 1,5–2,0 тыс. км газопроводов-отводов ежегодно в течение 10 лет с тенденцией к поэтапному увеличению.

В отдельных территориальных образованиях разработаны и реализуются региональные программы по реконструкции и ремонту региональных газопроводов.

Очевидно, пришло время для выработки общей для ПАО «Газпром» концепции по ремонту газопроводов-отводов, которая должна учесть все современные средства диагностики, а также возможность замены стальных труб на новый тип – полиэтиленовые, способные выдерживать давление до 6,0 МПа. 

Углекислому газу (CO2, диоксид углерода, ангидрид угольной кислоты) как коррозионному компоненту среды в процессе добычи газа ранее отводили не слишком значительную роль по сравнению с сероводородом (H2S). Проблема углекислотной коррозии стала приобретать все большее значение с началом разработки глубоко залегающих газоконденсатных месторождений с пластовыми температурами более 80 ºС, давлениями свыше 30 МПа и содержанием CO2 в газе более 1 % об. В России разработка таких залежей началась в 1965–1970 гг. в Краснодарском и Ставропольском краях. Именно тогда отечественные специалисты впервые столкнулись с катастрофическими последствиями воздействия СО₂. Глубина проникновения локальной коррозии в насосно-компрессорные трубы (НКТ) достигала 7–8 мм/год, шлейфовые трубопроводы корродировали по нижней образующей на глубину 3–5 мм/год. В 1978–1980 гг. были отмечены первые факты интенсивной коррозии трубопроводов в системах сбора нефти Самотлорского и ряда других нефтяных месторождений Западной Сибири. Несмотря на низкое (0,08–2,0 %) содержание углекислого газа в нефти и попутном газе, скорость коррозии составляла 3–4 мм/год, а в отдельных случаях достигала 6–8 мм/год [1].

В 2008 г. ПАО «Газпром» начало разработку ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ). Совместным российско-немецким предприятием АО «Ачимгаз» введена в эксплуатацию установка комплексной подготовки газа № 31 (ГКП-31) для разработки первого лицензионного участка. В октябре 2009 г. в эксплуатацию запущен газоконденсатный промысел № 22 (ГКП-22), разрабатывающий второй участок. Разработка и обустройство ачимовских отложений на всех лицензионных участках являются одним из основных направлений развития ПАО «Газпром» в ближайшие годы.

В составе пластового газа ачимовских отложений УНГКМ СО₂ присутствует в количестве 0,7–1,0 % моль, или 1,0–1,4 % масс.

По данным газоконденсатных исследований скважин (рис. 1), содержание СО₂ в добываемом пластовом газе составляет:

• по скважинам ГКП-31 – 0,69–0,86 % моль, среднее значение – 0,8 %;

• по скважинам ГКП-22 – 0,84–0,95 % моль, среднее значение – 0,9 %.

Как известно, одним из факторов, влияющих на скорость протекания углекислотной коррозии, является парциальное давление СО₂. Парциальное давление – давление отдельно взятого компонента газовой смеси. Общее давление газовой смеси является суммой парциальных давлений ее компонентов. Парциальное давление для типичных условий устья скважин ачимовских отложений было рассчитано на примере скв. 2114 при мольном содержании СО₂ 0,9 % и рабочем давлении 23 МПа:

.

Диапазон парциальных давлений углекислого газа для условий забоя составляет 0,2–0,4 МПа.
В соответствии с нормативной документацией ПАО «Газпром» ачимовский газ по степени агрессивности является высокоагрессивным [2]. Наличие минерализованной воды и высокая температура усиливают коррозионную агрессивность.

Углекислотная коррозия обусловлена влиянием растворенного в воде CO2 на процессы анодного растворения железа. Углекислый газ в водном растворе может находиться в различных формах: в растворенной, в виде недиссоциированных молекул угольной кислоты, бикарбонат-ионов (HCO₃^–) и карбонат-ионов (CO₃^2–). В равновесных условиях соблюдается баланс между всеми четырьмя формами. Соотношение между формами СО₂, HCO₃^– и CO₃^2– зависит от водородного показателя рН.

С увеличением рН растет содержание ионов HCO₃^–. При рН = 8,4 в воде присутствуют бикарбонат-ионы, а при рН = 12 – карбонат-ионы.

Одновременное присутствие перечисленных ионов в добываемом продукте обусловливает возможность образования различных труднорастворимых соединений, часть которых образует пленку на поверхности металла. Такие пленки при определенных условиях могут выступать в роли защитных, предотвращая попадание агрессивной среды на оголенный металл. Как правило, пленки, обладающие хорошими защитными свойствами (состоящие пре-имущественно из FeCO3), начинают образовываться при температурах от 75 ºС и парциальном давлении СО₂ выше 0,8 МПа. Параметры сред при добыче газа ачимовских отложений УНГКМ значительно ниже, соответственно, образование полноценных защитных пленок маловероятно.

ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА

В настоящее время достаточно хорошо изучено и описано воздействие СО₂ на различные сплавы металлов, определены классические зависимости растворения СО₂ в воде и протекающие при этом электрохимические процессы. Однако эти данные получены в лабораторных условиях, которые не имитируют фактические условия из-за ограничений технического и методического плана. Так, в автоклавных установках не создается соответствующий динамический режим течения, используются чистые среды, парциальное давление создается за счет увеличения концентрации СО₂ и т. д. Однако многокомпонентные среды при высоких давлениях, воздействии значительного количества факторов, изменении условий многофазного течения ведут себя несколько иначе, чем модели в лабораторных условиях. Кроме того, различные участки внутренней поверхности трубопровода находятся под воздействием как жидкой, так и газообразной фазы СО₂, углеводородов и воды.

Для понимания процессов воздействия диоксида углерода на поверхность трубопроводов необходимо определить и учесть условия, при которых происходит это воздействие в процессе добычи углеводородов.

Исходя из справочной информации [3], углекислый газ имеет критическую температуру 31,2 ºС и давление 7,36 МПа. При температуре выше критической CO2 перейдет в сверхкритическое состояние. При давлении в части трубопроводов обвязки скважин и в газосборных коллекторах (ГСК), равном 12–13 МПа, т. е. превышающем критическое значение для CO2, только температура определяет фазовое состояние СО₂ – жидкое или сверхкритическое.

Важной особенностью эксплуатации трубопроводов обвязки скважин и ГСК УКПГ-22 является их температурный режим, который находится как выше, так и ниже критической температуры 31,2 ºС. Температура на данных участках, от регулятора давления на площадке куста скважин до здания переключающей арматуры (ЗПА), снижается от 40 до 28 ºС, переходя критическую точку, что приводит к возникновению жидкой фазы СО₂.

Определим плотность диоксида углерода при существующих термобарических условиях от забоя до ЗПА. Из диаграммы (рис. 2) получаем, что плотность СО₂ для условий забоя скважины (100–106 ºС, 40 МПа), устья (50 ºС, 21 МПа) и ГСК в ЗПА (28 ºС, 12 МПа) практически одинакова: 780–830 кг/м³. При этом СО₂ на различных участках находится как в сверхкритическом, так и в жидком состоянии.

С использованием справочных данных о растворимости чистого СО₂ в воде была определена растворимость СО₂ для характерных участков газосборной системы (рис. 3). Несмотря на различные температуры и давления, растворимость имеет схожие значения для всех характерных участков: 5,5–6,5 % масс.

Таким образом, можно говорить о том, что в процессе добычи пластовой продукции часть СО₂ растворена в жидкой фазе воды, объем которой увеличивается по мере снижения температуры, а другая часть находится в сверхкритическом состоянии, а затем переходит в жидкую фазу с плотностью ниже плотности воды. Поскольку наличие свободной воды является основной причиной коррозии в углекислотной среде, оценим ее объем и соотношение с жидкой и газовой фазой углеводородов по участкам.

ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ И ВОДЫ В СИСТЕМЕ «ЗАБОЙ – УСТЬЕ – ГСК»

Оценим количество воды в жидкой фазе в потоке флюида. Общее количество воды со всех скважин ГКП-22 составляет 1200–1500 м³/мес (40–50 т/сут). Удельное содержание воды в газе сепарации составляет 7 г/м³.

Определим количество СО₂, поступающее с добываемым продуктом в систему ГСК. При текущей добыче товарного газа со скважин поступает 8,2 тыс. т/сут пластовой продукции. Количество СО₂ при содержании 1,4 % масс. составит 115 т/сут. Таким образом, массовое соотношение воды и СО₂ составляет 1:2,5.

Для определения фазового состояния пластового флюида в качестве исходных данных используем результаты газоконденсатных исследований эксплуатационной скв. 2131: потенциальное содержание С₅₊в в пластовом и «сухом» газе – соответственно, 277 и 292 г/м³. Дебит газоконденсатной смеси Q_г/к смеси = 211 тыс. м³/сут, дебит воды Q_в = 0,7 м³/сут.

На рис. 4 представлены фазовая диаграмма и границы термобарических параметров, в которых вода выпадает в свободную фазу (область левее фиолетовой линии) или отсутствует в виде свободной фазы (область правее фиолетовой линии).

В жидкой фазе вода может появиться уже на забое при условии Р_заб > 40 МПа (Т_заб = 106 ºС) и однозначно конденсируется при снижении температуры в процессе подъема по НКТ.

