Газовая промышленность № 12 2019

АО «Газдевайс» внимательно следит за современными направлениями развития инновационных технологий и постоянно работает над созданием приборов, которые принципиально меняют политику взаимоотношений между потребителями и газоснабжающими организациями, повышают эффективность и уровень безопасности.

Предприятие имеет уникальный опыт проектирования и установки автоматизированных систем коммерческого учета потребления газа и стало флагманом российской промышленности по оснащению объектов газопотребления приборами учета нового поколения.

Один из главных российских производителей счетчиков газа бытового и коммунального назначения, высокотехнологичное специализированное предприятие АО «Газдевайс», развернуло свое производство в Ленинском р-не Московской обл. Основанный в 1997 г. завод оснащен современным высокоэффективным оборудованием зарубежных производителей из Германии, Италии, Швеции, Швейцарии, Финляндии. Производственные мощности предприятия позволяют выпускать более 1 млн приборов учета газа в год. Качество продукции обеспечивается сертифицированной системой менеджмента качества ISO 9001:2015.

Компания разработала современную концепцию реализации программы коммерческого учета потребления газа, направленную на достоверный учет и повышение собираемости платежей.

Концепция программы предусматривает использование автоматизированных систем коммерческого учета потребления газа (АСКУГ) для сбора, аналитической обработки, хранения и представления данных коммерческого учета по потреблению природного газа. Главная задача АСКУГ – эффективное информационное обеспечение расчетов между потребителями и газоснабжающей организацией. Гибкая и легко масштабируемая система предусматривает территориальное распределение, она способна свести в единое информационное пространство сельских и городских потребителей газа на муниципальном и федеральном уровнях.

Система позволяет производить дистанционное снятие показаний без доступа к приборам учета газа, автоматическое формирование квитанций на оплату потребленного газа, дистанционное отключение подачи газа потребителю при возникновении аварийных ситуаций или за систематическую неуплату в соответствии с законодательством РФ.

На нижнем уровне АСКУГ строится на смарт-счетчиках газа производства АО «Газдевайс» с автоматической температурной компенсацией и коррекцией по давлению. Диафрагменные счетчики типа ОМЕГА ЭТК GSM G1,6‑G4, ультразвуковые Газдевайс U-GR V GSM-RF G4‑G6, U-GC V GSM-RF G10‑G25 оснащены встроенным модемом с возможностью информационного обмена непосредственно с сервером системы по энергонезависимым радиоканалам и каналу мобильной связи GSM / GPRS. Счетчики не подвержены воздействию магнитных полей, имеют функцию контроля автоматического закрытия клапана в случае несанкционированного вмешательства, превышения максимально допустимого расхода газа, разряда источника питания и утечки газа при установке прибора.

В настоящее время этими счетчиками оснащено более 40 тыс. абонентов Московской и Тамбовской областей, пилотные проекты запущены в Тверской, Оренбургской областях, Пермском крае, республиках Башкортостан, Крым, а также Молдове и Узбекистане.

В 2019 г. завод расширяет линейку смарт-счетчиков. Разработаны, проведены испытания и начата сертификация моделей, обладающих встроенными устройствами передачи информации об израсходованном объеме газа по радиоканалам стандартов технологий LoRaWAN и NB-IoT.

АО «Газдевайс»

142715, РФ, Московская обл., Ленинский р-н,

пос. Совхоза им. Ленина, Восточная промзона, влад. 3, стр. 1

Тел.: +7 (498) 657‑81‑42

www.gazdevice.ru

В настоящее время широко распространено мнение, что наиболее легко извлекаемые запасы нефти и газа уже обнаружены. Увеличение их добычи, по крайней мере в Се-верной Америке, в основном происходит за счет нетрадиционных ресурсов [1]. Источники тяжелой нефти и битума должны разрабатываться по новым технологиям для удовлетворения прогнозируемого спроса на энергетическом рынке. Экономические и экологические препятствия, связанные с применением тепловых методов в глубоких и тонких пластах, представляют собой важнейшие проблемы для нефтегазовой отрасли не только в Северной Америке, но и в других регионах: в Латинской Америке, на Среднем Востоке и в Китае. Самый энергозатратный и, соответственно, дорогостоящий этап в тепловом процессе, таком как метод парогравитационного дренажа SAGD (steam-assisted gravity drinage), – это превращение воды в пар. Необходимость использования пресной воды также представляет собой проблему для окружающей среды.

Заводнение можно считать одним из наиболее важных и распространенных методов повышения нефтеизвлечения. Закачка воды в пласт приводит к замещению нефти водой, поддерживая при этом давление в пласте. Динамические характеристики таких процессов в коллекторе были достаточно тщательно изучены и оценены в течение последних нескольких лет [2–8].

Однако достаточно распространенный на практике метод заводнения имеет потенциальные проблемы:

– неэффективное извлечение нефти из‑за неоднородности пласта по проницаемости;

– неблагоприятное соотношение подвижности закачиваемой воды и тяжелой нефти, которое может повлиять на движение жидкости в пористой среде и понизить производительность в результате раннего прорыва воды.

Поскольку эти недостатки существенно снижают эффективность стандартного заводнения в пластах с тяжелой нефтью, в таких случаях рационально применять полимерное заводнение.

Полимерное заводнение – метод увеличения извлечения нефти, при котором разбавленный раствор полимера в воде закачивают в пласт. За счет увеличения вязкости закачиваемой жидкости повышается эффективность охвата. Величина коэффициента подвижности вытесняющей жидкости снижается, приближаясь к характерным для нефти значениям, в результате создается плавный фронт заводнения в пласте. Горизонтальные нагнетательные скважины в пластах с тяжелой нефтью увеличивают возможность закачки большого объема полимерного раствора. Это преимущество применения полимерного заводнения в резервуарах с тяжелой нефтью делает его экономически более выгодным. При этом данная технология более безопасна для экологии по сравнению с другими методами извлечения тяжелой нефти, например SAGD и ES-SAGD (expending solvent SAGD) [9]. Эффективность полимерного заводнения оценивали как экспериментально [10–13], так и путем численного моделирования [11].

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В литературе имеется множество исследований, в которых был описан рабочий процесс применения искусственных нейронных сетей для решения проблем различной природы в нефтяной инженерии.

Искусственные нейронные сети ANN (artificial neural network) – это система обработки информации, имеющая сходные с биологическими нейронными сетями рабочие характеристики [14]. Типичная нейронная сеть представляет собой многослойную систему, состоящую из одного входного слоя, одного или двух скрытых слоев и одного выходного слоя. Каждый слой состоит из базовых элементов обработки, называемых нейронами. Каждый нейрон одного слоя связан с нейронами соседнего слоя; параметр связи – вес – лежит в диапазоне значений от нуля до единицы. Сигналы между нейронами умножаются на соответствующие веса соединений, суммируются и далее используются в качестве численной характеристики чистого входа нейрона:

z = IkWk, (1)

где z – чистый вход нейрона; I – входная переменная; W – вес соединения; k – индекс; n – количество входных переменных.

Чтобы определить выходной сигнал, который передается следующему нейрону, каждый нейрон использует функцию активации к своему сетевому входу, в качестве которой широко используется сигмовидная функция (2):

.               (2)

Веса связей между нейронами корректируются во время обучающей тренировки. Существует два способа обучения: под наблюдением и без наблюдения. Для наиболее типичной нейронной сети вес соединения регулируется заданным входом и соответствующим выходом. Этот процесс называется контролируемым обучением.

В рамках исследования авторами был спрогнозирован коэффициент нефтеизвлечения (КИН) при полимерном заводнении с использованием нейронной сети. Полученные результаты иллюстрируют перспективы использования ANN для прогнозирования эффективности полимерного заводнения.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА

Для изучения процесса полимерного заводнения использовали 70 эк-спериментальных точек, которые разделили на три отдельные категории в соотношениях обучение : проверка : тестирование = 65 : 15 : 20.

В таблице представлены минимальные и максимальные значения каждого параметра, используемого в разработке системы нейронных сетей. Построения нейронной сети реализовали в среде MATLAB. Архитектура ANN представлена на рис. 1.

Для обучения предлагаемой сети использовали функцию алгоритма обратного распространения Левенберга – Марквардта, позволяющую сгенерировать способную к точному обобщению и достоверному прогнозированию сеть.

РЕЗУЛЬТАТЫ

Графики общих процессов (обучение, проверка и тестирование) для КИН при полимерном заводнении представлены на рис. 2. Качество расчетов оценивали по значению коэффициента корреляции.

Однослойная модель ANN разработана для моделирования полимерного заводнения на основе характеристик месторождения. Входной слой состоит из семи параметров пласта, а выходной представлен КИН. Количество нейронов в скрытых слоях оптимизируется во время обучения; выбрано 12 нейронов для первого скрытого слоя. После успешного обучения модель ANN проверяется на соответствие с помощью не включенных в обучение данных. Модель позволила правильно оценить параметры полимерного заводнения в резервуаре тяжелой нефти (коэффициент корреляции больше 0,90) (рис. 2).

Серия результатов испытаний показала, что разработанная модель ANN представляет собой эффективный метод моделирования полимерного заводнения в резервуаре с тяжелой нефтью, позволяющий получить корректные результаты в короткое время с использованием ограниченного набора экспериментальных данных.

