Газовая промышленность № 12 2018

Сегодня остаются актуальными вопросы повышения надежности электроснабжения потребителей и обеспечения электроэнергией производственных объектов, удаленных от магистральных линий электропередачи. Кроме того, активно реализуется проводимая ПАО «Газпром» Программа импортозамещения. Решением для объектов добычи и транспорта газа топливно-энергетического комплекса России становится использование электростанций собственных нужд. 

Неотъемлемой частью электростанции собственных нужд (ЭСН), обеспечивающей эффективное управление ее режимами работы, выступает автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) ЭСН. ООО «Вега-ГАЗ» уже длительное время занимается вопросом разработки таких систем. Результатом этой деятельности стало создание образца АСУ ТП ЭСН «РИУС-ЭСН-Р» на базе отечественных программно-технических средств производства ФГУП ЭЗАН, предназначенного для управления несколькими энергоблоками в 2,5 МВт. Образец состоит из оборудования уровней оперативного контроля и управления (ОКУ) и системы автоматического управления (САУ).

Уровень ОКУ представлен автоматизированными рабочими местами дежурного и системного инженеров, оператора-технолога (2 шт.), шкафом серверов с двумя резервируемыми серверами и коммуникационным оборудованием. Уровень САУ состоит из шкафа группового резервирования частоты и мощности, включающего программируемый логический контроллер (ПЛК) режимного управления, и двух ПЛК, имитирующих САУ энергоблока со встроенной моделью регуляторов параметров энергоблоков.

В период с 7 по 9 ноября 2018 г. на производственной площадке ООО «Вега-ГАЗ» в г. Москве проведены стендовые испытания опытного образца, разработанного в соответствии с утвержденным заказчиком техническим заданием. Комиссии, назначенной решением начальника Департамента 840 ПАО «Газпром» Н.Ю. Борисенко (рис. 1, 2), продемонстрированы основные функции АСУ ТП ЭСН в части сбора, обработки и представления информации оператору по работе различных систем ЭСН.

В ходе испытаний (рис. 3) проверены алгоритмы распределения активной и реактивной мощности и алгоритмы поддержания частоты и напряжения на шинах распределительного устройства 10 кВ применительно к реальной схеме электроснабжения Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) филиала ООО «Газпром добыча Иркутск».

Кроме того, опробован интерфейс управления системой автоматической синхронизации (АС). В реальных условиях система АС выполняется на базе одного или нескольких автосинхронизаторов – устройств, реализующих быстрое регулирование по каналам частоты и напряжения для создания условий включения генератора и подключения энерго-блоков. В процессе испытаний эти функции продемонстрированы с использованием программной модели работы автосинхронизатора, созданной специалистами ООО «Вега-ГАЗ».

Особое внимание комиссия обратила на интерфейс управления отображением параметров системы режимного управления ЭСН. На испытании была наглядно продемонстрирована работа систем распределения мощнос-ти с выдачей управляющих воздействий на САУ энергоблока и отображением реакции исследуемых энергоблоков на эти воздействия. Интерес вызвали различные возможности настроек системы режимного управления, которые позволяют осуществлять эффективное управление режимами работы как отдельных энергоблоков, так и ЭСН в целом.

В результате испытаний отмечено соответствие функционала опытного образца требованиям нормативных документов ПАО «Газпром». Успешное завершение стендовых испытаний подтвердило возможность осуществления дальнейших испытаний опытного образца АСУ ТП ЭСН «РИУС-ЭСН-Р» непосредственно на ЭСН Ковыктинского ГКМ ООО «Газпром добыча Иркутск».

Таким образом, ООО «Вега-ГАЗ» первым решило задачу автоматизации ЭСН на базе российских программно-технических средств в соответствии с порядком, установленным ПАО «Газпром», что позволяет автоматизировать важнейшие объекты энергоснабжения в рамках проектов нового строительства ПАО «Газпром», имеющих стратегическую важность для России.

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

Цифровизация стала возможной за счет появления новых эффективных способов хранения и обработки огромных объемов данных и теперь охватывает всю цепочку создания стоимости в неф-тегазовом секторе – от разведки и добычи до логистики, переработки и сбыта. Подход компании Teradata заключается в том, чтобы при помощи сбора и анализа собственных и внешних данных помочь клиентам добиться значительных положительных изменений в каждой из областей своей производственной деятельности. Заказчики Teradata по всему миру используют возможности, предоставляемые цифровизацией, в следующих сферах.

Автоматизация совместного анализа данных сейсморазведки, каротажа скважин, изучения керна, а также ускорения интерпретации результатов этого анализа применяется в целях предсказания фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов, классификации фаций и т. д. Полученные результаты, наборы интегрированных данных и прогнозные модели подходят для создания «живой» цифровой модели геологического разреза, которая позволяет получить о нем более полное представление.

Оптимизация добычи углеводородов предполагает, в частности:

– повышение добычи посредством снижения числа случаев остановки скважин из-за поломки оборудования – применение прогнозных моделей для предсказания момента выхода оборудования из строя позволяет предпринять упреждающие действия;

– исследование целесообразности дальнейшей добычи из истощенных месторождений при помощи совместного анализа данных эксплуатации скважин, каротажных данных и данных пет-рофизических свойств пластов;

– увеличение добычи за счет оптимизации расположения и дизайна заканчивания скважин, что обеспечивает лучшее понимание геологии месторождения, геомет-рии разрыва пласта, характера вертикального дренажа.

Оптимизация переработки углеводородов предусматривает увеличение выхода продукции, повышение энергоэффективности производства, снижение операционных затрат, связанных с техническим обслуживанием оборудования, а также усовершенствование логистических операций.

Формирование полной, детальной картины о продажах на каж-дой автозаправочной станции (включая магазин, кафе, сопутствующие услуги), а также о бизнесе франшиз используется для получения наилучшей цены от каждого из поставщиков, снижения потерь от упущенных продаж за счет своевременного формирования заказов и выбора подходящего ассортимента, проведения более эффективных промоакций и установления гибкого цено-образования для услуг.

Teradata

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

Активный процесс выбора специализированных систем автоматизированного проектирования для НИПИГАЗ начался в 2012 г. Предпочтение отдали программному обеспечению EPLAN, удовлетворявшему большинству технических требований, гибкому в настройках, способному адаптироваться к требованиям НИПИГАЗ по оформлению проектной документации с помощью стандартных средств программы. Платформа выделялась на фоне своих конкурентов качественными и частыми обновлениями, а также возможностью получения каталогов от ведущих мировых производителей электротехнического оборудования через Data Portal. 

Для внедрения программного обеспечения EPLAN были выбраны отделы контроля и автоматики и автоматизированных сис-тем управления (АСУ), поскольку именно для этих специальностей ожидался наибольший эффект. Процесс осуществлялся постепенно, с каждым следующим проектом степень автоматизации увеличивалась.

В настоящее время на стадии внедрения находится модуль PrePlanning: создается концепция его применения при выполнении проектных работ в Электротехническом отделе, Отделе систем безопасности и телекоммуникаций (СБТ) и Отделе АСУ, ведется проработка по расширению применения модуля FieldSys, рассмат-ривается вопрос о возможности использования модулей EPLAN Конфигуратор и EPLAN ERP/PDM Integration Suite. В дальнейших планах – доработка и начало эксплуатации с такими смежными системами, как AVEVA.

В СИБУРе сейчас активно набирает обороты программа цифровой трансформации. В концепцию программы отлично встраивается платформа EPLAN, которую можно использовать для интеграции со многими другими системами.

Отдел контроля и автоматики планирует задействовать платформу для реализации схемных решений во всех новых проектах. В настоящий момент 95 % специалистов отдела обучены работе с программным обеспечением. Исходя из того, что использование платформы показывает положительную тенденцию, для укрепления такой динамики на 2018 г. запланировано увеличение пула пользовательских лицензий на 50 %.

В Электротехническом отделе активно идет выработка новой концепции проектирования в EPLAN с использованием модуля PrePlanning, ведутся совместные работы специалистов НИПИГАЗ с компанией EPLAN по созданию расчетного модуля. Данный модуль в перспективе позволит сотрудникам отдела более эффективно применять программу, что повысит их вовлеченность в единый рабочий процесс проектирования схемных решений.

Отдел АСУ одним из первых начал выполнять проекты в EPLAN, используя дополнительные моду-ли ProPanel и FieldSys. Самый высокий показатель среди специалистов, подготовленных к работе с платформой, именно в Отделе АСУ - 97 % сотрудников. Все новые проекты по разработке систем управления реализуются в EPLAN. Прорабатывается возможность выполнения в EPLAN проектов по локально-вычислительным сетям и межплощадочным сетям автоматизированных систем управления.

В Отделе СБТ в настоящее время разработана концепция проектирования, ведутся подготовительные работы к выполнению пилотного проекта, согласуется техническое задание на создание модуля передачи данных из AVEVA в EPLAN.

Функционал платформы постоянно модернизируется, регулярно выходят новые модули, позволяющие совершенствовать уровень автоматизации рабочего процесса на предприятиях. 

Ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками и строительством НИПИГАЗ входит в состав ПАО «СИБУР Холдинг» – крупнейшей в России интегрированной газоперерабатывающей и нефтехимической компании. НИПИГАЗ участвует в масштабных проектах нефтегазовой отрасли и нефтехимии, таких как Амурский газоперерабатывающий завод, нефтехимический комплекс «ЗапСибНефтехим», Московский нефтеперерабатывающий завод, «Ямал СПГ», «Арктик СПГ-2» и многих других.

ООО «ЕПЛАН ПОИУ»

125252, РФ, г. Москва,

ул. Авиаконструктора Микояна, д. 12, эт. 4

Тел.: +7 (495) 775-02-62

E-mail: info@eplan-russia.ru

www.eplan-russia.ru

Основная цель функционирования автоматизированного технологического комплекса добычи газа состоит в бесперебойном обеспечении необходимого объема и качества товарной продукции при решении следующих задач: максимальное (с учетом экономической целесообраз-ности) извлечение запасов разрабатываемых месторождений; минимизация затрат на разработку, обустройство и эксплуатацию месторождений; выполнение требований охраны труда, техники безопасности, промышленной безопасности и охраны окружаю-щей среды.

Главная задача автоматизированного технологического комп-лекса добычи газа – обеспечение плановых показателей (расход и давление газа на входе в межпромысловый коллектор (МПК)) при обеспечении следую-щих требований: качественные показатели (температура точки росы по воде, углеводородам и т. д.) и температура газа на выходе промысла не хуже значений, заданных СТО Газпром 089–2010 [1] и технологическим регламентом промысла; заданный уровень безопасности; минимальные эксплуатационные затраты.

Основным направлением повышения эффективности функционирования производственно-технологического комплекса добычи газа, газового конденсата и нефти ПАО «Газпром» является создание автоматизированных промыслов с использованием «цифровых технологий».

За прошедшие 15 лет в ПАО «Газпром» были созданы и реконструированы, а также прошли капитальный ремонт более 350 систем автоматизации на 52 установках комплексной (УКПГ) и предварительной подготовки газа (УППГ) следующих месторождений: Заполярное, Бованенковское, Уренгойское (в том числе ачимовские залежи), Медвежье нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ); Киринское, Юбилейное газоконденсатные месторождения (ГКМ); Еты-Пуровское, Западно-Таркосалинское газовые месторождения; Муравленковское газонефтяное месторождение и др.

В условиях внешних ограничений и санкций, введенных рядом стран в отношении Российской Федерации, ПАО «Газпром» в 2014 г. была поставлена задача по реализации программы применения отечественных программно-технических средств в автоматизированных технологических комплексах с сохранением достигнутого уровня развития и установленных стоимостных показателей вне зависимости от валютных колебаний на финансовых рынках. Во исполнение данного поручения ПАО «Газпром» силами ПАО «Газпром автоматизация» была проведена системная работа по конъюнктурному анализу, отбору отечественных программно-технических средств, а также созданию и испытаниям на их базе систем автоматизации в соответствии с «Регламентом проведения испытаний опытных образцов систем автоматизации на объектах ПАО «Газпром». На сегодняшний день обновленные в части программно-технических средств системы автоматизации успешно прошли испытания и применяются на объектах ПАО «Газпром» (табл. 1).

Газовые скважины составляют в среднем 30 % основных производственных фондов, представляя одну из преобладающих статей в структуре основных средств газодобывающих обществ ПАО «Газпром». Основным фактором, осложняющим эксплуатацию скважин, выступает скопление конденсационной воды на забое по причине снижения дебитов и притока пластовой воды в связи с подъемом газоводяного контакта, что приводит к самозадавливанию скважин.

МЕДВЕЖЬЕ НГКМ

Во исполнение «Программы проведения испытаний модульной обвязки на скв. № 814 Медвежьего НГКМ, оборудованной дополнительной центральной лифтовой колонной, для удаленных, неэлектрифицированных месторождений» компанией ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» сов-местно с ПАО «Газпром автоматизация» разработан, изготовлен и поставлен на скважину № 814 ГП-8 Медвежьего НГКМ модуль МОС2/1-04 (рис. 1). Для его электропитания в комплекте к нему поставлен автономный источник питания АИП-400 (рис. 2) производства ООО Завод «Саратовгаз-автоматика» – дочернего предприятия ПАО «Газпром автоматизация».

Модуль создавался для исполнения следующих целей:

– обеспечение надежной эксплуатации газовых скважин за счет создания условий для непрерывного или периодического выноса жидкости и механических примесей из скважины;

– предотвращение нештатных и аварийных ситуаций, связанных с самозадавливанием скважин;

– автоматическое управление режимами работы скважин, предотвращение их остановки и аварийных ситуаций, обусловленных выносом песка;

– повышение производительности и срока устойчивой эксплуатации газовых скважин, обес-печение эффективной загрузки технологического оборудования;

– обеспечение эксплуатации газового промысла с минимальной численностью оперативного персонала;

– сокращение эксплуатационных расходов и трудовых затрат на исследование и обслуживание газовых скважин, улучшение технико-экономических показателей работы промысла;

– сокращение объемов и стоимости строительно-монтажных работ с использованием блочно-модульных решений при монтаже контрольно-измерительных и исполнительных устройств на шлейф скважины;

– обеспечение экологической безопасности производства.

Поставленные цели достигаются за счет: автоматического сбора, обработки и предоставления информации о текущих режимах работы скважин оперативному персоналу; автоматического обнаружения нештатных и аварийных ситуаций на скважинах; автоматического непрерывного или периодического удаления жидкости из скважин; автоматического ограничения или предупреждения выноса песка из скважин; оптимизации режимов работы скважины путем автоматического регулирования дебита; применения современных высоконадежных технических средств, конструктивно объединенных в модуль полной заводской готовности, поставляемый в собранном виде; развитой системы диагностики состояния и режимов работы технических средств модуля.

Модуль МОС2/1-04 (рис. 3) на скв. № 814 Медвежьего НГКМ в процессе опытно-промышленной эксплуатации обеспечил надежную работу газовой скважины за счет поддержания оптимального дебита одновременно с непрерывным выносом жидкости. Скважина не продувалась на факел для выноса жидкости с забоя и ствола, не останавливалась по причине самозадавливания. При этом система автоматизированного управления (САУ), разработанная на базе программно-технического комплекса (ПТК) «Промысел-1», в автоматическом режиме осуществляла поддержание дебита газа по линии центральной лифтовой колонны и линии комбинированного потока на уровне, обеспечивающем бесперебойную работу скважины и предотвращение ее самозадавливания. По итогам проведенной работы комиссия рекомендовала МОС2/1-04 к применению на объектах ПАО «Газпром».

Автоматизированный газовый промысел на завершающей стадии своего жизненного цикла эксплуатируется в условиях низких пластовых давлений. Для обеспечения на выходе промысла уровня давления газа, необходимо-го для подачи газа в МПК, а также для поддержания эффективных режимов эксплуатации оборудования цеха подготовки (осушки) газа реализуется ряд компенсирующих мероприятий: последовательный ввод нескольких очередей дожимных компрессорных станций (ДКС), переподключение скважин с низким и высоким устьевым давлением в разные группы, ввод газопроводов-лупингов и т. д.

ЯМБУРГСКОЕ НГКМ

Одним из перспективных компенсирующих мероприятий стала установка модульных компрессорных установок (МКУ) в непосредственной близости от кустов газовых скважин (КГС) или группы КГС, объединенных общим газосборным коллектором (ГСК). Например, в соответствии с утвержденным технологическим проектом разработки сеноманской залежи Ямбургского НГКМ [2, 3] для поддержания эффективной работы шлейфов и минимально допустимых расходов по газоперекачивающим агрегатам (ГПА) первых и вторых очередей ДКС, где компримирование ведется в две ступени сжатия, дальнейшую разработку сеноманской залежи Ямбургского НГКМ рекомендуется осуществлять с вводом МКУ на кустах промыслов 2, 3, 5 и 6, а также на отдельных кустах промыслов 1, 4, 4а, 7, ТП-9, УППГ-10, ЭУ-11.

Модульная компрессорная установка состоит из входного сепаратора, приводного компрессорного агрегата, системы охлаждения газа. В агрегатах используются винтовые или поршневые компрессоры, в качестве приводов применяются газопоршневой двигатель или электропривод.

Первая отечественная МКУ ТАКАТ 78-3а ХЛ1В разработана АО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» и ПАО «Газпром автоматизация» в соответствии с решением ПАО «Газпром» на полностью отечественной элементной базе и успешно испытана на КГС № 611 Ямбургского НГКМ (рис. 4). В МКУ ТАКАТ 78-3а ХЛ1В в качестве привода применяются электродвигатель мощностью 800 кВт и компрессор винтового типа.

При этом САУ для МКУ ТАКАТ 78-3а ХЛ1В разработана на базе отечественного ПТК «Неман-Р» и обеспечивает работу МКУ полностью в автоматическом режиме (рис. 5). В САУ для повышения надежности реализовано резервирование контроллеров, а модули обработки входных и выходных сигналов подключены к контроллерам посредством дублированного интерфейса. Для связи САУ МКУ с автоматизированным рабочим местом, расположенным на пульте управления газовым промыслом, предусмот-рена связь с использованием аппаратуры широкополосного доступа. Для обеспечения сохранности данных при неисправности канала связи реализована функция буферизации передаваемых на пульт оператора параметров с последующим восстановлением данных на пульте управления при возобновлении связи. Также в САУ МКУ реализовано решение по ее бесперебойному электропитанию в течение 5 ч.

При переходе на отечественные ПТК одной из основных поставленных ПАО «Газпром» задач было создание САУ ГПА нового поколения, исключающей избыточные системы автоматизации в своем составе (такие как АСДО, СУМП, САУ вспомогательным оборудованием).

В соответствии с вышеупомянутой задачей на сегодняшний день ПАО «Газпром автоматизация» успешно создало и испытало на действующих технологических объектах три модификации САУ ГПА на базе ПТК «Неман-Р» собственной разработки с использованием отечественных программно-технических средств («Текон», «Трэи», «Фаствелл»). Все САУ ГПА имеют разрешения на управление основными типами современных ГТУ различной мощности на базе ПС-90, НК-36СТ и ГТД-РМ. Все модификации САУ ГПА прошли испытания в соответствии с действующим регламентом ПАО «Газпром» (табл. 2).

БОВАНЕНКОВСКОЕ НГКМ

Как один из наиболее перспективных нефтегазоносных районов Западной Сибири, п-ов Ямал является стратегическим регионом ПАО «Газпром» по добыче газа и газового конденсата. Проект разработки Бованенковского НГКМ предусматривает ежегодную добычу 115 млрд м3 газа.

В рамках реализации проекта «Обустройство сеноман-аптских залежей Бованенковского НГКМ» вводятся в эксплуатацию три газовых промысла, 12 дожимных компрессорных цехов, включая по три очереди строительства в каждом. Общая суммарная мощность ГПА месторождения составляет 1460 МВт при эксплуатации 777 газовых и газоконденсатных скважин (рис. 6).

Технология подготовки газа к транспорту на газовых промыслах Бованенковского НГКМ условно может быть разделена на ступени с различными показателями процесса, в том числе по рабочим давлениям. Малый объем межцеховых коммуникаций, высокая производительность ГП и значительное количество технологического оборудования, обеспечивающего подготовку газа, обязывают осуществлять комплексное управление и регулирование основных параметров процесса по всей технологической цепочке в динамическом режиме, выполнять автоматический перевод комплекса из одного установившегося состояния в другое. Данные задачи решены системным интегратором ПАО «Газпром автоматизация» за счет применения интеллектуальных комплексных алгоритмов управления, позволяющих контролировать весь автоматизированный технологический комплекс.

Укрупненная архитектура автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла, построенная на импортных программно-технических средствах (ПТС), наглядно демонстрирует наличие узких мест при взаимодействии неоднородных систем управления различных разработчиков. Указанный недостаток негативно сказывается на надежности работы комплекса в целом.

Применение единого однотипного ПТК российского производства позволяет избежать слабых мест при взаимодействии систем, обеспечить их полную интеграцию и функционирование в едином информационном пространстве, повысить в целом надежность управления технологическим процессом.

Создание такого комплекса требует наличия апробированных решений. Первым опытом внед-рения российских ПТС как части системы управления технологической цепочкой подготовки газа стало внедрение САУ ГПА и расширение АСУ ТП на объекте ДКС (2-я очередь) ГП-1 Бованенковского НГКМ в 2017 г. Реализация САУ ГПА и цехового регулирования ДКС с УКПГ единым разработчиком позволила обеспечить «бесшовную» интеграцию и сформировать единое информационное пространство между системами и управление всеми объектами ГП в автоматическом режиме посредством реализации комплексных алгоритмов управления и противоаварийной защиты.

Опыт эксплуатации на Бованенковском НГКМ систем автоматизации, созданных на базе ПТК «Неман-Р» и ПТК «Промысел-1», показал высокую надежность и функциональное соответствие выбранных и испытанных технических и программных средств российского производства импортным аналогам (рис. 7).

В 2018 г. введен ГП-3, системы автоматизации которого также выполнены на ПТК «Промысел-1», ПТК «Неман-Р» российского производства. Данное решение позволяет обеспечить однородность систем автоматизации, упростив реализацию комплексных алгоритмов, необходимых для связного управления процессом подготовки газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, можно констатировать, что на сегодняшний день имеется полный набор апробированных систем автоматизации для создания отечественных автоматизированных технологических комплексов объектов добычи ПАО «Газпром». Особо стоит отметить полученный положительный опыт внедрения отечественных САУ ГПА в промысловых условиях. Созданные автоматизированные технологические комплексы нового поколения с использованием цифровых технологий показывают высокие эксплуатационные характеристики и обеспечивают выполнение всех заданных функций в соответствии с нормативными документами РФ и ПАО «Газпром», с требуемой надежностью во всех режимах эксплуатации.

Таблица 1. Набор апробированных АСУ для автоматических технических комплексов объектов добычного комплексаTable 1. Set of approved automated process control systems for automatic process systems of the mining complex facilities

Распределение производительности месторождения между УКПГ в соответствии с режимами работы МПК

Distribution of the performance of the field between the gas treatment unite in accordance with the modes of the interfield trunk pipeline operation

Поддержание дебита скважины

Well flow rate maintenance

Система мониторинга подземной части скважины

Well underground monitoring system

Поддержание заданной производительности технологических ниток и УКПГ в целом

Maintenance of the specified productivity of the process line and the gas treatment unit as a whole

Автоматическое регулирование подачи метанола в шлейфы ЗПА и на кусты газовых скважин

Automatic control of the supply of methanol to the flowlines of the switching valve building and to the gas well clusters

Оптимальное перераспределение расхода по технологическому оборудованию

Optimal redistribution of consumption for process equipment

Автоматический режим работы

Automatic mode

Автоматический перевод оборудования в резерв и вывод из резерва

Automatic shut-down of equipment to the reserve and takeaway from the reserve

Локализация порывов трубопровода (скважина, куст, УППГ и др.)

Localization of pipeline ruptures (well, cluster, gas-gathering station, etc.)

Примечание. МОС - модуль автоматизированной технологической обвязки скважин; ТДА – турбодетандерный агрегат; ЗРУ – закрытое распределительное устройство; КТП – комплектная трансформаторная подстанция; КОС – комплекс для очистки скважины; ВОС – водоочистное сооружение; СЛТМ – система линейной телемеханики; СОУ – система обнаружения утечек; КЦ – компрессорный цех; СПАиКЗ – система пожарной автоматики и контроля загазованности; АСПС КЗиПТ – автоматическая система пожарной сигнализации, контроля загазованности и пожаротушения; ЗПА - здание переключающей арматуры.*Модификации на базе отечественных ПТС: ПТС «Текон»; ПТС «Трэи»; ПТС «Фаствелл».*Modifications on the basis of domestic hardware and software: Tekon; Trei; Fastvell.

Таблица 2. Модификации отечественных АСУ для применения на ГПА и ДКСTable 2. Modifications of domestic automatic control systems for use on the gas compressor units and booster compressor stations

Примечание. + – пройдено; * – не требуется.Note. + – passed; * – not required.

Комплексная подготовка газа в зависимости от назначения производственных объектов может реализовываться по-разному: от очистки и осушки – на нефтегазоконденсатных месторождениях – до редуцирования и одорирования – на газораспределительных станциях. За редким исключением базовый набор технологических элементов включает аппараты очистки и подогрева газа. Эти аппараты занимают в установке значительную долю пространства и служат объектом особого внимания Ростехнадзора, поскольку относятся к категории сосудов, работающих под избыточным давлением.

Современные тенденции строи-тельства и эксплуатации промышленных объектов, в том числе газового хозяйства, диктуют необходимость оптимизации сроков подготовки и ввода объекта в эксплуатацию, а также логистических затрат. Решать подобные задачи возможно за счет внедрения новых нестандартных решений. Одно из них – совмещение аппаратов очистки и подогрева газа в едином корпусе.

ИННОВАЦИОННЫЕ РАЗРАБОТКИ

Специалисты ООО Завод «Газпроммаш» разработали конструкцию, в которой оптимально сочетаются вихревая сепарационная насадка, фильтрующий элемент тонкой очистки газа и теплообменный трубный пучок (рис. 1). Конструкция удобна в эксплуатации за счет расположения требующего периодической замены фильтрующего элемента на высоте рабочей зоны оператора, а наличие перед ним сепарационной насадки увеличивает срок его службы. Используемые в настоящее время фильтры-сепараторы недостаточно эффективны, имеют ограничения по влагосодержанию очищаемого газа (не более 1,5 г/Нм3) и могут применяться только на газораспределительных станциях и в установках подготовки топливного и импульсного газа при условии подачи в них предварительно осушенного газа.

В предлагаемых аппаратах устанавливается сепарационная насадка, использование которой расширяет спектр их применения. Изначально насадка разрабатывалась для трехфазных сепараторов газа, предназначенных для отделения конденсата в газоконденсатной смеси непосредственно на месторождении. За счет этого аппараты способны решать поставленные задачи при влагосодержании очищаемого газа до 100,0 мг/Нм3.

Сепарационная насадка состоит из лопаток, закрепленных на опорных кольцах с определенным шагом, которые в зоне нахлестки образуют щелевые каналы (рис. 2). Профиль лопаток представляет собой дугу с окружностью определенного радиуса и длины. Проходя между лопатками, частицы предварительно закрученного на входе потока подвергаются действию дополнительной цент-робежной силы, возникающей за счет формы лопаток. Смещаясь под действием этой силы к поверхности лопатки, частицы улавливаются дефлектором, закрепленным у внутренней кромки лопатки, и оседают в секцию сбора жидкости и механических примесей. Наличие в насадке нескольких ступеней сепарации, имеющих повышенные характеристики по эффективности, поз-воляет уверенно осуществлять сепарацию капельной влаги и ме-ханических примесей от газового потока даже на режимах, превышающих заявленные. Трубный пучок в разработанных аппаратах имеет U-образную форму и рассчитан на нагрев рабочей среды на 25 ºС при температуре теплоносителя в подающем контуре 95 ºС.

ИТОГИ ИСПЫТАНИЙ

На заводе «Газпроммаш» проведены успешные испытания трубного пучка с кольцевой накаткой (рис. 3).