Для оценки количества углеводородов в жидкой фазе в потоке флюида были выполнены расчеты фазового состояния для условий забоя скважины, устья и ГСК. На рис. 5 представлено изменение объемного содержания жидкой фазы (углеводородный конденсат и вода) в пластовой смеси ГСК 213.

Полученные объемы жидкой фазы углеводородов и воды позволяют говорить о течении двухфазного потока в ГСК с разделением жидкой фазы на воду и газовый конденсат. Данный расчет не учитывает динамические процессы накопления и выноса жидкой фазы.

Таким образом, скважинный флюид транспортируется по ГСК в виде трехфазной смеси: газ, углеводородный конденсат и вода. Соотношение объема фаз по различным ГСК зависит от термобарических параметров и составляет: газ – 86–92 %, УВ-конденсат – 8–14 % и вода – менее 1 %.
При дальнейшем снижении температуры в процессе разработки произойдет увеличение доли жидкой фазы. Установлено, что конденсационная и пластовая вода, насыщенная углекислым газом, накапливается в трубопроводе, и соответственно, возникают условия для протекания электрохимической коррозии по нижней образующей трубы.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗА ГКП22

Проведены гидродинамические расчеты скважины, обвязки скважины и системы сбора газа ГКП22. Скорости газа в ГСК составляют 0,7–2,2 м/с.

В условиях недостаточно высокой скорости потока формируется расслоенная структура течения газожидкостной смеси (ГЖС). Происходит образование пробок в местах изменения рельефа, что приводит к развитию общей и локальной коррозии не только в зоне нижней образующей трубы, но и в зоне выше 3–9 ч.

В таблице приведены участки ГСК 2А15, где, согласно проведенному расчету, течение носит пробковый характер. С одной стороны, такой режим обеспечивает более интенсивный вынос воды вместе с конденсатом, с другой – возможно смачивание водой верхней образующей трубы.

Увеличение скорости свыше 1,6 м/с позволяет обеспечить кольцевой режим, кроме приведенных участков. Повышение скорости до 10–13 м/с не исключает возникновения пробкового режима течения на данных участках. Кроме того, увеличение скорости потока, широко применяемое при транспорте нефти для снижения коррозии, не приведет к образованию эмульсии, так как газовый конденсат, в отличие от нефти, не образует стойких эмульсий с водой.

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОРРОЗИИ

Рассмотренные факторы являются лишь частью множества параметров, влияющих на коррозию, и не позволяют рассчитать достоверную скорость коррозии. Наиболее распространенным методом контроля коррозии в промысловых условиях является гравиметрический способ – основное мероприятие коррозионного мониторинга в Обществе [5]. Однако данный способ очень инертен и растянут во времени, что не позволяет использовать его в полной мере для анализа влияния различных ранее рассмотренных факторов. Для оперативного мониторинга изменения скоростей коррозии были использованы ER-датчики, измеряющие электрическое сопротивление. Параллельное применение гравиметрического и ER-метода позволяет повысить достоверность оценки коррозионной агрессивности среды.

По результатам замеров ER-датчиками, установленными на трубопроводах кустовой площадки 2А15, были выявлены зависимости скорости коррозии от температуры добываемого продукта. На графике (рис. 6) прослеживается рост скорости коррозии до 0,7–0,9 мм/год при увеличении температуры более чем на 5 ºС. При отслеживании скорости коррозии гравиметрическим способом выявить такую зависимость не представляется возможным.

Для прогнозирования протекания процессов коррозии в ГСК использовалась математическая модель в программном комплексе AspenONE Engineering. Расчетная скорость коррозии по профилю трубопровода ГСК куста 2А15 (рис. 7) составляет в среднем 1,15 мм/год и снижается с 1,2 мм/год в начале ГСК до 1,1 мм/год по мере приближения к ЗПА, предположительно ввиду понижения температуры по ходу движения среды.

Рассчитанные скорости несколько выше величины, полученной гравиметрическим способом и по данным ER-датчиков. Непосредственное сопоставление численных значений скорости коррозии, полученных различными методами, не имеет практического смысла, так как СО₂-коррозия по причинам, описанным в настоящей работе, носит локальный характер, с очагами в виде язв и питтингов. Глубина проникновения коррозии даже на одном участке трубы с одинаковыми условиями может различаться на порядок.

ВЫВОДЫ

1. Ачимовские отложения УНГКМ характеризуются высокой коррозионной агрессивностью.

2. Образование плотных защитных пленок из продуктов коррозии на поверхности металла в условиях добычи газа ачимовских отложений УНГКМ маловероятно.

3. Углекислый газ в условиях добычи газа ачимовских отложений УНГКМ может находиться как в сверхкритическом, так и в жидком состоянии, а также в растворенном виде с водой и газовым конденсатом. Решающее значение оказывает температура среды.

4. Плотность и растворимость СО₂ практически не изменяются по ходу движения среды от забоя скважины до конечной точки ГСК в здании переключающей арматуры.

5. Процесс конденсации воды происходит на всем протяжении движения пластовой смеси, начиная от забоя скважины. Присутствие СО₂ в количестве, значительно превышающем количество воды, приводит к появлению коррозионно-агрессивной воды на всех участках движения пластовой смеси.

6. Скважинный флюид транспортируется по ГСК в виде трехфазной смеси (газ, углеводородный конденсат и вода). Соотношение объема фаз по ГСК составляет: газ – 86–92 %, УВ-конденсат – 8–14 % и вода – менее 1 %.

7. В ГСК имеются участки, на которых формируется пробковый режим течения продукта, что переносит область протекания коррозии с нижней образующей в непрогнозируемые места по всей поверхности тела трубы. Однако значительная доля жидкой фазы не исключает пробкового режима течения на отдельных участках даже при скорости более 10 м/с.

8. По результатам измерения скорости коррозии методом электрического сопротивления (ER-метод) выявлена явная зависимость скорости коррозии от температуры.

9. Невозможно с большой долей достоверности смоделировать и спрогнозировать процессы углекислотной коррозии ввиду их локального характера. Углекислотная коррозия имеет большое количество вариантов протекания в зависимости от химического состава среды, внешних и внутренних условий. На развитие коррозии влияет не только состав транспортируемых сред, но и режим течения газожидкостной смеси, термобарические параметры, pH среды, материальное исполнение трубопровода, микроструктура стали, механические свойства материала труб. 

Характеристика потока ГСК 2А15
Characteristics of the flow of the gas gathering header 2A15

σВВЕДЕНИЕ

Особое значение для надежности и безопасности новых образцов трубной продукции имеет процесс обоснования требований к ней и отработка технологии изготовления на основе исследований, испытаний опытных образцов. Современный подход численного моделирования с использованием концепции цифрового двойника Digital twin позволяет разрабатывать и верифицировать модель в процессе изготовления и испытаний опытных образцов. С помощью цифрового двойника производится оптимизация конструкции и технологии изготовления, что подтверждается контрольными испытаниями [1]. В статье представлен опыт разработки и применения цифрового двойника отвода холодного гнутья, изготовленного из труб с высокой деформационной способностью [2, 3].

СОЗДАНИЕ «ЦИФРОВОГО ДВОЙНИКА» ТРУБНОЙ ПРОДУКЦИИ НА ПРИМЕРЕ ХОЛОДНОИЗОГНУТОГО ОТВОДА

Цифровой двойник отвода холодного гнутья (ГО) получен путем моделирования в среде ANSYS его изготовления на типовом трубогибочном станке с полным соответствием кинематического нагружения трубы-заготовки (рис. 1).

Модель свойств металла трубы-заготовки соответствует реальной диаграмме «напряжения – деформация» металла труб для зон с активными тектоническими разломами (АТР), полученной при испытаниях образцов на растяжение. На рис. 2 представлена трехмерная геометрическая модель изготовления отвода.

Численной моделью учтена реальная геометрия рабочей части трубогибочного станка и вспомогательного оборудования. Геометрия параметризирована для изменения под любые типоразмеры труб-заготовок и модели трубогибочных станков. Верификация модели проведена путем сопоставления с натурными исследованиями процесса изготовления отводов холодноизогнутых с уменьшенным радиусом изгиба. Отклонения при сравнении результатов не превысили 5 %.

Далее представлены результаты анализа цифровых двойников отводов холодноизогнутых, в том числе с увеличенным углом гиба (ГОУ) из трубы-заготовки диаметром 1420 мм с толщиной стенки 21,7 мм; К60 (предел текучести σ_Т = 550 МПа, временное сопротивление σ_В = 650 МПа) с высокой деформационной способностью (ВДС) для зон АТР, изготовленных на трубогибочной машине ГТ 1424 производства ОАО «КрЭМЗ».

АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ОТВОДА ХОЛОДНОИЗОГНУТОГО С ПОМОЩЬЮ ЦИФРОВОГО ДВОЙНИКА

При каждом единичном гибе происходит обжатие верхней образующей трубы-заготовки о формирующее лекало (башмак) с образованием локальных «волн» с обеих сторон от обжатой части (рис. 3).