Диапазон переменных в наборе данных [15–20, неопубликованные данные авторов]Variable range in data set [15–20, authors’ data on file]

В последние годы искусственный интеллект и методы машинного обучения активно применяются для решения практических задач. С самого начала и по сей день нефтяная промышленность находится в авангарде разработки и внедрения этих методов для оптимизации технологических процессов. Опубликовано значительное количество статей и тематических исследований по применению машинного обучения в нефтяной промышленности [1–3]. Анализ кривой спада и различные корреляции, которые часто используются, представляют собой хорошие примеры обучения и прогнозирования. Однако до настоящего времени известно не много широко распространенных методов, аналогичных тем, которые применялись для анализа кривой спада и эмпирических / полуэмпирических корреляций. Ниже приведен опубликованный в литературе пример использования машинного обучения в нефтяной промышленности. Целью была оценка свойств коллектора с применением искусственных нейронных сетей [4–7]. В работе [8] с помощью методов машинного обучения интерпретировали данные о расходе, давлении и температуре, полученные от систем постоянного скважинного мониторинга (PDG, permanent downhole gauges). Авторы обнаружили, что регрессия гребня ядра и техника машинного обучения могут использоваться для всестороннего описания поведения коллектора (консервации скважины, скин-эффекта, бесконечного радиального потока, граничных эффектов) из данных PDG. В работах [9–11] развивается идея моделей суррогатных коллекторов (SRM, surrogate reservoir models). Их проектирование включает несколько интеллектуальных методов, в том числе машинное обучение, что приводит к суррогатной модели, которая имитирует статические и динамические характеристики модели полного поля (FFM, full field model), при этом выполняется существенно быстрее, чем FFM. Те же принципы лежат в основе интеллектуального моделирования коллектора сверху вниз (TDIRM, top-down intelligent reservoir modelling) [12], в котором, в отличие от традиционного моделирования, используются большие данные для описания физических характеристик зрелых коллекторов. В отличие от таких методов, как анализ кривой спада, который опирается только на данные о добыче / закачке, TDIRM учитывает всю доступную информацию (данные о добыче / закачке, местоположение и траекторию скважин, данные каротажа и специфику эксплуатации скважин) для описания физических явлений, которые происходят в пласте, по сравнению с фиксированными уравнениями потока жидкости, на которых основаны традиционные симуляторы. Это делает TDIRM эффективным методом для моделирования нестандартных коллекторов в тех случаях, когда управляющие потоком жидкости факторы неизвестны. Метод TDIRM также подходит для моделирования на близких к завершению разработках, для которых громоздкие конечно-разностные модели резервуаров и усилия по сопоставлению истории неоправданны. Что касается свойств жидкости, в [13] представлена гибридная модель, состоящая из искусственных нейронных сетей и самоадаптивных методов дифференциальной эволюции, с помощью которой можно предсказать давление насыщения нефти газом и начальное соотношение газ / нефть в растворе, используя только данные о плотности нефти и газа и температуре пласта.

Оценка свойств флюидов – это область, в которой методы машинного обучения могут быть весьма эффективны. В настоящей работе проведена оценка валидности некоторых алгоритмов машинного обучения при решении таких задач.

Свойства пластового флюида, такие как давление насыщения, объемный коэффициент и вязкость нефти, имеют большое значение для проводимых при разработке нефтяных месторождений расчетов некоторых конкретных характеристик: притока, балансовых соотношений, анализа испытания скважин, оценки запасов и численного моделирования процессов в пласте. В идеале эти свойства должны быть получены эмпирическим путем. Однако довольно часто проведение соответствующих измерений затруднено либо нерационально ввиду высокой стоимости. В таких случаях эмпирически полученные корреляции используются для прогнозирования необходимых свойств на базе известной информации о температуре, плотности нефти и газа и соотношении газ / нефть. Результат вычислений зависит от адекватности корреляций. Ранее функции корреляции строили путем регрессионного анализа или графических методов. Искусственные нейронные сети после успешного обучения представляют собой альтернативный способ получения надежных и более точных результатов для определения PVT (pressure volume temperature) свойств нефти, поскольку они могут улавливать нелинейное поведение и взаимосвязь между входными и выходными данными.

Ниже приведено краткое описание протестированных алгоритмов машинного обучения.

ИСКУССТВЕННЫЕ НЕЙРОННЫЕ СЕТИ

Общая архитектура искусственных нейронных сетей ANN (artificial neural network) состоит из входного, скрытого и выходного слоев нейронов [14]. Обычно нейроны связаны напрямую. Нейрон характеризуется входным весом, порогом и нелинейной или линейной функцией активации. Параметр «вес» используется для количественного описания связей нейрона с другими слоями. Выход системы представляет собой нелинейную функцию взвешенной суммы входов плюс смещение.

Использованный в данной работе стандартный процесс включает следующие шаги:

– инициализацию синоптических весов сети для небольших случайных значений;

– набор обучающих входных / выходных пар для составления шаблона ввода и расчета отклика сети;

– сравнение найденного отклика сети с фактическим и вычисление локальных ошибок;

– обновление весов сети.

Второй и четвертый этапы повторяются до тех пор, пока не будет получена минимальная общая ошибка.

Предположим, имеется n входов (x1, x2, x3,……., xn) и один выход (y), который может быть представлен следующим соотношением:

y = f(z) = f(wi xi),    (1)

где f(z) – функция активации или передачи; wi – вектор веса.

В результате изучения структуры различных ANN было показано, что структура с одним скрытым слоем и 12 нейронами в этом слое оптимальна в отношении прогноза величины давления насыщения, тогда как структура с одним скрытым слоем и 10 нейронами – для прогнозирования объемного коэффициента нефти, плотности газа и нефти.

МЕТОД СЛУЧАЙНОГО ЛЕСА

Алгоритм машинного обучения RF (random forest) относится к так называемым методам ансамбля, которые объединяют несколько посредственных базовых оценок, чтобы обеспечить лучшую общую производительность. Название отражает тот факт, что случайные подмножества обучающих данных (с повторной выборкой) обучаются на случайных подмножествах признаков. В этом случае простой оценщик дерева решений выполняет функцию базового. На выходе формируется набор деревьев решений на основе подмножеств данных и ковариат. Результат вычисляется по среднему значению предсказания множества деревьев для случая регрессии (который представляет интерес в настоящей работе).

МЕТОД K-БЛИЖАЙШИХ СОСЕДЕЙ

Алгоритм KNN (k-nearest neighbors) – самый простой из рассмотренных методов. Его суть можно пояснить на примере интуитивной идентификации аналогового и целевого резервуаров на основе близости их параметров. Алгоритм KNN формализует данный подход с использованием метрик расстояния. Из множе-ства метрик наиболее распространено стандартное эвклидово расстояние, которое используется в этой работе. Идея состоит в том, чтобы найти k (определяемое пользователем число) точек из ближайшего к новой точке запроса набора обучающих данных. Среднее значение представляющего интерес параметра (например, давления насыщения) для этих k ближайших соседей прогнозируется как значение параметра для новой точки. Следует учитывать, что каждая точка данных представляет собой n-мерный вектор, состоящий из n ковариат (например, глубины, температуры пласта, начального пластового давления, плотности нефти, плотности газа и др.) [14].

ОПОРНАЯ ВЕКТОРНАЯ РЕГРЕССИЯ

Регрессия опорных векторов SVM (support vector regression machine) основана на хорошо известном алгоритме классификации опорных векторов, который стал широко использоваться в 1990‑х гг., поскольку позволял получить результаты сравнимого с результатами ANN качества, однако, в отличие от последних, не требовал продолжительной и трудоемкой настройки. Он принадлежит к классу классификаторов максимальной маржи и работает путем максимального разделения гиперплоскостей, используя так называемый ядерный трюк, позволяющий отображать исходные данные в пространство более высокого измерения без явного его определения.

Метод SVM наследует это свойство и может генерировать высокопроизводительные нелинейные регрессоры, которые используют преимущество ядерного трюка [15].

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

Результаты расчетов с использованием описанных алгоритмов для оценки давления насыщения, объемного коэффициента, плотности нефти и газа представлены в таблице и на рисунке. Методы машинного обучения показывают хороший прогноз данных тестов.

Следует отметить, что для оценки плотности нефти использовались доступные для инженеров-нефтяников исходные данные: плотность дегазированной нефти и ее газонасыщенность. Входными данными для оценки плотности газа во всех методах было содержание метана и азота.

Согласно полученным результатам методы машинного обучения имеют хороший потенциал в перспективе прогнозирования PVT-свойств: давления насыщения, объемного коэффициента нефти, плотности газа и нефти.

По неоднократно доказанным заключениям Пятигорского научно-исследовательского института курортологии, инвестиции в оздоровление квалифицированных сотрудников позволяют продлевать их профессиональное долголетие на предприятии, избегать экономических потерь и сокращать число больничных листов.

Не все руководители знают, что, помимо приобретения путевок через профсоюзные комитеты, возможны другие источники финансирования курортного лечения для своих сотрудников.

В 2018 г. принят ФЗ-113, который позволил приобретать путевки за счет прибыли и относить эти затраты на себестоимость, а многие предприятия России используют средства Фонда социального страхования (ФСС) РФ для санаторно-курортного лечения сотрудников предпенсионного возраста, а также «профвредников».

АО «Центральный совет по туризму и отдыху» (АО «ЦСТЭ») (холдинг) уже более 25 лет решает задачу оздоровления и реабилитации работающих граждан и помогает предприятиям использовать все финансовые инструменты.

В состав АО «ЦСТЭ» (холдинг) входят санатории, находящиеся на наиболее востребованных курортных территориях России.

Санатории – филиалы АО «ЦСТЭ» (холдинг) всегда с радостью принимают своих гостей:

– Виктория», Кисловодск – круглогодичный многопрофильный санаторий с комфортабельными номерами различных категорий, имеющий прекрасный лечебный комплекс, оснащенный современным медицинским оборудованием. Наличие высокопрофессионального коллектива, в том числе медиков, собственного бювета с минеральными водами, бассейна, развлекательного комплекса с боулингом и детским центром «Викторинка», великолепно организованным питанием по системе «шведский стол» позволило санаторию, по отзывам отдыхающих, рейтингам турагентов и многочисленным наградам, войти в топ-10 лучших здравниц Кавказских Минеральных Вод;

– Виктория», Московская обл., Пушкинский р-н – круглогодичный санаторий с обновленным комфортным номерным фондом, большим современным лечебно-оздоровительным комплексом и аквазоной. Санаторий успешно внедряет инновационные программы по реабилитации больных нейро- и кардиологического профиля, принимает на лечение по другим нозологиям: органы дыхания и опорно-двигательный аппарат;

– Светлана», Сочи – расположен в центре города, в 200 м от моря, специализируется на лечении кардиозаболеваний и опорно-двигательного аппарата.

Сотрудничество предприятий с АО «ЦСТЭ» (холдинг) характеризуется высоким качеством обслуживания, профессионализмом коллектива, имеющего многолетний опыт работы с корпоративными клиентами, возможностью закрепления за предприятием конкретного ответственного специалиста, который будет выполнять всю необходимую работу в рамках заключенного договора (получение, обработку и бронирование по заявкам, оформление первичных документов и своевременную их доставку на предприятие).

АО «Центральный совет по туризму и отдыху» (холдинг)

115054, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 50, стр. 1

Тел.: 8 (800) 234‑32‑88

E-mail: cst@cct.ru

www.cctr.ru

Освоение месторождений ямальской газоносной провинции сопряжено с необходимостью решения ряда проблем в области обеспечения эксплуатационной надежности газовых скважин. Интенсивное тепловое влияние добываемого продукта сопровождается образованием вокруг ствола скважины кольцевой области оттаявших многолетнемерзлых пород (ММП), что в зависимости от сложности криогенного строения верхней части разреза может привести к широкому спектру проблем: приустьевым просадкам грунта, продольным изгибам обсадных колонн из‑за потери устойчивости в зоне оттаивания, нарушению герметичности обсадных колонн, потере устойчивости свайных фундаментов и развитию недопустимых деформаций трубопроводов скважинной обвязки [1].