Результаты испытаний подтвердили данные, полученные при теоретических расчетах: указанный способ интенсификации на 17–20 % увеличивает эффективность трубного пучка. Помимо этого, может быть увеличена температура теплоносителя в по-дающем контуре до 105 ºС, что в совокупности позволяет поднять нагрев рабочей среды в трубном пучке до 35 ºС.

Таким образом, представленные аппараты могут применяться в любых установках подготовки газа с влагосодержанием до 100,0 мг/Нм3 и обеспечивать очистку подаваемого газа до 10 мкм с одновременным повышением его температуры на 35 ºС. Это дает возможность сократить габариты данных установок и уменьшить общее количество применяемой в них запорной арматуры. Следовательно, сокращаются сроки изготовления и ввода объектов в эксплуатацию, а значит, и общие капиталовложения.

В настоящий момент в ООО Завод «Газпроммаш» разработан типоразмерный ряд установок от DN25 до DN150 с номинальным давлением до PN12,5 МПа.

В целях поступательного развития предприятия, а также для стабильного обеспечения полноценной загрузки разработчиков и станочников завод «Газпроммаш» постоянно ведет освоение новой, высокотехнологичной про-дукции.

ООО Завод «Газпроммаш»

410031, РФ, г. Саратов,

ул. Московская, д. 44

Тел/факс: +7 (8452) 98-56-00, 96-13-37

E-mail: gpm@gazprommash.ru

www.gazprommash.ru

ООО «Научно-производственная фирма Кубаньнефтемаш» основана в 2006 г. Инновационный потенциал компании базируется на научных разработках «НПО Союзтермнефть» Миннефтепрома СССР. В настоящее время предприятие выступает основным отечественным производителем и поставщиком комплексов термостойкого оборудования для добычи нефти при паротепловом воздействии на пласт и осуществляет полный цикл производства от проектирования и изготовления до шеф-монтажа и пусконаладочных работ.

Производственные мощности ООО «НПФ Кубаньнефтемаш» насчитывают пять крупных цехов и девять станков с числовым программным управлением американской компании Haas Automation Inc. Среди основных заказчиков в России числятся ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть», структурные подразделения ПАО «Газпром», за рубежом оборудование востребовано в первую очередь на Кубе и в Венесуэле.

ПРОДУКЦИЯ ФИРМЫ

Основная линейка продукции включает следующие изделия:

– внутрискважинное оборудование и пакеры для эксплуатации электрических центробежных и штанговых глубинных насосов;

– термостойкое оборудование для добычи высоковязкой нефти при нагнетании пара в нефтяные пласты;

– оборудование для борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах;

– нефтегазовое оборудование по индивидуальным заказам;

– вакуумированные теплоизолированные внутрискважинные трубы ТК 114-73-350, не уступаю-щие известным американским аналогам TERMOCASE-750, при изготовлении которых применяются нанотехнологии.

В 2008 г. компанией совместно с АО «СевКавНИПИгаз» разработан сдвоенный пакер с приводом от вращения ПС-168, который успешно поставляется для нужд ООО «Газпром комплектация». Сдвоенный пакер с приводом от вращения ППХ-168-С предназ-начен для герметизации межтрубного пространства над противопесочным фильтром при его установке на газовых и нефтяных скважинах месторождений и в подземных хранилищах газа (ПХГ), включая крупнейшее в России Щелковское ПХГ в Московской обл.

В 2016 г. получен положительный результат по опытно-промышленным испытаниям вакуумированных теплоизолированных внутрискважинных труб ТК 114-73-350 на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». На предприятие поставлено порядка 6000 таких теплоизолированных труб.

Как показал опыт эксплуатации, при оптимальном соотношении «цена – качество» оборудование фирмы не уступает аналогам ведущих мировых производителей нефтепромыслового и скважинного термостойкого оборудования для термических методов добычи нефти, таких как Halliburton, Schlumberger и Baker Hughes, и в то же время качественнее и надежнее аналогичного оборудования из Китая.

Производственный и научно-технический потенциал ООО «НПФ Кубаньнефтемаш» поз-воляет разрабатывать, изготавливать и сертифицировать любое нестандартное нефтепромысловое оборудование по техническому заданию заказчика.

Более подробно с продукцией предприятия можно ознакомиться на сайте компании.

ООО «НПФ Кубаньнефтемаш»

353302, РФ, Краснодарский край,

Абинский р-н, пос. Ахтырский, ул. Механизаторов, д. 1

Тел/факс: +7 (86150) 3-31-32,

3-31-52, 3-31-81

E-mail: npf_knm@mail.kuban.ru

www.npf-kubanneftemash.ru

Продвижение добычи нефти и газа в северные районы земного шара, добыча нефти с помощью тепловых методов выявили потребность в применении теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ), для которого характерно два основных направления.

Во-первых, при добыче нефти и газа в районах с многолетнемерзлыми породами ТЛТ применяются в целях исключения растепления грунта в затрубном пространстве и, соответственно, предотвращения разрушения всей инфраструктуры скважины. Кроме того, исключается образование парафиновых и газогид-ратных пробок из-за снижения температуры добываемой среды в верхней части скважины. Данный класс труб минимизирует передачу тепла от добываемого флюида в окружающее пространство, а также снижает влияние отрицательных температур стенок скважины на температуру добываемой среды.

Во-вторых, внедрение в нефтяной промышленности тепловых методов добычи нефти, в частности пароциклических методов добычи «тяжелой» (вязкой) нефти в целях увеличения дебита скважины. Данные методы предусматривают нагнетание в глубь скважины теплоносителя с температурой до 350 °C и последующим подъемом на поверхность нефти с пониженной вязкостью.

СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ТЛТ

По строению ТЛТ состоит из двух коаксиально зафиксированных по торцам наружной и внутренней трубы с заполненным тепловой изоляцией (вмещающей газопоглотители, или геттеры) межтрубным пространством (см. рис.). После сборки труб межтрубное пространство вакуумируется. Для сборки теплоизолированной колонны ТЛТ используются муфтовые соединения с газогерметичными резьбами класса «Премиум» или резьбой «Баттресс» и муфтовым вкладышем из теплоизолирующего материала.

Разработанная российской компанией – производителем ТЛТ конструкция теплоизолированной трубы (защищено патентами РФ [1–3]) перед промышленным применением на месторождении была испытана в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с использованием специально разработанного стендового оборудования для проведения теплофизических исследований. В процессе исследований определялся коэффициент теплопроводности вакуумной изоляции ТЛТ. Нагрев внутренней трубы и выход на стационарный тепловой режим обеспечивался потоком воздуха, нагретого до 85–95 °С на входе каждой из двух сборок ТЛТ.

После прогрева и достижения режима стационарного теплового потока в каждой сборке из двух свинченных теплоизолированных труб проводились измерения: температуры на внутренней стенке внутренней трубы; температуры на внешней стенке наружной трубы; теплового потока на внешней стенке наружной трубы в окрестности радиуса тепло-изолированной трубы, достаточно удаленного от области сварки наружной и внутренней труб.

По результатам измерений на основе средних значений вычислялись коэффициенты теплопроводности вакуумной изоляции ТЛТ.

Расчет коэффициента теплопроводности проводился по формуле:

,

где изол – теплопроводность цилиндрического слоя теплоизоляции от стенки диаметром D2 (внешний диаметр внутренней трубы) до стенки диаметром D3 (внутренний диаметр внешней трубы) в окрестности радиуса с размещенными датчиком температуры T1 на внутренней стенке внутренней трубы, датчиком температуры T4 на внешней стенке наружной трубы, датчиком теплового потока q на внешней стенке наружной трубы [4].

Исследования проводились в термостабильных условиях, исключающих дополнительный нагрев или охлаждение поверхности ТЛТ сторонними источниками.

По результатам испытаний определено, что при транспортировке горячего воздуха с температурой до 84–93 °C температура наружной поверхности находится в диапазоне 28–35 °C, коэффициент теплопроводности составляет 0,004–0,008 Вт/(м.К). Результаты испытаний представлены в табл. 1 и подтверждены со стороны ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [5].

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЛТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ

После прохождения стендовых испытаний ТЛТ производства российской компании были допущены до промышленной эксплуатации на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) российской газодобывающей компании.

При строительстве скважин и обустройстве кустовых площадок на Бованенковском НГКМ впервые в практике российской газодобывающей компании использовано комплексное теплотехническое решение, обеспечивающее сохранение в многолетнемерзлом состоянии породы в пределах газовой скважины и объектов кустовой площадки. Растепление многолетнемерзлых пород вокруг скважины происходит вследствие того, что температура многолетне-мерзлых пород в пределах территории Бованенковского НГКМ изменяется в диапазоне –3…–6 °C, а температура добываемого газа в приустьевой зоне скважин составляет 4–37 °C. Реализованное комбинированное техническое решение (охлаждающие системы и ТЛТ) направлено на сокращение теплопотока от скважин во вмещающие многолетнемерзлые породы и ограничение размеров ореолов оттаивания.

Проектные решения для газовых скважин Бованенковского НГКМ предусматривают использование ТЛТ со спуском до глубины 50 м. В приустьевой зоне скважин предусмот-рены системы температурной стабилизации, представленные парожидкостными трубчатыми охлаждающими системами с глубиной спуска 15 м, использующими естественные конвекционные свойства хладагента при наличии градиента температур между слоем вечной мерзлоты и наружным воздухом [6].

При этом с целью определения теплопотока от газовых скважин и эффективного коэффициента теплопроводности стенок ТЛТ при различных дебитах добычи газа и температурах флюида проектом предусмотрены трубки-сателлиты, обустраиваемые в пределах цементного кольца газовой скважины, по данным ПАО «Газпром».

На сегодняшний день термометрические наблюдения за температурным режимом грунтов приустьевой зоны скважин, об-устроенных ТЛТ, ведутся в скважинах газовых промыслов ГП-1 и ГП-2.

Измерения в трубках-сателлитах проводятся с применением автоматизированного термометрического оборудования, включающего термометрические косы и логгеры цифровых датчиков, запрограммированные на получение и сохранение данных с температурных датчиков с периодичностью раз в сутки. Полученные данные хранятся в базе данных службы геотехнического мониторинга Инженерно-технического центра.

РЕЗУЛЬТАТЫ НАБЛЮДЕНИЙ

По результатам наблюдений установлено, что в интервале заложения систем температурной стабилизации и теплоизолированных труб грунты находятся в мерзлом состоянии. Глубже, где снижение теплового воздействия на многолетнемерзлые породы от скважин обеспечивается только с помощью ТЛТ, вокруг скважин формируются ореолы оттаивания ограниченного радиуса. На текущий момент период мониторинга некоторых газовых скважин при эксплуатации составляет до 6 лет.

На 18 кустовых площадках (163 скважины), термостабилизация многолетнемерзлых пород которых осуществляется только за счет работы сезонно действующих систем охлаждения (без применения ТЛТ), фиксируется повышение температуры вмещающих грунтов по стволу скважины, что требует осуществления дополнительного мониторинга на этапе эксплуатации. В результате изменения температуры в трубке-сателлите, обустроенной на газовой скважине № 5403, в конструкции которой отсутствует ТЛТ, после отключения сезонно действующих систем термостабилизации грунтов, начиная с марта, за счет теплового воздействия газовой скважины происходит достаточно быстрое повышение температуры, и уже в начале мая ореол оттаивания выходит за пределы цементного кольца скважины.

В скважинах, обустроенных ТЛТ, за счет совместной работы ТЛТ и систем охлаждения в пределах цементного кольца сохраняются отрицательные температуры в течение всего года.

Результаты замеров температуры грунтов в трубках-сателлитах газовых скважин № 5303, 4614 и 5306 представлены в табл. 2.

На работающих скважинах отмечается тепловое влияние муфтовых соединений на температурный режим грунтов, не оказывающих критичного влияния на общее состояние скважины по причине незначительной длины муфтового соединения по сравнению с телом теплоизолированной трубы.

С момента ввода скважинного фонда Бованенковского НГКМ в эксплуатацию службой геотехнического мониторинга Инженерно-технического центра российской газодобывающей компании организованы регулярные визуальные наблюдения для контроля геотехнического состояния инженерных сооружений на кустовых площадках [7].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Опыт первых лет эксплуатации Бованенковского НГКМ продемонстрировал, что реализованные технические решения в полной мере себя оправдали. Кустовые основания сохраняются в многолетнемерзлом состоянии. Существенных просадок в приустьевых зонах скважин, деформаций обсадных колонн и фундаментов трубопроводных обвязок не отмечается. Зафиксировано понижение среднегодовых температур многолетнемерзлых грунтов в зонах заложения свай в пределах кустовых площадок. Кроме того, применение комплексных решений по термостабилизации устьевых зон скважин позволило сблизить скважины в кусте до 20 м (вместо принятых 40 м), что позволило снизить до 30 % затраты на обустройство кустовых площадок за счет сокращения их размеров и получить значительный экономический эффект.

Таблица 1. Результаты испытаний ТЛТ в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»Table 1. Test results of insulated lift pipes in Gazprom VNIIGAZ LLC

Таблица 2. Результаты замеров температуры грунтовTable 2. Results of soil temperature measurements

НАЧАЛЬНЫЙ ЭТАП

В 1965 г. в связи с созданием Министерства газовой промышленности (МГП) резко вырос объем бурения (рис. 1), что повлекло увеличение добычи газа и газового конденсата одновременно с расширением сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) и последующим строительством сетей магистральных газопроводов для обеспечения населения и народного хозяйства СССР природным газом. На всех объектах добычи углеводородного сырья (УВС) и ПХГ геофизические исследования скважин (ГИС) выполнялись предприятиями Министерства нефтяной промышленности (МНП) и Министерства геологии СССР. Первоначально не предполагалось вносить изменения в сложившуюся практику. Тем не менее по инициативе начальника Главгаздобычи В.А. Динкова (будущего министра МГП и МНП) и главного инженера Технического управления МГП Р.Д. Маргулова (будущего первого заместителя министра МГП) был подготовлен доклад о создании отраслевой геофизики. В итоге в 1968 г. было принято решение о формировании отраслевого гео-физического подразделения в составе Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (ВНИИГАЗ). На основании решения коллегии МГП согласно Приказу ВНИИГАЗ от 23.01.1968 был создан отдел с лабораториями и одновременно организованы геофизические производственные предприятия на всех региональных объектах добычи УВС и ПХГ. Руководителем по приглашению геофизического отдела стал Ш.К. Гергедава (рис. 2). Лаборатории возглавили опытные специалисты и ученые: И.А. Копосов, Р.А. Резванов, О.А. Черемисинов и др.

В течение 1968 г. были организованы территориальные производственные промыслово-геофизические предприятия: Медвежье, Оренбургское, Вуктыльское, Шебелинское и др. По приказу треста «Узбекнефтегеофизика» в состав ВНИИГАЗа была передана Западно-Узбекская промыслово-геофизическая экспедиция (ЗУПГЭ), созданная в 1958 г. специально для выполнения ГИС в процессе бурения на Газлинском газовом месторождении Узбекской ССР. Следует отметить, что при разработке многопластового Газлинского месторождения из-за разности проницаемости продуктивных пластов наблюдалось неравномерное продвижение пластовой воды в залежь, что грозило обводнением, а впоследствии защемлением отдель-ных пропластов разрабатываемого продуктивного горизонта. Для решения этой задачи впервые в СССР под руководством Ш.К. Гергедавы учеными и производственниками ЗУПГЭ, ВНИИГАЗ, Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геофизики и геохимии, кафедры ГИС Московского нефтяного института имени И.М. Губкина и объединения «Бухарнефтегаз» разрабатываются малогабаритные скважинные приборы, лубрикаторы для герметизации устья скважины, технология проведения ГИС, основы методологии для обработки и интерпретации данных ГИС. В результате формируется новое направление – контроль за разработкой газового месторождения, ГИС-контроль. Это позволило установить технологический режим, исключающий преждевременное обводнение отдельных продуктивных пластов, что обеспечило максимальное извлечение из недр УВС. Методика ГИС-контроля выступает неотъемлемой технологической основой при разработке объектов добычи УВС и эксплуатации ПХГ и постоянно проводится для системного анализа в целях выработки методических направлений для рационального моделирования, чтобы обеспечить максимальное извлечение природного газа из недр.

Ввод в разработку новых газовых месторождений-гигантов Северо-Тюменской нефтегазоносной провинции (Медвежье (рис. 3), Уренгойское), Бухаро-Хивинской депрессии, Днепрово-Донецкой нефтегазоносной области, Прикас-пийской впадины и Тимано-Печорской провинции привел к бурному развитию газовой промышленности и соответствующему увеличению добычи газа, газового конденсата и расширению количества ПХГ. Возникла необходимость бесперебойного и планомерного проведения скважинного каротажа в процессе бурения и ГИС-контроля при поиске, разведке и разработке газоконденсатных месторождений, сооружении и эксплуатации ПХГ. Для решения поставленной задачи Приказом МГП СССР от 23.04.1969 на базе территориальных производственных геофизических предприятий ВНИИГАЗа был организован самостоятельный производственный геофизический трест «Союзгазгео-физика». Управляющим был назначен А.Ф. Тиман, главным инженером – В.Г. Хортов, главным геологом – Г.Ф. Пантелеев.

ПЕРИОД АКТИВНОГО РАЗВИТИЯ

В 1978 г. Распоряжением Совета Министров СССР МНП передал МГП нефтегазовые месторождения, расположенные на континентальном шельфе страны. Во исполнение указанного Распоряжения Приказом МГП от 27.02.1979 в состав треста «Союз-газгеофизика» были переданы геофизические предприятия, обеспечивающие проведение ГИС на месторождениях Каспийского моря: Гобустанская геофизическая контора, Чиликенская промыслово-геофизическая экспедиция, контора геофизических работ в море.

По причине существенного расширения в 1970–80-е гг. геофизических работ был создан ряд новых промыслово-геофизических контор: Тюменская, Туркменская; промыслово-геофизические экспедиции: Калининградская, Мурманская, Приволжская, Астраханская, Норильская, Подмосковная, Гатчинская, Донбасская, Ставропольская, Белорусская, Дагестанская, Армянская и Грузинская. Одновременно с «Союзгазгеофизика» функционировал созданный в составе ВНИИГАЗа отдел геофизических исследований, совместно с трестом решая производственные и научно-исследовательские задачи по каждому объекту добычи УВС и ПХГ.

Проведению ГИС в процессе бурения в скважинах континентального шельфа руководители «Союзгазгеофизика» – Ш.К. Гергедава, П.И. Дворецкий – и «Главморнефтегаз» – С.И. Юдин, А.М. Варданян, О.О. Шеремета – уделяли исключительное внимание, что способствовало развитию нового перспективного направления. Действуя совместно с объединением «Каспморнефтегаз», ВНИПИморнефтегаз и ВНИИГАЗ, тресты впервые разработали буровое устройство для проведения ГИС с последующей установкой на палубе корабля. Помимо этого, применялись специальные перфораторы для вскрытия продуктивных пластов и радиоактивные источники для ядерно-геофизических исследований.

Трест тесно сотрудничал с руководством совместного российско-вьетнамского предприятия СП «Вьетсовпетро», в его составе впервые была организована контора промысловой геофизики для проведения полного комплекса ГИС в море на месторождении «Белый Тигр» на самоподъемной буровой установке.

В связи с активным вводом в разработку новых месторождений возникла необходимость системного проведения ГИС-контроля. Соответственно, потребовались срочная проектировка и увеличение выпуска комплекса малогабаритных приборов, технических средств и специального устьевого оборудования для герметизации устья скважины – лубрикаторов разных модификаций. С этой целью в г. Кимры Тверской обл. существующая опытно-методическая экспедиция треста «Союзгазгеофизика» была реорганизована в предприятие «Центргазгеофизика» в составе Специального конструкторского технологического бюро, Инженерно-геофизического и вычислительного центра (рис. 4).

Экономические и социальные изменения, произошедшие в стране в конце 1980-х – начале 1990-х гг., коснулись социальной сферы и экономики, они ознаменовали новый этап развития газовой геофизики. В 1991 г. на базе треста «Союзгазгеофизика» была создана Ассоциация промыслово-геофизических предприятий газовой отрасли «Газпромгеофизика». Впоследствии она была преобразована в дочернее предприятие ОАО «Газпром».

Но на том этапе работа трес-та «Союзгазгеофизика» имела определяющее значение в освоении крупнейших газовых, газоконденсатных месторождений на суше и нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ

По инициативе Ш.К. Гергедавы, с участием ученых ВНИИГАЗа А.И. Гриценко, Ю.П. Коротаева, В.И. Ермакова, С.Н. Бузинова и Ю.Н. Васильева, региональных главных геологов газодобывающих и буровых предприятий и Управления по подземному хранению газа по разработанной единой программе осуществлялись постоянные исследования скважин, пластов, месторождений, керна и флюидов по замкнутому технологическому циклу: поиск – разведка – освоение – разработка – добыча – сооружение – эксплуатация – мониторинг объектов добычи УВС и ПХГ. В результате непрерывно выполнялись сбор, обработка, передача и хранение геолого-геофизической информации (ГГИ). Одновременно широко использовались компьютерные технологии математической обработки ГГИ. Такой подход обес-печил формирование системы сбора ГГИ, трехуровневой иерархической базы и банка данных с последующим использованием действующей единой ведомственной системы передачи данных ПАО «Газпром», объединяющей региональные информационно-вычислительные центры.

С 1997 г. ГГИ служит основой для функционирования отраслевой геолого-геофизической информационной системы как неотъемлемой части отраслевой интегрированной информационно-управляющей системы единого информационного пространства ПАО «Газпром». Указанный системный подход обеспечивает формирование по уровням баз данных ГГИ региональных газодобывающих и газотранспортных НИИ и банк данных ГГИ в отраслевом научно-технологическом институте ВНИИГАЗ, где действует корпоративное хранилище кернов и флюидов.

В 1998 г. в состав ДОАО «Газ-промгеофизика» было передано ОАО «Костромагеофизика», выполняющее геологоразведочные работы на объектах «Газпрома» в целях поиска и разведки структур для сооружения ПХГ, а также мес-торождений УВС. Сочетание постоянного формирования по объектам ГГИ и функционирования геологоразведочных подразделений дает возможность на высоком техническом уровне осуществлять подсчет и корректировку запасов УВС с последующим утверждением данных Государственным комитетом запасов, системно осуществлять подготовку проектов разработки и моделирования, сооружения и эксплуатации объектов добычи УВС и ПХГ. Геолого-геофизическая информация служит стратегическим ресурсом и играет решающую роль в обеспечении энергобезопасности РФ. Архивные данные по объектам, хранимые в банке данных ООО «Газпром ВНИИГАЗ», всегда будут востребованы при сооружении на выработанных газовых месторождениях хранилищ природного газа, добываемого, в частности, в северных акваториях континентального шельфа. Системное функционирование базы и банка данных ГГИ на разных уровнях позволяет на основе научных результатов анализировать состояние месторождений и ПХГ, что определяет по каждому объекту введение раздела «Геофизический контроль».

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ГЕОФИЗИКИ

Начиная с 1990 г. в результате распада СССР и последовавшей приватизации фактически все министерства топливно-энергетического профиля были ликвидированы, образованы разрозненные частные компании. Эти процессы отрицательно повлияли на развитие в России геологической и геофизической единой технологии, приборостроения и методических разработок. Исключением можно считать слаженную за счет четкой стратегии деятельность ПАО «Газпром» как единой топливно-энергетической компании, главного экономического хребта РФ.

Необходимо отметить, что с 2002 г. руководители ДОАО «Газпромгео-физика», переименованного в 2008 г. в ООО «Газпром георесурс», постоянно менялись, что негативно сказалось на состоянии отраслевой геофизики и резко ослабило связи с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и другими научными учреждениями. Тем не менее нынешний руководитель А.Г. Чернов после получения специального геофизического образования все время работал в ДОАО (ОАО) «Газпромгеофизика» и ООО «Газпром георесурс» и стремится полностью восстановить роль, значение и вклад геофизической науки до уровня 1980–90-х гг.

ООО «Газпром георесурс» – единственная отраслевая единая геофизическая организация страны, которая системно и постоянно проводит на высоком техническом уровне скважинный каротаж (рис. 5), ГИС-контроль, геологоразведочные работы (ограниченно) на всех объектах добычи УВС и ПХГ ПАО «Газпром». Следовательно, обеспечивает подготовку и корректировку запасов УВС, формирование проектов разработки, моделирования, сооружения, эксплуатации месторождений и ПХГ с последующим их мониторингом. Новейшие методики, широкий спектр сертифицированной цифровой скважинной аппаратуры, современные регистрирующие комплексы ведущих российских производителей позволяют достигать наибольшей информативности и экономической эффективности исследований. Для обеспечения оперативности интерпретационных работ применяются средства электронной и спутниковой связи. Дополнительно решаются актуальные задачи экологического контроля ПХГ, заключающегося в мониторинге герметичности ПХГ и оценке состояния технологических условий эксплуатации.

Сегодня по своему функциональному значению ООО «Газпром георесурс» соответствует задачам ПАО «Газпром» как глобальной мировой энергетической компании.

15 марта 1993 г. ЗАО «Российская компания по освоению шельфа» («Росшельф») получило лицензию на поиск, оценку и добычу нефти на Приразломном месторождении. Для участия в его разработке в 1994 г. была привлечена компания Broken Hill Proprietary (BHP) Petroleum (Австралия). В пере-говорах с зарубежными партнерами «Газпрома» и ЗАО «Росшельф» приняли участие сотрудники Института проблем нефти и газа (ИПНГ) АН СССР и Минвуза СССР: директор, академик РАН А.Н. Дмит-риевский и заместитель директора К.С. Басниев. Подготовка ТЭО и предварительный технический проект морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная» базировались на системе разработки Приразломного месторождения, представленной в отчете [1].

В связи с изменениями нефти BHP Petroleum и ЗАО «Росшельф» заключили новый договор с ИПНГ АН СССР и Минвузом СССР на внесение уточнений в проектируемую систему разработки «Технологии разработки Приразломного месторождения» [2]. После проведения в 1996 г. сейсмических исследований 3D-методом были уточнены геологическое строение месторождения и запасы нефти и газа. Протоколом ЦКЗ МПР № 128 от 26.04.2001 г. поставлены на государственный баланс по ка-тегориям C1 + C2 в следующих количествах: балансовые запасы нефти – 257,5 млн т; извлекаемые запасы нефти – 71,9 млн т; запасы нефтяного газа – 8,6 млрд м3. Возникла необходимость подготовки нового проектного документа «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения» [3]. Основные положения проектируемой системы разработки Приразломного месторождения были представлены в 2002 г. на 17-м Международном конгрессе в г. Рио-де-Жанейро (Бразилия) в докладе [4].

Получены следующие ключевые практические результаты проектной работы специалистов ИПНГ РАН, Всероссийского нефтегазового научно-исследовательского института имени академика А.П. Крылова и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на Приразломном месторождении:

– впервые в мире с самого начала разработки запроектирована и реализована система заводнения на морском месторождении;

– впервые в мире запроектирована и реализована система размещения горизонтальных и бионических добывающих и нагнетательных скважин [5].

Определение технологических показателей разработки осуществлялось в программном комплексе ECLIPSE [6]. 3D-геологическая и 3D-гидродинамическая модели месторождения каждого из четырех продуктивных пластов содержали информацию о структурном строении, общих толщинах, пористости, проницаемости по горизонтали и вертикали, эффективных толщинах, водонасыщенности [7–9]. Размеры гидродинамической сетки: 156 × 45 × 4 узла.

При моделировании в ECLIPSE 100 двухфазной системы (нефть/вода) пластовая смесь описывалась двумя компонентами, что позволило сократить временные затраты и объем требуемой памяти.

Для расчета технологических показателей использовался полностью неявный метод, обеспечивающий устойчивость при больших временных шагах. Получена заданная точность решения нелинейных уравнений с сохранением пренебрежимо малой погрешности материального баланса. Для решения нелинейных уравнений использовался метод итераций Ньютона. Матрица фильтрационных коэффициентов была разложена по всем переменным, что обеспечило высокую скорость сходимости.