Расстояние L_огиб зависит от единичного угла загиба и является критическим параметром, ограничивающим величину передвижки при изготовлении ГОУ. Превышение этого расстояния при передвижке приводит к вдавливанию башмаком вершины имеющейся волны, что приводит к росту ее амплитуды до недопустимых размеров и образованию гофр (рис. 4). Передвижка при гибе на величину менее L_огиб приводит к продвижению волны вдоль образующей без роста ее амплитуды, вплоть до ее вырождения.

Процесс гофрообразования в значительной степени зависит от диаметра и тонкостенности (отношения диаметра к толщине) трубы-заготовки, а не от марки материала. Для труб диаметром 1420 мм и толщиной стенки 21,7 мм построена зависимость критического размера L_огиб от величины единичного угла при гибе (рис. 5). Исключение гофрообразования требует точного замера единичного угла гиба (угла загиба трубы при максимальном подъеме гибочного ложемента за цикл).

Деформируемость поперечного сечения приводит к высокой степени зависимости качества отводов от вспомогательного оборудования. Некорректная настройка дорна под толщину стенки приводит к наличию локальных изгибов металла стенки трубы-заготовки о края башмака и смятию трубы (рис. 6).

Подобная деформация поперечного сечения приводит к резкому возрастанию пластической деформации металла в локальных участках и при этом трудно диагностируема стандартными методами измерения геометрии отвода.

АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ХОЛОДНОИЗОГНУТЫХ ОТВОДОВ С ПОМОЩЬЮ ИХ ЦИФРОВОГО ДВОЙНИКА

Распределение эквивалентных напряжений в теле ГОУ неоднородно, и резко выделяются две потенциально опасные зоны. Первая находится на переходах от гнутой части к прямолинейной и присутствует на любых ГО и ГОУ. В данной зоне преобладают продольные напряжения, и их максимум сконцентрирован в зоне так называемой нейтральной линии, где рекомендуется при изготовлении ГО и ГОУ располагать продольный сварной шов трубы-заготовки. На рис. 7 представлена эпюра распределения продольных напряжений по высоте сечения ГОУ 20D 1420 х 21,7 мм К60 ВДС. Максимум остаточных напряжений достигает 0,8σ_Т, где σ_Т – фактический предел текучести основного металла трубы.

Во второй зоне (прямолинейные участки, в особенности со стороны упорного ложемента) преобладают остаточные кольцевые напряжения (до 0,9σ_Т), вызванные деформацией прямолинейного участка трубы, огибающего торцы гибочного и упорного ложементов. Это приводит к овализации поперечного сечения. Для уменьшения степени овализации торцов отвода в процессе его изготовления на заводах используют распорки. В результате численного эксперимента установлено, что для исключения появления кольцевых напряжений в стенке металла трубы-заготовки на прямолинейных участках распорки должны полностью предотвращать деформацию торцевого сечения, т. е. обладать большой жесткостью и иметь большую зону контакта по образующей. В противном случае возникают максимумы остаточных напряжений на перегибах об упорный ложемент и распорку.

Таким образом, поле остаточных напряжений неравномерно распределено по телу отвода (рис. 8).

Максимумы остаточных напряжений как в кольцевом, так и в продольном направлении сконцентрированы в нейтральной зоне, где при изготовлении ГО и ГОУ располагается продольный сварной шов трубы-заготовки.

Проведение на цифровых двойниках модельных гидравлических испытаний показало, что разрушение отводов должно происходить на прямолинейных участках (рис. 9).

Натурные гидроиспытания ГОУ до разрушения прошли с разрывом основного металла на прямолинейном участке, в зоне нейтральной линии, подтвердив результаты, полученные при моделировании.

Анализ цифрового двойника позволил определить процесс накопления пластической деформации в теле отвода. На первых гибах происходит процесс накопления пластической деформации на образующих до уровня, соответствующего радиусу изгиба по формуле:

, 

где ε_пл – продольная пластическая деформация; r_тр – радиус трубы; R_изг – радиус изгиба.

При достижении необходимого радиуса изгиба и дальнейшем его поддержании происходит распределение пластической деформации вдоль образующей (рис. 10–12).

Как показывает практика, изготовление отвода даже на заводе – нестабильный процесс (табл. 1 и 2).

Нестабильность процесса гибки приводит к выбросам пластической деформации вдоль образующей, представленной на рис. 13.

При изготовлении ГОУ 25D уровень пластической деформации при стабильном режиме изготовления ε_плстаб = 2 %. При реальном (нестабильном) режиме изготовления пластическая деформация достигает 3 %.

На рис. 14 представлено распределение пластической деформации в кольцевом направлении по телу ГОУ 20D при стабильном процессе изготовления.

Как видно, на прямолинейных участках также присутствует пластическая деформация металла стенки ГОУ, которая проявляется за счет деформации поперечного сечения на опорном и гибочном ложементах, особенно на первых и последних гибах (рис. 15).

Деформация поперечного сечения и его овализация приводят к неоднородности в показаниях остаточного угла, замеренного на верхней и нижней образующих. Установка распорок не гарантирует идентичности результатов замера. Как показали результаты моделирования изготовления отвода, обеспечивающая наибольшую стабильность измерений оптимальная зона замера угла как в процессе гиба, так и остаточного, расположена в срединной плоскости трубы-заготовки. Измерение углов загиба в срединной плоскости позволит обеспечить единство технологических режимов изготовления отводов на разных марках трубогибочных машин.

Для анализа работы отводов совместно с прилегающим трубопроводом проведено численное моделирование участков трубопроводов в идентичных условиях залегания (граничных условиях нагружения моделей) [4]. Участки содержат зону изгиба с различными радиусами (от 40 до 60 м для холодноизогнутых отводов и 5 и 7 м для горячегнутых отводов). Результаты, представленные в работе, демонстрируют значительный рост эксплуатационных напряжений с увеличением угла поворота и уменьшением радиуса изгиба (рис. 16).

При этом следует учитывать, что в отводах горячего гнутья в результате термического процесса, в отличие от холодного гнутья, остаточные напряжения практически отсутствуют. Применение отводов холодного гнутья при больших углах и малом радиусе изгиба может привести к потере прочности при эксплуатации.

ВЛИЯНИЕ ПЛАСТИЧЕСКОЙ ДЕФОРМАЦИИ ПРИ ИЗГИБЕ ОТВОДА НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОДЕЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Оценка влияния пластической деформации на остаточные механические свойства проводилась для труб с высокой деформационной способностью класса прочности К60, размером Ø1420 х 21,7 мм, российского производства [5–7]. При этом были учтены все необходимые технологические особенности серийного производства труб, нагрев до температуры 200–220 ºС перед нанесением АКП и др. Опытный отвод холодного гнутья изготавливался на трубогибочной машине ГТ-1424 с созданием участков труб с радиусами изгиба R ≈ 20D_н, R ≈ 25D_н и R ≈ 30D_н. Были вырезаны и исследованы образцы деформированного металла на прямых участках, а также в местах изгиба в растянутой и сжатой зонах и в «нейтральной» – напротив продольного сварного шва.

Результаты сравнения показали высокую сходимость с данными цифровой модели, по остаточному углу – 97 %, по деформациям – в пределах 95 %. Таким образом, расхождение не превысило 5 %.

По результатам экспериментальных исследований деформированного металла холодногнутых отводов отмечено следующее.

Металл отвода претерпевает изменение механических свойств деформированного основного металла в меньшей степени в поперечном направлении, прочностные свойства и отношение σ_ТТ(R_t0,5)/σ_В практически не меняются, но снижается пластичность (5 и р) (рис. 17). В продольном направлении имеет место ожидаемое существенное изменение предела текучести σ_ТТ(R_t0,5) и отношения σ_ТТ(R_t0,5)/σ_В в разных направлениях для металла растянутой и сжатой зон, а также снижение пластичности (рис. 18). В растянутой зоне наблюдается повышение σ_ТТ(R_t0,5) и σ_ТТ(R_t0,5)/σ_В, а в сжатой зоне – наоборот, их снижение. Указанные закономерности характерны для испытаний плоских образцов.

Важно отметить, что пластическая деформация металла при холодном изгибе трубы вызывает соответствующее снижение пластических свойств металла как в продольном, так и в поперечном направлениях. Исследования поведения трубной стали дополнены испытанием пластин металла, вырезанного из трубы, при продольных пластических деформациях, достигающих 7 %.

Проведенные испытания прочностных и пластических свойств металла (в поперечном и продольном направлениях) при наличии продольной пластической деформации величиной 1,5–7,0 % полностью перекрывают возможный диапазон деформаций металла при изгибе отводов и возможных деформациях трубопроводов в зонах подвижек грунтов активных тектонических разломов мощностью сброса уровня 3 м.

Результаты испытаний металла пластин полностью соотносятся со свойствами деформированного металла отвода. Видно, что с увеличением продольной пластической деформации растяжения пластин и трубы имеет место рост прочностных свойств металла и отношения σ_ТТ(R_t0,5)/σ_В (т. е. σ_ТТ(R_t0,5) растет быстрее, чем σ_В).

Под воздействием пластической деформации растяжения или сжатия происходит снижение пластичности в поперечном и продольном направлении. При величине пластической деформации ≈3…4 %, которая может иметь место при изготовлении отводов с уменьшенным R ≈ 20…25D_н, снижение значений δ₅, δ_р достигает 3–4 % относительно исходных свойств трубы.