Эти проблемы особенно актуальны для ООО «Газпром добыча Надым» при освоении месторождений п-ова Ямал (рис. 1), который становится крупнейшим центром газодобычи в России. На территории Ямала повсеместно распространены дисперсные льдистые, засоленные ММП с включениями залежей пластового и жильного льда, дающие значительную осадку при оттаивании. В целом геокриологические условия полуострова характеризуются как особо сложные для строительства и эксплуатации сооружений даже по стандартам Российской Арктики.

ГЕОТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ

Освоение Ямала началось с Бова-ненковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) – одного из крупнейших в мире по запасам природного газа. Подготовка к этому велась еще с начала 1990‑х гг. прошлого века, и тогда же стало очевидным, что технические решения по обустройству фундаментов и грунтовых оснований, традиционно применявшиеся на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона (Медвежье, Уренгойское и др.), не позволят обеспечить надежность добывающих скважин в столь сложных геокриологических условиях.

В связи с этим в ООО «Газпром добыча Надым» (заказчик по обустройству месторождения и одновременно компания-оператор по его разработке) совместно с научно-исследовательскими и проектными организациями (в частности, ПАО «ВНИПИгаздобыча», ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО НПО «Фундаментстройаркос») выполнен масштабный комплекс научно-исследовательских, изыскательских и конструкторских работ, направленных на обеспечение надежной эксплуатации скважин Бованенковского НГКМ.

Работы осуществлялись по следующим основным направлениям:

– размещение кустов газовых скважин на участках с наименее сложными геокриологическими условиями на основе результатов инженерно-геологических изысканий и определения закономерностей пространственной изменчивости состава и криогенного строения ММП;

– разработка конструкции крепи скважин, обеспечивающей ее устойчивость в условиях наличия в верхней части разреза ММП, дающих значительную осадку при оттаивании;

– разработка комплексного решения по термостабилизации (сохранению мерзлого состояния) ММП в устьевых зонах скважин с использованием специализированных технологий.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ КУСТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В рамках инженерных изысканий на участках месторождения, где предполагалось разместить 56 кустовых площадок скважин на сеноман-аптские эксплуатационные объекты, пробурено более тысячи инженерно-геологических скважин глубиной 10–30 м для исследования приповерхностной части разреза. Кроме того, в пределах предполагаемых участков размещения площадок кустов скважин ООО НТФ «Криос» было выполнено бурение порядка 70 мерзлотно-параметрических скважин глубиной от 150 до 450 м для детального исследования состава и криогенного строения пород в интервале залегания мерзлой толщи. Итогом изысканий стала разработка карты геокриологического районирования территории месторождения по условиям строительства и эксплуатации добывающих скважин (рис. 2).

Красные зоны на карте соответствуют территории с высокой льдистостью ММП за счет ледяных включений, в том числе вмещающих значительные по мощности и простиранию залежи пластового льда, неблагоприятные для размещения кустов газовых скважин. Оттенками желтого и зеленого обозначены «условно благоприятные» для строительства участки с умеренной льдистостью разреза ММП.

В результате оптимизации восемь кустовых площадок было перенесено на участки с более благоприятными геокриологическими условиями в пределах, допустимых с точки зрения оптимальной разработки продуктивных пластов. Это исключило наличие в основаниях кустов скважин мощных прослоев высокольдистых отложений и пластовых льдов. Подобный подход к размещению кустов газовых скважин с учетом особенностей геокриологических условий территории применен впервые в практике освоения месторождений в ПАО «Газпром». Использованные методические приемы нашли отражение в [2].

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО РЕШЕНИЯ ПО ТЕРМОСТАБИЛИЗАЦИИ ММП

Даже с учетом проведенных работ по оптимизации размещения кустовых площадок геокриологические условия участков размещения кустов газовых скважин оставались весьма сложными (рис. 3). Типичный для месторождения геокриологический разрез в «условно благоприятной» зоне включает сильнольдистые породы (льдистость за счет ледяных включений 50–60 %) в приповерхностной зоне до глубины 3–6 м, льдистые и слабольдистые породы (льдистость порядка 10–20 %) до глубины 15–20 м. Ниже этой глубины, как правило, залегают нельдистые ММП с массивной криотекстурой, однако локальные ледяные включения (шлиры льда) встречаются на глубине до 150 м.

Температура газа на устье скважин на апт-альбские горизонты составляет в начале эксплуатации 25–30 °С, что обусловливает интенсивное тепловое воздействие на вмещающие скважины ММП.

Было очевидно, что в таких условиях надежная эксплуатация скважин возможна только при использовании специальных технических решений по тепловой стабилизации ММП в приустьевых зонах, обеспечивающих:

– продольную устойчивость крепи скважины, недопущение возникновения сверхпроектных нагрузок на обсадные колонны, отклонений фонтанной арматуры от вертикального положения;

– устойчивость фундаментов трубопроводной обвязки;

– соблюдение нормативных требований, не допускающих слияния ореолов оттаивания, формирующихся вокруг соседних скважин в пределах куста [3, п. 329].

Первые решения по термостабилизации ММП для Бованенковского НГКМ начали разрабатываться еще с конца 1980‑х – начала 1990‑х гг. в рамках предпроектных исследований. В конце 1990‑х – начале 2000‑х гг. на месторождении был реализован ряд промышленных экспериментов, подтвердивший техническую возможность предотвращения либо существенного сокращения размеров ореолов оттаивания ММП в устьевой зоне скважин с использованием теплоизолированных лифтовых труб (ТЛТ) и парожидкостных сезоннодействующих термостабилизаторов.

На основании данных, полученных в ходе экспериментальных работ, проектами на строительство скважин и обустройство месторождения были предусмотрены следующие технические решения по температурной стабилизации ММП (рис. 4):

– применение в конструкции скважин ТЛТ в интервале глубин 0–50 м (взамен обычных насосно-компрессорных труб) в целях ограничения теплового воздействия по всей части разреза, в которой могут встречаться породы с избыточной льдистостью за счет ледяных включений;

– применение в приустьевых зонах скважин парожидкостных сезоннодействующих систем термостабилизации с глубиной спуска охлаждающих колонок порядка 15 м для предотвращения оттаивания наиболее льдистого и просадочного интервала ММП.

Сезоннодействующие охлаждающие устройства, основанные на переносе холода атмосферного воздуха в грунты за счет циркуляции хладагента в замкнутом корпусе, широко применяются в Арктическом регионе. Их преимущество – автономность в отношении внешних источников энергии. Принцип действия устройств основан на естественной конвекции, возникающей в зимний период за счет разницы температуры грунта и воздуха. В летние месяцы накопленный запас холода обеспечивает сохранение грунтов в мерзлом состоянии до следующей зимы.

Для Бованенковского НГКМ предусмотрено применение вертикальной естественной системы термостабилизации многолетнемерзлых грунтов «ВЕТ СТС» производства ООО НПО «Фундаментстройаркос» (рис. 5). Конструктивно система состоит из установленного на поверхности конденсаторного блока, уложенных в грунте горизонтальных соединительных труб и 8–16 погруженных в грунт вокруг скважины вертикальных охлаждающих колонок длиной 13 м.

Теплоизолированные лифтовые трубы представляют собой специализированную вариацию насосно-компрессорных труб и изготавливаются по принципу «труба в трубе» (рис. 6). Межтрубное пространство вакуумируется, благодаря чему ТЛТ обладают низкой теплопроводностью, 0,006-0,012 Вт/(мК), и позволяют существенно ограничить тепловую нагрузку от скважины на ММП.

Внедрение проектных термостабилизационных решений при строительстве Бованенковского НГКМ производилось поэтапно.

При строительстве первого в хронологическом порядке промысла ГП-2 Бованенковского НГКМ (запущен в работу в конце 2012 г.) все добывающие скважины на 22 кустовых площадках были обустроены системами приустьевой термостабилизации. В связи с ограниченным на тот момент предложением со стороны российских компаний ТЛТ импортного производства были спущены только в скважины четырех кустовых площадок, характеризующихся наиболее сложными геокриологическими условиями (39 добывающих скважин).

При строительстве газовых промыслов ГП-1 (введен в эксплуатацию в 2014 г.) и ГП-3 (введен в эксплуатацию в 2018 г.) все добывающие скважины оснащались комплексным решением «система термостабилизации + ТЛТ» с использованием ТЛТ российского производства (ПАО «Синарский трубный завод», ООО «Скважинные термотехнологии»).

Внедрение термостабилизационных технологий позволило значительно снизить затраты на обустройство насыпей кустовых площадок за счет сокращения расстояния между устьями скважин. В соответствии с действовавшими на момент проектирования «Правилами безопасности» [3] при размещении кустовых площадок на вечномерзлых грунтах расстояние между устьями скважин не могло быть меньше двух радиусов растепления пород вокруг устьев для предотвращения смыкания ореолов оттаивания ММП между соседними скважинами. Кроме того, должны были соблюдаться требования промышленной и пожарной безопасности и следовало обеспечить возможность размещения специальной техники и оборудования для выполнения ремонта и ликвидации потенциально аварийных ситуаций.

В соответствии с проведенным анализом рисков расстояние между устьями скважин для большинства кустовых площадок принято равным 15 м. При этом применение термостабилизации позволяет выполнить вышеназванные требования. Согласно прогнозным теплотехническим расчетам, ореолы оттаивания ММП вокруг соседних скважин в кусте не смыкаются в течение 30‑летнего периода эксплуатации (рис. 4). Без применения термостабилизации выполнение данного требования было бы невозможным, поскольку радиус оттаивания вокруг нетеплоизолированной скважины в условиях Бованенковского НГКМ может достичь 10 м и более к 30‑му году эксплуатации.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОТЕХНИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА

С момента ввода скважинного фонда Бованенковского НГКМ в эксплуатацию службой геотехнического мониторинга инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Надым» проводятся регулярные визуальные, термометрические и геодезические наблюдения для оценки состояния инженерных сооружений на кустовых площадках.

Для мониторинга температуры ММП на всех кустовых площадках обустроены сети термометрических скважин, позволяющие оценивать температурный режим грунтов в основаниях свай трубопроводной обвязки и контролировать тепловое воздействие скважины в приустьевой зоне (рис. 7). Дополнительно часть скважин была в процессе бурения обустроена термометрическими трубками-сателлитами, приваренными к стенкам внешних обсадных колонн (рис. 8).