Системы линейных уравнений на каждой ньютоновской итерации решались применяемым в ECLIPSE методом гнездовой факторизации (nested factorisation), который позволил эффективно и надежно решить фильтрационные задачи с большим числом узлов. Целесообразность поддержания пластового давления с начала разработки определяется крайне незначительными отборами за счет упругих сил пласта (4–5 %). Ограниченная сообщаемость пласта с водонапорной системой определила приконтурную систему заводнения.

Количество скважин ограничено возможностями бурения с МЛСП одним буровым станком. Механизированный способ добычи нефти рекомендован к применению с самого начала разработки из-за недостаточного запаса пластовой энергии.

В 2014 г. по результатам переинтерпретации сейсмических данных начальный объем нефти Приразломного месторождения по категориям С1 и С2 увеличен на 12 % (до 263 млн т) и защищен в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых. По уточненной технологической схеме ООО «Газпром ВНИИГАЗ», утвержденной Федеральным агентством по недропользованию в декабре 2015 г., к 2023 г. планируется пробурить 32 скважины, из них 19 добывающих, 12 нагнетательных и 1 поглощающая. Проектный уровень добычи нефти – 4,8 млн т. Период эксплуатации увеличен до 35 лет.

ХРОНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

На Приразломном морском месторождении первая добывающая нефтяная скважина была запущена в эксплуатацию 19 декаб-ря 2013 г. Всего в 2014 г. добыто 300 тыс. т нефти, эксплуатационный фонд – 1 добывающая скважина. В 2017 г. добыто 2,6 млн т нефти, ежесуточная добыча нефти возросла до 10 тыс. т, эксплуатационный фонд достиг 13 скважин, из них добывающих нефтяных – 8 (в том числе 1 скважина с установкой электроприводного центробежного насоса), нагнетательных – 4 (в том числе одна бионическая скважина) и 1 поглощающая скважина. Накопленная добыча составила 5,9 млн т. В 2018 г. на Приразломном месторождении планируется добыть 3,6 млн т нефти. В 2023 г. месторождение выйдет на проектную мощность добычи в объеме 4,8 млн т н. э. [10].

Статья подготовлена по результатам работ, выполненных в рамках Программы фундаментальных научных исследований государственных академий наук на 2013–2020 гг., раздел 9 «Науки о Земле», направление фундаментальных исследований 132 «Комплексное освоение и сохранение недр Земли, инновационные процессы разработки месторождений полезных ископаемых и глубокой переработки минерального сырья», в рамках государственного задания по теме «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности», № АААА-А16-116031750016-3.

Широкий ассортимент шлангов и рукавов высокого давления, предоставляемый «Магнатфлексом», позволяет компании получать заказы от крупнейших предприятий металлургического, горнорудного, химического, строительного комплексов, сельскохозяйственных производителей и предприятий коммунального хозяйства. Но в первую очередь данная продукция востребована в нефтегазовой отрасли, поскольку выполняет важнейшие технологические функции во всех системах, агрегатах и установках для поисково-разведывательных, буровых, нагнетательных, перерабатывающих и многих других видов работ с нефтью, буровыми растворами, газом и их конечными продуктами.

Компания «Магнатфлекс» не только аккумулирует, обобщает и анализирует самую современную научно-техническую информацию о производстве рукавов высокого давления (РВД), но и с участием своих партнеров организует их поставки в интересах предприятий нефтегазовой отрасли. Год назад компания стала членом целевой Базы поставщиков нефтегазового комплекса России Oil-gas.ru. Партнерами и поставщиками «Магнатфлекса» выступают: «Энергопром-РВД», «Технопарк», «Гроссис Эксперт», «Юнифлекс» (РФ), DIXON (Великобритания), Trelleborg (Франция), Parker (Италия), SEL (Турция) и др.

Такой серьезный фактор, влияю-щий на возможности нефтегазовых компаний по разработке месторождений в арктических зонах, как природно-климатические условия, диктует необходимость обеспечения надежности эксплуатации всех используемых гидротехнических систем и, прежде всего, их несущих элементов – РВД. Важно, чтобы шланги и РВД поставлялись точно по их технологическому назначению. Клиентам рекомендовано своевременно выявлять потребности в шлангах и РВД на каждом производственном цикле и уточнять показатели внутреннего диаметра, рабочего давления, температурного режима рабочей среды и сообщать эти пара­метры при заключении договора.

На данный момент в компании «Магнатфлекс» выстроена надежная цепочка: производство – опрессовка – поставка РВД для гидросистем и агрегатов. Представлен широкий спектр РВД от серии 1SN с однослойной стальной оплеткой до серии R15 с шести-слойной оплеткой. Успешно решается задача поставок низкотемпературных РВД серий 461LT и 772LT для диапазона температур от –57 до 100 °С, способных обеспечить рабочее давление до 45 МПа. Кроме того, введены в реестр поставок низкотемпературные шланги серии ITEF95C OM с температурным режимом от –70 до 120 °С, политетрафтор-этилен несущей основы которых усилен оплеткой из нержавеющей стали. Рабочее давление для них достигает 7,5 МПа.

Для компании «Магнатфлекс» качество выступает важнейшим критерием. Заказчикам поставляются только те РВД, производители которых документально подтверждают соответствие качества принципам системы менеджмента качества ISO 9000, европейским стандартам EN853, EN856, EN857 и российским ГОСТ 6286-73 и ГОСТ 25452-90. Помимо этого, любая поставка РВД с отпрессованными фитингами для гид-ротехнических систем проходит повторное испытание на герметичность водой с двойным максимальным рабочим давлением на специальном стенде СИС-160Э.

Компания «Магнатфлекс» всегда учитывает интересы заказчиков, а специалисты общества способны решать самые трудоемкие инженерные задачи с использованием РВД.

ООО «Магнатстрой»

105264, РФ, г. Москва,

ул. 9-я Парковая, д. 39, пом. 507

Тел.: +7 (499) 136-33-03

E-mail: magnatflex@gmail.com

www.magnatflex.ru

В начале XXI в. в Россию из Европы пришла новая технология по производству сухих трансформаторов с литой изоляцией. Данное решение стало революционным на рынке электротехнического оборудования, поскольку такие изделия отвечали повышенным требованиям пожарной безопасности – в них в качестве изоляционного материала не использовалось пожароопасное трансформаторное масло. Тем не менее этот тип трансформаторов не подходит в случае, если по определенным требованиям необходимо применение немаслонаполненного оборудования.

О преимуществах трансформаторов с воздушно-барьерной изоляцией по сравнению с литой рассказывают представители ООО «ЭНСОНС»: Андрей Николаевич Землянский и Андрей Владимирович Гусаков.

– Андрей Николаевич, потребители уже знакомы с вариантом исполнения сухих трансформаторов, в которых используется литая изоляция. ООО «ЭНСОНС», напротив, выбрало другой путь и предлагает сухие трансформаторы с воздушно-барьерной изоляцией. Почему?

А.Н. Землянский: Мы делаем упор на производство трансформаторов с нестандартными характеристиками, под индивидуальные запросы заказчика. Выпуск трансформаторов с воздушно-барьерной изоляцией не предполагает разработки и изготовления большого парка заливочных форм, таким образом ускоряется запуск изделия в производство. Сроки изготовления конечного изделия со специальными требованиями заказчика не отличаются от сроков производства серийно выпускаемой продукции.

– В чем главные преимущества трансформаторов с воздушно-барьерной изоляцией перед трансформаторами с литой изоляцией?

А.Н. Землянский: Сухие трансформаторы с литой изоляцией весьма чувствительны к длительным аварийным перегрузкам по причине того, что обмотка высокого напряжения находится в «рубашке» из компаунда. Это, в свою очередь, приводит к повреждению (ускоренному старению) изоляции. Другими словами, компаунд не выдерживает и разрушается или теряет свои изоляционные свойства. Данной проблемы не наблюдается у оборудования с воздушно-барьерной изоляцией, поскольку главная изоляционная среда – воздух – постоянно меняется, в процессе работы трансформатора она выдерживает гораздо бóльшие тепловые и электродинамические нагрузки.

– Спасибо. А как оборудование с воздушно-барьерной изоляцией переносит систематические перегрузки?

А.Н. Землянский: Такие трансформаторы могут длительно работать с перегрузкой до 120 % без дополнительных вентиляторов, с перегрузкой до 140 % – в течение 1 ч, а с дополнительной вентиляцией – более 1 ч. Это связано с применением изоляции класса нагревостойкости H (180 °С). В конструкцию заложены запасы по нагреву, что позволяет трансформаторам работать с указанной перегрузкой.

– Как быть с проблемой час-тичных разрядов?

А.Н. Землянский: За счет использования конструкции непрерывной обмотки в оборудовании производства «ЭНСОНС» отсутствует проблема возникновения частичных разрядов. Исключение составляют большие напряженности между витками и секциями обмотки.

– Андрей Владимирович, насколько трансформаторы с воздушно-барьерной изоляцией восприимчивы к экстремальным климатическим условиям?

А.В. Гусаков: Проблема литых трансформаторов многих производителей – растрескивание изоляции при экстремальных минусовых температурах. Отсутствие компаунда в наших трансформаторах полностью устраняет данную проблему, а это значит, что сухие трансформаторы с воздушно-барьерной изоляцией способны работать при температурах окружающей среды от –60 до +55 Сº, т. е. повсюду от экватора до Крайнего Севера.

– В каких отраслях могут применяться такие трансформаторы?

А.В. Гусаков: Основными потребителями сухих трансформаторов с воздушно-барьерной изоляцией выступают атомная, энергетическая промышленность, нефтяная и газовая отрасль, транспортные системы (в частности, Российские железные дороги) и т. д. Словом, они используются там, где присутствуют повышенные требования к эксплуатационным характеристикам оборудования.

Данные трансформаторы обладают такими свойствами, как устойчивость к температурным и электродинамическим перегрузкам, сейсмостойкость, пожа-робезопасность, возможность работы при экстремальных температурах окружающей среды, и другими повышенными эксплуатационными характеристиками.

Кроме этого, стоит отметить трансформаторы преобразовательные для частотного привода погружных насосов на нефтяных месторождениях, на производстве которых специализируется ООО «ЭНСОНС». В типовом исполнении они могут быть изготовлены на мощности от 63 до 3200 кВА на напряжение до 35 кВ включительно. При этом ценовая политика завода позволяет конкурировать с другими производителями, выпускающими изначально более дешевые трансформаторы с литой изоляцией, и поддерживать заинтересованность заказчиков в инновационном электротехническом оборудовании.

ООО «ЭНСОНС»

620072, РФ, Свердловская обл.,

г. Екатеринбург, тер. Ново-Свердловская ТЭЦ,

строение № 28Б

Тел.: + 7 (343) 288-76-15

E-mail: box@ensons.ru

www.ensons.ru

Объединенная металлургическая компания продолжает реализовывать масштабную инвестиционную программу по обновлению и техническому перевооружению производственных мощностей в рамках развития дивизиона нефтегазопроводных труб. Программа включает модернизацию всех действующих в ОМК мощностей по выпуску электросварных нарезных труб нефтяного сортамента, расширение продуктовой линейки и повышение качества труб для добычи нефти и газа, а также запуск производства новой для компании продукции – насосно-компрессорных труб для добычи нефти.

Важным проектом Объединенной металлургической компании (ОМК) стала модернизация производства трубоэлектросварочного цеха (ТЭСЦ) № 5. Открытие цеха в 1986 г. позволило Выксунскому металлургическому заводу (ВМЗ) стать единственным в России производителем электросварных обсадных труб. Сегодня для удовлетворения высоких требований своих клиентов ВМЗ готовится производить трубы с повышенными группами прочности и толщинами стенок. Технологический процесс производства должен соответствовать международным стандартам и отвечать высокому качеству труб.

Приоритетной задачей стало обновление линий отделки. В настоящее время успешно реализуются мероприятия по замене резьбонарезного и муфтонаверточного оборудования цеха, освоение новых резьбовых соединений, организация дополнительных инспекционных площадок и установка оборудования для нанесения консервационного покрытия.

На данный момент оборудование ТЭСЦ № 5 позволяет выпускать трубы диаметром от 139,7 до 244,5 мм, с толщиной стенки до 10,7 мм и группой прочности до J55.

ПРОЕКТ ПО ЗАМЕНЕ ТЭСА

Переоснащение ТЭСЦ № 5 посредством замены трубоэлект-росварочного агрегата (ТЭСА) позволит расширить линейку выпускаемой продукции труб диаметром 114,3–244,5 мм, с толщиной стенок 4,0–15,9 мм и группами прочности до N80 по API 5CT и до X80 по API Spec 5L.

Отличительная особенность проекта по замене ТЭСА заключается в непрерывной работе существующего трубоэлектросварочного стана (с сохранением производительности цеха) и параллельным строительством новой линии стана. Именно поэтому данный проект считается одним из самых сложных из всех реализуемых в настоящее время в компании. Тем не менее принятые инженерные и планировочные решения позволят в будущем произвести замену агрегата продольной резки и оснастить цех участком термообработки труб без снижения проектной мощности всего производства.

Замена стана выполняется в несколько этапов.

Подготовительный этап уже окончен. В рамках него выполнен вынос всех объектов и сетей из зоны строительства, а также завершено строительство дополнительных пролетов здания, что позволило увеличить площадь цеха на 11 тыс. м2.

Первый этап предполагает монтаж и наладку нового стана. Успешное окончание первого этапа позволит начать эксплуатацию ТЭСА 114–245 с врезкой в существующую линию с сохранением части оборудования. После достижения стабильной работы нового оборудования существующий стан будет остановлен и демонтирован. На его месте разместят финишную линию стана, включающую промывку, газовый резак, инспекционные площадки, отрезной станок для отбора проб, установку УЗК и трубоправильную машину.

Второй этап проекта позволит полностью заменить устаревшее оборудование ТЭСА на новое.

МОДЕРНИЗАЦИЯ

Проектная команда ОМК разработала уникальную технологию за счет внедрения самого нового оборудования разных производителей в одну технологическую линию.

В дальнейшем в ТЭСЦ № 5 появится возможность быстро проводить перевалки на другой диаметр труб, более точно настраивать технологические параметры формовки трубной заготовки и сварки, что позволит освоить выпуск труб из новых марок стали.

В линии трубоэлектросварочного стана будут внедрены современные технологии: ультразвуковой контроль (УЗК) сварного соединения, визуализация внутреннего грата, летучие гильотинные ножи, замер геометрических параметров трубы и др. Использование спирального петлеобразователя обеспечит непрерывную работу стана, качественное состояние полосы для ускорения перевалки при переходе на другой диаметр.

Значительно облегчится работа технологического персонала при проведении перевалок. Автоматизированная программная перенастройка частей формовочных клетей позволит проводить работы без замены технологического инструмента – валков и автоматической замены узлов валков в других клетях.

ПРОЦЕСС ПРОИЗВОДСТВА

Изготовление электросварной трубы на новом стане предполагает следующие этапы произ-водства.

Металлический штрипс отправляется на разматывание в листоправильную машину. Получившаяся полоса выпрямляется и транспортируется на стыкосварочную машину, на которой передние и задние концы обрезаются под углом и свариваются. Для улучшения качества поперечного сварного шва будет предусмотрена фрезерная зачистка грата. Для исключения обрыва стыка, особенно на толстых стенках, предусмотрена его термообработка с помощью индуктора.

Полоса с фрезерованными качественными кромками подается на участок формовки, где производится последовательное формирование плоской полосы в трубную заготовку. В производственные мощности заложены передовые технологии, предоставляющие возможность оперативной корректировки формирования трубной заготовки в процессе работы.

Нагрев кромок трубной заготовки производится установкой высокочастотной индукционной сварки. Нагретые кромки обжимаются в сварочной клети и свариваются. Предусмотрена более современная система регулирования режима сварки, учитывающая изменения разнообразных технологических параметров. На сваренную трубную заготовку с помощью маркировочного устройства краской наносится пилотная линия для автоматической ориентации оборудования на трубу при выполнении последующих технологических операций.

При сварке трубы на внутренней и наружной поверхности сварного шва образуется грат. Конструкция нового внутреннего гратоснимателя обеспечивает дробление внутреннего грата, что в дальнейшем облегчает его удаление при промыве.

После удаления наружного и внутреннего грата сварной шов проверяется установкой УЗК и устройством контроля качества снятия внутреннего и наружного грата. После прохождения УЗК проводятся испытания на сплющивание и правильность выбора режима нагрева. Исследования выполняются в экспресс-лаборатории, по результатам принимается решение о годности трубы.

Окончательно сформованная и сваренная трубная заготовка поступает в зону локальной термообработки сварного соединения, где предусмотрено два режима: нормализации (нагрев с последующим охлаждением на воздухе) и закалки с отпуском (нагрев, охлаждение спрейером, повторный нагрев).

Еще одной особенностью станет ориентация сварного шва в верхнее положение с помощью стабилизирующей клети. После нее трубы поступают в четырехклетевой калибровочный стан, в котором труба приобретает окончательный наружный диаметр и проходит правку. После двухклетьевой правки измеряется диаметр труб и они направляются в маркировочное устройство, где наносится следующая информация: порядковый номер трубы, номер партии, номер рулона, год выпуска, обозначение смены.

Бесконечная труба режется на необходимые длины летучим трубоотрезным станком. Планируется, что концевая правка труб будет производиться в отдельно стоящей десятивалковой трубоправильной машине, которая имеет несколько режимов правки и значительно уменьшает деформацию концов труб.

Производство оснастят замкнутой системой охлаждения смазочно-охлаждающей жидкостью технологического инструмента, что исключает попадание вредных веществ в окружающую среду.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Замена оборудования на ТЭСЦ № 5 предоставит возможность использовать новейшие технические разработки в производстве элект-росварных труб. Автоматизированная производственная сис-тема позволит контролировать все этапы изготовления трубы и повысить качество выпускаемой продукции.

АО «ОМК»

115184, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-71

Факс: +7 (495) 231-77-72

E-mail: sales@omk.ru

www.omk.ru

В современной научной литературе, посвященной экономической и управленческой проблематике, широко обсуждаются такие актуальные темы, как: 1) может ли крупный бизнес быть эффективным; 2) способен ли российский нефтегазовый комплекс на инновации.

При обсуждении первого вопроса интересно сравнить данные о численности персонала 10–15 компаний – производителей высокотехнологичной продукции, занимающих лидирующие позиции в международных рейтингах [1]. При этом, по мнению Ф. Котлера, основную часть современных наукоемких производств контролируют 400–500 крупнейших корпораций [2]. По некоторым оценкам, доля транснациональных компаний в мировых инновациях сегодня приближается к 40–50 % [3]. Им принадлежит около 80 % от общего числа зарегистрированных в мире патентов и лицензий [4]. В частности, ставшая одним из ярких символов высоких технологий компания Apple регулярно входит в рейтинг крупнейших компаний мира Fortune Global 100 [5].

Существенную долю в ежегодно составляемом Boston Consulting Group топ-листе 50 инновационных компаний также занимают участники Fortune Global 100, представляющие самые разнообразные сферы экономики – от энергетики (BP, ExxonMobil, Royal Dutch Shell), машиностроения (Boeing, General Electric, Siemens) и автоиндустрии (General Motors, Ford, Toyota) до телекоммуникаций (IBM, Intel, Samsung) [6]. Следовательно, в мировой практике бизнеса наличие трудовых коллективов из десятков, а иногда и сотен тысяч работников далеко не всегда становится фактором, препятствующим технологическим инновациям.

Второй вопрос интересен в связи с тем, что вложения в отечественную энергетику могут способствовать дальнейшему росту зависимости экономики страны от добычи нефти и газа. Прямым следствием приверженности данной позиции может стать ограничение области применения в хозяйственном обороте того потенциала, который уже накоплен и вполне может быть рационально использован в качестве локомотива инновационного развития российской экономики. Выступая в роли крупнейшего потребителя продукции таких смежных отраслей народного хозяйства, как машиностроение, химическая промышленность, металлургия и др., нефтегазовый сектор способен формировать реальный спрос на инновации и оказывать существенное влияние на внедрение результатов инновационной деятельности.

В 2010 г. данные возможности были признаны на федеральном уровне, в связи с чем принят комплекс решений о программах инновационного развития и технологической модернизации субъектов естественных монополий и крупных государственных компаний (см. Протокол Заседания Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям № 4 от 03.08.2010 г.) [7]. Несмотря на существенное к настоящему времени расширение нормативно-регламентной базы, призванной обеспечить методическую поддержку в части разработки, реализации и мониторинга эффективности программ инновационного развития, приходится констатировать, что она нуждается в доработке, для того чтобы в дальнейшем служить руководством и залогом успешной организации инновационной деятельности.

ВЕКТОР РАЗВИТИЯ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОГО БИЗНЕСА

Важнейшая актуальная тенденция развития высокотехнологичного бизнеса заключается в том, что вектор создания инноваций сегодня стремительно смещается из сугубо производственной сферы в сферу услуг за счет выделения и совершенствования так называемой гибкой части продукта. В связи с этим инновации все реже стали рождаться внутри структур с фиксированными организационными границами (таких как отделы и отрасли). Они создаются в процессе открытой коммуникации между членами многофункциональных команд, между создателями и потребителями продукта.

Динамика процесса разработки инноваций непрерывно растет. Для формирования лучших инвестиционных замыслов и доведения их до инновационных результатов все чаще используют специальные средства визуализации информации, в том числе графические шаблоны подведения итогов обсуждения, стикеры, модерационные карты, магнитно-маркерные доски, флипчар-ты и др.

Интеграция опыта реализованных проектов в групповую память команды и систематизация наиболее успешных алгоритмов работы осуществляются за счет регулярно проводимых ретроспектив. Данный формат работы наиболее интенсивно распространился в IT-индустрии и банковском секторе. На его основе создано немало программных продуктов, интернет-приложений и сервисов.

Возрастающая скорость изменений, происходящих в современной экономической жизни, формирует качественно новые требования к условиям успешной организации инновационных процессов и, как следствие, к структуре портфеля компетенций профессионального руководителя. Общий вклад менеджмента в экономическую эффективность производственных результатов, по оценкам некоторых экспертов, составляет более 60 %. Для обеспечения инновационной составляющей из возможных альтернатив должны выбираться для дальнейшей проработки и реализации только самые лучшие варианты решения производственных задач. Гарантировать на системной основе высокое качество управления данным процессом возможно только при условии освоения принципов современной культуры делового взаимодействия и методов их применения в профессиональном корпоративном контексте.

СТАНДАРТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ИННОВАЦИЯМИ И ПОДГОТОВКИ ПЕРСОНАЛА

Актуальность проблематики стандартизации процессов управления инновационной деятельностью в нефтегазовом секторе признана российским профессиональным сообществом. Разработанный в 2017 г. Советом по профессиональным квалификациям в нефтегазовом комплексе Прогноз появления новых должностей и профессий на период до 2030 г. в нефтегазовом комплексе включает позицию «Менеджер по инновационному развитию в нефтегазовой сфере» (см. табл.). Включение данной профессии и указание 2018 г. как прогнозного периода ее появления предусмотрены с учетом содержания стратегий развития крупных компаний-работодателей нефтегазового комплекса, предусматривающих осуществление деятельности по управлению инновациями на регулярной основе [8].

Современная система управленческого образования, от колледжей и университетов до авторитетных бизнес-школ, все еще слабо подготовлена к тому, чтобы дать адекватный ответ на реальный вызов времени. Сосредоточившись на вооружении студента или слушателя фундаментальной теорией и набором аналитических инструментов, современное бизнес-образование до сих пор остается узко ориентированным на их применение руководителями-индивидуалами, упуская при этом ключевой аспект – технологию делового взаимодействия.

Несмотря на повсеместные декларативные заявления большинства руководителей университетов и бизнес-школ о важности развития навыков деловой коммуникации в рамках освоения их учебных программ, на практике нынешний выпускник, как правило, не демонстрирует полноценно сформированной компетенции проведения рабочих совещаний и владения технологией совместной выработки разделяемых их участниками решений. Нередко руководители с подобным образованием, хоть и проводят регулярные совещания с коллегами, но не добиваются в ходе рабочих встреч общего понимания сути рассматриваемых вопросов, не анализируют причины возникновения решаемых проблем. Тогда как современный руководитель должен знать, как примирить диаметрально противоположные позиции, как выбрать единственный вариант решения из предложенных, как доработать уже выбранный вариант, как правильно реагировать на негативные высказывания коллег и др.

УПРАВЛЕНИЕ ПРОГРАММАМИ И ПРОЕКТАМИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ БИЗНЕСЕ

Изложенные обстоятельства подтолкнули «Газпром корпоративный институт» к разработке учебной программы нового поколения, предназначенной для подготовки руководителей – инноваторов нефтегазового комплекса, на современном уровне владеющих компетенциями организации командной работы и визуализации данных. Конкурентное преимущество новой, состоящей из семи модулей программы МВА Газпром «Управление программами и проектами инновационного развития в энергетическом бизнесе» заключается в том, что такие обязательные для программ данного уровня блоки, как стратегия, финансы и инвес-тиции, инновации, маркетинг и закупки, персонал, право и др. (см. рис.), раскрыты в тесной связи с необходимым для практического применения аналитических методов инструментарием ведения эффективных деловых коммуникаций с коллегами, клиентами, партнерами, консультантами.

Признанная во всем мире и широко используемая при создании инноваций методология проектного управления освещается в тренинговом формате, с отработкой в режиме реального времени приемов риск-менеджмента, бережливого производства, навыков дизайн-мышления на основе agile- и scrum-подходов. Особое внимание в рамках реализации программы уделяется изучению новых и перспективных трендов технологического развития, как сложившихся, так и наметившихся в энергетическом бизнесе на современном этапе. Общая продолжительность очной части обучения – 560 ч. Продолжительность одного модуля – 10 рабочих дней. Выпускники программы получают диплом, дающий право на ведение профессиональной деятельности в сфере управления программами и проектами инновационного развития в энергетическом бизнесе.

Накопленный Институтом за более чем 23 года образовательной деятельности в Системе непрерывного корпоративного профессионального образования ПАО «Газпром» опыт позволил собрать высококвалифицированный состав преподавателей, использовать проверенные, зарекомендовавшие себя на практике методики обучения и, соответственно, гарантировать высокую адаптацию учебного материала к его будущему применению в отраслевом контексте.

Развиваемые в рамках новой модульной МВА-программы компетенции в сфере управления инновационной деятельностью медленно, но все же достаточно последовательно начинают осваиваться современным российским бизнесом. Наряду с IT-компаниями и банками к процессу постепенно подключаются и предприятия реального сектора. Цифровизация нефтегазового комплекса, предусматривающая воплощение концепции «Индустрия 4.0» в рамках обработки на основе цифровых моделей действующих производственных объектов больших массивов информации, развитие контрактного моделирования и внедрение биржевых инструментов позволяют прогнозировать существенное расширение «гибкой части продукта» в данной сфере уже в ближайшей перспективе.

Сегодня, когда скорость изменений в современном бизнесе чрезвычайно высока, настало время вооружить руководителей надежными методами умного управления процессом создания инноваций в команде, позволяющими в контакте с коллегами сформулировать проблему, проанализировать ее причины и последствия, собрать идеи по ее решению, выбрать из них лучшую и доработать до запуска в реализацию план будущего бизнес-проекта.

Перечень новых должностей и профессий на период до 2030 г. в нефтегазовом комплексе (фрагмент) [8]List of new positions and professions for the period until 2030 in the oil and gas complex (fragment) [8]

Прогноз пластового давления выступает обязательным условием для безопасного строительства новой скважины, для чего проводится расчет текущего пластового давления в зоне предполагаемого пересечения скважины с каждым находящимся в разработке пластом. Методика расчета давления предполагает объединение различных источников доступных данных: замеров пластового давления пластоиспытателем, данных замеров датчиков забойного давления, данных интерпретации кривой восстановления давления (КВД) и кривой падения давле-ния (КПД), а также результатов численного моделирования. Наличие этих данных, как правило, зависит от интенсивности разработки пласта и экономической обоснованности.