На цифровой модели полученного отвода холодного гнутья проведено исследование поведения металла под действием внутреннего давления до разрушения, результаты представлены на рис. 9.

При расчетной величине разрушения 19,9 МПа разрушение отвода произошло при давлении 20,1 МПа (рабочее давление 9,8 МПа), что свидетельствует о высокой точности модели и высокой несущей способности отвода (пластически деформированной трубы). 

Выводы

По результатам исследований цифрового двойника отвода холодного гнутья больших углов изгиба, подтвержденных натурными исследованиями металла, определено следующее.

Металл трубы, деформируясь в процессе формирования в трубогибочной машине отвода холодного гнутья, претерпевает необратимые пластические деформации величиной до 4 % и более, приводящие к разнонаправленному изменению его механических характеристик в растянутой и сжатой зонах в продольном и кольцевом направлениях, а также на прямых участках в кольцевом направлении. Так, свойства вязкости (δ₅, δ_р) изменяются по образующей и направляющей на величину, близкую к величине пластической деформации. Независимо от угла изгиба минимально допустимое (нормативное) значение δ_р деформированного металла отвода в обоих направлениях уменьшается на величину фактических пластических деформаций.

Результаты гидравлических испытаний отводов, изготовленных из отечественных труб для АТР, продемонстрировали их высокую несущую способность и способность обеспечить герметичность после высокого уровня пластических деформаций изгиба (~4 %) при изготовлении отводов холодного гнутья с большим (20D) углом гиба, которые также характерны для АТР на МГ «Сила Сибири».

При определении минимально допустимого радиуса (максимального угла) изгиба отвода главным требованием вязкости деформированного металла является обеспечение равномерного удлинения в объеме 3 % с учетом изменчивости режимов изгиба.

При изготовлении отводов холодного гнутья важнейшей задачей является контроль изменчивости режимов гнутья в трассовых условиях. Отклонения (перегибы) ведут к высоким пластическим деформациям.

Цифровая модель Digital twin отвода холодного гнутья позволяет определить требования к технологическим режимам изготовления и уровень механических свойств, необходимый для обеспечения эксплуатационной надежности.

Выявлена высокая чувствительность качества ГОУ к параметрам технологического процесса изготовления и правильности настройки оборудования. Определены факторы и причины возникновения наиболее частых отклонений в геометрии отводов, а именно гофров и овальности поперечного сечения. 

Утвержденная Президентом РФ Стратегия экологической безопасности Российской Федерации на период до 2025 г. [1] является основой для формирования и реализации единой государственной политики в сфере обеспечения экологической безопасности на федеральном, региональном, муниципальном и отраслевом уровнях, в том числе и в нефтегазовом комплексе страны.
В Стратегии отмечается, что, несмотря на меры по снижению уровня воздействия на окружающую среду химических, физических, биологических и иных факторов, по предотвращению чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, включая аварийные ситуации на опасных производственных объектах, по адаптации отраслей экономики к неблагоприятным изменениям климата, сохраняются угрозы экологической безопасности. К внутренним вызовам экологической безопасности Президент РФ относит низкий уровень разработки и внедрения экологически чистых технологий и экологического образования и экологической культуры населения. К числу приоритетных направлений государственной политики в сфере обеспечения экологической безопасности относятся: внедрение инновационных и экологически чистых технологий; развитие экологически безопасных производств; активизация фундаментальных и прикладных научных исследований в области охраны окружающей среды и природопользования, включая экологически чистые технологии; развитие системы экологического образования и просвещения, повышение квалификации кадров в области обеспечения экологической безопасности.

Необходимо отметить, что Россия обладает несметными природными богатствами (на территории РФ находится 20 % мировых ресурсов пресных вод, более 18 % мирового леса, богатейшие месторождения нефти, газа, металлов), что не способствует развитию у граждан страны сознательного подхода к бережному и экономному использованию природных ресурсов, но накладывает особую ответственность за экологическое образование и воспитание на профессорско-преподавательский состав высшей школы, преподавателей среднего профессионального и общего образования. Для системы высшего профессионального образования экологическое направление подготовки специалистов является неотъемлемой составляющей деятельности каждого высшего учебного заведения. В соответствии с Федеральными государственными стандартами студентам всех инженерно-технических направлений преподается дисциплина «Экология».

Как известно, недропользование, являясь одним из видов экономической деятельности, оказывает существенную нагрузку на экологию планеты. В связи с этим к РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, осуществляющему подготовку кадров для нефтегазового комплекса страны, предъявляются высокие требования государства и общества, в особенности к уровню подготовки специалистов, формированию у выпускников экологического мышления.

В Программе развития Университета на 2010–2019 гг., утвержденной Министерством образования и науки РФ [2], в числе трех приоритетных направлений особое место занимает программа «Экологическая и промышленная безопасность нефтегазового производства». Данной программой предусмотрены:

• развитие технологий аэрокосмического, локального и сопряженного экологического мониторинга, позволяющих своевременно обнаружить изменения состояния окружающей среды в зонах размещения объектов нефтегазового комплекса;

• разработка технологий, позволяющих снизить риски аварийности и травматизма в нефтегазовой отрасли;

• разработка и внедрение новых материалов и сорбентов для сбора нефтепродуктов и биоремедиации почвенных и водных сред при ликвидации последствий аварий;

• разработка и внедрение мобильных экспресс-методов контроля состояния объектов окружающей среды, качества нефти, нефтепродуктов и различных материалов;

• разработка системы оценки безопасности эксплуатации морских нефтегазовых сооружений;

• разработка новых технологий управления промышленной и экологической безопасностью на предприятиях топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Как видно, основные направления программы развития университета на ближайшие годы полностью совпадают с приоритетными направлениями государственной политики в сфере обеспечения экологической безопасности, намеченными в [1].

Университет уже более 25 лет ведет подготовку экологов-природопользователей. Ученый совет университета еще в 1992 г. принял решение о начале подготовки для предприятий нефтегазового комплекса специалистов в области охраны окружающей среды и рационального природопользования. Тогда же химико-технологический факультет был преобразован в факультет химической технологии и экологии и была создана профилирующая кафедра промышленной экологии.

В 1995 г. на факультете инженерной механики была начата подготовка специалистов в области техногенной безопасности и создана профилирующая кафедра промышленной безопасности и охраны окружающей среды.

В 2005 г. на факультете геологии и геофизики нефти и газа началась подготовка бакалавров по направлению «Экология и природопользование» с профилем «геоэкология».

Наконец, в 2017 г., объявленном в стране Годом экологии, Ученый совет принял решение о создании в университете профилирующей кафедры нефтегазовой геоэкологии, базовой кафедры Росприродназора – кафедры экологического надзора, экспертизы и нормирования – и базовой кафедры Ростехнадзора – кафедры технологического надзора и регулирования в нефтяной и газовой промышленности. Этим решением Ученый совет университета замкнул технологическую цепочку подготовки специалистов-экологов для нефтегазового комплекса страны – от поиска, разведки и разработки месторождений нефти и газа до транспортировки углеводородов и продуктов их переработки.

Экологическое образование в университете носит междисциплинарный характер. Основная цель экологического образования – формирование у студентов всех направлений подготовки знаний об экологической безопасности, четкого понимания основных закономерностей формирования экологической опасности и управления безопасностью, приобретение практических навыков и умений в области обеспечения экологической безопасности и, как результат, формирование у выпускников экологического мышления на основе активной жизненной позиции и повышение культуры нефтегазового производства.

В настоящее время университет ведет подготовку специалистов-экологов на всех трех уровнях образования (бакалавр, магистр, аспирант) по направлениям подготовки «Экология и природопользование», «Охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов» и «Техногенная безопасность». Названные направления пользуются большой популярностью, о чем свидетельствует высокий уровень конкуренции среди абитуриентов, а выпускники университета всегда востребованы промышленностью, особенно ведущими нефтегазовыми компаниями страны: ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Транснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ». Большое число выпускников университета работают в департаментах природопользования и охраны окружающей среды министерств и региональных органов власти.

На базе университета ведется подготовка магистров по программам «Нефтегазовая геоэкология», «Промышленная экология и рациональное использование природных ресурсов», «Промышленная безопасность предприятий ТЭК». Уже не первый год совместно с Фрайбергской горной академией (Германия) по программе двойного диплома осуществляется подготовка магистров по направлению «Международный менеджмент ресурсов и экология». В этом году на кафедре промышленной экологии открыли подготовку магистров по программе «Инжиниринг современных технологических решений по переработке отходов производства на основе наилучших доступных технологий».

В университете много внимания уделяется вопросам экологического воспитания будущих нефтяников и газовиков. Студенты университета в этом году стали призерами Всероссийской студенческой экологической олимпиады, а выпускники программы «Техногенная безопасность» получили четыре золотых и три серебряных сертификата на Всероссийском интернет-экзамене выпускников бакалавриата 2017 г. В университете регулярно проводятся фотоконкурсы «Эковзгляд» с номинациями «Острова природы в мегаполисе», «Мой вклад в охрану окружающей среды», «Зеленый город», «Город в опасности». На конференциях студенческого научного общества особое внимание уделяется тематике хозяйственного воздействия предприятий нефтегазового комплекса на окружающую среду, экологию региона. С 2013 г. студенты активно участвуют в благотворительном экологическом проекте «Зеленый губкинец».