На 18 кустовых площадках первого этапа обустройства ГП-2, термостабилизация ММП которых обеспечивается только системами «ВЕТ СТС», происходит формирование ореолов оттаивания грунта ограниченного радиуса вокруг скважин. Это обусловлено сезонностью работы охлаждающих установок: в летний период, когда они не функционируют, мерзлые породы в околоствольном пространстве неизбежно оттаивают. В связи с этим на скважинах данной группы периодически фиксируется образование приустьевых термокарстовых просадок грунта, однако их размеры невелики и не представляют угрозы для устойчивости скважин. По факту образования просадок службой эксплуатации выполняются работы по их засыпке песком.

В то же время на газовых скважинах с комплексным решением «система термостабилизации + ТЛТ» приустьевые просадки практически не фиксируются. Благодаря применению ТЛТ накопленный в зимний период запас холода сохраняется в летние месяцы, и ММП вокруг скважин находятся в мерзлом состоянии круглогодично.

В качестве примера на рис. 7 приведены результаты замеров температуры грунтов в термометрической скважине на расстоянии около 1,9 м от газовой скважины с комплексным решением «система термостабилизации + ТЛТ». За период мониторинга (2010–2018 гг.) зафиксировано снижение температуры грунтов на 1,0–1,5 °С, что положительно сказывается на надежности грунтового массива. На рис. 8 представлены графики температуры по результатам измерения в трубке-сателлите на стенке обсадной колонны, которые свидетельствуют о полном отсутствии оттаивания ММП вокруг скважины: грунты находятся в мерзлом состоянии на всю глубину измерений (0–30 м) даже в наиболее теплый период года.

На части кустов газовых скважин, в которых не спущены ТЛТ, отмечаются обусловленные деградацией ММП осадки кустовых оснований, в том числе при повышении их температуры в отрицательной области без перехода через границу оттаивания. Это приводит к снижению прочностных характеристик мерзлых пород и увеличению их сжимаемости и влечет за собой развитие деформаций устьевых трубных обвязок газовых скважин с риском перехода в недопустимое состояние.

Стоит отметить, что данный гео-криологический процесс мало изучен, поскольку добывающие предприятия в Арктическом регионе с ним не сталкивались. Со стороны ООО «Газпром добыча Надым» инициировано выполнение научно-исследовательских работ, направленных на изучение процесса осадок кустовых оснований и совершенствование нормативно-технической базы в сферах проектирования, строительства и эксплуатации скважин в условиях криолитозоны. В частности, в рамках выполняемых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ создается расчетная методика для оценки термомеханического взаимодействия газовой скважины с грунтовым массивом с учетом увеличения сжимаемости ММП при повышении температуры.

В целом по результатам накопленного к настоящему моменту опыта эксплуатации Бованенковского НГКМ можно утверждать, что оптимизация местоположения кустовых площадок с учетом закономерностей геокриологических условий территории месторождения и внедрение технических решений по термостабилизации ММП в приустьевых зонах позволили купировать основные обусловленные наличием в разрезе многолетнемерзлых пород геотехнические риски.

ГЕОТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ ХАРАСАВЭЙСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Дальнейшее освоение углеводородных запасов п-ова Ямал связано с разработкой сеноман-аптских залежей Харасавэйского газоконденсатного месторождения (ГКМ). Месторождение планируется ввести в эксплуатацию в 2023 г., в настоящий момент уже начаты строительные работы.

Харасавэйское месторождение отличается еще более сложными геокриологическими условиями, чем Бованенковское НГКМ. При самом поверхностном сравнении карт геокриологического районирования (рис. 2, 9) видно, что на Харасавэйском ГКМ зона с «условно благоприятными» для строительства геокриологическими условиями практически отсутствует, в то время как на Бованенковском НГКМ она составляет до 65 % площади месторождения. Соответственно, возможности по перемещению кустовых площадок на участки с более благоприятными геокриологическими условиями крайне ограниченны. Многолетнемерзлые породы на Харасавэйском ГКМ имеют большую льдистость и засоленность. Избыточная льдистость разреза ММП фиксируется на больших глубинах.

Из вышеизложенного следует, что выявленные на Бованенковском НГКМ негативные геокриологические процессы в пределах кустов газовых скважин присущи и Харасавэйскому ГКМ, причем проявляться будут с большей интенсивностью. В этой связи принятый ПАО «Газпром» порядок ввода месторождений представляется обоснованным. Поскольку период проектирования Харасавэйского ГКМ совпал с первыми годами эксплуатации Бованенковского НГКМ, при разработке технических решений по термостабилизации была возможность учесть полученный эксплуатационный опыт и внести в проектные решения соответствующие коррек-тировки.

Очевидно, что практически все возможные осложнения при эксплуатации скважин в пределах разреза ММП обусловлены тепловым воздействием скважин на вмещающие мерзлые породы. Резонно предположить, что в данных условиях лучший сценарий – это создание конструкции скважины с нулевым (или отрицательным) теплопотоком, когда ММП в течение всего периода эксплуатации сохраняют температуру своего естественного состояния или дополнительно охлаждаются за счет действия термостабилизаторов. При этом следует учитывать и экономические соображения, не позволяющие избыточно наращивать мощность термостабилизационных мероприятий в ущерб прибыльности проекта.

В связи с этим в основу проектирования системы термостабилизации ММП для скважин Харасавэйского ГКМ был положен принцип наибольшего сокращения теплового воздействия скважин на ММП на максимально возможную глубину в допустимых с точки зрения экономической эффективности проекта пределах, для чего предусмотрены следующие технические решения:

– теплоизолированные направления скважин (термокейсы) с пенополиуретановой теплоизоляцей в интервале глубин 0–40 м;

– парожидкостные сезоннодействующие системы охлаждения в приустьевых зонах с увеличенной относительно Бованенковского НГКМ глубиной спуска (до 40 м);

– теплоизолированные лифтовые трубы с большей по сравнению с Бованенковским НГКМ глубиной спуска (до 150 м).

Данная комбинация решений выбрана на основании результатов теплотехнических расчетов и расчетов устойчивости крепи скважины согласно [4]. Предложенное комплексное решение позволит полностью исключить оттаивание ММП в наиболее льдистой, просадочной части разреза (0–40 м), а также существенно ограничить тепловое воздействие на встречающиеся ниже по разрезу сильнозасоленные ММП с низким содержанием льда. В настоящее время осуществляется подготовка рабочей документации на основании описанных комплексных решений, которые скоро планируется реализовать.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Опыт, полученный при освоении Бованенковского НГКМ, стал основой для всего кластера ямальских месторождений. Впервые в отечественной практике были апробированы принципиально новые технические решения по температурной стабилизации ММП, позволяющие обеспечить устойчивость газопромысловых сооружений в сложных геокриологических условиях. Проектирование обустройства планируемого к вводу в 2023 г. Харасавэйского ГКМ опирается на этот опыт. Харасавэйское месторождение можно справедливо назвать одним из наиболее сложных из когда‑либо реализованных в Арктическом регионе углеводородных проектов, что во многом обусловлено сложнейшей геокриологической обстановкой. Разработанное для Харасавэйского ГКМ комплексное решение по температурной стабилизации ММП «Системы термостабилизации + термокейс + ТЛТ» будет реализовано впервые в российской практике.

На следующем этапе планируется освоение неоком-юрских залежей Бованенковского и Харасавэйского месторождений. Отличительной особенностью этих проектов станет значительно более высокая температура газа (до 60 °С и выше на устье в сравнении с 25–30 °С для скважин на апт-альбские горизонты). Данный фактор многократно осложняет решение задачи обеспечения надежности газовых скважин. Для реализации концепции скважины с нулевым теплопотоком в таких условиях требуется применение новых, еще более эффективных термостабилизационных технологий. Наиболее перспективным решением представляется использование в конструкции крепи скважин термокейсов с вакуумной теплоизоляцией. Совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и крупнейшими производителями труб начаты работы по оценке возможности использования в конструкции скважин вакуумированных теплоизолированных обсадных труб, изготовлению их опытных образцов, включению в реестр трубной продукции ПАО «Газпром» в целях последующего широкого использования при строительстве скважин в сложных геокриологических условиях Арктики.

Главное событие осени 2019 г. для всего коллектива компании «Газпром флот» – успешное завершение бурового сезона. В текущем году в работе на шельфе были задействованы все четыре морские буровые установки, обеспечено бурение шести скважин, все запланированные показатели достигнуты.

ГЛАВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ

Стратегия работы ПАО «Газпром» на российском шельфе предусматривает продолжение геологоразведочных работ, бурение эксплуатационных скважин, обеспечение процесса обустройства морских нефтегазовых месторождений.

В этих производственных процессах огромная роль отведена компании «Газпром флот». В сезоне 2019 г. морские буровые установки были задействованы в геолого-разведочных работах в российской Арктике и в строительстве эксплуатационных скважин на Дальнем Востоке страны.

В период с 19 по 30 июля 2019 г. по Северному морскому пути осуществлена буксировка самоподъемной буровой установки (СПБУ) «Арктическая» из порта Мурманск в точку строительства поисково-оценочной скважины № 1 Скуратовской площади в акватории Карского моря – стратегический регион для пополнения ресурсной базы ПАО «Газпром».

Район арктического шельфа отличают суровость климатических условий, сложность ледовой обстановки и короткий летний межледовый период для проведения геолого-разведочных работ. В этом году буксировка СПБУ «Арктическая» происходила при сложной ледовой обстановке в районе проведения работ, ее транспортировка на точку бурения осуществлялась в непростых гидрометеоусловиях: при шквальном ветре до 20 м / с и волнении моря в 7 баллов, высота волн достигала 8 м.

Самоподъемная буровая установка «Амазон» после зимовки в портопункте Ямбург перебазирована в Обскую губу для проведения геолого-разведочных работ на Геофизическом нефтегазоконденсатном месторождении.

На другом перспективном участке российского шельфа – в акватории о-ва Сахалин – задействованы полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ) шестого поколения «Полярная звезда» и «Северное сияние»: они выполняли работы по бурению эксплуатационных скважин на Южно-Киринском месторождении по договору с ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск».

Буксировку морских ППБУ «Полярная звезда» и «Северное сияние» в Охотском море к месту зимнего базирования в порт Холмск (о-в Сахалин) осуществляли транспортно-буксирные суда (ТБС) «Сатурн» и «Нептун» в составе транспортно-буксирного каравана судов. Буровой установке «Северное сияние» по пути следования пришлось укрываться от шторма с высотой волн до 4 м в заливе Мордвинова и ждать улучшения погодных условий.