В условиях разработки месторождений на шельфе существует необходимость бурения скважин для утилизации бурового шлама, сточных вод, а также излишков добываемой пластовой воды – CRI (cutting re-injection wells). Подобные скважины бурятся на верхние водоносные горизонты, характеризующиеся ограниченным количеством информации из-за отсутствия экономической целесообразности сбора данных. Это создает дополнительные трудности при прогнозировании профиля изменения пластового давления для таких пластов в зонах бурения новых скважин. В результате закачки отходов могут создаваться зоны повышенного (значительно выше гидростатического) пластового давления, которое может привести к выбросу при прохождении бурового долота через эти зоны.

Согласно технологической схеме разработки Пильтунского участка Пильтун-Астохского месторождения в первом квартале 2018 г. была запланирована к бурению добывающая нефтяная скважина П-11, расположенная в непосредственной близости от скважин закачки бурового шлама.

Отдел разработки Пильтунского участка впервые столкнулся с подобным риском и технической дилеммой. Следует ли позволить CRI-скважинам выполнять обратную закачку бурового шлама во время бурения, но удлинить траекторию скважины П-11 с целью увеличения расстояния между скважинами? Это привело бы к росту стоимости строительства скважины, а также к уменьшению расчетной инкрементальной добычи нефти. Либо необходимо значительно увеличить бюджет строительства скважины П-11 из-за необходимости хранения и последующей транспортировки буровых отходов морским транспортом. В условиях Охотского моря стоимость такой транспортировки для полного цикла строительства скважины может превышать 0,5 млн долл.

ПРЕДПОСЫЛКИ ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

На Пильтунской площади Пильтун-Астохского месторождения в настоящее время работают две скважины для утилизации бурового шлама, сточных вод, а также излишков добываемой пластовой воды. Скважина П-20БС2 проперфорирована в пласте XI_shale, скважина П-7 – в пластах XIII–XIV и XVI–XVII. Вместе с тем процесс отбивки забоя скважины показал, что закачка ведется по большей части в верхний пласт XIII–XIV. Тем не менее при проектировании строительства новой скважины существует необходимость прог-нозирования порового давления в обоих пластах. Знание порового давления необходимо инженерам по бурению для правильного подбора плотности бурового раствора, чтобы исключить возможность как потерь бурового раствора в пласт, так и выброса пластового флюида при прохождении бурового долота через эти зоны.

Расстояние от скважины П-11 до П-7 составляет около 1000 м для пласта XIII–XIV и от П-11 до П-20БС2 – 1700 м для пласта XI–XII.

Согласно стандартам компании Shell по прогнозированию пластового давления [1] и процедуре «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» по прогнозированию порового (пластового) давления [2] был осуществлен соответствующий расчет для планируемой скважины П-11. Диапазоны рассчитанного пластового давления для пластов XI–XII, XIII–XIV и XVI–XVII представлены в табл. 1.

Максимальное значение разницы давлений для пласта XIII–XIV составляет 7,5 МПа (см. табл. 1) и соответствует плотности бурового раствора, при которой существует опасность превышения градиента разрыва пласта с последующей потерей раствора в пласт. В данной ситуации возникает необходимость закрытия скважины П-7, которая осуществляет нагнетание в данный пласт, перед бурением П-11 на срок до 4 нед. Скважина П-20БС2 будет осуществлять утилизацию бурового шлама во время бурения. Таким образом, исчезает возможность утилизации пластовой воды в случае, если у какой-либо из скважин начнет расти обводненность или произойдет прорыв нагнетаемой воды.

Среди возможных решений проблемы: удлинение траектории скважины П-11 с целью увеличения расстояния между скважинами; увеличение бюджета строительства скважины из-за необходимости хранения и утилизации пластовой воды морским транспортом. Альтернативным решением выступает более детальная техническая оценка порового давления в зоне бурения скважины П-11 с использованием численных расчетов.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА

Базовое значение давления для пласта XIII–XIV (см. табл. 1) получено по результатам интерпретации КПД для скважины П-7, а максимальное – путем перерасчета забойного давления из устьевого, предполагая гидравлический столб воды в скважине в статическом состоянии. Оба значения показывают среднее пластовое давление в пределах радиуса эксплуатации нагнетательной скважины П-7. Для определения давления в зоне планируемой скважины П-11 необходимо использование программного пакета для численного моделиро-вания на дискретной модели, например Saphir [3]. Основные преимущества его использования следующие: возможность создания дискретной модели для численных расчетов изменения динамики пластового давления; возможность интерпретации КВД и КПД скважин с целью определения скин-фактора, пластового давления, полудлины трещины гидроразрыва пласта (ГРП), проницаемости (данные параметры затем используются для прогнозирования пластового давления с применением численной модели).

Расчет давления происходил в два этапа: создание и адаптация модели на исторические данные закачки; прогноз пластового давления в зоне бурения планируемой скважины П-11.

Первый этап предполагает создание двумерной сетки путем оцифровки структурной поверхности пласта, скважин, непроницаемых экранов и дискретизации модели. Границы пласта определялись по результатам оцифровки структурной карты, а также консультации со специалистами по геологии. Помимо этого, данный этап включал в себя определение статических свойств модели: неф-тенасыщенной толщины пласта, пористости, начального давления, PVT-свойств нефти.

Пример двумерной сетки Вороного, используемой для расчетов, представлен на рис. 1. Дискретизация сетки осуществлялась автоматически с прогрессивным измельчением вокруг эксплуатационных скважин. Точки пересечения пласта XIII–XIV с участвующими в расчете скважинами отмечены на рис. 1.

При завершении данного этапа обязательным шагом выступает адаптация модели на существующие данные закачки и замеров забойного и пластового давлений. Скважина П-7 была пробурена в конце 2013 г. с замером порового давления прибором Stethoscope в пласте XIII–XIV. При данном замере превышение давления над гидростатическим составило 0,82 МПа по результатам закачки в скважину П-20БС1 в данный пласт в период с июля 2009 г. по апрель 2014 г. Для адаптации замеренного значения в программу Saphir была загружена история закачки и данные замеров забойного давления для скважины П-20БС1, после чего был рассчитан Test Design для определения давления в зоне бурения скважины П-7 [4].

На рис. 2 представлено соответствие динамики измеренного забойного давления с рассчитанной математической моделью для скважины П-20БС1. Основными параметрами для адаптации модели стали направление и полу-длина трещины ГРП. Поглощающие скважины ведут закачку при давлении, превышающем давление ГРП. Соответствие измеренных данных с рассчитанными признано удовлетворительным.

Полученные параметры (направление и полудлина трещины ГРП) затем учтены в эксперименте Test Design для определения порового давления в зоне бурения скважины П-7. В данном эксперименте в качестве основного неопределенного параметра, применяемого для адаптации, использовано произведение проницаемости на эффективную толщину пласта: kh. Расчет проводился на дискретной сетке. Как отмечалось выше, измеренное значение превышения пластового давления над гидростатическим составило 0,82 МПа, что и было достигнуто по результатам адаптации. Динамика изменения порового давления в зоне скважины П-7 показана на рис. 3.

Пробуренная скважина П-7 проперфорирована в пластах XIII–XIV и XVI–XVII, в то время как скважина П-20БС1 изолирована из-за возникших осложнений. Вместо нее пробурен боковой ствол П-20БС2, проперфорированный в пласте XI_shale. Адаптация модели на замеры забойного давления скважины П-7 по результатам закачки в период с 2014 по 2017 г. может также считаться удовлетворительной (рис. 4).

Второй этап предполагает расчет давления в зоне бурения планируемой скважины П-11. Объемы закачки в пласт XIII–XIV были заданы с помощью экстраполяции исторической закачки по скважине П-7 в данный пласт. Далее был рассчитан Test Design для определения пластового давления в зоне скважины П-11 с учетом параметров, ранее полученных по адаптации (kh, направление и полудлина трещины ГРП скважин П-20БС1 и П-7). В результате расчета превышение давления над гидростатическим составило 2,4 МПа (рис. 5).

Значение 2,4 МПа было принято как базовое для превышения давления над гидростатическим. Но процедура [2] предполагает также расчет максимального давления – более консервативной опции. Для этой цели были рассчитаны несколько вариантов, предполагающих наличие непроницаемых разломов за скважиной П-11, которые потенциально могут препятствовать распространению давления в пласте. В результате может возникать замкнутая или частично замкнутая зона с псевдостационарным режимом нагнетания, размеры которой не превышают нескольких ячеек гидродинамической модели. При этом основное влияние на превышение давления над гидростатическим оказывают не столько фильтрационные свойства коллектора, сколько объем данной зоны.

Аналитический Test Design пластового давления для замкнутой системы в районе скважины П-11 показал превышение в 5,1 МПа. Это значение было принято в качестве максимального порового давления в зоне бурения скважины П-11 для пласта XIII–XIV (табл. 2). Значение плотности бурового раствора при данном пластовом давлении попадает в пределы допустимых технологических расчетов. Таким образом, закачка пластовой воды по скважине П-7 в случае непредвиденного роста обводненности какой-либо из скважин не должна повлиять на процесс бурения.

В процессе бурения скважины П-7 был произведен замер пластового давления в пласте XIII–XIV прибором Stethoscope. Сравнение расчетных параметров с измеренными представлено в табл. 3. Разница между базовым и измеренным значениями для пласта XIII–XIV составила 14 %, что говорит о целесообразности применения данной методики для прогнозирования пластового давления при проектировании новых скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Прогнозирование пластового давления при бурении новых скважин – один из ключевых этапов проектирования строительства новой скважины. Данная работа требует оценки и одобрения экспертов. Добыча углеводородов в условиях шельфа делает этот процесс еще более весомым и ответственным. Вместе с тем чрезмерный консерватизм в оценке давления может вести к существенному удорожанию конечного продукта. Объединение и использование всех возможных способов и технологий по сокращению неопределенностей позволяет добиться большей точности и безопасности процесса.

Применение данной методики для прогнозирования пластового давления в условиях больших неопределенностей целесообразно. Новые данные замеров давления будут интегрироваться в построенную модель с целью ее дальнейшего использования как инструмента для прогноза.

Таблица 1. Диапазоны рассчитанного пластового давления для пластов XI–XII, XIII–XIV и XVI–XVII в зоне скважины П-11Table 1. Calculated reservoir pressure ranges for the XI–XII, XIII–XIV and XVI–XVII reservoirs in the area of the P-11 well

Таблица 2. Диапазоны рассчитанного пластового давления для пласта XIII–XIV по результатам численного моделирования в программе SaphirTable 2. Calculated reservoir pressure ranges for the XIII–XIV reservoir according to the results of numerical simulation in the Saphir software

Таблица 3. Сравнение расчетных параметров превышения давления с измеренными прибором Stethoscope после бурения скважины П-11Table 3. Comparison of the calculated parameters of excess pressure with the measured by Stethoscope device after drilling the P-11 well

Россия обладает самым крупным в мире континентальным шельфом, нефтегазовый потенциал которого составляет почти треть суммарных ресурсов недр шельфа Мирового океана. Производство углеводородного сырья на шельфе сложнее и дороже освоения месторождений на суше. Более того, 85 % общих ресурсов нефти и газа российского шельфа находится в арктических акваториях, где сложная ледовая обстановка в сочетании с суровыми климатическими условиями делают практически невозможным применение ручного водолазного труда, что определяет актуальность и важность научно-технического прогресса в этой области. В общемировой практике эту задачу выполняют необитаемые подводные аппараты (НПА).

Впервые телеуправляемый НПА (ТНПА) заменил обитаемый аппарат при проведении инспекции трубопровода в 1981 г., а с середины 1980-х гг. НПА стали применяться в дополнение к водолазным методам выполнения работ на шельфе и заменять дорогостоящие обитаемые подводные аппараты. Назначение, области применения, методы работы НПА и вопросы безопасности применительно к шельфовым работам начали серьезно обсуждаться в конце 1980-х гг. [1]. В 1997 г. был выпущен первый свод правил для необитаемых аппаратов, с 2016 г. действует его четвертая редакция [2]. Работа автономных НПА (АНПА) начала регламентироваться с 2009 г., стандарт ISO для ТНПА в нефтегазовой отрасли выпущен в 2002 г. [3]. В России классификация НПА установлена в ГОСТ Р 56960–2016 [4].

В вышеперечисленных до-кументах НПА классифицируются по назначению, способам питания и управления, массогабаритным характеристикам и способу перемещения в воде. В таблице сформулировано условное деление самоходных НПА.

ТИПЫ НПА

Все самоходные НПА делятся на два больших типа: ТНПА (неавтономные) и АНПА. Также в последнее время ведется разработка гибридных НПА (ГНПА), включающих функции обоих типов. Схематичное изображение трех типов НПА и их взаимодействие с морской и береговой инфраструктурой представлено на рис. 1.

Телеуправляемый НПА связан с носителем (судном, подводной лодкой, подводным аппаратом) посредством кабель-троса, по которому передается электропитание и (или) сигналы управления, а также происходит обмен информацией [4]. При этом ТНПА с движительной установкой за рубежом называют дистанционно управляемыми аппаратами (Remote-Operated Vehicles – ROV). В свою очередь, АНПА не связан с носителем кабель-тросом, способен перемещаться, погружаться и всплывать самостоятельно по заданной программе или по команде телеметрии [4]. За рубежом для АНПА используют термин Autonomous Underwater Vehicle (AUV).

Микро- и мини-телеуправляемые НПА (микро-ТНПА, мини-ТНПА) за счет своих малых размеров могут использоваться для обследования труднодоступных подводных объектов. Вес таких аппаратов не превышает 30 кг. Тогда как ТНПА основного класса представляют собой более мощные аппараты, которые предназначены для поисковых, инспекционных и осмотровых операций, выполнения легких механических работ и проведения измерений параметров водной среды. При этом ТНПА основного класса могут нести на себе дополнительное навесное оборудование (например, гидролокаторы, эхолоты) для выполнения более широкого спектра задач и поднимать предметы небольшого веса. Типовые характеристики аппаратов этого класса: максимальная рабочая глубина – до 3000 м, максимальное удаление от обеспечивающего судна – 100–150 м, скорость подводного хода – 2,8–3,7 км/ч, масса – от 30 до 350 кг.

Телеуправляемые НПА рабочего класса предназначены для аварийно-спасательных, поисковых, подводно-технических работ. Эти аппараты могут выполнять сложные подводные работы в условиях сильных течений и на больших глубинах. Масса рабочих аппаратов – от 100 до 2000 кг и более. Также аппараты рабочего класса отличаются сравнительно высокой стоимостью (3–5 млн долл.).

На шельфовых месторождениях с помощью ТНПА выполняют следующие виды работ:

– обеспечение безопасности выполнения водолазных работ;

– съемку рельефа дна и гидролокацию; сейсмопрофилирование; визуальный осмотр и определение пространственного положения и углов наклона объектов обустройства месторождения;

– измерение катодного потенциала и визуальную оценку истощения анодов;

– очистку поверхностей оборудования подводного добычного комплекса (ПДК) от морских обрастаний и загрязнений;

– контроль толщины стенок и отсутствия микротрещин у трубопроводов, вставок компенсаторов трубопроводов газосборной сети;

– замену отказавших сменных элементов оборудования ПДК;

– ремонтные работы, включая сварку и резку, которые могут быть выполнены с применением различного специализированного навесного оборудования ТНПА;

– обеспечение инженерных изысканий на акватории и по трассе газопроводов;

– обеспечение подводным аппаратом останова и запуска в работу скважин с подводным заканчиванием;

– обеспечение переключений арматуры в газосборной системе;

– периодический и по запросу контроль герметичности оборудования ПДК и газосборной системы;

– контроль отсутствия повреждения скважин и защитных конструкций после воздействия на них внешних неблагоприятных факторов.

Вместе с тем использование ТНПА для выполнения работ на континентальном шельфе имеет следующие сложности:

– использование ТНПА невозможно без специального судна-носителя, что влечет за собой значительное увеличение стоимости работ;

– запуск ТНПА с берега практически невозможен из-за значительной удаленности месторождений и сложных ледовых условий;

– с момента поступления заявки на срочное выполнение работ с помощью ТНПА до момента начала выполнения работ может пройти несколько недель. Это связано с выполнением всех необходимых контрактных процедур;

– выполнение работ привязано к погодным условиям и ледовой обстановке;

– для эффективной и качественной работы необходимы опытные операторы ТНПА.

В отличие от ТНПА, у АНПА отсутствует кабель телеуправления, поэтому они могут запускаться с берега, в связи с чем ледовая обстановка и неблагоприятные погодные условия не являются для АНПА ограничивающими факторами.

Все АНПА делятся на классы по массе на: легкие (до 50 кг), средние (50–500 кг), тяжелые (500–5000 кг) [4]. Также существует разделение по типу движителя и форме корпуса.

В процессе работы АНПА осуществляют сбор информации, двигаясь в автономном режиме по заранее заданному маршруту, и решают следующие задачи: инспекция подводных сооружений и коммуникаций, которая включает в себя распознавание отклонений от эталонных и (или) заданных изображений; осуществление экологического мониторинга в районе месторождения; топографическая, фото- и видеосъемка морского дна, акустическое профилирование, картографирование рельефа; обслуживание систем освещения, прокладка кабеля и трубопроводов.

В то же время в использовании АНПА отмечается ряд ограничений: меньшая продолжительность непрерывной работы по сравнению с ТНПА; сильно ограниченная возможность выполнения сложных и тяжелых механических работ в толще воды и на морском дне; риск невозвращения аппарата, практически полностью отсутствующий в случае использования ТНПА; высокая сложность и стоимость конструкции по сравнению с ТНПА того же класса.

ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ НПА

На российском континентальном шельфе сформирован отечественный опыт использования ТНПА и АНПА. На разных этапах обустройства Киринского газоконденсатного месторождения (ГКМ) с использованием ТНПА проведен экологический мониторинг ликвидированных и законсервированных скважин на Киринском участке проекта «Сахалин-3» [5]. Кроме того, при прокладке подвод-ной части трубопровода в рамках реализации проекта «Северный поток» ТНПА рабочего класса типа Comanche использовались для инспектирования полосы прокладки трубопровода на предмет наличия неразорвавшихся боеприпасов. В 2007 г. впервые в мировой практике подо льдами в полярных широтах Арктики применен АНПА для научных исследований. Практически подтверждена возможность его использования для изучения характеристик морского дна [6]. Также АНПА применялись для изысканий по трассе «Южного потока» [5] и гидрографических исследований в Охотском море [7].

Пожалуй, одним из главных ограничений современных ТНПА выступает полное отсутствие или лишь частичное наличие автоматизированных систем, например системы динамического позиционирования. Наличие комбинированной (гибридной) системы, позволяющей переключать автоматический, полуавтоматический и ручной режимы управления, позволило бы значительно сократить нагрузку на оператора, а в ряде случаев полностью заменить его работу. Данная система значительно повысит эффективность применения НПА, минимизирует привлечение вспомогательного судна и, как следствие, снизит стоимость капитальных затрат на выполнение подводно-технических работ.

ПРОЕКТЫ ГНПА

В последнее десятилетие активно ведутся разработки ГНПА, которые совмещают в себе функции ТНПА и АНПА. Эти НПА могут выполнять механические действия, как ТНПА, а также способны перемещаться автономно и без кабель-троса, как АНПА. Преимущество ГНПА состоит в том, что он может располагаться на морском дне в течение длительных периодов времени и незамедлительно реагировать на требования о проведении работ, связанных с управлением и обслуживанием подводного оборудования, без необходимости мобилизации специального вспомогательного судна.

Далее рассмотрим концепцию системы ГНПА, разработанной такими зарубежными компания-ми, как Cybernetix (Франция) и Saipem (Италия). На рис. 2 приведена условная схема развития ГНПА и взаимосвязи подводных аппаратов, основные элементы которой следующие: ГНПА; донная док-станция; станция контроля и управления; система связи и энергообеспечения; набор сменных инструментов и диагностических приборов.

Донная док-станция (рис. 3) представляет собой гараж, обеспечивающий хранение аппарата с защитой от падающих объектов и противотраловой защитой. Также док-станция обеспечивает передачу связи и электроэнергии от берега или добывающей платформы к НПА. Количество док-станций зависит от размеров месторождения и номенклатуры оборудования ПДК. При этом энергообеспечение осуществляется за счет подключения к основной системе питания ПДК либо посредством отдельного шлангокабеля, проложенного от береговой энергетической установки.

В зависимости от концепции месторождения станция контроля и управления может располагаться на вспомогательном судне, на берегу или на плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки сырья (FPSO). На станции располагается пульт управления оператора с необходимыми приборами и программным обеспечением. Средства управления позволяют загружать определенные программы (миссии) для функционирования НПА в автономном режиме, а также переключать управление на ручной режим вне зависимости от месторасположения НПА. Вместе с тем стоит отметить, что на данный момент отсутствует единая стратегия выбора режимов управления на различных этапах эксплуатации системы, представляя открытое поле для дискуссий.

Как правило, ГНПА оснащен бортовыми аккумуляторными батареями с возможностью подзарядки от донной док-станции, которая, в свою очередь, обеспечивает управление и передачу энергии от наземных или надвод-ных энергетических установок. Также для выполнения энергозатратных монтажных и ремонтных операций, где требуется работа со сменными инструментами, существует возможность управления и передачи электроэнергии посредством кабель-троса.

С помощью вышеперечисленных систем ГНПА может размещаться на морском дне в течение длительных периодов времени и немедленно реагировать на требования к инспекции и обслуживанию с минимальными затратами, не требуя наличия судов обеспечения. Таким образом повышается эффективность в области безопасности и защиты окружающей среды.

Ключевые возможности ГНПА включают:

– постоянный доступ к элементам оборудования ПДК без применения судна обеспечения, которое не может достичь зоны проведения работ из-за сложной ледовой обстановки или погодных условий;

– снижение рисков для оператора ПДК за счет быстрого реагирования и осведомленности о состоянии оборудования;

– снижение эксплуатационных затрат за счет отсутствия потребности в классических ТНПА;

– соблюдение международных законов и требований в области экологии;

– уменьшение эксплуатационных рисков из-за сокращения задействованного персонала;

– увеличение гибкости при проектировании ПДК.

Также необходимо отметить основные технологические проблемы, с которыми могут столкнуться разработчики данных систем.

Надежность. Система ГНПА служит для обеспечения целостности и надежности обслуживаемого оборудования ПДК, поэтому она должна обладать повышенной надежностью. Например, в сложных ледовых условиях продолжительность эксплуатации системы без прохождения ее планового обслуживания может составлять 9 мес.

Энергообеспечение. Современные технологии в области аккумуляторных батарей позволяют обеспечить запас энергии для проведения менее энергоем-ких работ, таких как осмотр и диагностика оборудования. Вместе с тем сегодня требуются энергетические системы, позволяющие также выполнять легкие, а в перспективе – тяжелые подводно-технические работы.

Автономность. Поскольку ГНПА может функционировать в автономном, полуавтоматическом и дистанционном режимах, присутствие человека-оператора на всех режимах важно для обеспечения безопасности операций. Для функционирования данных режимов, а также для расширения автономных задач необходимо разработать специальное программное обеспечение и алгоритмы работы с отработкой в условиях, приближенных к условиям эксплуатации.

Подводная беспроводная связь. Сегодня существуют несколько технологий подводной беспроводной связи, например гидро-акустическая, электромагнитная и оптическая. Каждая из технологий имеет свои плюсы и минусы с точки зрения дальности, скорости передачи данных и качества.

Подводная зарядка. Предполагается, что индуктивный метод зарядки бортовой аккумуляторной батареи станет приоритетным направлением, но данная технология требует дальнейшей технической проработки. Гальваническое мок-рое соединение может служить альтернативой, но оба технических решения должны быть детально исследованы, квалифицированы и отработаны при натурных испытаниях.

Рассматривая вопросы обслуживания оборудования СПД, можно выделить несколько основных задач: снижение стоимости обслуживания в течение всего периода работы месторождения – до 30 лет; необходимость оперировать элементами управления запорно-регулирующей арматуры с определенным моментом; замена съемных элементов вследствие истечения срока службы, планово-предупредительного ремонта или повреждения; необходимость передачи видеосигнала в реальном времени на пульт управления; риск использования проводных НПА в ледовый период.

ВЫВОДЫ

В рамках прошедшей в Санкт-Петербургском государственном морском техническом университете в 2017 г. Международной конференции по морской робототехнике в освоении океана были обозначены эти и ряд других задач [10]. В настоящее время Киринское ГКМ – единственное месторождение, освоенное с использованием оборудования системы подводной добычи (СПД), для обслуживания которого применяются ТНПА. Для решения данных задач можно выделить два направления непрерывный мониторинг оборудования и трубопроводов, в том числе для накопления статистических данных по наработке; обслуживание оборудования СПД в части очистки, оперирования интерфейсами НПА, замены съемных модулей.

Вопрос мониторинга предлагается возложить на АНПА, которые могут в течение длительного времени отслеживать обстановку и передавать информацию в режиме записи с последующим анализом. Вместе с тем в вопросах обслуживания отмечается ряд ограничений по нагрузкам, грузоподъемности, безопасности маневрирования вблизи элементов оборудования и запорно-регулирующей арматуры.

Для решения этих задач целесообразно использовать ГНПА, которые, с одной стороны, снимают вопрос автономности и использования подо льдом, а с другой, предполагают наличие необходимой мощности для выполнения всего спектра задач. В то же время наличие оператора на последнем участке работ (вблизи оборудования) предполагает адаптацию стандартов и норм, которые в настоящее время используются при работе с ТНПА, а не разработку набора новых нормативных документов по безопасности, рискам, эксплуа-тации НПА на шельфовых месторождениях.

В настоящий момент для обеспечения освоения шельфовых месторождений Российской Федерации, в том числе в Арктическом регионе, отсутствует отечественный изготовитель серийных ГНПА. Для создания данных аппаратов необходимо пройти следующие этапы:

– проанализировать существующие технологии и разработки, которые возможно применить в опытно-конструкторских работах по данному направлению;

– привлечь для освоения недостающих технологий про-ектно-монтажное или конструкторское бюро с целью разработки рабочей конструкторской документации на опытный образец ГНПА;

– изготовить опытный образец для проведения полноценных натурных испытаний на полигоне с привлечением потенциальных заказчиков системы;

– по результатам отработки технологий всего комплекса оборудования провести сравнение ГНПА с существующими системами с точки зрения решения задач по обслуживанию СПД в течение всего срока эксплуатации.

Успешная реализация вышеперечисленных работ позволит обеспечить независимость российских нефтегазовых компаний от зарубежных технологий, но также потребует объединения имеющихся технологий на единой инжиниринговой площадке, обладающей опытом проектирования подводных систем.

Профессиональные компетенции в области охраны труда и промышленной безопасности особенно актуальны для работников производств с использованием опасных производственных объектов (ОПО), в частности при транспортировке природного газа. Выполнение ремонтных работ на линейной части (ЛЧ) магистральных газопроводов (МГ) с использованием открытого огня повышает требования к уровню данных компетенций. На первый план выходят действия работников, направленные на исполнение трудовых обязанностей в строгом соответствии с действующими нормами и правилами, стандартами и регламентами [1–3].

Кроме природного газа, выступающего основным опасным производственным фактором, на объектах ремонта имеются и другие постоянно или потенциально действующие опасные факторы: работающие грузоподъемные машины; возможность обрушения стенок траншей и котлованов при ремонте подземных трубопроводов; поражение электрическим током и др. Таким образом, при проведении огневых работ на действующих газопроводах наряду с необходимостью соблюдения технологии и организации производства на передний план выходит защита работников от опасных и вредных производственных факторов. Сниже-ние профессиональных рисков на производстве обеспечивается применением современных технологий, правильной организацией производства работ, а также профессиональными компетен-циями работников.

Все участники работ на ОПО должны уметь наблюдать и оценивать ситуацию, определять параметры опасных факторов, возможность их негативного влияния на работников, а также прогнозировать возможность возникновения опасной ситуации при выборе нового рабочего места, изменения других параметров производственного процесса.