Для учащихся школ разработана учебная программа по теме «Защита окружающей среды», реализация которой в 2016 г. была признана лучшим проектом университетских суббот среди московских вузов. Университет принял решение об участии в международном «зеленом» рейтинге университетов. Этот рейтинг помимо обычных показателей успешности вуза учитывает такие критерии, как инфраструктура вуза, показатели потребления и экономии энергии, рационального использования водных ресурсов, воздействие на климат, наличие технологий очистки вод, переработки отходов, площадь зеленых насаждений на территории кампуса и т. п. На положение в рейтинге существенное влияние оказывают показатели вуза по образовательной и научной деятельности экологического направления.

В сферу профессиональной деятельности выпускников входят вопросы экологического проектирования, геоэкологические и инженерно-экологические исследования, эколого-экономический анализ промышленных производств, разработка и обоснование экологических нормативов, экологический менеджмент, экологический аудит, мониторинг окружающей среды. Таким образом, изучаемые вопросы охватывают всю технологическую цепочку воздействия человека и его хозяйственной деятельности на окружающую среду при поиске, разработке, транспортировке и переработке углеводородов. Подготовленные в университете специалисты-экологи занимаются комплексным исследованием экологического состояния окружающей среды, проводят оценку воздействия на окружающую среду организациями нефтегазового комплекса, разрабатывают и реализуют мероприятия по снижению негативного воздействия на окружающую среду и организации процесса рационального природопользования.

За последние 25 лет для предприятий нефтегазового профиля, природоохранных организаций федерального, регионального и муниципального уровня университет подготовил более 1500 специалистов-экологов. Кроме того, более 2000 руководителей и специалистов отрасли прошли повышение квалификации и переподготовку на профилирующих кафедрах вуза. За прошедшие годы на специализированных диссертационных советах, функционирующих на базе университета, сотрудниками, аспирантами, докторантами и соискателями по экологической тематике были защищены: по научной специальности 03.02.08 «Экология» – 65 кандидатских и 15 докторских диссертаций; по специальности 25.00.36 «Геоэкология» – 5 кандидатских диссертаций.

На кафедрах университета работает высококвалифицированный профессорско-преподавательский состав. Многие преподаватели вуза являются экспертами государственных и общественных фондов, министерств и ведомств, членами международных экологических организаций. В их числе – лауреат Государственной премии РФ, заслуженный химик РФ, президент Фонда «Национальный центр экологического менеджмента и чистого производства для нефтегазовой промышленности» при Организации Объединенных Наций по промышленному развитию (ЮНИДО) профессор С.В. Мещеряков; член-корреспондент РАН, член Совета по Арктике и Антарктике при Совете Федерации Федерального собрания РФ и Научно-экспертного совета Госкомиссии по развитию Арктики профессор В.И. Богоявленский; заслуженный эколог РФ, обладатель международных патентов профессор О.Н. Кулиш; лауреат Национальной экологической премии фонда имени В.И. Вернадского, эксперт ЮНИДО по экологическим проблемам нефтегазового комплекса профессор Е.А. Мазлова; лауреат Национальной экологической премии фонда имени В.И. Вернадского профессор
Е.В. Глебова; действительный член Академии промышленной экологии профессор И.А. Голубева.

Ученые университета проводят исследования в таких важных направлениях промышленной экологии отрасли, как разработка и внедрение технологий, направленных на снижение загрязнения атмосферного воздуха токсичными веществами, образующимися при сжигании топлива; разработка нового класса катализаторов переработки газообразных углеводородов в моторные топлива, соответствующие международным стандартам; разработка методов и технологий утилизации и обезвреживания нефтяных шламов и отходов нефтегазопереработки; создание тампонажных растворов на углеводородной основе для цементирования скважин; разработка технологий по очистке буровых сточных вод и отработанных буровых растворов с помощью новых флокулянтов; разработка природосберегающих технологий, включая технологии выявления, мониторинга и снижения природных и техногенных угроз экосистеме при освоении ресурсов углеводородного сырья; экологическая экспертиза и сертификация объектов нефтегазового профиля.

В 1999 г. по инициативе Правительства РФ и при поддержке ООН на базе университета создан Фонд «Национальный центр экологического менеджмента и чистого производства для нефтегазовой промышленности» при ЮНИДО. Деятельность Центра тесно связана с оказанием консультационных услуг организациям и предприятиям нефтегазового комплекса. В последние годы специалисты Центра и сотрудники кафедры промышленной экологии совместно с ОАО «РЖД» участвуют в демонстрационных проектах ЮНИДО по реализации принципов Стокгольмской конференции, связанных с соблюдением Монреальского протокола химическими предприятиями России.

В 2017 г. в связи с объявленным в стране Годом экологии на кафедре промышленной экологии университета проведен ряд мероприятий, связанных с решением экологических проблем ТЭК. Был организован и успешно функционирует межкафедральный научно-методический семинар «Экологическая безопасность нефтегазового комплекса», регулярно собирается Научно-технический совет, организованный совместно с Институтом проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) для решения различных экологических проблем. Преподавателями кафедры и сотрудниками Центра совместно с другими организациями проводится большая работа по подготовке научно-технических справочников по наиболее доступным технологиям (издано два справочника). Также выпущен ряд учебных пособий, в том числе «Охрана почв и рекультивация земель в нефтегазовом комплексе», «Техника и технология обезвреживания отходов», «Инженерно-экологические изыскания».

Сотрудниками кафедры промышленной экологии и работниками Центра разработан и предложен проект комплексного решения ликвидации накопленного экологического ущерба. Реализация данного проекта начата в ООО «ЛокоТех» в г. Улан-Удэ, которое имеет значительные накопления отходов в виде каменноугольной смолы и фенольных вод. Ввиду значимости для оз. Байкал данный проект получил поддержку Росприроднадзора, даны рекомендации для масштабирования предложенного подхода на другие объекты различных отраслей промышленности. Кафедра подготовила необходимые документы и подала их на конкурс Международной экологической премии ECOWORLD. Оргкомитет рассмотрел предложенный проект «Ликвидация отстойника-накопителя Улан-Удэнского локомотивно-вагоноремонтного завода в Железнодорожном районе г. Улан-Удэ, с получением вторичной товарной продукции из содержимого отстойника». Присуждение премии ECOWORLD является хорошим результатом, свидетельствующим об активной работе коллектива университета (исполнители проекта – С.В. Мещеряков, А.М. Гонопольский, А.В. Мурадов, Е.А. Мазлова, С.В. Остах, О.С. Остах, А.А. Белинский) в Год экологии.

Поднимая на всех экологических площадках вопрос о необходимости улучшения экологической законодательной базы и работы контролирующих органов, в частности работы лаборатории Федеральной службы по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзора), и повышения уровня компетентности инспекторов Росприроднадзора, руководство Федеральной службы вышло с инициативой создания в университете базовой кафедры по подготовке инспекторов
Росприроднадзора. Такой договор был подписан между университетом и руководством Федеральной службы, в настоящее время ведутся организационные работы по созданию новой кафедры и решаются вопросы по ее оснащению современным аналитическим оборудованием.

По инициативе Национального центра экологического менеджмента и университета были заключены договоры о содружестве с Римским университетом Сапиенца и Болонским университетом, что позволяет привлечь иностранный опыт решения экологических проблем на предприятиях нефтегазовой отрасли. Был проведен ряд лекций, семинаров, «круглых столов», конференций с участием итальянских коллег и представителей нашего вуза.

На базе университета на постоянной основе проходят заседания Научно-технического совета, образованного негосударственным учреждением «Центр независимой экологической экспертизы объектов нефтяной и газовой промышленности» («НефтеЭкоЦентр»).

В 2014 г. университет, ИПНГ РАН и ряд других известных научных организаций стали учредителями некоммерческого партнерства «Российский центр освоения Арктики» (РЦОА), созданного по распоряжению Президента РФ. РЦОА зарегистрирован в столице газового производства – г. Салехарде. За четыре года РЦОА выполнил огромный объем работ экологической направленности, включая организацию более
10 научных экспедиций по изучению выявленного в 2014 г. феномена широкомасштабной дегазации недр с образованием гигантских кратеров газового выброса, а также по очистке о-ва Белый от накопленного экологического ущерба. Необходимость проведения комплексных научных исследований по изучению опасных природных явлений подчеркивается в Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 г., утвержденной Президентом РФ 8 февраля 2013 г. [3].

В 2017 г. по рекомендациям Совета безопасности РФ при университете создан Межведомственный центр компетенции «Рациональное природопользование, экологическая и экономическая безопасность», объединивший более 50 экспертов различных вузов и институтов страны. По инициативе профессора В.И. Богоявленского и депутата Госдумы РФ В.А. Пушкарева в 2017 г. на базе Совета Федерации проведены три совместных заседания экспертов экологической направленности Межведомственного центра компетенции, Совета по Арктике и Антарктике при Совете Федерации Федерального Собрания РФ, Научно-экспертного совета Государственной комиссии по вопросам развития Арктики, Экспертного совета при Союзе организаций нефтегазовой отрасли Российского газового общества, Экспертного совета Союза нефтегазопромышленников России. Большое внимание в работе экспертов уделяется разработке рекомендаций по совершенствованию законодательства в области природопользования и экологической безопасности страны.