В навигационный сезон 2019 го-да в строительстве скважин Южно-Киринского месторождения на шельфе о-ва Сахалин принимали участие 10 судов специального назначения, в том числе 2 аварийно-спасательных судна.

ИТОГИ СЕЗОНА

В сентябре специалисты СПБУ «Амазон» успешно выполнили все запланированные работы по бурению разведочной скважины Р-65 на территории Геофизического нефтегазоконденсатного месторождения. Пробуренная разведочная скважина была сдана заказчику в запланированные сроки.

В 2019 г. «Газпром флот» начал строительство поисково-оценочной скважины № 1 на перспективном Скуратовском лицензионном участке в Карском море по договору с ООО «Газпром геологоразведка». Коллектив СПБУ «Арктическая» в межледовый летний период завершил строительство скважины, полностью выполнив поставленные геологические задачи.

Значительный объем работ в 2019 г. осуществлен специалистами ППБУ «Северное сияние» и «Полярная звезда» на Южно-Киринском месторождении.

Буровая установка «Северное сияние» в августе 2019 г. завершила строительство эксплуатационной наклонно направленной скважины № СК 6 до кровли продуктивного горизонта, в октябре ППБУ пробурила скважину № СК 7.

Специалисты буровой установки «Полярная звезда» за летне-осенний период построили две скважины: № СК 14 и № СК 15.

Подводя итоги бурового сезона 2019 года, генеральный директор ООО «Газпром флот» Ю.В. Шамалов отметил, что компания в полном объеме выполнила все поставленные задачи в рамках производственной программы. Он подчеркнул также, что оптимизация технологических процессов позволила завершить строительство скважин на Южно-Киринском месторождении с опережением графика и принять решение о строительстве трех скважин каждой из ППБУ в предстоящем буровом сезоне.

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Окончание бурового сезона – это возможность проанализировать итоги проведенных работ, оценить планы на следующий год и перспективу. Реализация шельфовых проектов ПАО «Газпром» в Арктике и на Дальнем Востоке будет продолжена.

В летне-осенний период бурового сезона 2020 года с помощью СПБУ «Амазон» планируется построить поисково-оценочную скважину на Восточно-Тамбейском участке в Обской губе Карского моря. Продолжится разведочное бурение на Скуратовском лицензионном участке «Газпрома» силами ППБУ «Арктическая» для подтверждения геологических исследований по наличию запасов углеводородов в пластах, предполагается строительство одной поисково-оценочной скважины.

На шельфе о-ва Сахалин в рамках Восточной газовой программы будет продолжена реализация проектов освоения Киринского и Южно-Киринского месторождений. Всего на Южно-Киринском месторождении для выхода на проектный уровень добычи газа в 21 млрд м3 необходимо построить 37 эксплуатационных скважин.

В 2020 г. для реализации этого проекта с использованием ППБУ «Полярная звезда» и «Северное сияние» запланировано строительство шести наклонно направленных эксплуатационных скважин до продуктивного горизонта, а уже с 2022 г. «Газпром флот» планирует нарастить объемы строительства скважин и арендовать третью ППБУ.

Это означает, что компания «Газпром флот» на шельфе о-ва Сахалин как минимум еще на 10 лет будет обеспечена объемами работ.

Величина ресурсов и запасов углеводородов на лицензионных участках «Газпрома» на шельфе арктических и Охотского морей, включая Тазовскую и Обскую губы, по состоянию на 2019 г. оценивалась в 28,8 млрд т условного топлива, из них 27,8 млрд т – свободный газ. Около 70 % запасов сосредоточено в акватории Карского моря [1]. 

Строительство четырех эксплуатационных скважин в акватории Охотского моря и поисково-оценочной скважины в акватории Карского моря осуществлено с опережением графика. Бурение скважин проведено с использованием высокотехнологичного оборудования со строгим соблюдением экологических норм. Общая проходка за буровой сезон 2019 года составила 16 617 м.

К 2030 г. России предстоит сократить объемы выбросов парниковых газов в сравнении с 1990 г. на 25–30 %. Такая глобальная цель стоит перед страной как участницей Парижского соглашения. Для этого, в частности, планируется довести долю транспорта с двигателями на альтернативных видах топлива минимум до 49 %, ускоренными темпами создав полноценный отечественный рынок газомоторного топлива. 2019 г. в этом отношении стал годом перехода на стратегию опережающего развития, которой следует правительство страны и главный инвестор данной отрасли – ПАО «Газпром».

Перевод автомобилей, локомотивов и судов на метан в ближайшие годы должен привести не только к значительному экологическому эффекту. Реализация данной стратегии решает и экономические задачи: использование природного газа позволяет снизить транспортные издержки за счет более низкой стоимости в сравнении с нефтепродуктами, а также повышает ресурс двигателей и срок эксплуатации машин. Это особенно актуально для предприятий с богатым парком спецтехники и отраслей с высокой транспортной составляющей в целом, в том числе нефтегазовой, сельскохозяйственной, коммунальной.

Несмотря на очевидные преимущества, доля природного газа в качестве топлива для автотранспорта пока составляет 1,5 % от общемирового потребления данного энергоносителя. Развитие рынка газомоторного топлива тормозят ограниченное производство работающих на нем автотранспортных средств, недостаточно развитая сеть сервисных центров, некоторые нормативные ограничения и в первую очередь отсутствие необходимой инфраструктуры. Именно на ее создании в России сегодня сосредоточены значительные усилия.

Самый сложный и капиталоемкий из пунктов программы – строительство заправочных станций, он будет реализован для начала только в 27 регионах страны. Вместе с тем в Министерстве энергетики отмечают, что российская промышленность уже в состоянии обеспечить большую часть потребности в товарной продукции для рынка. И речь не только о самом метане.

МОБИЛЬНЫЙ КРИОГЕННЫЙ ЗАПРАВЩИК КОНТЕЙНЕРНОГО ТИПА

На негазифицированные территории (например, в поля для нужд сельхозтехники) газомоторное топливо уже сегодня возможно доставлять в специальных резервуарах в сжиженном виде с помощью передвижных автозаправочных станций. Так, в октябре 2019 г. производственно-инжиниринговая компания «ПСКОВТЕХГАЗ» выпустила на рынок мобильный криогенный заправщик контейнерного типа (МКЗКТ), позволяющий заправлять автомобильный и железнодорожный транспорт. Заправочная станция состоит из технологического модуля и модуля хранения сжиженного природного газа (СПГ). Технологический модуль предназначен для расположения основного оборудования, обеспечивающего выдачу и коммерческий учет СПГ, контроль технологических параметров и безопасную эксплуатацию.

Мобильные заправщики особенно востребованы в местах, удаленных от стационарных заправок. Во-первых, их можно перевозить различными видами транспорта. Во-вторых, модульное исполнение позволяет варьировать габариты танк-контейнеров в пределах от 10 до 40 футов и обслуживать части оборудования без привязки друг к другу. В-третьих, срок бездренажного хранения СПГ без отбора составляет не менее 10 дней.

Мобильный заправщик по праву считается альтернативой стационарной заправочной станции. Причем за счет не только своих конкурентных технических характеристик, но и экономической составляющей подобных проектов: обустроить площадку для безопасной эксплуатации МКЗКТ стоит значительно дешевле, чем построить стационарную заправочную станцию. Если речь идет о необходимости заправлять транспорт на территориях проведения работ сезонного характера, что распространено в нефтегазовой отрасли, то обслуживать 365 дней в году классические заправочные комплексы может быть нерентабельно. Учитывая ориентир России – достичь через 10 лет объема потребления газа на транспорте до 11 млрд м³, количества транспортных средств – до 700 тыс. ед., эксперты прогнозируют, что подобные мобильные рационализаторские решения получат активное развитие как способствующие интенсивному становлению отечественной отрасли газомоторного топлива.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ:

– давление выдачи СПГ центробежным насосом – до 1,5 МПа;

– заправщик оборудован безопасной дренажной системой для безопасного сброса паров СПГ в атмосферу.

Транспортируемые заправочные станции изготавливаются в соответствии с технической документацией предприятия и имеют необходимую разрешительную документацию в соответствии с действующим законодательством РФ.

За счет удобной эксплуатации и низких инвестиционных затрат транспортируемые автозаправочные станции позволяют сделать экологичное моторное топливо максимально доступным для конечного потребителя и тем самым существенно расширить направления его применения в России.

ООО «ПРОМГАЗ-ТЕХНОЛОГИЙ»

180020, РФ, г. Псков,

ул. Ижорского батальона, д. 40А

Тел.: +7 (800) 250‑07‑79

E-mail: trade@pskovteh

В последние годы наблюдается устойчивая тенденция к увеличению объемов горизонтального бурения скважин. Основные преимущества данной технологии – повышение продуктивности без существенного увеличения стоимости работ при меньшем количестве необходимых для освоения залежей скважин, что имеет большое значение ввиду истощения доступных запасов углеводородов и вынужденного перехода к разработке залежей со сложным геологическим строением и ухудшенными фильтрационно-емкостными условиями [1]. В этой связи возрастают требования к достоверности геологической информации об объектах со сложным строением и поиск способов интеграции горизонтальных скважин (ГС) в геологическую модель представляется актуальной и своевременной задачей (особенно для месторождений, освоение которых осуществляется преимущественно скважинами с горизонтальным окончанием). Утвержденные подходы для решения этой задачи на сегодняшний день отсутствуют [2–4].

Учет ГС в геологической модели осуществляется в два основных этапа:

– корреляция ГС и интеграция их в структурную модель;

– перенос свойств на трехмерную сетку.

Часто при построении структурной модели используют только отметку входа в пласт транспортной секции ГС, при этом информацию из горизонтальной секции скважины игнорируют [3, 5]. Такой упрощенный подход не может в полной мере отразить реальное геологическое строение пласта. Кроме того, необходимо контролировать корректность положения горизонтальной части скважин в пределах пласта и не допускать необоснованного выхода траектории за его пределы. Выполнение детальной корреляции горизонтального ствола ГС решает эту задачу и обеспечивает повышение точности структурной модели и интеграции скважины в трехмерную сетку.

Другой важный момент при учете ГС в геологической модели – это корректный перенос на трехмерную сетку литологических свойств и пористости, определенных по результатам интерпретации каротажных диаграмм. Формальный подход к этой операции приводит к существенным погрешностям и потере части исходных данных, что негативно сказывается на прогностической способности геологической модели.

КОРРЕЛЯЦИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ИХ ИНТЕГРАЦИЯ В ТРЕХМЕРНУЮ СЕТКУ

Корреляция разрезов скважин представляет собой сопоставление каротажных диаграмм по скважинам для выделения одновозрастных комплексов отложений, горизонтов, пластов. Фактически процесс корреляции – это основа для изучения отложений, от качества которой зависит точность геологических моделей и оценки величины и распределения запасов углеводородов [6].

Построение структурной модели – обязательный этап геологического моделирования. Перед этим необходимо выполнить расчленение толщи целевых отложений, что предполагает корреляцию всех скважин для выделения основных стратиграфических интервалов. Сначала выделяются основные реперы по вертикальному фонду скважин (опорная корреляция). Далее сопоставляются разрезы ГС с соседними вертикальными скважинами для прослеживания стратиграфических границ. Корреляция – это трудоемкий и важный процесс, который обеспечивает получение адекватной связанности пропластков и расчлененности разреза для последующего гидродинамического моделирования.

При корреляции ГС необходимо учитывать геометрию скважин и характеристику геологического строения отложений: ГС может пересекать одну стратиграфическую отметку несколько раз (особенно при блоковом строении залежи). В этой связи в условиях сложного геологического строения при корреляции скважин рекомендуется использовать сейсмическую информацию для контроля соответствия отметок пластопересечений идентичным фазам (рис. 1), иначе говоря, необходимо следить за тем, чтобы построенные структурные поверхности максимально соответствовали тем сейсмическим фазам, на которых расположены стратиграфические отметки.

При корреляции ГС желательно найти и проследить одноименные пропластки, которые пересекает скважина, что обеспечивает достоверную отбивку стратиграфических границ (рис. 2). При таком подходе положение структурной поверхности может заметно меняться вдоль ствола ГС. На рис. 2 показано, как пропласток был выделен и прослежен по пику гамма-каротажа, на основании чего скорректировано описание кровли пласта и нижележащих поверхностей.

При интеграции ГС в структурную модель необходимо сохранять значения общих толщин пластов вдоль ствола. Для этого строятся карты общих толщин пластов по отбивкам вертикального фонда скважин с привлечением субвертикальных секций ГС. Затем в точках стратиграфических отбивок ГС определяются значения общих толщин по разрезу (исходя из ранее построенных карт общих толщин) и посредством ввода фиктивных вертикальных скважин выполняется корректировка структурных поверхностей.

ПЕРЕНОС СВОЙСТВ НА ТРЕХМЕРНУЮ СЕТКУ

Выбор размеров трехмерной сетки – это важный этап построения геологической модели, от которого зависит качество и корректность переноса свойств на сетку и, соответственно, достоверность расчетов. При стандартном подходе горизонтальные размеры ячеек определяют исходя из расстояния между скважинами и размеров геологических тел, вертикальный размер – в соответствии с разрешающей способностью приборов каротажа и средней толщиной геологической неоднородности. Также учитываются технические характеристики компьютера [7].

Однако с увеличением доли ГС в общем фонде скважин данный подход не обеспечивает качественный перенос свойств на сетку, наблюдаются существенные отклонения свойств до и после их переноса [8, 9].

Если количество ГС велико, этот вопрос становится особенно актуальным, поскольку при стандартном подходе, в процессе дискретизации результатов интерпретации геофизических исследований скважин по 0,1 м, в ячейку с горизонтальным размером 100 м потенциально может попасть порядка тысячи замеров, которые будут усреднены до одного значения. В результате усреднения большого объема данных часть важной информации неизбежно теряется.

В работе был проанализирован набор сеток с горизонтальными размерами 10, 25, 50, 100 м и вертикальными размерами 0,1, 0,2, 0,3, 0,4, 0,5 м. Максимальное значение горизонтального размера ячейки сетки принято равным 100 м для обеспечения возможности задания разломов.

Результирующие размеры ячеек трехмерной сетки для геологической модели выбраны по следующим критериям:

– минимизация погрешности переноса свойств на сетку;

– адекватное время расчетов.

По каждой из сеток выполнено усреднение литологических свойств и пористости, затем проведена оценка погрешности переноса свойств по каждой ГС. Погрешность переноса литологических свойств определена по значениям эффективных длин до и после переноса на сетку. Поскольку средние значения погрешностей не отражают объективную картину, были определены максимальные значения погрешности переноса по сеткам разной размерности (рис. 3). Хорошо видно, что погрешность резко возрастает на сетках с горизонтальной размерностью 100 м.

При увеличении размеров ячейки экстремальные значения пористости будут все больше стремиться к средним, с уменьшением величины разброса данных. В этой связи для определения качества переноса пористости выполнена оценка изменения минимальных и максимальных ее значений в сетках разной размерности относительно исходных скважинных данных. Сетки, по которым перенос значений пористости осуществляется с погрешностью более 5 %, не должны использоваться для построения геологической модели. В таблице величины ошибок переноса представлены как результат отношения усредненной на трехмерную сетку диаграммы пористости и исходной диаграммы пористости по скважинам. Согласно полученным данным, удовлетворительный результат достигается при вертикальном размере трехмерной сетки 0,1 м.

Также по каждой сетке тестировались модели литологии с одинаковыми настройками для определения скорости расчетов (рис. 4). Из приведенного графика видно, что с детализацией трехмерной сетки время расчета растет в геометрической прогрессии, а адекватное время расчета соответствует размерностям 25 × 25, 50 × 50 и 100 × 100 м.

В результате комплексной оценки (минимальная погрешность переноса свойств и адекватное время расчетов) были определены оптимальные размеры трехмерной сетки, которую необходимо использовать для построения геологической модели: горизонтальная и вертикальная размерности ячеек 50 и 0,1 м соответственно.

ВЫВОДЫ

Интеграция ГС в геологическую модель – это важный этап ее построения. Игнорирование ГС при создании структурной модели, а также формальный подход при переносе свойств на сетку может приводить к существенным геологическим неопределенностям и ухудшению прогностической способности модели. Предложенная методика позволяет корректно учесть ГС и уменьшить неопределенность расчетов путем обоснованного подбора размерности трехмерной сетки и более точного переноса свойств, а также оптимизировать время расчета. Методика рекомендуется к применению на этапе геологического моделирования месторождений с горизонтальными скважинами.

Значения ошибок переноса минимальных и максимальных значений пористости при разных размерах трехмерной сетки, % Upscaling errors for minimum and maximum porosity values for different sizes of three-dimensional grid, %

Как известно, многие месторождения нашей страны, открытые в прошлом веке, не спешили осваивать одномоментно. Нефтегазодобывающие компании оценивали запасы ископаемых, просчитывали экономическую целесообразность развертывания инфраструктуры в зависимости от развитости региона и формировали карты месторождений. В свою очередь, план добычи извлекался из стратегий развития компаний, работающих на том или ином месторождении. 

А.О. Еремин, генеральный директор ООО «Гермес Логистик»

Одно из таких месторождений – Северо-Комсомольское, которое было открыто в далеком 1969 г. Не так давно компания «Гермес Логистик» стала участником кругло-го стола, посвященного освоению Северо-Комсомольского месторождения, организованного компанией «СевКомНефтегаз» для подрядчиков и поставщиков. Нефть Северо-Комсомольского месторождения обладает повышенной вязкостью, в процессе добычи используются передовые технологии, обеспечивающие эффективный производственный процесс, который влечет за собой сложную логистику.

На круглый стол представителей «Гермес Логистик» пригласили благодаря успешной реализации крупных проектов по доставке энергокомплексов на такие месторождения, как Ванкорское, Тагульское, Лодочное, Сузунское, Еты-Пуровское, Береговое, Южно-Русское, Заполярное, Медвежье, Яро-Яхинское, Русское, Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское, Восточно-, Западно-, Южно-Мессояхское, Тазовское, Ямсовейское. И, конечно же, потому, что без квалифицированных специалистов из сферы логистики закладывание бюджета и стратегическое планирование чревато большими финансовыми потерями.

Среди многих топ-менеджеров, занимающихся управлением активами нефтегазодобывающих компаний, бытует мнение, что в логистике нет ничего сложного, расчет стоимости доставки грузов может произвести любой экономист путем незамысловатых арифметических действий, помножив три составляющие – рубли, тонны и километры. Такое заблуждение родилось по причине того, что многие сотрудники предприятий никогда не были на месторождении и, соответственно, не имеют никакого представления о тающем зимнике, платных автодорогах, вдольтрассовых проездах, распутице или вмерзшем в землю оборудовании, бурых медведях, тесно соседствующих с буровиками на промысле, и уж тем более вряд ли могут себе представить, как по месторождению перетаскивают оборудование на листе железа за гусеничным трактором, потому что все вездеходы уже застряли в грязи.

Для общего понимания того, почему компания «Гермес Логистик» уделяет такое внимание логисти-ке, говоря об освоении новых месторождений, можно обозначить лишь ряд факторов, влияющих на стоимость услуг в том или ином регионе:

– наличие круглогодичного автодорожного сообщения с промыслом (в нашей стране масса месторождений, куда добраться можно лишь по автозимникам либо на вертолете);

– наличие автозимников (порой для крупных проектов перевозчику приходится прокладывать зимник самостоятельно), водного сообщения и железнодорожных путей;

– наличие платных дорог и вдольтрассовых проездов;

– количество подобных месторождений в регионе;

– отдаленность месторождения от региональных промышленных кластеров;

– развитость инфраструктуры региона;

– количество спецтехники в регионе;

– требования службы безопасности для допуска к проведению работ;

– вероятность возникновения природных катаклизмов и стихийных бедствий в регионе.

Учитывая собственный опыт, компания «Гермес Логистик» реко-мендует всем, кто так или иначе связан с освоением новых месторождений, помнить, что логистика в условиях бездорожья весьма непредсказуема и у вас всегда должен быть «план Б».

Удачи вам!