Стандарты [1–3] регламентируют и определяют участие работников в решении вопросов охраны труда как важнейший элемент системы управления охраной труда, «основополагающий принцип, который должен быть реализован в деятельности организации и в системном управлении охраной труда» [1]. По мнению авторов, компетентность работников в области организации и обеспечения безопасности труда на участках производства работ и рабочих местах следует определять как первый базовый компонент системы управления охраной труда. Профессиональная компетентность всех участников работ в условиях ОПО выступает одним из ключевых условий для организации и обеспечения безопасности на всем протяжении технологического процесса ремонта.

Для гарантии формирования необходимых компетенций, мотивации и профилактики производственного травматизма и несчастных случаев организациям необходима четко сформулированная и постоянно поддерживаемая политика в сфере производственной безопасности. Так, в политике ПАО «Газпром» в области обеспечения безопасных условий труда отмечается необходимость «постоянно повышать уровень знаний и компетентности работников в области производственной безопасности» [4].

ЭЛЕКТРОННЫЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ

В обучении одной из современных тенденций выступает использование мультимедийной информации вместо текстовой за счет ее наглядности, интерактивности, возможности взаимодействовать с обучаемым по всем каналам восприятия. С помощью электронных образовательных ресурсов создаются условия для наиболее полного погружения в учебную среду, активизируется познавательная деятельность.

Авторы на протяжении последних десяти лет разрабатывают мультимедийные обучающие технологии. В разработке учебно-методических материалов по охране труда активно используется графический дизайн. Соз-дана база данных (рис. 1) в виде методического электронного ресурса по вопросам организации, технологии, охраны труда и промышленной безопасности в строительной и газотранспортной отраслях (капитальный ремонт ЛЧ МГ).

Дидактические средства (рис. 1) помогают работникам усваивать и правильно применять знания требований нормативных документов, регламентирующих технологию ведения работ, обеспечение безопасности, поскольку лучше приспособлены к физическим и психологическим особенностям человека, чем обычные текстовые документы.

Целью исследования стало снижение инцидентов, аварийных ситуаций, производственного травматизма на объектах МГ путем эффективного формирования у работников профессиональных компетенций по управлению производственными рисками на действующем ОПО. Основная задача исследования состояла в создании специализированного учебно-методического комплекса на базе методического элект-ронного ресурса как средства эффективного формирования и совершенствования профессиональных компетенций.

Виртуальная информационная среда как составляющая профессионального обучения рассмат-ривается в качестве базового, опорного компонента обучения, способствующего возникновению и развитию наглядных образов и понятий по организации, созданию и обеспечению безопасных условий труда [5]. Подобные средства формирования профессиональных компетенций (СФПК) основаны на проектировании виртуальных производственных ситуаций, содержащих информацию по организации и технологии работ, а также требования правил, норм, инструкций, регламентирующих безопасность производства работ.

В курсе профессиональной подготовки по снижению воздействия на работников опасных производственных факторов, частоты возникновения инцидентов и аварийных ситуаций наиболее важны дизайн и эргономика, в частности педагогический дизайн (instructional design, ID). Эта область знаний позволяет на ранних стадиях педагогического процесса – при проектировании, создании и оценке обучающих материалов (средств обучения) – спроектировать эффективный учебный процесс. На рис. 2 показаны все этапы и последовательность разработки СФПК с учетом данной области знаний. При выстраивании учебного процесса и создании виртуальной обучающей среды использована «открытая архитектура».

КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

По мнению авторов, можно выделить следующие концептуальные положения формирования профессиональных компетенций в области безопасности труда при ведении работ на ОПО.

Положение 1. Базовым компонентом и содержанием профессиональной подготовки должны быть требования действующего законодательства по охране труда [2, 6, 7] о необходимости организации и обеспечения безопасности на рабочем месте, участке производства работ и в целом на строительной площадке. В частности, условия допуска персонала к проведению огневых работ на ЛЧ МГ определяет СТО Газпром 14–2005 «Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром» [6].

Рабочая зона огневых работ как объект настоящего исследования подчиняется требованиям инструкции [8], представленным в виде отдельных параметров производственного процесса: величина опасной зоны; давление в газопроводе; сигнальные ограждения; знаки безопасности; расстояния от призмы обрушения грунта и т. д.

Положение 2. В качестве инструмента эффективного создания виртуально-информационной учебной среды СФПК должны использоваться программы трехмерного моделирования. В настоящее время такие программы позволяют создавать пространственные модели объектов, а также визуализировать технологии и способы организации производственных процессов как в статике, так и в динамике. Смоделированные таким образом виртуальные производственные ситуации могут представлять законченный технологический процесс или цикл, на основе которых представляются требования без-опасности в наглядной визуальной форме. Спроектированные визуальные СФПК являются виртуальной организационной структурой социокультурной среды, формирующей в том числе культуру безопасного поведения.

Проектирование и разработка визуальной информации, на которой основаны учебные материалы (плакаты-пособия, раздаточные дидактические материалы, анимационные фильмы, тестовые задания), выполнены в программе 3ds Max [9]. Создана электронная база производственных ситуаций, методов, технологий и приемов работ, машин, оборудования, приспособлений, инструментов.

Положение 3. Все создаваемые СФПК должны быть построены с учетом требований эргономики, т. е. приспособления рабочих мест, предметов и объектов труда, а также компьютерных программ для наиболее безопасного и эффективного труда работника, исходя из физических и психических особенностей организма человека. Проектируемые учебные материалы должны быть адаптированы к психолого-физиологическим возможностям человека применительно к усвоению содержания предлагаемого для изучения материала.

Положение 4. Созданные СФПК должны способствовать актуализации, мотивации и активизации познавательной деятельности, что достигается за счет разработки и создания различных методик подготовки для инженерного персонала и рядовых работников. Специально выделенные компоненты виртуальной среды регулируют избирательность внимания за счет преимущественного отображения отдельных объектов, способствуя раскрытию наиболее характерных свойств и парамет-ров, влияющих на выполнение работ с соблюдением требований безопасности. Создается возможность формирования ассоциаций, отражающих объективные связи и отношения между производственными процессами и отдельными операциями с требованиями охраны труда, а также причиной и следствием создания опасных и аварийных ситуаций, способных привести к несчастным случаям и травматизму [5].

Положение 5. Разработанные СФПК, в основе которых лежит визуальная информация, могут использоваться для оценки профессиональных рисков и принятия соответствующих решений, в том числе при проведении специальной оценки условий труда. В последнем случае СФПК представляются как эталонные виртуальные производствен-ные ситуации организации рабочих мест, участков производства работ и строительной площадки в целом.

На рис. 3 представлена виртуальная предметная среда в виде рабочей зоны проведения огневых работ на ЛЧ МГ. Аналогично в методическом электрон-ном ресурсе представлен в полном объеме весь состав организации, технологии, охраны труда и промышленной безопасности проведения огневых работ на ЛЧ МГ, включая газоопасные работы. Созданная база данных может рассматриваться в качестве библиотеки всех виртуальных объектов этих работ.

Положение 6. Графические материалы СФПК, спроектированные в программах трехмерного моделирования, также могут использоваться в тестовых заданиях для контроля знаний. Такой подход к системе контроля знаний на этапе понимания содержания вопроса позволяет лучше раскрыть его связь с производственной деятельностью. На рис. 4 представлен пример использования в тестах для контроля знаний графической информации.

Положение 7. Методика обучения с использованием СФПК должна быть адаптирована для компьютерных образовательных программ, в том числе дистанционного обучения.

ИННОВАЦИОННЫЙ МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

Перечисленные выше концептуальные положения реализованы в виде Инновационного методического комплекса «Огневые работы на линейной части магистральных газопроводов: технология, организация, охрана труда и промышленная безопасность» [8, 10]. В его состав входят следующие компоненты.

Плакаты-пособия, являющиеся средствами анализа производственных ситуаций и профессиональных рисков на базе визуальной профессионально-ориентированной виртуальной социокультурной среды: «Организация и обеспечение безопасности земляных работ по устройству ремонтной траншеи»; «Способы вырезки демонтируемого участка газопровода при проведении огневых работ»; «Вырезка и вварка технологических отверстий на ремонтируемом участке газопровода»; «Безопасность сварочно-монтажных работ по вырезке и врезке «катушки»; «Технология и безопасность работ по изоляции стыков сварных соединений газопроводов»; «Организация и безопасность работ по восстановлению электрохимзащиты после капитального ремонта газопровода»; «Организация и обеспечение безопасности погрузочно-разгрузочных работ».

Мультимедийные фильмы, содержание которых отражает технологию и организацию принятого метода ремонта газопровода, а также требования охраны труда и промышленной безопасности: «Организация и обеспечение безопасности земляных работ по вскрытию и обустройству ремонтной траншеи с действующим газопроводом»; «Организация, технология и обеспечение без-опасности при проведении огневых работ на ЛЧ МГ с отключением ремонтного участка и установкой временных герметизирующих устройств»; «Организация и обес-печение безопасности вырезки и врезки «катушки».

Программа (автономный сайт) для обучения и изучения содержания огневых работ на ЛЧ МГ.

Лекции по тематике разработки: «Взрывопожароопасность природного газа»; «Организация и обеспечение безопасности земляных работ по вскрытию и обустройству ремонтной траншеи с действующим газопроводом»; «Способы разъединения газопроводов и освобождение ремонтного участка от газа, определенные СТО Газпром 14–2005»; «Организация, технология и обес-печение безопасности проведения огневых работ на ЛЧ МГ»; «Организация, технология и обес-печение безопасности вырезки и врезки «катушки» на ЛЧ МГ»; «Государственные нормативные требования по охране труда и промышленной безопасности. Надзор и контроль. Ответствен-ность».

Тесты по контролю знаний по представленным темам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе апробации СФПК установлено, что применение данного методического комп-лекса позволяет эффективно формировать у работников, занятых ремонтом и реконструкцией МГ в условиях ОПО, высокую мотивацию и профессиональные компетенции по охране труда и промышленной безопасности, культуру безопасного производства работ, поведение, направленное на снижение профессиональных рисков.

Добровольное медицинское страхование давно стало неотъемлемой частью социального пакета работников газовой промышленности. За организацию медицинского обслуживания сотрудников предприятий ПАО «Газпром» в рамках коллективных договоров добровольного медицинского страхования отвечает АО «СОГАЗ». Практика показывает, что при возникновении тяжелых заболеваний, лечение которых требует дорогостоящей и высокотехнологичной медицинской помощи, средств стандартных договоров может оказаться недостаточно. Именно для таких случаев компания СОГАЗ разработала программу «Высокие медицинские технологии», преимущества которой уже смогли оценить многие дочерние структуры «Газпрома».

Социальная политика, существующая в ПАО «Газпром», обес-печивает работникам компании высокий уровень защищенности. Важную роль в этом играет качественная медицинская помощь, предусмотренная коллективными договорами добровольного медицинского страхования (ДМС), на заключение которых «Газпром» отчисляет значительные средства. Между тем на многих предприятиях не ограничиваются договорами ДМС, а стараются привлекать самих работников к организации медицинского страхования.

К сожалению, в случае тяжелых заболеваний, для диагностики и лечения которых необходимы дорогостоящие технологии и лекарственные препараты, ресурсов ДМС порой не хватает. Речь идет об онкологии, сердечно-сосудистых заболеваниях, инфекционных гепатитах различных этиологий, включая вирусные, пересадке органов или тканей и т. д. Специально для лечения подобных заболеваний АО «СОГАЗ» была разработана программа страхования «Высокие медицинские технологии» (ВМТ), служащая дополнением к коллективному договору ДМС. В программу вошло несколько видов дорогостоящего лечения, затраты на которое могут составлять сотни тысяч и даже миллионы рублей.

В отличие от обычных договоров ДМС взносы по программе ВМТ осуществляют не работодатель, а сами работники предприятия. Из них формируется условный фонд, средства которого при необходимости направляются на лечение. При этом чем больше работников предприятия застраховано, тем ниже страховой взнос для каждого.

При реализации программы сотрудники предприятий могут рассчитывать на дополнительную материальную поддержку и профессиональную помощь врачей в клиниках, расположенных в том числе в Москве, Санкт-Петербурге и дальнем зарубежье. Для работников, чьи предприятия находятся вдали от современных лечебных учреждений, это важный аспект. В случае возникновения болезни, требующей дорогостоящего лечения, сотруднику необходимо связаться с врачом-куратором АО «СОГАЗ» – организацию лечения, оплату расходов на пребывание пациента в стационаре и целый ряд других расходов страховщик возьмет на себя.

– Как и когда началась реализация программы ВМТ?

– Программа стартовала в 2000 г. тогда еще на ООО «Уралтрансгаз» (ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»). Начиналась она с нескольких тысяч застрахованных в год. Руководители предприятия – генеральный директор Д.Д. Гайдт и заместитель генерального директора по управлению персоналом В.А. Семенов – разделяли принципы ВМТ, всецело поддерживали и, можно сказать, стояли у истоков создания программы.

– Какие трудности возникали в процессе внедрения программы?

– Одно из основных условий реализации программы – массовый охват работников. Во многом из-за существующего социального пакета «Газпрома», широкого покрытия договоров коллективного ДМС, куда входят практически все заболевания, и системы оказания материальной помощи по внезапным событиям убедить страховаться весь коллектив бывает очень непросто.

– В чем в таком случае преимущества программы?

– Социальная защита лишней никогда не бывает, возможны ситуации, когда средств коллективного договора ДМС недостаточно. В программе ВМТ происходит аккумуляция дополнительного финансового потока, который в любом случае снизит нагрузку на договор ДМС, перераспределив часть внезапных и значительных выплат. Таким образом, ресурсы основного коллективного догово-ра ДМС могут быть потрачены оптимальным и прогнозируемым способом, а объем средств, которые возможно использовать, в любом случае увеличится.

Кроме этого, есть и другие важные моменты, связанные с социальной политикой. Руководители предприятий отмечают, что человек, вкладывая личные средства (в среднем около 300 руб. в месяц), совсем по-другому оценивает тот значительный объем материальных благ и социальных гарантий, который есть у работников от предприятия и в целом от «Газпрома».

– Программа стандартна для всех предприятий?

– Нет, программа не статична с точки зрения включенных туда заболеваний, и медицинские службы предприятий вместе с филиалами АО «СОГАЗ» ее ежегодно корректируют, настраивая максимально эффективно для каждой компании. Часть предприятий работает по классической схеме, когда в программу ВМТ включаются только высокостоимостные и тяжелые риски, у другой части она дополняется более частотными, но менее дорогими. Компания СОГАЗ всегда учитывает индивидуальные пожелания.

Действие программы может распространяться и на членов семей сотрудников, в том числе детей, а также на бывших работников предприятия – пенсио-неров, которые иногда бывают не обеспечены защитой по коллективному договору. Мне кажется, это очень важно с точки зрения увеличения общей социальной защищенности.

Необходимо отметить, что где бы программа ни начиналась и как бы тяжело ни стартовала, за все годы ее реализации она нигде не прервалась. По истечении первого года иногда остаются какие-то нерешенные вопросы, но на второй, третий годы действия программа четко выстраивается с точки зрения медицины и работы предприятия в целом и начинает функционировать планово и системно.

– Возможна ли реализация программы ВМТ, если охват страхованием на предприятии будет незначительным?

– В долгосрочной перспективе это лишено экономического смысла, ведь страховщик осуществляет выплаты за счет соб-ранных страховых премий. Кроме этого, если работник, который не платит, будет также получать услуги в максимально полном объеме, возникнет элемент неравенства по отношению к тому, который платит и участвует. Поэтому массовость – важнейшее условие. В целом система очень похожа на кассы взаимопомощи, существовавшие в советские времена, при этом здесь оператором собранных средств выступает страховщик. В данном случае на нас также возложена обязанность организации медицинской помощи и контроля качества лечения.

– Расскажите о результатах программы.

– В цифрах итоги таковы: программой охвачено большинство газотранспортных, газодобывающих обществ ПАО «Газпром», региональных газовых компаний и организаций газораспределения и ряд других. В рамках ВМТ ежегодно страхуется свыше 300 тыс. работников и членов их семей.

За 18 лет работы пройден нелегкий, но плодотворный путь. Постепенно к программе присоединялись основные дочерние общества ПАО «Газпром», и, я надеюсь, в ближайшем будущем примкнут все остальные. Таким образом, на всех ключевых предприятиях будет закончено построение системы, которая без затрат со стороны компаний обес-печивает защиту работников при возникновении самых тяжелых и опасных заболеваний.

Программа действительно работает, что доказано тысячами случаев успешных операций и курсов лечения. Только за последние 9 мес. 2018 г. организацию лечения по программе ВМТ получили свыше 11 тыс. работников и членов их семей. По МКБ-10 (международная классификация болезней) структура выплат такова: болезни системы кровообращения – 21 %, новообразования (в первую очередь злокачественные) – 19,5 %, болезни костно-мышечной системы и соединительной ткани – 17,7 %, болезни глаза и его придаточного аппарата – 12,7 %, болезни органов дыхания – 8 %, болезни органов пищеварения – 4,8 %, болезни мочеполовой системы – 3,7 %. За сухими цифрами статистики скрываются спасенные жизни и качественная медицинская помощь, оказанная сотрудникам, членам их семей, в том числе детям и пенсионерам.

– Предлагается ли программа другим компаниям и организациям?

– До недавнего времени она работала исключительно для предприятий «Газпрома». Как коммерческая организация мы начали предлагать ее и другим компаниям, тем более что за эти годы накоплен колоссальный опыт. Но пока о сопоставимости масштабов речи не идет. Когда рассказываешь о сути программы и приводишь в пример статистику – по подходам, по числу застрахованных и участвующих предприятий, – у всех реакция приблизительно одинаковая: «Так это же у вас в «Газпроме», у нас так не получится». Это, с одной стороны, осложняет переговоры, с другой – можно испытывать гордость за то, какая система была выстроена. Многие сомневаются, а предприя-тия «Газпрома» последовательно внедряют программу. Необходимо смотреть стратегически – не только на трудности реализации, но и на тот эффект, который ВМТ дает людям.

АО «СОГАЗ»

107078, РФ, г. Москва,

пр-кт Академика Сахарова, д. 10

Тел.: +7 (800) 333-0-888

E-mail: sogaz@sogaz.ru

www.sogaz.ru

Сегодня реализация большинства трубопроводных проектов нефтегазового комплекса сопряжена со значительными расхождениями в вопросах их проектирования, строительства и реконструкции с требованиями действующих нормативных документов (НД).

Для определения специфики современных направлений развития систем магистральных трубопроводов (МТ) проанализированы проекты, реализация которых осуществлялась в период с 2010 по 2017 г. включительно. В процессе анализа изучались фактические условия осуществления проектов на предмет соответствия их требованиям обязательных к применению сводов правил (СП) [1, 2].

Проводимый ранее анализ [3] позволил выделить отступления, характерные для современных условий строительства и реконструкции МТ, определяющие неактуальность требований СП 36.13330.2012 [4] в рамках реализации конкретного проекта. С учетом внесенных в вышеуказанный СП изменений, отступ-лений от их требований, а также сведений о новых проектах строительства и реконструкции МТ, при анализе требований СП 36.13330.2012 [4] и смежных НД в настоящей статье рассмот-рены случаи отсутствия в СП требований, ориентированных на современные условия проектирования.

Специфика проекта строительства и реконструкции МТ определяется индивидуально в каждом конкретном случае, но в то же время современные проекты объединяет наличие общих отступлений. Для большинства проектов характерны стесненные условия строительства. Реконструкция действующих МТ осуществляется в условиях плотной застройки, значительного количества сближений и пересечений с объектами транспортной, промышленной, городской инфраструктуры.

КЛАССИФИКАТОР ТИПОВЫХ АСПЕКТОВ

Несоответствие проектных решений требованиям НД по указанным выше аспектам определяют новые форматы строительства и реконструкции МТ, что, в свою очередь, обусловливает необходимость пересмотра мероприятий по обеспечению безопасности процесса строительства и повышению надежности трубопроводов для случаев, не учитываемых требованиями действующих НД. При этом представляется важным систематизированное описание типовых аспектов (ТА) в виде классификатора, определяющих недостаточность требований НД применительно к современным проектам строительства и реконструкции МТ.

Классификатор ТА – составной элемент комплексной методики выбора компенсирующих мероприятий (КМ) с учетом конкретных условий и специфики реализуемого проекта [5–7].

Структура классификатора ТА приведена на рис. 1. При классификации использованы следующие классификационные признаки: проектные изыскания; природно-климатические характеристики района прохождения трассы МТ; условия прохожде-ния трассы МТ; специфика прокладки МТ; характеристики трубопровода; специфика расстановки арматуры, способ защиты от коррозии; свойства транспортируемого продукта; организация процесса строительства трубопровода; испытания трубопровода; консервация и ликвидация трубопровода.

В состав классификатора входит 11 групп первого уровня и пять групп второго уровня. Для отдельных групп приведены реквизиты (информационные параметры), определяющие свойства информационных объектов.

ГРУППЫ ТИПОВЫХ АСПЕКТОВ

Ниже подробно рассмотрена каждая из групп ТА.

Группа I. Инженерные изыскания. Данная группа обусловлена недостаточностью или отсутствием требований по порядку проведения инженерных изысканий, актуальных в конкретных условиях реализации проекта строительства и реконструкции МТ.

Группа II. Природно-климатические характеристики района прохождения трассы МТ. Специфика данных характеристик определяется наличием активных тектонических разломов, высокой сейсмической интенсивностью района. Это обусловлено ограничениями [1] в вопросе выбора трассы прохождения МТ, предписывающими необходимость предусмотреть дополнительные мероприятия, обеспечивающие надежность трубопровода в указанных условиях.

Группа III. Условия прохождения трассы МТ. При выборе трассы проектируемого трубопровода могут обозначиться отступления, связанные со сближением или пересечением трубопровода с внешними объектами промышленного и гражданского назначения, с прохождением трассы МТ по территории городов и иных населенных пунктов.

Случаи сближения трубопровода с внешними объектами описывают следующие реквизиты:

– тип объекта – при этом особое внимание уделяется классу опасности объекта (наличие на объекте опасных веществ, способствующих развитию аварии в случае ее эскалации) и его назначению; под назначением объекта в данном контексте подразумевается его социальная, экономическая или иная значимость;

– протяженность участка сближения – длина участка, на протяжении которого имеется ненормативное сближение трубопровода с соседствующим объектом;

– значение минимального расстояния от трубопровода до соседнего объекта – значение фактического расстояния от МТ до городов, населенных пунктов и объектов инфраструктуры представляет особую значимость при анализе риска, проводимого с целью оценки допустимости размещения МТ на фактическом (отличном от нормативного) расстоянии и влияет на состав и значения дополнительных КМ.

Пересечение трубопровода с внешними объектами обусловлено наличием естественных и искусственных препятствий. При рассмотрении случая пересечения трубопровода с объектами инфраструктуры учитываются:

– тип объекта – для сегодняшних проектов характерно пересечение МТ с автомобильными и железными дорогами, перегонными тоннелями метрополитена, трубопроводами промышленных и бытовых стоков, иными линейными коммуникациями различного назначения;

– угол пересечения – актуализированными требованиями допускается уменьшать угол пересечения МТ с автомобильными и железными дорогами, при этом должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, позволяющие повысить категорию МТ;

– расстояние в свету – определяющий реквизит при выборе дополнительных КМ, актуальных для конкретных условий, а именно толщины и типа защитного кожуха трубопровода;

– способ пересечения – реквизит подразумевает определение взаимного расположения МТ и пересекаемого объекта, т. е. расположение трубопровода над или под пересекаемым объектом.

Очередная подгруппа второго уровня для III группы определяется прохождением трассы МТ по территории городов и населенных пунктов. Исключение из данной группы составляют нефтепродуктопроводы диаметром 200 мм включительно с рабочим давлением не более 2,5 МПа.

Группа IV. Специфика прокладки МТ. Данная группа определяется следующими реквизитами:

– заглубление трубопровода – для случая невозможности обес-печения нормативного значения заглубления;

– способ прокладки МТ – рекомендуемые способы прокладки МТ для различных условий реализации проектов их строительства и реконструкции определяют уровень защищенности линейной части МТ, учитывая различные нагрузки и воздействия, возникающие при сооружении, испытании и эксплуатации МТ.

Группа V. Характеристики трубопровода. Данная группа обусловлена экономической выгодой, а также применением новых технологий при строительстве трубопроводов. В каждом индивидуальном случае требуется обоснование применения труб с характеристиками, отличными от регламентных.

Группа VI. Специфика расстановки арматуры. Данная группа обусловлена типом применяемой арматуры, ее характеристиками, а также особенностями размещения арматуры на ненормативном расстоянии. Кроме того, места установки запорной арматуры представляют опасность ввиду возможной вероятности разгерметизации сварных соединений.

Группа VII. Способ защиты от коррозии. Данная группа характеризуется особенностями современных способов защиты от коррозии, а именно: проектированием средств защиты стальных трубопроводов и применяемыми материалами; защитой опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов; катодной и электрохимической защитой.

Группа VIII. Свойства транспортируемого продукта. Для каждого углеводородного сырья (нефти, газа и продуктов их переработки) характерны свои свойства, определяющие специфику процесса очистки и дальнейшей транспортировки.

В рассматриваемой группе ТА описываются следующими реквизитами:

– химический состав транспортируемого продукта; началу процесса транспортировки углеводородного сырья по МТ обязательно предшествует этап его очистки и подготовки, который обеспечивает необходимый химический состав транспортируемого продукта и исключает агрессивные примеси;

– физические свойства продукта являются определяющими при обеспечении пожаробезопасности МТ, а также выборе систем обнаружения утечек, позволяющих предотвратить развитие аварийной ситуации;

– повышенное содержание этана в широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ); наличие в ШФЛУ этана (более легколетучего компонента) приводит к повышению упругости насыщенных паров свыше допустимого (1,6 МПа), что, в свою очередь, влияет на безопасность продуктопроводов и требует особого подхода к их проектированию;

– содержание механических примесей в транспортируемом продукте; при рассмотрении вопросов, связанных со свойствами транспортируемого углеводородного сырья, нельзя пренебрегать возможным наличием в них механических примесей, оказывающих негативное влияние на внутреннюю стенку трубопровода;

– транспортировка двухфазного вещества – образование двухфазного потока возможно при транспортировке сжиженного углеводородного газа.

Группа IX. Организация процесса строительства трубопровода. Данная группа характеризуется: процессом транспортирования (доставки) труб и трубных секций; сборкой, сваркой и контролем качества сварных соединений трубопроводов, включая проверку квалификации сборщиков; предпусковыми испытаниями и др.

Группа X. Испытания трубопровода. Проведение испытаний с использованием технологий, отличных от рекомендуемых НД, обусловливает необходимость включения данной группы в состав классификатора.

Группа XI. Консервация и ликвидация трубопровода. Невозможность выполнения требований обязательных НД при консервации и ликвидации трубопроводов обусловлена в большинстве случаев применением новых технологий и стесненностью условий консервации и ликвидации.

КОМПЕНСИРУЮЩИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Выявленные и рассмотренные в настоящей статье ТА учитываются при планировании дополнительных КМ, направленных на обеспечение безопасности МТ в нетипичных (в контексте требований СП) условиях.

Применительно к рассматриваемой задаче для оценки достаточности дополнительных КМ необходимо принимать во внимание не только состав мероприятий, но и численное значение того или иного КМ, их целесообразное и оптимальное планирование, что наиболее актуально для случая увеличения толщины стенки трубопровода по сравнению с расчетной.

С целью оценки достаточности предлагаемых КМ возможно использование таких подходов, как прецедентная экспертная система и принципы расстановки барьеров безопасности.

Реализация подхода, основанного на экспертной системе, осуществляется в несколько этапов и подразумевает преобразование базы данных в дружественный интерфейс, доступный для использования операторами с различным уровнем квалификации.