Университет совместно с РАН и Всемирным фондом дикой природы (WWF) организовал и успешно провел 5–7 апреля 2017 г. Международный симпозиум «Выброс нефти на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе. Уроки борьбы с крупным разливом нефти – эффективность и экологические последствия». Научное экспертное российское и американское сообщества на площадке университета обсуждали вопросы борьбы с крупными нефтяными разливами нефти на примере выброса на платформе Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в 2010 г. В работе симпозиума приняли участие более 100 экспертов из разных организаций, в том числе представители ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ведущих академических и отраслевых институтов и организаций.

Университет является крупнейшей площадкой для диалога с Ростехнадзором, Росприроднадзором, законодательными органами страны и отраслевыми экспертами по обсуждению актуальных проблем в области повышения экологической безопасности перспективных проектов добычи нефти и газа на шельфе и на море. 

Вопрос о наблюдениях за ВБР до 2013 г. решался путем проведения производственного экологического мониторинга и контроля. С вступлением в законную силу Постановления Правительства РФ от 29 апреля 2013 г. № 380 «Об утверждении Положения о мерах по сохранению водных биологических ресурсов и среды их обитания» [1] возникли дополнительные требования в части сохранения биоразнообразия водных ресурсов (рис. 1). Требования к вновь вводимым и строящимся объектам практически не изменились, изменился лишь алгоритм расчета ущерба водным биологическим ресурсам. Однако перед госорганами встал вопрос об исчислении ущерба ВБР, наносимого уже функционирующими объектами. Заинтересованные государственные органы регионов заняли двойственную позицию.
В Центральной России ущерб ВБР действующими объектами не рассчитывался. Предполагалось, что этот ущерб в отсутствие видимой гибели рыбы и других ВБР компенсируется в составе платы за пользование водными ресурсами, а также штрафами при превышении ПДС (предельно допустимого сброса) и ПДКр (предельно допустимые концентрации рыбохозяйственные) в контрольных створах [2]. Такую же позицию заняли и федеральные органы по контролю в области рыболовства, а также некоторые научно-исследовательские учреждения. В регионах, отдаленных от центральной части России, например в Пермском крае, органы по контролю в области пользования водными ресурсами, поддержанные местными институтами, специализирующимися в области рыболовства, стали предъявлять требования либо включать контроль ущерба ВБР в состав решений на предоставление водных объектов в пользование и/или договоров водопользования, либо закладывать требования по расчету ущерба ВБР в косвенном виде в проекты ПДС. В последнем варианте вопрос о мониторинге ВБР встал при согласовании проектов ПДС с компрессорных станций Пермского края.

МАТЕРИАЛЫ

Объектом исследований являются 13 водовыпусков очистных сооружений в составе линейных производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ) ООО «Газпром трансгаз Чайковский» на территории Пермского края. На каждом исследуемом участке водных объектов на достаточном удалении друг от друга устанавливалось по шесть створов. Из них один створ (фоновый) устанавливался выше по течению от места водосброса и совпадал с фоновым створом, установленным в рамках проведения производственного экологического мониторинга. Следующие створы на водных объектах устанавливались в местах водовыпуска и ниже по течению на достаточном отдалении друг от друга для оценки изменений концентраций сбрасываемых загрязняющих веществ и микроорганизмов. В каждом створе собирались образцы для химических исследований (тяжелые металлы, нефтепродукты), бентосные и планктонные пробы и происходил отлов рыбы (рис. 2). Кроме того, для каждого водного объекта составлялась гидрологическая характеристика.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Размер ущерба водным биоресурсам оценивается по совокупности следующих факторов:

• гибель водных биоресурсов;

• утрата потомства погибших водных биоресурсов;

• гибель кормовых организмов (планктон, бентос) и водорослей, обеспечивающих прирост и жизнедеятельность водных биоресурсов. Большинство обследованных водоемов характеризуются олиго- или -мезосапробностью, олиготрофностью. Только при исследовании р. Тулумбаиха были отмечены признаки эвтрофикации, которую можно охарактеризовать как -мезосапробную по ряду показателей. Результаты исследований в контрольных створах не отражают какого-либо воздействия сбрасываемых сточных вод на биоразнообразие и продуктивность исследованных водоемов по сравнению с фоновыми створами. Кроме того, сточные воды не оказывают значимого негативного влияния на ихтиофауну водных объектов. Все реки (кроме р. Кусья) не имеют промыслового значения в силу своих малых размеров. Река Кусья – самая большая из исследованных рек, по словам местных рыбаков, имеет значение в плане лова хариуса (Thymallus thymallus) и бычка-подкаменщика. Данные виды рыб обитают только в чистых водоемах.

В отношении зоопланктона можно сказать, что во всех реках бóльшую часть численности биомассы составляли рачки, а в отношении фитопланктона преобладают диатомовые и зеленые водоросли.

За исключением рек Кусья и Тарзамиха, личинки насекомых играют малую роль в формировании донных сообществ, в основном в исследованных водных объектах доминирующими группами являются малощетинковые черви и личинки хирономид.
В формировании донных сообществ рек Каменка и Камбарка-2 значительную роль играют брюхоногие моллюски.

Результаты комплексного исследования водных объектов в контрольных и фоновых створах в местах водовыпусков свидетельствуют об отсутствии нанесения прямого ущерба, поскольку сокращения ВБР не отмечалось. Снижения рыбопродуктивности водных объектов в контрольных створах относительно фоновых в местах сброса сточных вод также не было зафиксировано. Отмечается наличие незначительного токсикологического влияния на ВБР, связанного со сбросом загрязняющих веществ и микроорганизмов с превышением ПДК. Однако действующая Методика исчисления размера вреда, причиненного ВБР, утвержденная Приказом Росрыболовства от 25 ноября 2011 г. № 1166 [3], не учитывает данное воздействие.

Таким образом, ущерб ВБР и среде их обитания вследствие сброса загрязняющих веществ и микроорганизмов в водные объекты Пермского края не установлен. Негативное влияние на водные объекты отмечается, но действующая Методика не позволяет вычислить данный ущерб. Компенсация негативного воздействия на водные объекты (среду обитания ВБР) в связи с осуществлением сбросов загрязняющих веществ и микроорганизмов с превышением допустимых концентраций осуществляется в рамках платежей за негативное воздействие на окружающую среду [4]. С учетом отсутствия зафиксированного в ходе полевого обследования воздействия на состояние ВБР, а также снижения биомассы кормовых планктонных, бентосных организмов и водорослей в контрольных створах по отношению к фоновым предположение о снижении рыбопродуктивности водных объектов вследствие сбросов сточных вод не подтверждается.

С данными выводами согласились специалисты ФГБНУ «Всероссийский научно-исследовательский институт рыбного хозяйства и океанографии» (ФГБНУ «ВНИРО»), давшие положительный отзыв на проведенную работу. Как отмечено в отзыве, настоящая работа способствует совершенствованию нормативной базы по расчету ущерба водным биологическим ресурсам, а также представляет большой научный и практический интерес. 

Перечень объектов исследования

ООО «Газпром трансгаз Чайковский»

617760, РФ, Пермский край, г. Чайковский, Приморский б-р, д. 30

Тел.: +7 (34241) 7-60-00

Факс: +7 (34241) 6-03-74

E-mail: 24310@ptg.gazprom.ru

www.tchaikovsky-tr.gazprom.ru

Технологические объекты морских газовых месторождений являются сложными комплексами, эффективная работа которых зависит, в том числе, от надежного энергоснабжения. Существуют две основные схемы обустройства морских месторождений, различающиеся конфигурацией, расположением промыслового оборудования и требуемой мощностью источников энергоснабжения:

• полное подводное обустройство – в этом случае все оборудование располагается под водой. В настоящее время имеется весь технологический промысловый комплекс подводного оборудования, включающий подводную фонтанную арматуру, подводные сепараторы, насосы и системы подводного компримирования газа. В зависимости от функционального наполнения подобные системы требуют использования источников электроснабжения мощностью от 10 кВт (без сепарации и компримирования газа) до 30 мВт (с подводной сепарацией и компримированием газа);

• смешанное подводное и надводное обустройство – в данном случае обычно фонтанная арматура располагается под водой, а системы подготовки и компримирования газа – на технологической платформе или судне. При такой схеме обустройства, как правило, требуется автономный источник энергоснабжения (АИЭ) мощностью 2–30 МВт.

Анализ возможных конфигураций морского добычного комплекса позволяет выделить три основных диапазона мощности АИЭ:

• источники малой мощности – от 10 кВт до 2 МВт;

• источники средней мощности – от 2 до 30 МВт;

• источники большой мощности – свыше 30 МВт.

Типы АИЭ для трех перечисленных диапазонов мощности представлены в табл. 1.