ООО «Гермес Логистик»

195273, РФ, г. Санкт-Петербург,

Пискаревский пр-т, д. 150,

корп. 2, лит. О, оф. 212 / 1

Тел.: +7 (812) 414‑99‑93

E-mail: eremin@hermes-logistic.ru

www.hermes-logistic.ru

При разработке газоконденсатных месторождений возникает задача извлечь не только газ, но и ценнейшее сырье для нефтехимического производства – газовый конденсат. В качестве показателей эффективности разработки таких месторождений используют коэффициенты извлечения газа и конденсата (КИГ и КИК соответственно). Особенность газоконденсатных месторождений заключается в том, что в процессе их эксплуатации изменяется компонентный состав извлекаемой на поверхность газоконденсатной смеси вследствие выпадения конденсата в пласте по мере естественного снижения пластового давления (явление ретроградной конденсации – переход углеводородов с высокой температурой кипения в жидкую фазу) [1, 2]. Для максимального извлечения конденсата необходимо выбрать стратегию, которая позволит либо уменьшить степень выпадения конденсата, либо увеличить его подвижность, определяемую относительной фазовой проницаемостью конденсата. В данной статье исследуется влияние фильтрационных свойств пласта-коллектора, свойств газоконденсатной смеси и срока разработки, определяющего темп отбора газоконденсатной смеси из залежи, на конечное извлечение конденсата.

АНАЛИЗ ПРОЦЕССА ФИЛЬТРАЦИИ КОНДЕНСАТА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Рассмотрим два гипотетических газонасыщенных пласта, которые при прочих равных условиях (давление в залежи, ее размеры, состав и пористость пласта) отличаются друг от друга лишь значениями проницаемости: проницаемость первого намного больше проницаемости второго. Опишем, как будет отличаться профиль притока к забою скважины этих двух продуктивных пластов. Распределение давления от контура дренирования до забоя скважины будем определять в приближении однофазного течения потока, постоянства вязкости пластового флюида и проницаемости пласта. Также примем допущение о плоско-радиальной фильтрации идеального газа в пористой среде. В этом случае согласно [3] формула распределения пластового давления от контура дренирования до забоя скважины для газовой смеси принимает вид:

,       (1)

где P(ri) – давление на расстоянии ri от скважины; rс – радиус скважины; rк – радиус контура дренирования; Pс – давление на забое скважины; Pк – давление на контуре дренирования.

В соответствии с (1) при значениях радиуса, близких к радиусу контура дренирования, давление снижается незначительно, но при приближении к скважине оно резко падает, скорость потока при этом возрастает.

С помощью данного соотношения можно определить характер распределения давления в двух рассматриваемых пластах (см. рис.). Для обеспечения фильтрации газа к забою скважины необходимо понизить там давление. Возмущение от снижения пластового давления распространяется радиально от забоя до контура дренирования и более выражено в высокопроницаемом пласте по сравнению с низкопроницаемым. В этой связи для обеспечения одинаковых дебитов для скважины в низкопроницаемом пласте требуется меньшее значение забойного давления (на графике этот факт отражает более крутой профиль распределения давления в низкопроницаемом пласте).

Анализ характера кривых падения давления позволяет сделать вывод о том, что на начальной стадии разработки, когда средневзвешенное пластовое давление выше давления начала конденсации (Pdp), заметное выпадение конденсата на удалении от забоя скважины будет наблюдаться в низкопроницаемом пласте. С течением времени пластовое давление понизится, что типично для разработки месторождения на стадии истощения. При равномерном снижении пластового давления в высокопроницаемом пласте кривая его распределения от забоя до контура дренирования на графике пройдет ниже Pdp, что соответствует равномерному выпадению конденсата по всему высокопроницаемому пласту. В низкопроницаемом пласте основная масса выпавшего конденсата будет скапливаться в призабойной зоне скважины. Описанная тенденция сохранится вплоть до завершения разработки месторождения, когда давление на контуре дренирования станет значительно меньше давления выпадения конденсата.

Для того чтобы определить, в каком из пластов можно получить более высокое значение КИК при одинаковом КИГ, необходимо изучить степень подвижности выпавшего конденсата для обоих случаев. Подвижность выпавшего конденсата напрямую зависит от насыщения поровой структуры пласта. С увеличением доли занятого выпавшим конденсатом порового пространства повышается подвижность конденсата (увеличивается значение относительной фазовой проницаемости). Принимая во внимание профиль распределения пластового давления (1) и связанный с ним характер выпадения конденсата в пласте (см. рис.), получим увеличение насыщенности пласта конденсатом и, соответственно, относительной фазовой проницаемости по конденсату по мере приближения к забою скважины. При этом относительная фазовая проницаемость по газу будет уменьшаться.

Учитывая сказанное выше, на начальной стадии разработки пласт газоконденсатного месторождения можно разбить на три характерных участка:

– зону с подвижным конденсатом (ЗПК);

– зону с неподвижным конденсатом (ЗНК);

– газовую зону без выпадения конденсата (ГЗ).

По мере снижения пластового давления в процессе разработки газоконденсатного месторождения доля выпавшего конденсата в пласте с течением времени увеличивается и, согласно зависимости относительной фазовой проницаемости по конденсату от степени его насыщенности, должна увеличиваться подвижность. Таким образом, ЗПК и ЗНК расширятся, их условные границы переместятся в сторону контура дренирования за счет сокращения ГЗ. Следует отметить, что в низкопроницаемом пласте из‑за концентрации основной массы выпавшего конденсата преимущественно в призабойной зоне его подвижность будет выше, чем в высокопроницаемом пласте, для которого характерно более равномерное распределение выпавшего конденсата. Другими словами, ЗПК низкопроницаемого пласта будет шире аналогичной зоны высокопроницаемого пласта, а ЗНК для низкопроницаемого пласта – меньше аналогичной зоны высокопроницаемого пласта. Выпадение конденсата в пласте по мере снижения пластового давления приведет к тому, что со временем доля выпавшего конденсата (насыщенность) и его подвижность увеличатся, он начнет фильтроваться по направлению к забою скважины, уменьшая одновременно свою долю. Через некоторое время выпавший в пласте конденсат снова станет неподвижным до того момента, пока его доля не достигнет некоторого порогового значения насыщенности, при котором подвижность восстановится. Движение к забою скважины находящейся в жидкой фазе составляющей конденсата имеет пульсирующий характер – эффект «конденсатной банки».

Рост подвижности выпавшего конденсата сильнее проявляется в низкопроницаемом пласте. Однако при рассмотрении газоконденсатного месторождения на завершающем этапе разработки подвижность выпавшего конденсата в низкопроницаемом пласте в большей мере наблюдается в призабойной зоне. В то же время равномерное выпадение конденсата в высокопроницаемом пласте обуславливает примерное равенство по пласту параметра подвижности. Поэтому вопрос о том, для какого типа пласта при одинаковой конечной газоотдаче конечная конденсатоотдача окажется большей, остается открытым.

Ответ на этот вопрос можно получить, используя два подхода. Первый из них основан на изучении фактических данных по добыче газа и конденсата из газоконденсатных месторождений, имеющих достаточно большой период разработки. Второй – на исследовании процесса извлечения газоконденсатной смеси на секторной фильтрационной модели пласта-коллектора с использованием описанных выше теоретических предпосылок.

Если идти по второму пути, то ответ на поставленный вопрос можно получить путем оптимизации значения коэффициента извлечения конденсата при выполнении следующих требований к добыче газа:

fКИК(kr.o.(So), k, T) max       (2)

fКИГ(kr.o.(So), k, T) ≥ g,         (3)

где fКИК(kr.o.(So), k, T), fКИГ(kr.o.(So), k, T) – функциональные зависимости КИК и КИГ соответственно; kr.o.(So) – относительная фазовая проницаемость выпавшего в пласте конденсата; So – функция насыщенности выпавшего в пласте конденсата; k – абсолютная проницаемость пласта; T – срок разработки; g – минимально допустимое значение КИГ.

ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ

Прежде чем рассмотреть пример, иллюстрирующий представленные выше соображения теоретического характера, уточним терминологию, принятую в настоящей работе. Под критической насыщенностью конденсата понимается его насыщенность, при превышении которой перешедший в жидкую фазу конденсат становится подвижным. Под конденсатом с максимальной подвижностью – конденсат, перешедший в жидкую фазу и обладающий минимальной критической насыщенностью.

Ниже рассматривается упрощенное решение задачи (2, 3), которое заключается в формировании некоторого множества комбинаций исходных данных и расчете КИК для каждой из них. Варианты отличались друг от друга величиной проницаемости коллектора, степенью подвижности выпадающего конденсата (критической насыщенностью) и сроком разработки. Рассматривали два значения проницаемости – 0,10 и 0,01 мкм2, два срока разработки – 17 и 29 лет и три типа подвижности выпадающего конденсата в пласте – три значения критической насыщенности конденсата: 1, 17, 25 %.

Расчеты проводили на секторной модели [4], содержащей одну скважину в геометрическом центре с числом ячеек 21 × 31 × 10 в направлении x, y, z соответственно. Размер ячейки в направлениях x, y, z составил 50 × 50 × 2 м. Начальное пластовое давление было принято равным 30,4 МПа, пористость – 0,18 д. ед. Были выполнены расчеты по 12 вариантам, исходные параметры которых представлены в табл. 1, 2.

В целях обеспечения сопоставимости результатов моделирования рассматриваемых вариантов годовые отборы газоконденсатной смеси подбирали таким образом, чтобы конечная газоотдача была одинаковой, равной 92,8 %. Результаты расчетов представлены в табл. 3, 4.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

В соответствии с введенными определениями и принятыми в примере значениями, максимальной подвижностью будет обладать конденсат с критической насыщенностью 1 %. Из полученных результатов (табл. 3, 4) следует, что для него наибольшее значение КИК достигается при краткосрочном периоде выработки запасов (17 лет) вне зависимости от проницаемости пласта. Для остальных значений критической насыщенности (17 и 25 %) наибольшее извлечение достигается при долгосрочном периоде (29 лет). Рассчитанным для высокопроницаемого пласта вариантам соответствуют бóльшие значения КИК по сравнению с аналогичными вариантами для низкопроницаемого пласта. Исключения составляют 1Д_10 и 1Д_100. По-видимому, наблюдаемое превышение КИК в варианте 1Д_10 (низкопроницаемый пласт) по сравнению с 1Д_100 (высокопроницаемый пласт) связано с рассмотренным выше эффектом «конденсатной банки».

ВЫВОДЫ

С увеличением критической насыщенности наилучший с точки зрения КИК срок разработки также увеличивается.

Пласты с высокой проницаемостью обладают бóльшей конечной конденсатоотдачей по сравнению с низкопроницаемыми пластами.

Для уменьшения времени на формирование, выбор и обоснование наиболее предпочтительных сценариев разработки залежи целесообразно проводить предварительный расчет на секторной модели фрагмента реальной газоконденсатной залежи и после отсеивания явно неэффективных дальнейшую оптимизацию вариантов разработки проводить на основе гидродинамической модели всей залежи.