Экспертную систему в целом можно представить как пирамиду, состоящую из трех блоков: базы данных, базы знаний и непосредственно самой экспертной системы (рис. 2). При этом экспертная система основана на принципах Data Mining как совокупности методов обнаружения в данных ранее неизвестных, нетривиальных, практически полезных и доступных интерпретации знаний, необходимых для принятия решений в различных сферах человеческой деятельности [8].

Под прецедентом при этом подразумевается описание ситуации в сочетании с подробным указанием действий, предпринимаемых в данной ситуации.

Подход, основанный на прецедентах, условно можно разделить на следующие этапы: сбор по-дробной информации о поставленной задаче; сопоставление этой информации с деталями хранящихся в базе прецедентов для выявления аналогичных случаев; выбор из базы прецедентов наиболее близкого к текущей проблеме прецедента; при необходимости адаптация выбранного решения к текущей проблеме; проверка корректности каждого вновь полученного решения; занесение детальной информации о новом прецеденте в базу прецедентов.

Таким образом, с учетом специ-фики и особенностей современных проектов по строительству и реконструкции МТ, которые объединяет наличие схожих условий дальнейшей эксплуатации, создание и использование базы прецедентов представляется наиболее рациональным.

Использование базы прецедентов возможно с применением подхода «рассуждение по аналогии» (сase based reasoning, CBR [9]), когда рассуждение проводится на основе аналогичных случаев. Рассуждение по прецедентам выступает в качестве одного из вариантов поддержки принятия решения при вы-боре КМ.

Вместе с тем стоит отметить, что применение CBR-системы возможно только в случае полного совпадения в разных проектах условий внешней среды (факторов влияния и геолого-климатических характеристик района строительства), оказывающих влияние на состав, значение и вариативность предлагаемых дополнительных мероприятий. Применение данных подходов возможно для случая осуществления проектов строительства, полностью идентичных по составу и комбинации факторов влияния, например строительство основной и резервной ниток трубопровода.

ИНФОРМАЦИОННАЯ БАЗА ЗНАНИЙ

Для оптимального использования и практического внедрения опыта осуществления проектов строительства и реконструкции МТ представляется целесообразным ведение информационной базы знаний (ИБЗ), имеющей в своей структуре классификатор КМ, направленных на обеспечение безопасности МТ.

В свою очередь, ИБЗ – систематизированное упорядочивание знаний, в основе которого предусмотрены три этапа:

– I этап – накопление знаний, как получаемых, так и применяемых при планировании КМ, направленных на обеспечение безопасности МТ;

– II этап – систематизация и хранение знаний о КМ;

– III этап – применение знаний для аналогичных проектов.

В структуре ИБЗ выделяются следующие элементы.

Сведения о ТА (структурный элемент № 1). Содержание данного структурного элемента определяется классификатором ТА, а также анализом статуса конкретных ТА в контексте требований действующих НД. Ведение данного структурного элемента осуществляется в табличном виде с возможностью его постоянной актуализации.

Информация о новых ТА и их статус в контексте требований НД в области проектирования и строительства МТ вносятся в специальную форму с возможностью отслеживания обновлений НД.

Классификатор дополнительных КМ (структурный элемент № 2). Данный структурный элемент представляет табличную форму, содержащую перечень мероприятий, хранящихся в классифицированном виде [5].

База прецедентов (структурный элемент № 3). Применительно к предлагаемой ИБЗ создание и ведение базы прецедентов целесообразно представить в виде электронных информационных окон. База прецедентов ориентирована прежде всего на предоставление информации о наличии конкретных факторов влияния и КМ, позволяющей отслеживать и анализировать принципы выбора КМ. При этом информация отображается в базе прецедентов кратко и лаконично.

Ведение ИБЗ и осуществление доступа к ней заинтересованных лиц. Обмен накопленным опытом представителей различных областей науки и производства представляется особо важным для эффективного решения вопросов обеспечения безопасности промышленных предприятий топливно-энергетического комплекса, в частности МТ.

Практическая реализация ИБЗ предусмотрена в составе методики выбора КМ [6] и должна предусматривать возможность постоянного обновления и актуализации. Процесс выбора дополнительных мероприятий должен проводиться в тесном сотрудничестве с представителями всех заинтересованных подразделений проектных организаций, задействованных в реализации конкретного проекта. Данный подход позволяет принимать взвешенные решения, учитывающие инвестиционную целесообразность внедрения того или иного КМ.

Оптимальное использование получаемых знаний в аналогичных проектах. Реализация данного направления заложена в структуре методики выбора КМ, предусмотренной в составе Системы поэтапного обеспечения без-опасности МТ, что подразумевает использование ИБЗ [7].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для проектов строительства и реконструкции МТ характерен набор факторов, определяющих специфику проекта и напрямую влияющих на состав и количест-во КМ.

После выявления особенностей конкретного проекта следует этап планирования мероприятий, способных обеспечить безопасность МТ на всех этапах осуществления инвестиционного проекта.

В свете рассматриваемого вопроса неотъемлемым условием выбора мероприятий должна стать необходимость определения состава и количества КМ для каждой из мер безопасности.

Приказом Ростехнадзора [10] в качестве организационных и технических мер безопасности, в частности, определены: сведения о технологических защитах, блокировках, автоматических регуляторах с установками срабатывания; перечень систем противоаварийной автоматической защиты, контролируемые ими параметры, установки срабатывания систем противоаварийной автоматической защиты; требования к квалификации персонала.

При планировании мероприятий также необходимо учитывать одно из ключевых требований, предъявляемых при выборе КМ, – независимость срабатывания барьеров безопасности, т. е. гарантию того, что для эффективного снижения ущерба от аварии направленность предлагаемых КМ будет различна.

Применение ИБЗ при планировании мероприятий обеспечит всесторонний учет опыта реализации аналогичных проектов и позволит расширить подходы к прогнозированию риска линейной части МТ и обеспечению их безопасности.

Традиционно подготовку газа осуществляют по технологии низкотемпературной сепарации (НТС), которая включает входную сепарацию сырьевого газа, его рекуперативное охлаждение газом НТС, редуцирование и НТС газа. Также на установке, как правило, осуществляют стабилизацию газового конденсата (рис. 1, здесь: ВС – узел входной сепарации; РТО – узел рекуперативного теплообмена; НТС – узел НТС; СК – узел стабилизации газового конденсата).

Требуемый для качественной подготовки газа температурный режим, как правило, обеспечивается за счет эффекта Джоуля – Томсона при редуцировании сырьевого газа. Вместе с тем при эксплуатации газоконденсатного месторождения давление в системе «пласт – скважина – система сбора скважинной продукции – установка комплексной подготовки газа (УКПГ)» постепенно снижается, в связи с чем на определенном этапе требуется строительство дожимной компрессорной станции, т. е. месторождение вступает в так называемый период компрессорной эксплуатации [1]. В связи со значительными затратами при строительстве и эксплуатации дожимной компрессорной станции продление периода бескомпрессорной эксплуатации месторождения имеет важное экономическое значение. Одним из решений данной задачи является внедрение новых технологий, обеспечивающих нормативное качество подготовленного газа при низком перепаде давления между входом на установку и выходом из нее (рис. 2) [2].

На рис. 3 (здесь: ВС – узел входной сепарации; РТО – узел рекуперативного теплообмена; Д – узел дефлегмации; НТС – узел НТС; СК – узел стабилизации конденсата) представлена принципиальная схема подготовки газа по технологии низкотемпературной сепарации с дефлегмацией (НТСД), согласно которой, в отличие от традиционной схемы НТС, после входной сепарации сырой газ охлаждается не только газом НТС, но и редуцированной смесью конденсатов [3] для более полной рекуперации холода системы. Затем охлажденный газ подвергается дефлегмации за счет холода газа НТС для снижения массообменной нагрузки на стадию НТС и, следовательно, уменьшения требуемого перепада давлений. Далее газ дефлегмации осушается на стадии НТС, нагревается последовательно на стадиях дефлегмации и рекуперативного теплообмена и выводится с установки в качестве товарного газа. При этом жидкая фаза со всех стадий разделения объединяется, выветривается, нагревается на стадии рекуперативного теплообмена и подвергается стабилизации с получением стабильного конденсата.

Стабилизация газового конденсата – неотъемлемая стадия комп-лексной подготовки продукции газоконденсатного месторождения. Наиболее простая схема стабилизации – двухступенчатая дегазация (рис. 4, где водные потоки условно не показаны).

Также известны следующие варианты схем стабилизации: трехступенчатая дегазация (рис. 5); стабилизация с применением процесса ректификации (рис. 6, здесь: РТ – рекуперативный теп-лообменник; К – ректификационная колонна; П – печь; АВО – аппарат воздушного охлаждения).

Кроме известных схем, предложена стабилизация газового конденсата с использованием колонного оборудования со встроенной теплообменной секцией по схеме, представленной на рис. 7 (здесь: Н – нагреватель; К – колонна стабилизации; Т – теплообменник).

Ступенчатая дегазация с применением сепараторов имеет ряд недостатков: потеря легких компонентов конденсата, невозможность производства сжиженных газов, затраты на сбор и утилизацию газов стабилизации. Колонная стабилизация, напротив, позволяет решить вышеперечисленные проблемы, поскольку обладает высокой четкостью разделения углеводородной смеси. Проведение стабилизации при высоких давлениях облегчает утилизацию газов стабилизации, производство товарных сжиженных газов без использования искусственного холода, а также позволяет получать стабильный конденсат с низким давлением насыщенных паров, что снижает потери ценного продукта при его транспортировке.

В статье рассмотрена эффективность различных схем стабилизации газового конденсата, а также проведено их сравнение в составе технологий НТС и НТСД. Далее схемы пронумерованы следующим образом: схемы 1 и 2 – двух- и трехступенчатая дегазация соответственно; схема 3 – стабилизация с использованием ректификационной колонны; схема 4 – предлагаемая схема стабилизации.

КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Расчетные исследования были проведены в программном комплексе Aspen HYSYS [4] на примере УКПГ Восточно-Уренгойского месторождения мощностью 1,5 млрд Нм3/год при проектном входном давлении 6,0 МПа. Состав пластового газа представлен в табл. 1.

В настоящее время стабилизация газового конденсата на предприятии осуществляется по схе-ме 1 (рис. 4).

Модель действующей установки разработана в программном комплексе Aspen HYSYS с учетом гидравлического сопротивления трубопроводов и технологического оборудования за исключением блока стабилизации газового конденсата. Модель процесса подготовки газа по технологии НТСД разработана без учета гид-равлического сопротивления трубопроводов и метанола.

В схеме стабилизации 3 [5] принято 37 практических тарелок, что с учетом реального КПД ситовых тарелок составляет около 20 тео-ретических тарелок. При моделировании схемы 4 условно принято 20 теоретических тарелок. В качестве параметров сравнения приняты: выход стабильного конденсата по ГОСТ Р 54389–2011 [6] и выход газов стабилизации без учета воды и метанола, а также величина удельных энергозатрат на нагрев конденсата.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Изменение схемы стабилизации влияет, главным образом, на соотношение выхода газов стабилизации и стабильного газового конденсата, а также на перераспределение компонентов нестабильного конденсата между газовой и жидкой фазой и никак не отражается на выходе и качестве товарного газа.

Результаты моделирования вышеперечисленных схем стабилизации в составе технологий НТС и НТСД представлены в табл. 2, 3. Увеличение количества ступеней дегазации повышает выход стабильного конденсата при снижении выхода газов стабилизации, а наилучший результат демонстрирует колонная стабилизация конденсата, так как увеличение числа ступеней ведет к повышению четкости разделения. Кроме того, при переходе от ступенчатой дегазации к колонной стабилизации происходит значительное снижение энергозатрат на нагрев конденсата.

Применение технологии НТСД позволяет дополнительно снизить энергозатраты на стабилизацию за счет предварительного нагрева выветренной и редуцированной смеси конденсатов на стадии рекуперативного теплообмена. Технология НТСД обеспечивает более низкую температуру процесса, поэтому выделяемый нестабильный конденсат содержит больше метана и этана, что обусловливает повышенный выход газов стабилизации.

За счет высокой эффективности колонная стабилизация экономически привлекательна. Вместе с тем в промысловых условиях из-за климатических и (или) ландшафтных особенностей площадки, а также плохо развитой инфраструктуры монтаж и эксплуатация вертикального оборудования большой высоты (>12 м) сопровождается определенными сложностями, и применение колонн менее предпочтительно по сравнению со ступенчатой сепарацией. Усовершенствование традиционной конструкции колонн стабилизации [5] позволит снизить массогабаритные характеристики аппарата и избежать вышеперечисленных проблем.

В рамках усовершенствования рассмотрена возможность снижения числа теоретических тарелок в колонне и изменение схемы охлаждения верха аппарата. Оптимизация количества теоретических тарелок проведена на примере схемы стабилизации 4 в составе технологии НТСД. Результаты расчета (рис. 8) показывают, что оптимальное число теоретических тарелок в колонне стабилизации равно 6. Использование контактных элементов с высоким КПД, например регулярной сетчатой насадки, не только обеспечивает уменьшение высоты аппарата, но и упрощает его эксплуатацию. В свою очередь, это позволяет осуществлять стабилизацию газового конденсата в промысловых условиях с использованием колонного оборудования.

Анализ составов газов стабилизации (рис. 9) позволил предположить, что для снижения уноса тяжелых углеводородов с газами стабилизации необходимо дополнительное охлаждение верха колонн стабилизации.

Данная проблема может быть решена при перераспределении холода технологических потоков, повышении давления редуцированного конденсата или использовании внешних источников холода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Реконструкция действующего предприятия с заменой двухступенчатой дегазации конденсата на колонную стабилизацию газового конденсата обеспечивает прирост выхода стабильного конденсата до 27,3 тыс. т/год и снижение количества газов стабилизации на 7,6 млн Нм3/год.

В свою очередь, полная реконструкция – с применением технологии НТСД и предложенной схемы стабилизации – позволит увеличить выход стабильного конденсата на 25,2 тыс. т/год при повышении количества газов стабилизации на 0,9 млн Нм3/год и существенном снижении энергозатрат на нагрев конденсата.

Таким образом, внедрение предлагаемых технических решений связано с небольшими капитальными затратами и быстро окупится за счет выработки дополнительной товарной продукции и заметного снижения энергозатрат на подготовку газа.

Таблица 1. Состав пластового газа на входе УКПГTable 1. Composition of the reservoir gas at the input of the gas processing plant

Таблица 2. Сравнение схем стабилизации газового конденсата при традиционной технологии НТСTable 2. Comparison of gas condensate stabilization schemes with traditional low-temperature separation technology

Таблица 3. Сравнение схем стабилизации газового конденсата при предложенной технологии НТСДTable 3. Comparison of gas condensate stabilization schemes with the proposed technology of low-temperature separation with dephlegmation

Качество работы промыслового оборудования зависит от своевременного обслуживания и ремонта. Передовые импортозамещающие решения в этой области для нефтегазовых компаний России реализует казанское производственно-инжиниринговое предприятие «Современная Автоматика». Сертифицированное оборудование, новые разработки, опытный персонал и политика постоянного совершенствования качества позволяют компании стабильно повышать результативность своей деятельности.

ООО «Современная Автоматика» основано в Казани в 2012 г. Профиль деятельности предприятия – разработка и производство оборудования для инженерных систем зданий, автоматизация технологических процессов, инжиниринг, ремонтно-сервисные услуги. Одним из главных направлений работы ООО «Современная Автоматика» выступает сервисное обслуживание и капитальный ремонт промыслового оборудования для добычи нефти и газа. Компания располагает собственными производственными базами в Казани и Западной Сибири, проектно-конструкторским бюро, лабораторией и мобильными брига-дами сервис-инженеров, осуществляющих выездной ремонт на объектах заказчика – непосредственно на месторождениях.

Специалисты ООО «Современная Автоматика» диагностируют, обслуживают и ремонтируют буровые и обсадные колонны, переводники и элеваторы. Компания производит расконсервацию оборудования, входной контроль геометрии труб, дефектоскопию методом ультразвукового неразрушающего контроля, механическую обработку и замену изношенных деталей, восстановление резьбовых соединений и наружного диаметра замковой части, консервацию, маркировку и упаковку с предоставлением паспорта о проведении ремонтных работ.

Переводники, используемые для соединения бурильных и обсадных колонн, изготавливаются ООО «Современная Автоматика» в соответствии с ГОСТ 23979-80, ГОСТ 736082, ГОСТ 39-137-81, ОСТ 39-049-77. Возможно изготовление переводников с различным сочетанием резьбы по индивидуальным требованиям заказчика.

Специализируясь на обслуживании и ремонте промыслового оборудования, компания освоила и внедрила ряд импортозамещаю-щих технологий. К ним относится наплавка металла для восстановления наружного диаметра замковой части бурильной трубы. Развивая разработанную в США технологию Hardbanding, специалисты ООО «Современная Автоматика» производят наплавку на буровой инструмент, при этом используют металл значительно более высокой прочности, чем применяемый по американской технологии, что в большей мере продлевает ресурс изделий.

Еще один пример разработки импортозамещающих технологий – химическое фосфатирование (омеднение или оцинкование методом напыления) резьбовых соединений для повышения прочности при скручивании колонны.

За время работы ООО «Современная Автоматика» показало себя надежным партнером в области производства и поставки качественного инженерного оборудования, что подтверждает обширный список заказчиков: ООО «Газпром бурение» и филиалы компании в г. Астрахани, Новом Уренгое, Краснодаре, Оренбурге, Иркутске, ОАО «Читаоблгаз», ООО «ЛУКОЙЛ-АИК», ГУП РК «Черноморнефтегаз», ПАО «Татнефть», ПАО «Транснефть» и др.

Принцип выездного ремонта промыслового оборудования непосредственно на месторождениях помогает снизить затраты на транспортировку и закупки нового оборудования, тем самым стабилизировать стоимость бурения, что в конечном итоге сказывается на экономической составляющей добычи, а далее на стоимости нефти и природного газа для конечного потребителя. Таким образом ООО «Современная Автоматика» вносит свой вклад в обеспечение стабильных и комфортных цен на энергоносители как для потребителей на внутреннем рынке России, так и для импортеров нефти и газа в других странах мира.

ООО «Современная Автоматика»

420107, РФ, г. Казань,

ул. Спартаковская, д. 2, оф. 119

Тел.: +7 (843) 204-15-25

E-mail: info@sovav.ru

www.sovav.ru

Появление коррозии и ее разрушающее воздействие на металлические трубопроводы нефтяной, газовой и химической промышленности – одна из серьезнейших угроз безопасности производственных объектов. В случае такого распространенного явления, как коррозия под изоляцией, процесс локализуется на внешней поверхности трубопроводов, сосудов под давлением и резервуаров по причине неверного выбора типа теплоизоляции. Высокому риску коррозии подвержены морские и шельфовые объекты, а также промышленные объекты, расположенные во влажных климатических районах. Вследствие коррозии происходит разгерметизация оборудования и остановка производства, это может стать причиной аварий, влекущих вред здоровью и окружающей среде.

Для снижения риска возникновения и распространения коррозии под изоляцией (рис. 1) «Сервисная Компания ИНТРА» предлагает ряд профилактических мер по техническому обслуживанию трубопроводов, восстановлению целостности защитного покрытия, замене изоляции и созданию нового защитно-покрывного слоя с соблюдением современных требований международных стандартов в области теплоизоляции и антикоррозионных покрытий.

Комплекс работ включает следующую последовательность про-филактических мероприятий:

– демонтаж защитно-покрывного слоя и теплоизоляции;

– оценка состояния греющего кабеля и лакокрасочного покрытия трубопровода;

– визуальный осмотр, обнаружение коррозии, неразрушающий контроль;

– демонтаж греющего кабеля;

– удаление лакокрасочного покрытия путем специализированной мягкой абразивоструйной очистки по технологии Sponge Jet;

– проведение тестов для конт-роля качества подготовки поверхности (чистота, шероховатость, содержание солей);

– нанесение новой антикоррозийной защиты;

– монтаж теплоизоляции и греющего кабеля (рис. 2);

– монтаж защитно-покрывного слоя.

Особым преимуществом становится тот факт, что специалисты «Сервисной Компании ИНТРА» проводят данный комплекс работ без остановки производства, выполняя подготовку поверхности, покраску и замену изоляции на действующем оборудовании.

МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ

В арсенале компании самые современные материалы и методы, обеспечивающие гарантированное качество и безопасность проведения работ. Так, например, широко используется система визуализации утечек газов и невидимых паров Flir GF, работа ведется с обязательным использованием стационарных и персональных газоанализаторов.

Для минимизации образования искр подготовка поверхности осуществляется по технологии Sponge Jet с применением высокоэффективного абразивного материала, вкрапленного в синтетическую губку. После удара о поверхность губка захватывает до 95 % загрязняющих веществ, уменьшая количество образующейся пыли, а регенерирующий аппарат обеспечивает повторное использование мягкого абразива до трех раз. Технология Sponge Jet не только признана безопасным способом очистки, но и гарантирует требуемое качество подготовки поверхности, которое играет определяющую роль при нанесении защитных антикоррозионных систем.

Используемые защитные покрытия Jotun и PPG обеспечивают коррозионную стойкость в диапазоне экстремальных температур от –185 до 650 °C, предотвращают развитие коррозионных процессов, в том числе уменьшая риск возникновения очагов внешнего коррозионного растрескивания аустенитных и дуплексных сталей. Данные системы идеально подходят для эксплуатации в криогенных условиях, а также обладают устойчивостью к ультрафиолетовому излучению, предотвращая коррозию неизолированных поверхностей, подверженных атмосферному воздействию. В качестве основного изоляционного слоя применяется пеностекло – жесткий, легкий материал, содержащий миллионы изолированных стеклянных ячеек, который в сочетании с мастичным пароизоляционным слоем обеспечивает влагонепроницаемость. Кроме того, востребованы материалы на основе каучука типа EPDM.

В целях производства изоляции на объекте разворачивается временная мастерская, которая комплектуется специализированными станками. Для раскройки пеностекла используются станки с числовым программным управлением, для работы с металлом – зиговочные машины, листогибы и резаки. Наличие собственных мощностей по изготовлению изоляции, станков, приспособлений и средств нанесения позволяет выполнять работу с высочайшим уровнем качества.

При осуществлении работ не применяются невлагостойкие изоляционные покрытия. Намокающая минеральная вата постоянно вбирает в себя влагу из воздуха, скопление которой в изоляционном слое приводит к тому, что малейшее повреждение защитного покрытия буквально вызывает «взрыв» коррозии на поверхности трубопровода, особенно под воздействием высокой температуры. В таком случае коррозия будет развиваться быстрыми темпами, что в конечном итоге приведет к появлению протечки и разгерметизации трубопровода. При обнаружении таких повреждений трубопровода или технологического оборудования специалисты «Сервисной Компании ИНТРА» предлагают решения по восстановлению несущей способности трубы композитными материалами (рис. 3), а также устранение утечек под давлением на действующем оборудовании с помощью установки герметизирующего зажима.

СОБЛЮДЕНИЕ НОРМ

Комплекс работ по устранению коррозии под изоляцией выполняется на действующем оборудовании в строгом соответствии с требованиями мировых стандартов в области качества и охраны труда, а также отраслевых стандартов ведущих нефтяных компаний отрасли. Осуществляя ремонтные работы без остановки производства, «Сервисная Компания ИНТРА» достигла значительных успехов в области охраны труда, окружающей среды и техники безопасности (ОТОСиТБ). Компания демонстрирует умение соответствовать вызовам времени, реализуя системный подход, направленный на непрерывное совершенствование и внедрение изменений в целях улучшения деятельности в области ОТОСиТБ для достижения устойчивых, долгосрочных результатов. На протяжении последних лет при выполнении работы по устранению коррозии под изоляцией сотрудниками компании не допущено ни одного инцидента, не зафиксировано травм и происшествий с потерей рабочего времени.

Строгое соблюдение требований отраслевых и внутренних стандартов в области охраны труда и окружающей среды – одна из основополагающих ценностей «Сервисной Компании ИНТРА». Компания предпринимает планомерные усилия по достижению нулевых показателей в отношении происшествий в области ОТОСиТБ, а также непрерывно совершенствует методы создания высокой культуры безопасности у каждого сотрудника.

ООО «Сервисная Компания ИНТРА»

195027, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Магнитогорская, д. 17Т

Тел.: +7 (812) 313-50-92

E-mail: intra@intratool.ru

www.sc-intra.ru

ФАУ «Российский морской регистр судоходства» ведет свою историю с декабря 1913 г. Основная цель национального российского классификационного общества – содействие в обеспечении безопасности человеческой жизни на море, судов и морских сооружений, транспортируемого груза и морской среды. Реализация этой цели достигается путем разработки и применения собственных правил и подтверждения соответствия международным и национальным нормативным актам от имени администраций флагов.

Возникновение классификации морских судов Регистром Ллойда в конце XVIII в. и ее последующее развитие обусловлены потребностями морской индустрии в независимой оценке надежности судов с разбивкой их на определенные категории и группы в целях страхования морских перевозок. Появление наряду с традиционными торговыми судами разнообразных специализированных судов (плавсредств) и морских нефтегазовых сооружений различных типов и назначений для обустройства углеводородных месторождений на шельфе морей заставило классификационные общества разработать соответствующие правила (нормативно-техническую базу) для этих объектов. Так, например, в связи со строительством первых отечественных самоподъемных плавучих буровых установок «Абшерон» и «Бакы» ФАУ «Российский морской регистр судоходства» (Регистр) в 1976 г. были разработаны Правила классификации и постройки плавучих буровых установок. Нормативная база Регистра, разработанная и применяемая в настоящее время для освоения морских нефтегазовых месторождений, также включает специализированные транспортные и технологические суда [1].

Системы морских подводных трубопроводов различного назначения выступают неотъемлемой частью большинства комплексов обустройства морских шельфовых месторождений или отгрузочных терминалов. Для обеспечения безопасности всего комплекса объектов обустройства Регистром в 2003 г. была разработана первая редакция Правил классификации и постройки морских подводных трубопроводов (МПТ). Как и для всех остальных объектов технического наблюдения Регистра, принципы классификации и ее основные этапы остаются неизменными (см. рис.).

КЛАССИФИКАЦИЯ МПТ

Как следует из рисунка, процедура классификации охватывает весь жизненный цикл МПТ от проектирования до освидетельствований в эксплуатации, а отправной точкой становится разработка Правил классификации и постройки МПТ (в настоящее время в редакции 2017 г.) и других нормативно-технических документов Регистра, необходимых для полноценного функционирования Правил на нижележащих уровнях системы менеджмента (руководства, процедуры, нормативы и т.д.). Таким образом, помимо трех основных нормативных документов Регистра, напрямую разработанных для классификации МПТ – Правил классификации и постройки МПТ (Правила МПТ), Руководства по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией МПТ (Руководство МПТ) и процедуры для инспекторского состава Регистра, – еще 15 нормативных документов Регистра распространяют свое действие на данный процесс.

Необходимо упомянуть, что у ведущих иностранных классификационных обществ существуют специализированные правила, руководства и (или) стандарты, содержащие требования к морским трубопроводным системам. В первую очередь, речь идет о членах Международной ассоциации классификационных обществ (МАКО): Det Norske Veritas (DNV), у которого первая редакция подобного стандарта вышла в 1980 г., Germanischer Lloyd (GL), с 2013 г. объединившийся с DNV в корпорацию DNV GL, American Bureau of Shipping, Lloyd's Register и Bureau Veritas.

К особенностям Правил классификации и постройки МПТ Регистра относятся:

– планомерное переиздание Правил (с 2003 по 2017 г. – шесть редакций);

– оперативная система внесения в Правила изменений и дополнений;

– использование результатов научно-исследовательских работ, выполняемых по заказам Регистра, для совершенствования и развития Правил;

– рассылка проектов новых редакций Правил или изменений к ним в профилирующие организации и предприятия;

– учет требований нормативной базы членов МАКО, национальных и международных стандартов;

– учет результатов практической работы Регистра;

– свободный доступ на сайте Регистра [2];

– редакции на русском и анг-лийском языках.