Задача выбора АИЭ объектов морских нефтегазовых месторождений относится к классу задач оценки и выбора многокритериальных альтернатив. Самым распространенным и эффективным методом решения подобных задач является метод анализа иерархий (МАИ), разработанный американским математиком Томасом Саати. Метод анализа иерархий – математический инструмент системного подхода к сложным проблемам выбора (принятия решений). МАИ не предписывает лицу, принимающему решение (ЛПР), какое-либо «правильное» решение, а позволяет ему в интерактивном режиме найти вариант (альтернативу), который наилучшим образом согласуется с его пониманием сути проблемы и требованиями, предъявляемыми к ее решению [1, 2]. Процедура применения МАИ включает следующие последовательные этапы:

• построение качественной модели проблемы в виде иерархии, включающей цель, альтернативные варианты достижения цели и критерии для оценки качества альтернатив;

• определение приоритетов всех элементов иерархии с использованием метода парных сравнений;

• синтез глобальных приоритетов альтернатив путем линейной свертки приоритетов элементов на иерархии;

• принятие решения на основе полученных результатов.

Первый этап МАИ – построение иерархической структуры, объединяющей цель выбора, критерии, альтернативы и другие факторы, влияющие на выбор решения. Построение такой структуры помогает проанализировать все аспекты проблемы и глубже вникнуть в суть задачи.

На рисунке представлена иерархическая структура для осуществления процедуры выбора приоритетного АИЭ при обустройстве морских нефтегазовых месторождений. Цель проведения анализа иерархии заключается в определении приоритетных АИЭ для обустройства морских нефтегазовых месторождений.

Под АИЭ понимается источник, располагающийся непосредственно на месторождении и не имеющий связей с береговыми энергетическими объектами.

Задача выбора приоритетного источника энергоснабжения является многокритериальной, в качестве критериев рассматриваются надежность, живучесть, стоимость, техническая реализуемость и промышленная безопасность.

Надежность – свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования [3].

Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

Безотказность – свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки; характеризуется средним временем наработки до отказа, интенсивностью (частотой) отказов.

Долговечность – свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта; характеризуется средним ресурсом и средним сроком службы изделия.

Ремонтопригодность – свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта. Ремонтопригодность характеризуется средним временем восстановления изделия (после отказа), частотой и временем выполнения планового технического обслуживания и ремонта, а также трудоемкостью выполнения восстановительного и планового ремонта.

Сохраняемость – свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способность объекта выполнять требуемые функции в течение и после хранения и (или) транспортирования; характеризуется средним сроком сохраняемости.

Живучесть – способность источника электроснабжения противостоять различным внешним воздействиям, таким как землетрясения, ледяные поля и айсберги, экстремальные природно-климатические условия (ветры, штормы, низкие температуры и т. д.), воздействия якорей и тралов.

Стоимость источника электроснабжения – совокупность капитальных затрат на проектирование и строительство, а также все затраты, связанные с эксплуатацией объекта, включающие затраты на выполнение технического обслуживания и ремонта, осмотры и инспекции, а также затраты, связанные с выводом объекта из эксплуатации.

Техническая реализуемость – возможность использования объекта по назначению в короткий срок. Данный срок связан со стадией жизненного цикла объекта в настоящее время. Ряд объектов находится на стадии технического замысла (технической идеи), и их воплощение в жизнь требует последовательной реализации стадий проектирования и производства. Техническая реализуемость подобных объектов считается низкой, так как существуют риски, связанные с появлением непреодолимых технологических трудностей, которые в обозримый срок не позволят осуществить строительство и ввод подобных объектов в эксплуатацию. Если объект уже используется по назначению и его производство освоено целым рядом промышленных предприятий, его техническая реализуемость является несомненной (наивысшей).

Промышленная безопасность – способность объекта функционировать, не оказывая вредного воздействия на эксплуатационный персонал и окружающую среду. Промышленная безопасность характеризуется риском возникновения таких режимов функционирования объекта, при которых появляется возможность травмирования или гибели обслуживающего персонала или возникает угроза загрязнения окружающей среды.

Таким образом, иерархия, связанная с выбором приоритетного АИЭ для обустройства морских газовых месторождений, включает пять критериев первого уровня (надежность, живучесть, стоимость, техническую реализуемость, промышленную безопасность) и 18 критериев второго уровня (рисунок).

После построения иерархии участники процесса используют МАИ для определения приоритетов всех узлов структуры. Информация для расстановки приоритетов собирается у всех участников и математически обрабатывается.

Приоритеты – это числа, которые связаны с узлами иерархии. Они представляют собой относительный вес элементов в каждой группе. Подобно вероятностям, приоритеты – безразмерные величины, которые могут принимать значения от 0 до 1. Чем больше величина приоритета, тем более значимым является соответствующий ему элемент. Сумма приоритетов элементов, подчиненных одному элементу вышележащего уровня иерархии, равна 1. Приоритет цели по определению равен 1.0.

Рассмотрим процедуру расстановки приоритетов для иерархии, связанной с выбором АИЭ, который может применяться для обустройства морских нефтегазовых месторождений. Расстановка приоритетов будет осуществляться методом парных сравнений.

На первом этапе рассмотрим расстановку приоритетов критериев первого уровня. В табл. 2 представлена матрица парных сравнений M(I,J).

В случае если один из критериев (I) имеет равный или больший приоритет, чем критерий (J), элемент матрицы M(I,J) получает значение «1», в противном случае – «0». Естественно, что в таком случае все диагональные элементы матрицы парных сравнений будут иметь значение «1» (т. е. каждый критерий при сравнении с самим собой имеет равный приоритет).

Представляется, что живучесть является самым важным и приоритетным критерием для оценки АИЭ при освоении морских нефтегазовых месторождений, особенно в условиях арктических морей. Способность противостоять воздействиям экстремальных природно-климатических условий, льдов и айсбергов и при этом обеспечивать непрерывное энергоснабжение технологического оборудования является главным свойством.

Надежность является вторым по значимости и приоритету критерием для оценки АИЭ при освоении морских месторождений. Следствием отказов АИЭ из-за старения оборудования и внутренних дефектов являются длительные простои в добыче газа. Они могут приводить к неблагоприятным последствиям, связанным с образованием гидратных пробок в скважинах и трубопроводах, к возникновению аварий из-за некорректного функционирования систем автоматики.

Следующими критериями, имеющими примерно равный приоритет, являются техническая реализуемость и промышленная безопасность. Поскольку большинство АИЭ будет, скорее всего, выполнено в подводном исполнении, без систем управления, основанных на использовании оператора, самым важным фактором безопасности является экологическая безопасность –
способность не оказывать вредного воздействия на окружающую среду при функционировании в основном и аварийных режимах. Появление таких загрязнений может приводить к полному запрету на добычу газа, к значительным штрафам и компенсации ущерба для третьих лиц, занятых промысловой деятельностью в море.

Техническая реализуемость является не менее важным свойством, так как от этого критерия напрямую зависит время внедрения автономных источников в непосредственную практику освоения морских газовых месторождений. Следует также отметить, что апробированные технические решения и технологии повышают такие важнейшие характеристики, как надежность и живучесть оборудования.

Наименьшим по значимости является критерий стоимости. Недостаточно высокая значимость данного критерия объясняется тем, что относительная стоимость АИЭ в совокупной стоимости всего технологического комплекса по морской добыче газа представляется невысокой.

Таким образом, окончательная матрица парных сравнений для оценки приоритета критериев первого уровня будет иметь вид табл. 3.

На следующих этапах рассматривается оценка приоритетов для критериев второго уровня и приводятся результаты.

На основе использования алгоритмов МАИ выполнен расчет приоритетов всех альтернатив по критериям первого уровня. Результаты представлены в табл. 4 и 5.

На основе рассчитанных приоритетов альтернатив по критериям первого уровня выполнен расчет глобального приоритета всех альтернатив (приоритет относительно цели). Результаты представлены в табл. 6 и 7.

В случае платформенного обустройства морских газовых месторождений приоритетным техническим решением по выбору основного АИЭ является использование на платформе аэробной электростанции собственных нужд на основе дизель-генераторов или газотурбинных генераторов.

В случае подводного обустройства месторождения приоритетным техническим решением по выбору основного АИЭ является использование анаэробной подводной электростанции на основе электрохимического генератора с диапазоном мощности 10 кВт – 2 МВт или анаэробной подводной электростанции на основе использования ядерной энергетической установки мощностью более 2 МВт.

Следует отметить, что выбранные приоритетные варианты технических решений по созданию анаэробного АИЭ имеют высокую степень технической реализуемости и базируются на отечественном опыте подводного кораблестроения. 

Таблица 1. Типы автономных источников энергоснабжения для различных групп потребителей
Table 1. Types of autonomous power supplies for different groups of consumers

Таблица 2. Матрица парных сравнений для критериев первого уровня
Table 2. Matrix of the paired comparisons for the first level criteria

Таблица 3. Матрица парных сравнений и оценки приоритетов для критериев первого уровня
Table 3. Matrix of the paired comparisons and priority assessment for the first level criteria

Таблица 4. Результаты оценки приоритетов альтернатив по критериям первого уровня для диапазона мощности (10 кВт – 2 МВт)
Table 4. Results of the priority assessment of alternatives for the first level criteria for the power range (10 kW – 2 MW)

Таблица 5. Результаты оценки приоритетов альтернатив по критериям первого уровня для диапазонов мощности (2–30 МВт)
и более 30 МВт
Table 5. Results of the priority assessment of alternatives for the first level criteria for the power ranges (2–30 MW) and over 30 MW

Таблица 6. Результаты оценки глобальных приоритетов альтернатив относительно цели для диапазона мощности (10 кВт – 2 МВт)
Table 6. Results of assessment of the global priorities of alternatives to the target for the power range (10 kW – 2 MW)

Таблица 7. Результаты оценки глобальных приоритетов альтернатив относительно цели для диапазона мощности (2–30 МВт)
и более 30 МВт
Table 7. Results of the assessment of global priorities for alternatives to the target for the power range (2-30 MW) and over 30 MW

Для повышения энергосбережения на высокомачтовых осветительных установках (ВОУ) и приведения показателей освещенности в соответствие с требованиями ГОСТ Р согласно заданию эксплуатирующей организации «РЖД» специалисты ООО «Атон» разработали решение по реконструкции ВОУ с применением энергосберегающих светодиодных светильников. 

В результате предварительного обследования функционирующей в штатном режиме ВОУ (высота 30 м) были получены следующие данные: питающее напряжение – 380/220 В, частота – 50 Гц, потребляемая мощность – 8 кВт (четыре светильника тип АПЗС-2000 с лампами ДРИ-2000).

Проект реконструкции потребовал предварительного моделирования ВОУ с использованием программы DiaLux на основе светотехнических файлов распределения светового потока светильника, созданного в независимой светотехнической лаборатории.

В качестве источника света был выбран светильник мощностью 150 Вт серии Star, которая успешно эксплуатируется в течение пяти лет на различных объектах. Основополагающими критериями выбора светильника для достижения необходимого результата были кривая сила света (КСС) и мощность.

Модель распределения светового потока ВОУ со светодиодными светильниками показала расчетные результаты: на расстоянии 1–75 м значение освещенности колебалось в диапазоне от 17 до 2 лк. По итогам было принято решение провести опытную реконструкцию ВОУ. Монтаж светильников на корону потребовал установки дополнительного кронштейна: вместо четырех светильников АПЗС-2000 установили 16 светодиодных прожекторов.

После установки светодиодных светильников 20 июня 2017 г. было произведено включение ВОУ в питающую сеть для тестовой эксплуатации, которая продолжается в настоящее время.

Экономический эффект реконструированной установки можно рассматривать как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе. В первом случае видно, что ВОУ со светодиодными светильниками будет потреблять в 3,3 раза меньше электроэнергии по сравнению с МГЛ-2000. Долгосрочный экономический эффект будет учитывать эксплуатационные расходы на ВОУ в течение определенного временного периода, обычно составляющего 1 год или срок гарантийного обслуживания. В данном случае экономический эффект можно приравнять к сроку окупаемости реконструкции ВОУ на светодиодные источники света, который составит 2,5–2,7 года, ежегодная экономия – 90–95 тыс. руб. (без учета изменения тарифа на электроэнергию и стоимости расходных материалов и услуг). 

ООО «Атон»

603124, РФ, г. Нижний Новгород, ул. Вязниковская, д. 2а, оф. 32

Тел.: +7 (831) 411-51-20,

8 (800) 707-55-39

e-mail: real@aton-svet.ru

www.aton-svet.ru

Главными направлениями деятельности компании «Газпром ПХГ» являются мероприятия в рамках стратегии «Газпрома» по развитию подземных хранилищ газа (ПХГ) до 2030 г.: поддержание достигнутого уровня мощностей ПХГ за счет проведения реконструкции и замещения морально и физически устаревших мощностей, а также наращивание суточной производительности до 1 млрд м³ за счет расширения действующих и строительства новых ПХГ. Кроме того, отбор газа из подземных хранилищ в зимний период позволяет поддерживать высокий уровень надежности поставок газа и, соответственно, исполнение «Газпромом» своих обязательств перед российскими и зарубежными потребителями.

На территории России «Газпром» эксплуатирует 22 ПХГ, которые включают 26 объектов хранения газа: 17 – в истощенных газовых месторождениях, 8 – в водоносных пластах и 1 – в соляных кавернах. Оптимальную и безопасную работу этих хранилищ обеспечивают 25 подразделений компании «Газпром ПХГ», расположенных в 19 субъектах Российской Федерации. Это 19 управлений подземного хранения газа, 4 управления аварийно-восстановительных работ и капитального ремонта скважин, Инженерно-технический центр и Управление материально-технического снабжения и комплектации. Филиалы Общества являются не только высокоэффективными современными предприятиями. Многие из них стали свидетелями и хранителями истории становления подотрасли подземного хранения газа. Так, крупнейшему в мире Северо-Ставропольскому ПХГ с объемом газа более 90 млрд м³ в 2016 г. исполнилось 60 лет. В 2017 г. 40 лет исполнилось Касимовскому ПХГ – объекту хранения в водоносном пласте с самыми большими объемными показателями.

Оперативный резерв газа всех российских ПХГ составляет в настоящее время свыше 72 млрд м³, потенциальная максимальная суточная производительность на начало сезона отбора 2017–2018 гг. – 805,3 млн м³. Достигнутый высокий уровень развития ПХГ позволяет обеспечивать около трети суточных поставок газа ПАО «Газпром» в осенне-зимний период.

Эксплуатационный фонд скважин на ПХГ – 2684 ед. Функционирование хранилищ обеспечивают 18 компрессорных станций, состоящих из 36 компрессорных цехов. Количество эксплуатируемых газоперекачивающих агрегатов – более 215 ед. суммарной мощностью более 900 МВт.

И «Газпром ПХГ» не останавливается на достигнутом. В настоящее время на территории России в стадии проектирования и строительства находятся сразу шесть новых подземных хранилищ газа. Продолжаются активные геологоразведочные работы по поиску структур, пригодных для хранения газа, в регионах, где недостаточно или нет мощностей по хранению «голубого топлива».

Приоритет жизни и здоровья работников предприятия и населения, живущих в зоне влияния объектов Общества, по отношению к результатам производственной деятельности является важнейшим направлением технологической политики. Осуществляется строгий контроль за соблюдением государственных нормативных требований. Не случайно «Газпром ПХГ» заняло первое место на Всероссийском конкурсе инновационных решений в области обеспечения безопасных условий труда «Здоровье и Безопасность – 2014». Всего с момента образования компании получено более 100 грамот, дипломов и благодарностей за организацию работ и участие в мероприятиях в области охраны труда и производственной безопасности.

Не менее важна для «Газпром ПХГ» и экологическая составляющая.
С момента создания Общества на 43 % сокращено количество выбросов вредных веществ в атмосферу. Проведение природоохранных мероприятий по рациональному использованию природных ресурсов привело к снижению на 14 % количества образованных отходов, направляемых на захоронение.

Кроме того, внедрена интегрированная система менеджмента в области производственной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды, которая признана соответствующей требованиям международных стандартов ISO 14001:2004 и OHSAS 18001:2007.

Важно отметить, что «Газпром ПХГ» обладает значительным научно-техническим потенциалом. Совместно с ведущими научными институтами отрасли Общество ежегодно выполняет 6–7 научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, направленных на создание комплекса методик, технологий и средств, необходимых для совершенствования системы хранения природного газа.

Приведенные цифры и факты подчеркивают, что ООО «Газпром ПХГ» с момента создания проходит путь интенсивного развития. Заслуги Общества неоднократно отмечались государственными, ведомственными и общественными наградами. Премия Правительства Российской Федерации 2013 г. в области науки и техники, две премии «Газпрома» в области науки и техники (2012 и 2016 гг.), две общественные премии имени Н.К. Байбакова в области устойчивого развития энергетики и общества (в 2011 и 2015 гг.) – далеко не полный перечень.

Отвечая на вопрос о самом большом успехе за годы становления, генеральный директор «Газпром ПХГ» Сергей Викторович Шилов в первую очередь вспоминает не цифры и не производственные факты: «Главное – сформировался единый коллектив нашей компании. Подземные хранилища газа входили в состав разных дочерних обществ «Газпрома», люди недостаточно знали друг друга. За несколько лет они стали единым целым, одной большой командой, которая решает общие и в то же время важные для каждого задачи. Да, наша организация разбросана практически по всей стране, но при этом звенья цепи крепко связаны между собой как технологически, так и личностными отношениями между работниками».

Численность коллектива Общества – более 7900 человек, и компания уделяет большое внимание как постоянному повышению квалификации, проводя ежегодные фестивали профессио-нального мастерства работников и научно-технические конференции молодых специалистов, так и культурному и физическому развитию. Сотрудники регулярно принимают участие в творческих мероприятиях, а в спортивной жизни «Газпром ПХГ» задействован в настоящее время каждый седьмой.

Общество активно участвует в реализации Программы «Газпром – детям», построив в регионах своей деятельности более 60 спортивных объектов. Также в зонах ответственности филиалов ведется планомерная благотворительная деятельность: оказывается поддержка детским образовательным, лечебным и коррекционным учреждениям, ветеранам Великой Отечественной войны. 

ООО «Газпром ПХГ»

117420, РФ, г. Москва, ул. Наметкина, д. 12а

Тел.: +7 (495) 428-44-98

Факс: +7 (495) 428-45-46

E-mail: phg@phg.gazprom.ru