ЭКСПЕРТИЗа ПРОЕКТНОЙ И РАБОЧЕЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Рассмотрение проектной и (или) рабочей документации на МПТ признано одним из основополагающих этапов классификации, так как позволяет Регистру удостовериться, что требования Правил и иных использованных при проектировании нормативных документов выполнены. Это фиксируется в письме-заключении Регистра по результатам рассмотрения проекта с указанием замечаний, подлежащих доработке на стадии рабочего проектирования, и указанием символа класса Регистра, который может быть присвоен МПТ при положительных результатах технического наблюдения за постройкой МПТ. Всего на данный момент Регистром рассмотрено и одобрено 18 проектов подводных трубопроводов в Черном, Каспийском морях и Обской губе (включая три подводных газопровода).

Следует отметить, что Правила МПТ позволяют осуществлять процедуру классификации подводных трубопроводов, уже находящихся в эксплуатации и построенных без участия Регистра, но с привлечением какого-либо классификационного общества или надзорного органа. В этом случае дополнительно к проектной и (или) рабочей документации Регистром рассматривается исполнительная документация, в том числе сертификаты на материалы и изделия, и делается вывод о возможности присвоения класса Регистра. Окончательное решение о классификации принимается после освидетельствования построенного без участия Регистра трубопровода.

По такой схеме, например, в 2013 г. Регистром был классифицирован и взят под техническое наблюдение в эксплуатации подводный участок газопровода «Джубга – Лазаревское – Сочи». Этот трубопровод к настоящему времени прошел первый пятилетний цикл ежегодных периодических освидетельствований, закончившийся очередным возобновлением действия класса Регистра на следующие пять лет.

Состав проектной документации морских подводных трубопровод-ных систем должен удовлетворять Правилам МПТ и в целом, как показывает практика экспертизы проектной документации в Регистре для морских стационарных нефтегазовых сооружений, соответствует Постановлению Правительства РФ от 16.02.2008 г. № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» (с изменениями на 21.04.2018 г.) [3].

ТЕХНИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ЗА ПОСТРОЙКОЙ МПТ

Освидетельствования в процессе постройки морских трубопроводов на базе одобренной Регистром рабочей конструкторской и технологической документации проводит подразделение Регистра, в зоне действия которого осуществляется строительство объекта. Основанием для проведения этих работ выступает согласованный с подрядчиком и заказчиком План контроля качества, ключевые разделы и уровни контроля Регистра прописываются в Руководстве МПТ. При техническом наблюдении за постройкой МПТ Регистром в том числе осуществляется:

– проверка готовности трубоукладчика к работам на объекте (мобилизация трубоукладчика) с оформлением свидетельства Регистра;

– проверка готовности трассы МПТ (включая предварительно подготовленные траншеи);

– одобрение технологических процессов сварки (включая ремонтные), норм дефектности сварных швов и аттестация сварщиков (подробнее см. [4]);

– техническое наблюдение за укладкой, выполнением захлес-тов на подводных участках и установкой трубных вставок (при монтаже трубопровода к морской стационарной платформе);

– техническое наблюдение за проведением очистки, калибровки и испытаниями МПТ.

Применяемые в постройке материалы и изделия, прежде всего стальная трубная продукция, согласно Номенклатуре объектов технического наблюдения Регистра за МПТ подлежат подтверждению соответствия (сертификации) требованиям Правил МПТ и одобренной рабочей документации. Необходимо выделить следующие основные виды подтверждения соответствия для объектов, которым при положительных результатах освидетельствований выдаются документы Регистра установленных форм:

– признание предприятий – изготовителей стальной продукции (трубных заготовок и штрипса) и труб и (или) отводов с последующей сертификацией производственных партий;

– типовое одобрение антикоррозионных, теплоизоляционных и балластных покрытий с последующей сертификацией производственных партий;

– типовое одобрение фланцевых соединений с последующей сертификацией производственных партий;

– типовое одобрение средств электрохимической защиты и электроизолирующих вставок с последующей сертификацией производственных партий;

– признание предприятий – поставщиков услуг по подводным освидетельствованиям и внутритрубной диагностике;

– проверка предприятий-подрядчиков.

Так, например, признанными Регистром предприятиями по изготовлению стального проката и (или) труб для подводных трубопроводов стали АО «Выксунский металлургический завод», АО «Волжский трубный завод», ПАО «Челябинский трубопрокатный завод», ПАО «Магнитогорский металлургический комбинат» и ПАО «Таганрогский металлургический завод». Регистром признаны 16 предприятий, оказывающих услуги по подводным освидетельствованиям трубопроводов, и пять предприятий по внутритрубной диагностике. На данный момент действуют 34 Свидетельства о типовом одобрении Регистра для материалов и изделий для МПТ, информация о которых, так же как и о признанных Регистром предприятиях, размещена на официальном сайте Регистра [2] в свободном доступе.

При положительных результатах рассмотренных этапов классификационных услуг для МПТ подразделение Регистра, которое осуществляло техническое наблюдение за трубопроводом в постройке (например, Астраханский филиал РС в Каспийском море [5]), оформляет акт установленной формы по окончании строительства и классификационное свидетельство. В рамках ежегодных освидетельствований классификационное свидетельство МПТ подлежит подтверждению и возобновлению при очередном освидетельствовании через пятилетний срок эксплуатации. Состав периодических освидетельствований предписывается Правилами и Руководством МПТ.

Подразделение Регистра, ведущее техническое наблюдение за МПТ в эксплуатации, во внутренней информационно-электронной базе Регистра формирует и поддерживает так называемый формуляр (базу данных) для каждого объекта подводной трубопроводной системы, находящегося в классе Регистра, в котором содержится одобренная эксплуатационная документация, отчеты по внешним подводным и внутритрубным обследованиям и другая информация, касающаяся данного объекта. Перечень находящихся в классе Регистра подводных трубопроводов приведен в таблице.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Классификационные услуги, предоставляемые Регистром для подводных трубопроводных систем, в первую очередь, направлены на обеспечение безопасности этого вида объектов на протяжении всего жизненного цикла трубопровода и представляют собой комплексную систему подтверждения соответствия объектов морского подводного трубопроводного транспорта требованиям Правил и одобренной Регистром проектной документации. В процессе классификации МПТ Регистром могут быть дополнительно учтены не противоречащие Правилам требования заказчика (например, в части использования других нормативных документов), что также способствует повышению уровня безопасности при проектировании, постройке и эксплуатации морских подводных трубопроводов.

Перечень морских подводных трубопроводов, находящихся в классе Регистра

ФАУ «Российский морской регистр судоходства»

191186, РФ, г. Санкт-Петербург,

Дворцовая наб., д. 8

Тел.: + 7 (812) 380-20-72

E-mail: pobox@rs-class.org

www.rs-class.org

Инспекция с учетом факторов риска (ИУФР) – структурированный комплексный процесс, основанный на учете факторов риска, который используется для определения и документирования экономически эффективных, оптимальных требований к инспекции оборудования, работающего под давлением, и обеспечивает надлежащий уровень исправности оборудования с учетом конкретных условий эксплуатации.

В компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» в конце 2009 г. был разработан, утвержден в органах федеральной власти и внедрен Стандарт организации «Инспекция с учетом факторов риска. Организация и проведение инспекций сосудов и технологических трубопроводов, работающих под давлением» [1]. Он устанавливает требования к организации, составу, планированию, проведению и оформлению результатов инспекции технического состояния сосудов и трубопроводов, работающих под избыточным внут-ренним и внешним давлением, на объектах компании.

Согласно Стандарту для проведения инспекции оборудования используется методика ИУФР (risk-based inspection, RBI), распространяющаяся на все статическое оборудование компании, работающее под давлением, такое как сепараторы, технологические трубопроводы, теплообменники, сосуды и др.

Инспекция с учетом факторов риска является составной частью системы управления безопасной эксплуатацией оборудования, обозначенной как «Управление факторами риска и надежностью» (УФРН).

Система УФРН ориентирована на достижение следующих целей по обеспечению безопасной эксплуатации оборудования:

– проактивный характер принимаемых решений и осуществляемых действий, предотвращение отказов, инцидентов и аварий за счет раннего выявления неблагоприятных изменений в состоянии оборудования и реализация мер по обеспечению его надежности и безопасности в упреждающем порядке;

– принятие всех управленческих решений по оборудованию с учетом его технического состояния и опасности, которые оцениваются по критерию риска, включающему вероятность и последствия отказов;

– эффективные планирование и использование средств и ресурсов, предназначенных для контроля состояния и обеспечения надежности оборудования, а также концентрация предпринимаемых усилий на снижении риска эксплуатации объектов и оборудования с наиболее высоким уровнем риска;

– постоянное сокращение рис-ка эксплуатации опасных производственных объектов (ОПО) компании за счет непрерывного совершенствования и повышения эффективности системы УФРН, анализа накопленного опыта обеспечения надежности оборудования, использования наилучших решений и внедрение новых научно-технических достижений и разработок.

При этом ИУФР в составе УФРН представляет подсистему управления, основная функция которой состоит в обеспечении своевременного получения информации об изменении технического состояния и риска эксплуатации оборудования. Основные принципы и подходы к эффективному планированию и осуществлению процедур ИУФР, реализованные в Стандарте, разработаны на основе широко применяемых рекомендаций и стандартов [2–8]. Положения Стандарта учитывают требования нормативных до-кументов в области промышленной безопасности, действующих на территории Российской Федерации [9–12].

При разработке Стандарта учтены опыт и результаты, полученные при реализации пилотного проекта по определению остаточного срока службы, объема и периодичности инспекций с учетом факторов риска сосудов и трубопроводов на морской стацио-нарной платформе «Моликпак», эксплуатируемой компанией.

ЭТАПЫ ВНЕДРЕНИЯ ИУФР

В 2006 г. изучен зарубежный и российский опыт определения технического состояния оборудования, работающего под давлением, с использованием методики RBI. Методы одобрены к применению государственными надзорными органами Великобритании, Дании, Франции, Германии, Швеции, Малайзии и др. Указанные подходы частично реализованы на ведущих нефтегазовых предприятиях России.

В этом же году применение методики RBI для определения технического состояния сосудов, технологических трубопроводов на платформе «Моликпак» в качестве пилотного проекта согласовано с Ростехнадзором.

В 2007–2008 гг. ООО «РГС Консорциум по Сахалину» проведена экспертиза результатов работ по определению скорости коррозии и интервалов инспекций оборудования при реализации пилотного проекта применения методики S-RBI и выполнено его рассмот-рение Сахалинским РТН.

Далее, в 2009 г. компанией разработан СТО Сахалин Энерджи «Инспекция с учетом факторов риска. Организация и проведение инспекций сосудов и технологических трубопроводов, работающих под давлением» [1]. Проведена экспертиза промышленной безопасности Стандарта в экспертной организации и регистрация в Рос-технадзоре РФ. Применение СТО на объектах проекта «Сахалин-2» рассмотрено и согласовано федеральным Ростехнадзором.

В 2010–2016 гг. проводились обучение и аттестация специалистов компании, обеспечивающих ведение процесса ИУФР. На обучение привлекались специалисты экспертных организаций и Ростехнадзора. Проведены исследования ИУФР для всех объектов компании, организованы ежегодные заседания экспертных групп по пересмотру базы данных ИУФР и подготовке сводных отчетов и годовых планов.

В 2015–2016 гг. подготовлены обоснования промышленной безопасности по каждому ОПО компании со ссылкой на ИУФР.

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ МЕТОДИКА

Суть методики представляет собой циклический процесс, который осуществляется междисциплинарной группой экспертов (RBI team). Методика реализована в виде программного продукта RRM, который позволяет автоматизировать процесс (рис. 1).

Для всех подсистем УФРН предусмотрена единая общая последовательность разработки и исполнения управленческих решений, организованная в виде замкнутого управленческого цикла: инициирование начала процесса; сбор и подготовка информации по объекту управления; анализ информации, оценка риска (критичности); определение задач, разработка решений и программ, планирование; исполнение решений и программ; анализ результатов, документирование, внесение данных в базы.

Общая схема ИУФР, выполняемой экспертной группой, отражающая последовательность и взаимосвязь этапов и процедур, представлена на рис. 2.

Уровень риска эксплуатации технологических объектов и технических устройств в производственных подразделениях компании выражается через категорию (показатель) критичности, которая определяется в зависимости от склонности объекта к развитию деградации и размера последствий в случае отказа.

Для систематизации данных по видам и скоростям деградации рекомендуется выделять группы технологически связанных единиц оборудования – контуры коррозии или деградации, в которых виды, условия и скорости реализации деградационных процессов идентичны, близки или сопоставимы. Следует оформлять отдельные таблицы данных по каждой группе (рис. 3).

Критичность инспектируемого объекта определяется в зависимости от вероятности или склонности к деградации, а также от ее последствий в случае развития отказа. Во внимание принимается самый негативный сценарий с наибольшей вероятностью отказа и его последствиями. Идентификация вероятных видов деградации осуществляется на основе опыта эксплуатации оборудования нефтегазодобывающих производств, руководства по видам деградации компании Shell и других апробированных источников и баз знаний.

Показатель достоверности отражает степень уверенности экспертной группы, в первую очередь экспертов по ИУФР (инженера по коррозии, материалам и инженера-инспектора), в результатах оценки склонности инспектируемого объекта к деградации и отказу и, в случае реализа-ции прогнозируемой деградации, остаточного ресурса. Показатель достоверности определяет величину межинспекционного интервала и ранжируется по пяти категориям: ОВ – очень высокий, В – высокий, С – средний, Н – низкий, ОН – незначительный, очень низкий.

Величина показателя определяется в зависимости от: стабиль-ности, контролируемости и управляемости деградационных процессов, выявленных и принятых во внимание при инспекции объекта; количества и качества ранее выполненных инспекций; надежности контроля и поддержания технологических режимов эксплуатации инспектируемого объекта в пределах операционного окна целостности (ООЦ).

Межинспекционный интервал для объектов, подвергаемых прог-нозируемой деградации, рассчитывается посредством умножения фактора межинспекционного интервала на величину остаточного ресурса.

Для каждого инспектируемого объекта и контура коррозии экспертная группа по ИУФР определяет ключевые параметры технологического процесса и другие условия, которые оказывают влияние на инициацию и скорость деградации, могут контролироваться и использоваться для управления процессом.

Затем для каждого такого параметра устанавливаются границы оптимального безопасного интервала значений в пределах, регламентированных технологическими инструкциями (регламентами) по эксплуатации инспектируемого оборудования.

Для каждого объекта и коррозионного контура составляется список ключевых параметров с их предельными значениями и рекомендованными ответными действиями в случае отклонения от заданных пределов. Совокупность ключевых параметров и их допускаемых значений определяется как ООЦ объекта, которое дополняет требования технологических инструкций по допус-каемым параметрам и условиям эксплуатации и обеспечивает минимизацию скорости деградации объекта. Технологические режимы и условия эксплуатации объекта в дальнейшем должны поддерживаться в пределах ООЦ (рис. 4).

Как часть системы управления промышленной безопасностью компании, ИУФР способствует повышению эффективности осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности.

Непосредственное исполнение процедур ИУФР (сбор и анализ данных, планирование инспекций, анализ их результатов и разработка решений, составление ежегодных отчетов и подготовка планов инспекций по объектам компании и др.) производится экспертными группами, включающими аттес-тованных экспертов по ИУФР, специалистов подразделения, где эксплуатируется инспектируемый объект.

К исполнению работ по техническому освидетельствованию и ревизии сосудов и технологических трубопроводов привлекаются специалисты, аттестованные в соответствии с требованиями ПБ 03-440–02 [13] не ниже II уровня по каждому виду применяемого неразрушающего контроля (визуальный и измерительный, магнитопорошковый, вихретоковый, радиационный, вибродиаг-ностический, акустико-эмиссионный контроль).

Подготовка сводных отчетов по состоянию оборудования и риску эксплуатации на объектах компании осуществляется перед пуском объектов в эксплуатацию, в дальнейшем – не реже 1 раза в год. Сводный отчет содержит протоколы совещаний экспертной группы, утверждается директором компании по производству. Годовые планы (графики технического освидетельствования и ревизии) по каждому ОПО проходят рассмотрение и утверждение экспертной группой. Годовые планы ИУФР предоставляются в управление Ростехнадзора.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИя ИУФР

Особенно показательна эффективность ИУФР при составлении графика плановых остановов для инспектирования статичес-кого оборудования. Плановый останов связан с остановкой производства основных экспортных ресурсов компании – нефти и газа. В связи с этим его продолжительность значительно влияет на суммарный объем сырья, которое сможет произвести компания и поставить потребителям. «Сахалин-2» – один из самых технически сложных проектов, осуществленных за последние десятилетия в мировой нефтегазовой индустрии. Его инфраструктура включает три стационарные морские нефтегазодобывающие платформы, морскую и наземную трубопроводные системы, объ-единенный береговой технологический комплекс, насосно-компрессорные станции, терминал отгрузки нефти с выносным причальным устройством, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ), узлы отбора и учета газа. Каждый час останова столь сложной системы оказывает колоссальное влияние на показатели компании. Кроме того, внутренние инспекции оборудования, проводимые в замкнутом пространстве, связаны с риском для жизни и здоровья персонала. В связи с перечисленными выше обстоятельствами компания заинтересована в снижении числа подобных операций без ущерба качеству контроля состояния оборудования.

Применение методики ИУФР поз-воляет оптимизировать межинс-пекционные интервалы в сторону их увеличения за счет оценки рисков, контроля технического состояния и ключевых эксплуатационных параметров. С целью сокращения продолжительности плановых остановов в компании применяется стратегия по минимизации вмешательства во время контроля состояния оборудования, которая подразумевает уменьшение числа внутренних инспекций, выполняемых человеком.

Стратегия минимизации вмешательства состоит из двух основных направлений. Во-первых, это детальный анализ каждой единицы оборудования, планируемой для проверки во время останова, с целью получения точной картины прогнозирования деградации и корректировки интервалов инспектирования оборудования. Во-вторых, применение современных методов неразрушающего контроля и роботизированной техники как альтернативы внут-ренним осмотрам для диагнос-тики оборудования в процессе эксплуатации.

Результаты данного подхода оказали значительное влияние на показатели компании. Например, в сокращении времени планового останова завода объединен-ного берегового технологического комплекса (ОБТК) достигнуто уменьшение на 45 % (с 26 до 18 дней). Другим преимуществом проведения данной сессии стало снижение затрат человеко-часов на 60 % от изначального плана. Общий объем оборудования для проведения внутренних инспекций был снижен с 80 до 23 шт. (рис. 5).

Накопленный опыт показывает, что применение современных методов неразрушающего контроля, таких как цифровая радиография, ультразвуковая инспекция методом фазированных решеток, дифракционно-временной метод TOFD, использование дронов и роботизированной техники, позволяет оптимизировать объем работ планового останова, исключить необходимость вскрытия и входа внутрь оборудования либо минимизировать этапы подготовки оборудования к инспекции.

Также хорошо зарекомендовали себя летательные дроны с включенным в их состав дополнительным оборудованием (помимо фото- и видеокамер) для удаленной инспекции факельных оголовков на ОБТК, что позволило оценить их состояние в рабочем режиме и тем самым снизить продолжительность плановых остановов.

Еще одним примером положительного опыта внедрения служит применение бетатрона, позволяющего без проникновения внутрь оборудования определять точное положение внутренних устройств. Такое же оборудование использовалось в компании для точного определения положения и диаг-ностики дистанционно управляемого снаряда для изоляции магистрального трубопровода на платформе «Лунская-А» (рис. 6).

На объекте ОБТК группа инженеров по инспекции оборудования, работающего под давлением, активно использует сканирование толщины стенок сосудов и контроль сварных швов методами PAUT (ультразвуковой контроль на фазированных решетках), TOFD (дифракционно-временной метод), что позволяет провести диагностику оборудования в рабочем режиме (рис. 7).

Все вышеперечисленные примеры непосредственно влияют на продолжительность плановых остановов и ремонтов объектов компании, что в совокупности с ИУФР обеспечивает высокую результативность стратегии минимального вмешательства.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе полученного опыта можно утверждать, что основные преимущества методики ИУФР перед традиционными методами контроля технического состояния следующие:

– оптимизация организационных и операционных затрат при проведении контроля технического состояния в рамках ИУФР. Вместо фиксированной периодичности обязательных внутренних проверок (2, 4, 8 раз в год) и обязательных гидроиспытаний проверки проводятся в соответствии с применяемым принципом оценки уровня риска;

– высокая степень надежности при эксплуатации оборудования, которая достигается за счет детального анализа последствий и вероятности отказов (оценка рисков);

– мультидисциплинарный подход при оценке рисков;

– возможность внедрения метода ИУФР как на стадии проектирования, так и в условиях дейст-вующего производства;

– обеспечение высокой степени надежности системы управления промышленной безопасности за счет комплексного мониторинга состояния оборудования в процессе эксплуатации.

Применение методики ИУФР поз-воляет значительно оптимизировать эксплуатационные затраты, обеспечивая при этом высокую степень целостности и надежности оборудования.

Группа ЧТПЗ – промышленная группа металлургической отрасли, одна из крупнейших отечественных компаний, поставляющих трубную продукцию. Российские производители данного сегмента первыми добились полного импортозамещения в поставках труб для предприятий топливно-энергетического комплекса, и завод в Челябинске сыграл в этом важную роль. В сентябре этого года завод стал площадкой для проведения первого в России заседания VIII Рабочего комитета Международного делового конгресса. 

Группа ЧТПЗ выпускает свыше 17 % отечественной трубной продукции и обладает мощностями по производству сварных и бесшовных труб самого широкого сортамента и развитой системой складов. Предприятие является крупным игроком на трубном рынке России и стран СНГ и специализируется на изготовлении трубной продукции для всех основных секторов экономики: нефтегазового и энергетического комплексов, машиностроения, строительной индустрии, сельского хозяйства, химической промышленности, медицины. Компания инвестирует миллиарды рублей в создание новых и развитие действующих мощностей, а также участвует в ключевых проектах по строительству магистральных трубопроводов.

БЕЛАЯ МЕТАЛЛУРГИЯ

С реализацией крупнейших инвестиционных проектов Группы ЧТПЗ, ставших прорывными для отечественной металлургической отрасли, связано зарождение понятия «белая металлургия». На современных высокотехнологичных производствах компании впервые в стране был сформирован и применен новый подход к организации и оформлению производственного пространства, построению рабочей среды и, главное, – к созданию уникальной корпоративной культуры, центром которой является личность.

Белая металлургия получила определение философии преображения – личности, рабочей среды, производственного пространства и социума. Прочным фундаментом белой металлургии выступает производственная система с одноименным названием, созданная на основе собственного многолетнего опыта трубных заводов ЧТПЗ с применением лучших мировых практик, в том числе бережливого производства и непрерывного совершенствования качества продукции и бизнес-процессов. Ключевыми понятиями для белой металлургии считаются экология и автоматизация производства, высокая квалификация персонала, внедрение передовых импортозамещающих технологий, постоянное совершенствование качества и контроля выпускаемой продукции.

Производственные площадки Группы ЧТПЗ уже восемь лет работают по принципам белой металлургии, одна из целей которой – отойти от стереотипа изготовления стальных труб различного диаметра и их технологических соединений в рамках традиционной черной металлургии. Инновационные производственные принципы белой металлургии были впервые озвучены в 2010 г., когда Президент Российской Федерации В.В. Путин открывал на ЧТПЗ новый цех по выпуску труб большого диаметра «Высота 239», ставший одним из крупнейших в Европе.

Юбилейная труба

К 31 октября 2018 г. цех «Высота 239» выпустил ровно 4 млн т труб большого диаметра. Старт сварке юбилейной трубы, предназначенной для ПАО «Газпром», дал губернатор Челябинской обл. Б.А. Дубровский, отметив четкую стратегию, освоение новой продукции, экологичность, высокую культуру производства на предприятии и подчеркнув, что несколько лет назад правительство области приняло решение поддержать Группу ЧТПЗ государственными гарантиями. Глава местной администрации также заявил, что трубопрокатный завод в Челябинске, как и остальные предприятия промышленной Группы, первыми воплощают в реальность инициативы, которые другие компании производственного сектора пока лишь декларируют.

Подтверждением этого служит новаторское для отечественных металлургических предприятий внедрение Группой ЧТПЗ системы автоматизированного контроля выбросов. Проект стоимостью 20 млн руб. позволяет исключить ручные замеры и получать полный объем данных в автоматическом режиме. Система автоматического контроля выбросов не только соответствует концепции белой металлургии, но и полностью отвечает требованиям обновленного международного стандарта системы экологического менеджмента ISO 14001:2015 [1].

ЗАСЕДАНИЕ РАБОЧЕГО КОМИТЕТА МДК

Производственные площадки «Высота 239» и «ЭТЕРНО» 18 сентября 2018 г. посетили свыше 160 делегатов заседания Рабочего комитета Международного делового конгресса (МДК), прошедшего под председательством заместителя Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелова. Тема заседания звучала как «Белая металлургия – будущее трубопроводного транспорта».

Заседание комитета МДК в Челябинске было приурочено к 75-летию ввода в эксплуатацию газопровода «Бугуруслан – Куйбышев». Сентябрь 1943 г. считается точкой отсчета развития отечественного трубопроводного транспорта, на сегодняшний день сформировавшего крупнейшую в мире систему газоснабжения, протяженность которой приближается к 180 тыс. км с каждым новым инвестиционным проектом.

Участники заседания смогли получить ответы на актуальные вопросы, обсудить существующие проблемы, наметить планы сотрудничества, а также ознакомиться с процессом производства, осмотреть автоматизированные линии подачи металлического листа толщиной до 48 мм, гигантские прессы, стенды роботизированной лазерной сварки, контроля качества изделий и многое другое.

Современные разработки для нефтегазового комплекса представили трубные производители России и Китая, компании Mitsui & Co, Wintershall, DNV, BHGE и Shell.

В своем выступлении Председатель Совета директоров ЧТПЗ А.И. Комаров подчеркнул важность подобных встреч представителей нефтегазовых компаний, производителей труб и оборудования и международных экспертов для развития ТЭК и укрепления экономического сотрудничества между странами. Он также выразил уверенность в том, что конструктивный диалог, обмен профес-сиональными мнениями и сов-местное решение поставленных задач сделают еще более эффективным сотрудничество металлургических предприятий с неф-тегазовыми компаниями России и мира. А.И. Комаров подтвердил готовность Группы ЧТПЗ к участию в новых знаковых стройках ТЭК.

Перспективы

Челябинский трубопрокатный завод, ставший основой для реализации принципов белой металлургии, принимает участие в крупнейших российских и международных газотранспортных проектах: «Сила Сибири», «Бованенково – Ухта», «Северный поток – 2». Производственные мощности предприятия обеспечивают высокое качество продукции и ее соответствие мировым стандартам.

В настоящее время важнейшие инвестиционные проекты отечественного ТЭК предусматривают не только создание экспортных и внутренних магистралей, но и освоение новых областей производственной деятельности, таких как переработка углеводородов, сжижение природного газа, разработка месторождений Арктического шельфа. Производственный потенциал входящей в первую десятку крупнейших промышленных предприятий мира Группы ЧТПЗ, концепция высокотехнологичной и экологически безопасной белой металлургии полностью ориентированы на поддержку этих важных для отечественной экономики перспективных проектов.

Группа ЧТПЗ

454129, РФ, г. Челябинск,

ул. Машиностроителей, д. 21

Тел.: +7 (351) 255-73-33

E-mail: info@chelpipe.ru

www.chelpipe.ru

Департамент 333 ПАО «Газпром» организует выполнение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ в области реализации инвестиционных проектов ПАО «Газпром». За период с 2013 по 2017 г. выполнено и внедрено около 20 научно-иссле-довательских и опытно-конструкторских разработок (НИОКР). Результатами работ стали инновационные технические решения по строительству объектов добычи и транспорта газа, программные документы, документы системы стандартизации в области выполнения строительных и пусконаладочных работ, обеспечения без-опасности на объектах транспорта.

Приоритетным стало повышение качества выполнения строительно-монтажных работ, обеспечивающих надежность объектов ПАО «Газпром», а также снижение стоимости выполнения строительно-монтажных работ.

ПРОИЗВОДСТВО ОТВОДОВ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ

Освоение производства отводов холодного гнутья в трассовых условиях (рис. 1) с повышенными углами гибки – актуальная задача, поскольку ее решение поз-волит уменьшить число запланированных по проекту отводов горячего гнутья за счет замены их холодногнутыми отводами, а также сократить число составных холодногнутых отводов. В свою очередь, это приведет к существенному снижению расходов на материально-технические ресурсы, включая логистические издержки при строительстве, капитальном ремонте и реконструкции магистральных газопроводов.

С появлением современного трубогибочного оборудования и новых марок трубных сталей в ПАО «Газпром» проведен ряд натурных и теоретических исследований технологии изготовления отводов холодного гнутья.

Обобщающим документом по технологии изготовления отводов на стандартные углы является СТО Газпром 2-3.5-1076–2016 «Инструкция по изготовлению отводов холодного гнутья в заводских и трассовых условиях» [1], в котором впервые в отечественной практике нормируются требования к процессу изготовления отводов холодного гнутья практически всего сортамента труб от 57 до 1420 мм включительно, применяемого на объектах ПАО «Газпром».

Помимо методики расчета оптимальных параметров гибки в стандарте приводятся конкретные расчетные технологические режимы гибки труб в зависимости от толщины стенки и класса (группы) прочности труб. Полученные результаты прошли верификацию при проведении комплекса натурных и лабораторных испытаний. При проведении комплекса испытаний в рамках разработки СТО рассматривалось влияние гибки как на стандартные, так и на повышенные углы на механические свойства металла отвода.

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПОКРЫТИЙ

Другим направлением повышения надежности газопроводов выступает обеспечение сохранности наружного антикоррозионного покрытия. При прокладке газопроводов в траншее в скальных, гравийно-галечниковых и мерзлых грунтах могут иметь место интенсивные механические воздействия на поверхность трубопровода, когда она плотно контактирует с крупными фракциями грунта или со скальными выступами.

В основополагающих нормативных документах [2, 3] предусмотрена возможность использования различных конструкций и материалов для дополнительной механической защиты поверхности трубопровода. Применение дополнительной защиты поверхности трубопровода от внешних механических воздействий поверх противокоррозионного покрытия позволяет кардинально изменить требования к грунтам вокруг трубопровода.

В настоящее время в ПАО «Газпром» проводится комплекс научно-исследовательских работ, в результате выполнения которых будут установлены и систематизированы требования к оптимальным параметрам и условиям применения покрытий для защиты трубопроводов от механических воздействий с учетом свойств грунтов.

УТИЛИЗАЦИЯ БУРОВЫХ ОТХОДОВ

В последние два десятилетия все активнее осваиваются нефтегазоконденсатные месторождения, находящиеся в районах распространения многолетнемерзлых пород. Бурение эксплуатационных газодобывающих скважин на кустовых площадках нефтегазоконденсатных месторождений сопровождается образованием большого объема буровых отходов, состоящих из бурового шлама, отработанных буровых растворов и буровых сточных вод.

Традиционно применяемые способы обезвреживания и утилизации буровых отходов (огневое обезвреживание и захоронение в земляных амбарах или открытых карьерах, закачка в глубокие поглощающие горизонты, захоронение в специально оборудованном могильнике, капсулирование или отверждение, а также перевод в состояние геля) трудоемки, не универсальны, требуют больших энергетических и финансовых затрат, связаны с перевозками буровых отходов на значительные расстояния и не гарантируют надежной долговременной защиты окружающей среды от распространения вредных компонентов поверхностными водами и ветрами.

В этой связи актуальна новая технология захоронения буровых отходов, разработанная в рамках программы НИОКР ПАО «Газпром». Технология основана на водно-тепловом оттаивании мерзлых песков через скважину, подъеме оттаявшего песка в виде пульпы на поверхность и формировании подземного резервуара. Принципиальная технологическая схема строительства включает бурение скважины до подошвы песчаного пласта с монтажом в ней скважинного снаряда, к которому подключается парогенератор, насос для подачи воды и компрессор для подъема пульпы на поверхность (рис. 2). На поверхности поднимаемая пульпа разделяется на песок и воду. Вода подается обратно в резервуар. Поднятый песок может использоваться для отсыпки площадок и дорог. После окончания строительства вода откачивается, и подземный резервуар готов к приему буровых отходов.

Для строительства и эксплуатации подземных резервуаров применяется оборудование исключительно российского производства, что особенно актуально в свете проводимой политики импортозамещения. Применяемый строительный комплекс достаточно мобилен и может работать автономно без централизованного энергоснабжения (рис. 3).

Экологическая безопасность при захоронении отходов обес-печивается нахождением подземных резервуаров ниже 15 м от земной поверхности, что исключает контакт с окружающей средой. Герметичность резервуара гарантируется нахождением его в непроницаемых многолетнемерзлых породах. Твердые и жидкие отходы захораниваются совместно, с течением времени промерзают и составляют монолит с вмещающими породами (рис. 4).

К настоящему времени на п-ове Ямал построено более 40 подземных резервуаров единичным объемом от 2000 до 5000 м3. В данный момент разработана проектная документация на строительство и эксплуатацию подземных резервуаров для захоронения буровых отходов Харасавэйского месторождения, которая получила положительное заключение Государственной экологический экспертизы и одобрение коренных жителей Ямальского р-на. Начало реализации данного проекта планируется в 2019–2020 гг.

В ходе разработки и реализации инновационной технологии подземного захоронения отходов был разработан нормативно-методический документ Системы стандартизации ПАО «Газпром» СТО Газпром «Захоронение отходов бурения в подземных резервуарах, созданных в многолетнемерзлых породах. Основные положения» [4]. Данный СТО Газпром позволит принимать своевременные решения, связанные с реализацией и контролем применения технологии захоронения отходов бурения, в проектах по обустройству нефтегазоконденсатных месторождений и бурении разведочных, эксплуатационных и вспомогательных скважин. В результате успешного внедрения технология вошла в справочник [5].

СООРУЖЕНИЕ ВРЕМЕННЫХ ДОРОГ

Строительство новых газопроводов требует организации комп-лекса мероприятий, обеспечивающих подвоз, складирование и хранение грузов, доступ техники к месту строительства, возведение временных площадок (жилых городков, стоянок строительной техники, взлета и посадки вертолетов).

Расположение большого числа участков строящихся газопроводов в труднодоступных местах и местах со сложными геологическими условиями существенно затрудняет их строительство и техническое обслуживание с участием тяжелой техники. Со-оружение временных дорог и обустройство мобильных переправ через преграды для обеспечения проезда техники и подвоза грузов к месту строительства объектов газотранспортной системы – важная и актуальная задача.

Применяемые технологии строительства временных дорог вдоль магистральных трубопроводов на обводненных и заболоченных участках трассы в основном предусматривают возведение дорог с покрытием из железобетонных плит и дорог с дерево-грунтовыми конструкциями. Возведение сборно-разборных конструкций требует большого количества ресурсов, что в конечном итоге сказывается на стоимости и продолжительности строительства в целом.

С целью снижения воздействия на окружающую среду и оптимизации затрат при выполнении строительных работ все большее развитие получает применение временных дорожных конструкций, изготовленных на основе композиционных материалов (рис. 5), а также устройство мобильных переправ на основе быстроразвертываемых самоходных мостовых переходов (рис. 6). Временные дорожные сооружения обладают быстротой развертывания и обеспечивают проезд колесной и гусеничной техники массой до 80 т, при этом важное преимущество подобных сооружений состоит в возможности их повторного применения. С использованием самоходных мостовых переходов через реку, ручей или овраг можно обустраивать переправы без промежуточной опоры, что очень важно для сохранения экосистемы региона.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В условиях стремительного развития новых строительных технологий и материалов повышение эффективности строительной деятельности ПАО «Газпром» основывается на повсеместном применении инноваций при реализации инвестиционных проектов. Рост объемов внедрения новых разработок, а также обеспечение их экономической эффективности – приоритетная задача ПАО «Газпром», в рамках которой организована дальнейшая научно-исследовательская и опытно-конструкторская работа в строительстве.

Создание и внедрение в газовой отрасли конкурентоспособного унифицированного инновационного оборудования, изготовленного в рамках концепции импортозамещения, повышения эффективности и надежности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА), представляет для ПАО «Газпром» одну из актуальных задач в свете стратегии перспективного развития энергетического машиностроения.

Среди основных перспективных направлений научных исследований для решения задач технологического развития и импортозамещения в отрасли следует перечислить: обеспечение надежной эксплуатации и создание нового газоперекачивающего оборудования; обеспечение агрегатов необходимыми запасными частями и комплектующими для проведения ремонтов; разработку дорожных карт поиска, создания и внедрения современных технологий; развитие научных исследований по обеспечению надежности, совершенствованию газовой динамики и теплообменных процессов в двигателях ГПА и др. [1].

В статье представлены результаты работы по выявлению ремонтируемой импортной продукции, анализ среднегодовой потребности в импортном оборудовании и разработаны мероприятия по замещению его отечественными аналогами, определению сроков их реализации с учетом ремонтопригодности и возможностей Инженерного центра ООО «Газпромцентрремонт», ООО «Брянский завод «Турборемонт», научно-исследовательской лаборатории кафедры «Турбиностроение» Брянского государственного технологического университета (БГТУ).

МОДЕРНИЗАЦИЯ И УНИФИКАЦИЯ

Номенклатура ГПА отечественного и зарубежного производства, которые находятся в эксплуатации и ремонте и могут быть оснащены сотовыми уплотнениями в процессе модернизации и ремонта, представлена в таблице [2]. В данном списке, несмотря на ограниченную выборку, число ГПА превышает 1500 шт., при этом число узлов уплотнений в каждом агрегате составляет около 8–10 шт. (без учета нагнетателей).

В настоящее время особое значение приобретает дальнейшая унификация отдельных узлов турбин, компрессоров, нагнетателей, а также решение вопросов их внедрения при проектировании, производстве, монтаже и ремонте ГПА, в том числе и сотовых уплотне-ний в проточной части и уплот-нений по валу двигателей [2].

Известные преимущества сотовых уплотнений [3] позволяют рассматривать их в качестве альтернативы способу восстановления и уменьшения монтажного зазора методами газотермического напыления поверхностей гладких сегментов обоймы. На рис. 1 представлено мозаичное растрес-кивание промежуточной обоймы турбины высокого давления (ТВД) в случае задевания торцами рабочих лопаток. На рис. 2 показан сегмент обоймы соплового аппарата второй ступени агрегата PGT-10 компании Nuovo Pignone. Приведенные примеры демонстрируют, что применяемые напыления и покрытия не позволяют добиться полноценного качества прилегания покрытия и избежать появления трещин и отслоений в процессе эксплуатации и ремонта.

Наряду с подшипниками газотурбинных установок уплотнения – наиболее повреждаемые части агрегатов. Ремонт и замена уплотнений требуют относительно ограниченных затрат при условии их максимальной унификации с обеспечением высокой ремонтопригодности [2]. При этом используемая в настоящее время в газовой отрасли номенклатура ГПА весьма обширна, а изношенному оборудованию, в том числе импортному и исчерпавшему свой парковый ресурс, требуется модернизация.

РАЗРАБОТКИ БГТУ

Примеры конструктивного выполнения уплотнений в турбинах ГПА отечественного и зарубежного производства, стационарных и конвертированных, с сотовыми или лабиринтовыми уплотнениями, с гребнями и без, а также многие другие подробно рассмот-рены в работе [3].

На рис. 3 показан пример практического применения сотовых уплотнений в турбине агрегата ГТ-750-6, которые были разработаны на кафедре «Турбиностроение» БГТУ, изготовлены специалистами предприятия «Рыбинские моторы», прошли испытания на КС «Воскресенск» и показали достаточную эффективность.

Успешный опыт эксплуатации позволил предложить усовершенствованные конструкции уплотнений турбин ГТК-10-4, ГТН-16. С использованием разработок отечественной авиапромышленности, например ГТД-4РМ, можно рекомендовать конструкции сотовых уплотнений для большинства зарубежных ГПА (PGT-10, ГТК-25И, ГТК-10И, ДГ-90, Коберра и др.). Поверхности колец под уплотнениями перечисленных агрегатов имеют цилиндрическую форму, что позволяет применить относительно простую унифицированную конструкцию сотовых вставок.

Для агрегатов ГТ-750-6 (рис. 3), находящихся в эксплуатации на КС «Воскресенск», в конце 1990-х гг. были разработаны, смонтированы и прошли испытательный период сотовые уплотнения ТВД, которые показали свою эффективность и надежность [3].

Эффективность унификации при проектировании новых изделий, ремонте, импортозамещении во многом связана с использованием оптимальных конструкций, передовых технологий, разработкой перспективных решений, дальнейшего совершенствования ГПА [2].

В БГТУ спроектированы унифицированные сотовые уплотнения проточных частей агрегатов ГТК-10, ГТН-16, проведены модельные испытания уплотнений с целью оптимизации конструкции и параметров сотовой структуры, определения сравнительных расходных и теплогидравлических характеристик. Испытания проводились на аэродинамических установках, их конструкция и методика исследований приведены в работах [3–5].

Унификация уплотнения возможна по двум параметрам. Во-первых, используется конструкция в виде плоской ленты с сотовой поверхностью на подложке незначительной толщины для обеспечения гибкости. Во-вторых, возможен способ монтажа сотовых вставок, при котором плоская лента приобретает цилиндрическую форму практически любого радиуса за счет протягивания (проталкивания) ее в кольцевой паз, выполненный в корпусе уплотнения (обойме) (рис. 4).

В случае унификации будет сокращена номенклатура и уменьшена разнотипность составных частей уплотнения, что приведет к единообразию способов их изготовления, сборки и ремонта.

СОЗДАНИЕ И СБОРКА

Создание сотовых вставок – трудоемкий высокотехнологический процесс, включающий высокотемпературную пайку и придание им определенной формы. Сборка вставок осуществляется путем набора в обойме с различными размерами пазов и разной величиной – от диаметра вала турбины до периферийных размеров рабочих лопаток.

Предполагаемая унификация исключает предварительный изгиб сотовых вставок, а также токарные или шлифовальные операции с высокими допусками на размеры. Протягивание в пазах деформирует тонкие подложки с учетом необходимого зазора для перемещения вставок в радиальном направлении в случае контакта с вращающимися частями ротора турбины. Вставки фиксируются в рабочем положении упругими пружинами, установленными в корпусе обоймы [6].

Практическая унификация процесса монтажа сотовых вставок опробована на модели приспособления в широком диапазоне величин диаметров посадочных мест вставок d от 190 до 1500 мм. На иллюстрациях представлены схема (рис. 4а) и фото (рис. 4б) приспособления для монтажа реальной вставки турбины агрегата типа «Дон» (модернизированный ГПА типа ГТ-750-6), а также схемы цилиндрических вставок различного диаметра (рис. 5).

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Следует отметить, что сотовые уплотнения в газовых турбинах авиационных двигателей применялись с начала 1960-х гг. Но некоторые газодинамические эффекты при течении газа в каналах с сотовой поверхностью не находили научного обоснования.

На кафедре «Турбиностроение» БГТУ в середине 1980-х гг. по предложению И.И. Кириллова начались работы, направленные на оптимизацию конструктивных параметров сотовой структуры уплотнений, изучение взаимного влияния на расходные характеристики и газодинамику течения: диаметра ячеек dя, мм; глубины (высоты) ячеек hя, мм; зазора в уплотнении , мм; длины поверхности уплотнения l, мм; наличия или отсутствия гребней (гладкие уплотнения); сравнение с другими видами уплотнений.

Результаты экспериментов позволили обосновать оптимальные соотношения размеров, сформулировать условия практического применения сотовых уплотнений не только в газовых турбинах, но и в паровых, в частности в турбинах атомных электрических станций (АЭС) [7]. Сотовые уплотнения внедрены и успешно эксплуатируются на турбинах Смоленской и Воронежской АЭС. Промышленное применение и практический опыт дали толчок для дальнейшего совершенствования перспективных уплотнений [7–9].

Проведенные сравнительные испытания различных видов уплотнений показаны на рис. 6 (плоская статическая модель) и подробно рассмотрены в рабо-тах [3–5, 10]. Результаты экспериментальных исследований расходных характеристик уплотнений подтверждаются численным моделированием в ANSYS [11].

Существенно различаются расходные характеристики сотовых уплотнений с гребнями и сотовых гладких уплотнений для двух областей по величине зазора . При малых зазорах с < 1,0–1,5 мм сотовые уплотнения с гребнями позволяют значительно уменьшить зазор, допуская врезание гребней в сотовую структуру без разрушения и потери надежности. При зазорах с > 2 мм допускается применение сотовых уплотнений при условии оптимизации их конструктивных параметров. Например, зарегистрирован явный минимум расхода утечки при соотношении hя/dя = 0,2–0,3 (рис. 7) [3].

Необходимы дальнейшие исследования поверхностей вставок с прямоугольными сотами (см. рис. 6), открывающие перспективы их практического использования при значительном упрощении конструкции и уменьшении стоимости изготовления в 6–8 раз [9] по сравнению с шестигранными сотами.

Для высоконапорных, быстроходных турбин с гибким валом необходимо исследование влияния неконсервативных сил в уплотнениях с минимальными зазо-рами [7–9, 12, 13].

В настоящий момент номенклатура лабиринтных (сотовых) уплотнений турбин и компрессоров газотурбинных двигателей устанавливается стандартом ОСТ 1 12605–76 [14], предлагающим варианты конструктивных параметров сотовой структуры. Допускается составлять сотовые вставки из отдельных элементов и их наборов.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ

Материал сотовой вставки – лента из стали 12Х18Н10Т-М для деталей, работающих до температуры 600 °C, и лента из сплава ХН78Т для деталей с температурой свыше 600 °C.

Высокие температуры в современных газотурбинных двигателях и возможность засорения сот продуктами сгорания предполагают охлаждение и очистку сотовых вставок, пружин, периферии проточной части, включая корпусные детали и концевые части рабочих лопаток, продувкой охлаждающего воздуха через отверстия в сотах.

На рис. 8 представлена сотовая вставка турбины агрегата LM2500 Коберра, требующая замены из-за разрушения сотовой структуры в результате касания лопаток (или воздействия инородных тел). Также на представленном образце заметны следы обгорания и засорения сотовой структуры продуктами сгорания (см. рис. 8).

Сотовая структура позволяет организовать относительно простой и эффективный способ подачи охлаждающего воздуха через сотовые вставки в проточную часть высокотемпературной турбины аналогично пористому охлаждению.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Опыт проектирования, исследований и внедрения сотовых уплотнений позволяет сделать вывод об их эффективности, ремонтопригодности, надежности и перспективности в отечественных и зарубежных ГПА.

Практическое использование сотовых уплотнений зависит от степени решения следующих проблем.

С целью унификации необходимо использовать опыт проектных и научно-исследовательских работ по определению расходных характеристик, оптимизации конструктивных параметров и формы сотовой структуры для гладких уплотнений и уплотнений с гребнями, а также опыт внедрения сотовых уплотнений в паровых и газовых турбинах. Следует учитывать величину назначенного монтажного зазора и динамику его изменения в процессе эксплуатации. Необходимы обязательные испытания на динамических (вращающихся) моделях с определением динамических характеристик (жесткости уплотнений, резонансных явлений в ячейках сот).

Опыт использования сотовых уплотнений в паровых турбинах показал их эффективность, значительный экономический эффект, а также надежность в эксплуатации и ремонтопригодность.

ПРИМЕРЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ

В 2011 г. сотовые надбандажные уплотнения были установлены на блоке К-800-240-5 Пермской ГРЭС. При этом монтажные радиальные зазоры были уменьшены в среднем с 2,5 до 0,8–1,0 мм. Увеличение относительного внут-реннего КПД цилиндра высокого давления (ЦВД) составило 0,6 %, что эквивалентно увеличению мощности цилиндра на 1,9 МВт [8].

По расчетам ЗАО «УТЗ» и ОАО «ВТИ», установка сотовых надбандажных уплотнений в ЦВД турбины Т-250/300-240 ТЭЦ-21 (ОАО «Мосэнерго») повысила относительный внутренний КПД цилиндра на 0,7–1,0 %. Установка концевых сотовых уплотнений в ЦСД-2 и цилиндр низкого давления (ЦНД), кроме улучшения маневренности турбоагрегата и сокращения времени пусковых операций, увеличивает КПД блока на 0,17 % на конденсационном режиме без негативного влияния на виброустойчивость [8].

В разработке, испытаниях и внедрении сотовых уплотнений в турбинах АЭС принимали участие сотрудники кафедры «Турбиностроение» БГТУ. Оснащение турбин сотовыми уплотнениями энергоблоков № 1 и 2 Смоленской АЭС (2012–2013 гг.) обеспечило прирост мощности: 1,5 МВт на тур-богенераторе ТГ-1; 0,9 МВт на турбогенераторе ТГ-3. При сроке эксплуатации в 10–12 лет это соответствует экономии денежных средств в 100–140 млн руб.

Аналогичные результаты получены при внедрении сотовых уплотнений на турбогенераторе ТГ-14 Нововоронежской АЭС (2014 г.). Прирост мощности составил 0,7 МВт с ожидаемым экономическим эффектом в 130 млн руб. в период эксплуатации.

Имеется также положительный опыт проектирования, исследований сотовых уплотнений в турбине двигателя ГТ-750-6, в результате которого они были внедрены на ГПА КС «Воскресенск», повышен КПД ТВД на 1 % с соответствующим экономическим эффек-том [3].

Предварительные расчеты показывают, что унификация уплотнений при широкой номенклатуре ГПА с учетом сокращения расходов при проектировании, изготовлении, монтаже и ремонте дает значительный экономический эффект и повышает надежность газотурбинных двигателей, в частности приводных двигателей для ГПА.

Номенклатура и число ГПА отечественного и зарубежного производства, находящихся в эксплуатации и ремонте, по данным на 2017 г.Nomenclature and the number of domestic and foreign gas compressor units in operation and maintenance, according to data on 2017

Компания Finder работает на международном электротехническом рынке 64 года. Со дня основания предприятия итальянским инженером Пьеро Джорданино интернациональный коллектив Finder занимается разработкой, производством и внедрением передовых образцов релейной техники и уникального модульного электротехнического оборудования. В России продукция Finder хорошо известна с середины 1990-х гг.

В 2010 г. в Москве открылся российский филиал компании, со склада которого осуществляется отгрузка продукции партнерам и дистрибьюторам по всей стране. Несколько лет назад заработали представительства в Екатеринбурге и Ростове-на-Дону. В декабре 2017 г. компания открыла в Москве сборочный цех и организовала производство розеток (колодок) для реле с маркировкой «Сделано в России». В текущем году начались отгрузки с уральского склада.

Компания постоянно наращивает производственные мощности и расширяет линейки производимой продукции. Если пять лет назад во всем мире Finder знали как ведущего мирового производителя электромеханических и электронных реле и таймеров, то сейчас предприятие позиционируется как международная группа компаний, производящая большой спектр электротехнических компонентов для щитового и печатного монтажа.

НОВИНКИ ПРОИЗВОДСТВА

В последние годы Finder регулярно анонсирует новые серии продукции: оборудование для поддержания микроклимата внут-ри электрических щитов, термостаты, щитовые вентиляторы и электронагреватели, импульсные источники питания, обновленные серии таймеров, твердотельных и силовых электромеханических реле. На заводе Finder в г. Альмезе (Италия) постоянно строятся и вводятся в эксплуатацию площадки для производства релейной продукции, оснащенные ультрасовременным технологическим оборудованием.

Компания ответственно относится к проблеме защиты окружающей среды, использует самые передовые технологии и уделяет внимание выпуску оборудования для альтернативной энергетики, работающей по принципу возобновляемых источников, а также разработке и внедрению энергоэффективных приборов для управления системами осве-щения. Они позволяют обес-печивать комфорт для людей и в то же время существенно экономить электроэнергию.

СЕРТИФИКАЦИЯ ИЗДЕЛИЙ

Продукция Finder сертифицирована в Италии, России и других странах согласно национальным и международным стандартам качества, а отдельные серии продукции имеют сертификаты и разрешительные документы для применения в таких отраслях промышленности, как энергетика, машиностроение, железнодорожный и морской транспорт. В 2018 г. компания обновила сертификаты на продукцию торговой марки Finder на соответствие требованиям Технического регламента (ТР) Таможенного союза (ТС) в рамках Евразийского экономического сообщества. Сертификаты соответствия ТС могут быть использованы для импорта товаров на территорию России, Белоруссии, Казахстана, Армении и Киргизии и действительны на территории любой из этих стран до июля 2022 г. включительно. Технический рег-ламент 004/2011 «О безопасности низковольтного оборудования» [1] дает разрешение на использование продукции Finder в составе электрических щитов на особо ответственных объектах промышленности в странах ТС, в том числе на объектах атомной энергетики. Копии сертификатов и деклараций соответствия ТР ТС опубликованы на сайте компании Finder [2] и занесены в Единый реестр выданных сертификатов и деклараций соответствия Федеральной службы по аккредитации на сайте Росаккредитации [3].

РАБОТА НА РОССИЙСКОМ РЫНКЕ

Finder уделяет большое внимание развитию российского рынка электротехники и по заказу ряда компаний выпускает несколько серий реле, отвечающих специфическим требованиям российских отраслевых стандартов. Прежде всего, стоит отметить модификации реле и контакторов для энергетики:

– модификация универсальных переключающих реле 55-й серии 55.34.9.220.9202;

– специальная версия модульного контактора 22.32.0.230.9201;

– промышленные таймеры 83-й серии 83.02.9.220.0000 с нормированным срабатыванием.

Эти изделия соответствуют российским стандартам СО 34.35.302–2006 «Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций» [4] и СТО 56947007-29.130.10.090–2011 «Типовые технические требования к КРУЭ классов напряжения 110–500 кВ» [5] в части пункта 3.7.1: «Напряжение срабатывания реле, действие которых может привести к ложному срабатыванию коммутационных аппаратов (например, выходные реле защит, РКВ, РКО и т. д.), не менее 0,6U_ном.».

Год назад Finder анонсировал начало производства новых модификаций силовых реле 62-й серии для коммутации высоких нагрузок DC. Особенностью реле считается наличие в конструкции контактной группы постоянного магнита, предназначенного для гашения электрической дуги, возникающей при отключении нагрузки DC. Данные модификации реле могут коммутировать следующие нагрузки в цепях постоянного тока: 12 A (при 220 В DC) для реле с одним нормально открытым контактом и 6 A (при 220 В DC) для реле с двумя нормально открытыми контактами. Основная область применения реле такого типа – коммутация высоких нагрузок постоянного тока, таких как приводы магнитных клапанов, электромоторы постоянного тока и высоковольтные выключатели. Заказные коды силовых реле 62-й серии:

– тип 62.31.9.xxx.4800 – отключающая способность DC1: 1NO 12 A (220 В DC);

– тип 62.32.9.xxx.4800 – отключающая способность DC1: 2NO 6 A (220 В DC).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На постоянно обновляющемся интернет-сайте компании Finder можно найти самую свежую техническую документацию, контакты дистрибьюторов и партнеров, информационные бюллетени о новинках продукции, образцы всех действующих сертификатов и деклараций соответствия, а также расписание семинаров и выставок, в которых компания планирует участвовать в текущем году.

Finder уделяет большое внимание работе с конструкторскими бюро, проектными организациями и научно-исследовательскими институтами, специализирующимися в области электротехники. На сайте компании для всех изделий представлены чертежи в формате AutoCad, а также базы данных по продукции в форматах специализированных программ для автоматизированного проектирования электрических цепей.

Компания желает своим заказчикам комфортной работы с оборудованием Finder и от всей души поздравляет уважаемых читателей журнала «Газовая промышленность» с наступающими Новым годом и Рождеством!

Finder

105082, РФ, г. Москва, ул. Бакунинская, д. 78, стр. 1

Тел.: +7 (495) 229-49-27, 229-49-29

Факс: +7 (495) 229-49-42

E-mail: k.trutko@findernet.com

www.findernet.com