Таблица 1. Параметры рассматриваемых вариантов моделирования для коллектора с проницаемостью 0,10 мкм2Table 1. Parameters of considered simulation options for a reservoir with 0.10 μm2 permeability

Таблица 2. Параметры рассматриваемых вариантов моделирования для коллектора с проницаемостью 0,01 мкм2Table 2. Parameters of considered simulation options for a reservoir with 0.01 μm2 permeability

Таблица 3. Результаты расчетов рассматриваемых вариантов моделирования для коллектора с проницаемостью 0,10 мкм2Table 3. Calculation results for considered simulation options for a reservoir with 0.10 μm2 permeability

Таблица 4. Результаты расчетов рассматриваемых вариантов моделирования для коллектора с проницаемостью 0,01 мкм2Table 4. Calculation results for considered simulation options for a reservoir with 0.01 μm2 permeability

Цифровая радиография – современный метод неразрушающего контроля, который давно и успешно используется на объектах ПАО «Газпром». В 2018 г. вступил в действие стандарт [1], регламентирующий основные аспекты применения цифровой и компьютерной радиографии (КР). В том же году приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору было утверждено руководство по безопасности «Методические рекомендации о порядке проведения компьютерной радиографии сварных соединений технических устройств, строительных конструкций зданий и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах» [2]. Эти два документа в совокупности с СТО Газпром [3, 4] формируют полноценную нормативную базу, которая устанавливает порядок применения КР на объектах ПАО «Газпром».

Аппаратное оформление КР хорошо проработано: сканеры и запоминающие пластины представляют собой законченный функциональный продукт: усовершенствования сводятся к повышению эргономичности и надежности оборудования. Последнее значительное достижение в технологии КР – это выпущенный в 2015 г. сканер DÜRR «HD–CR 35 NDT Plus» [5]. В совокупности с запоминающими пластинами UH-IP он позволяет добиться аналогичного мелкозернистой радиографической пленке пространственного разрешения 30 мкм.

В то же время технология прямой радиографии с использованием плоскопанельных детекторов (особенно TFT, thin film transistor) стремительно развивается. Каждый год появляются новые, более совершенные модели. За последние несколько лет характерный размер пикселя таких детекторов снизился с 200 до 100 мкм. На рынке представлены продукты с размером пикселя меньше 80 мкм (например, «DRC 2430 NDT» [6], «ПРОДИС. Марк 1215» [7], «VIVIX–V 1723» [8]). Некоторые производители (DÜRR NDT GmbH & Co. KG, Varex Imaging Co., Ltd., Vieworks Co., Ltd.) предлагают модели с возможностью автономного питания от аккумулятора и беспроводной передачи данных, что существенно упрощает позиционирование детектора и открывает перспективу их использования в полевых условиях.

В апреле 2019 г. в рамках взаимного сотрудничества по испытаниям оборудования и применению методик радиографического контроля сварных соединений силами инженерно-технического центра ООО «Газпром трансгаз Казань» и ООО «Ньюком-НДТ» были проведены сравнительные испытания плоскопанельного детектора «DRC 2430 NDT» [8] и системы КР «HD–CR 35 NDT» [9] (производства DÜRR NDT GmbH & Co. KG). Полученные результаты дополнительно сопоставлены с радиографической пленкой «РТ-7Т» производства ООО «НПП «Тасма».

Система «HD–CR 35 NDT» успешно эксплуатируется в ООО «Газпром трансгаз Казань» с 2015 г. Целью исследований была оценка каче-ства цифровых радиографических снимков и перспективы использования плоскопанельных детекторов в полевых условиях.

Управление оборудованием для цифровой радиографии осуществлялось с помощью разработанного в ООО «Ньюком-НДТ» российского программного обеспечения X–Vizor [10].

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Испытания были разделены на два этапа. Первый этап проводили в условиях камеры радиационной защиты лаборатории инженерно-технического центра ООО «Газпром трансгаз Казань». Сравнивали чувствительность и производительность контроля на плоскопанельный детектор, запоминающие пластины и радиографическую пленку. В качестве объектов для тестирования использовали катушки диаметром от 57 до 720 мм. Контроль осуществляли через одну или две стенки (в зависимости от диаметра катушки). Каждый объект последовательно просвечивали на детектор, запоминающие пластины и радиографическую пленку. Применяли рентгеновский аппарат постоянного потенциала «РПД 150» [11] (напряжение трубки источника 150 кВ, сила тока 1 мА).

Реализованная посредством Wi-Fi беспроводная связь с детектором «DRC 2430 NDT» была стабильной, несмотря на освинцованные дверь и стены кабины; команды управления и радиографические снимки передавались без сбоев.

Согласно результатам испытаний плоскопанельного детектора при времени экспозиции 2–5 с, чувствительность контроля на всех образцах соответствовала первому классу по ГОСТ 7512–82 [12] или превышала приведенные в нем показатели. Такое же качество было получено и на запоминающих пластинах, однако при существенно большем времени просвечивания (до 15 с). Для иллюстрации на рис. 1 приведены снимки одного и того же участка катушки, полученные на детектор «DRC 2430 NDT» и систему КР «HD–CR 35 NDT».

Необходимо отметить, что увеличение продолжительности просвечивания на запоминающие пластины компенсируется возможностью охватить большую область сварного соединения за одну экспозицию, поскольку пластины могут превосходить детектор по длине. К положительным качествам запоминающих пластин следует отнести и простоту монтажа: их можно фиксировать так же, как пленку – магнитами, жгутами и др. Для закрепления детектора требуются специальные приспособления и дополнительное время.

Были проведены контрольные тесты на радиографическую пленку. Пленки оцифровывали с помощью дигитайзера «Vidar NDT Pro» [13], также было использовано программное обеспечение X–Vizor. Полученные данные свидетельствуют о том, что пленочная технология значительно уступает цифровой радиографии по производительности и качеству снимков (рис. 2).

При контроле на эллипс труб с небольшим диаметром (до 100 мм) детектор «DRC 2430 NDT» показал лучшие результаты, чем запоминающие пластины и пленка, поскольку при том же времени на подготовку оборудования в этом случае за одну экспозицию можно протестировать несколько образцов (рис. 3). В связи с тем, что динамический диапазон детектора больше, качество снимков ожидаемо превосходит полученный с помощью запоминающих пластин и радиографической пленки результат.

ПОЛЕВЫЕ ИСПЫТАНИЯ

Полевые испытания проводили на трубопроводной обвязке одной из газораспределительных станций ООО «Газпром трансгаз Казань». Параметры контроля измеряли через две стенки, рентгеновский аппарат устанавливали с противоположной от детектора стороны трубы согласно [12].

Качество полученных на плоскопанельный детектор снимков было стабильно хорошим (первый класс по [12]) (рис. 4). При просвечивании отводов и наличии зоны прямой засветки качество снимков, полученных на запоминающие пластины, оказалось хуже. Добиться лучшего результата удалось за счет установки передних и задних защитных экранов: в этом случае качество снимков на запоминающие пластины стало сравнимым с качеством контроля на детектор (рис. 4).

По результатам полевых испытаний выяснилось, что значительное время уходит на крепление детектора и его позиционирование относительно объекта контроля. Эти временные затраты не компенсируются уменьшением времени экспозиции. Применение запоминающих пластин или радиографической пленки намного проще ввиду их небольшой толщины, гибкости и легкости монтажа. Также следует отметить, что для обслуживания плоскопанельных детекторов необходим специально обученный квалифицированный персонал.

ВЫВОДЫ

Рассмотренные технологии цифровой радиографии показали хорошие результаты в отношении качества снимков при значительном сокращении времени экспозиции по сравнению с радиографической пленкой. Для всех протестированных объектов удалось добиться соответствующей первому классу [12] чувствительности контроля. Однако при работе в стесненных условиях (сложная технологическая трубопроводная обвязка оборудования газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и др.) применение КР более целесообразно ввиду лучшей совокупной производительности контроля и простоты монтажа. В лабораторных условиях, когда не требуется тратить дополнительное время на размещение и позиционирование детектора относительно объекта контроля, прямая радиография выигрывает по производительности и в ряде случаев – по чувствительности контроля. Поскольку выбор в пользу той или иной технологии цифровой радиографии определяется условиями проведения тестов, оптимальным следует считать оснащение лабораторий неразрушающего контроля системами прямой и компьютерной радиографии одновременно.

Разработка шельфовых месторождений – одно из самых перспективных направлений развития добычи углеводородов: во всем мире на шельфе и в прибрежных акваториях добывают около 35 % нефти и 32 % газа. Особенно это актуально для России: протяженность российского шельфа составляет 21 % от всего шельфа Мирового океана, и около 70 % его площади перспективно с точки зрения добычи углеводородов.

Сегодня российские нефтегазовые компании имеют лицензии на разработку более 100 шель-фовых проектов. Однако шельфовая добыча – сложный, трудоемкий и дорогостоящий процесс. Нефтегазовые компании, осуществляющие шельфовые разработки и создающие международные концессии и консорциумы, наиболее остро ощущают зависимость от геополитических течений и тенденций.

Большая часть элементов энергообеспечения для разработки шельфовых месторождений в настоящий момент импортируется – это фактор риска при планировании и реализации таких проектов.

РАЗРАБОТКА ШЛАНГОКАБЕЛЯ

В настоящий момент при добыче газа и нефти на шельфе особенно востребован магистральный внутрипромысловый шлангокабель. С его помощью осуществляется питание электроэнергией, контроль и подача сигналов управления от платформы к подводному добычному оборудованию, также он обеспечивает бесперебойную связь с центром управления.

До недавнего времени российские производители выпускали только самые простые конструкции шлангокабеля. Но в связи с развитием добычи на шельфе (в т. ч. в Арктике) появилась острая необходимость в сложных конструкциях шлангокабеля, которые не производит ни один кабельный завод в России.

В 2018 г. за разработку сложной конструкции внутрипромыслового и основного шлангокабелей взялось АО «Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий» (АО «НИИРПИ») совместно с заводом «Севкабель».

С учетом важности разработки отечественных компонентов для перспективных морских нефтегазовых месторождений было создано три типа шлангокабеля для систем капитального ремонта скважин и четыре типа добычных, в том числе основной и внутрипромысловый¹.

В конструкции такого изделия нужно учитывать множество факторов: постоянное воздействие морской воды, гидростатическое давление, перекручивания, изгибы, растягивания – и это еще не все условия эксплуатации, которые должен выдержать шлангокабель.

На данный момент разработана конструкторская документация и произведены опытные образцы шлангокабеля, которые можно эксплуатировать в экстремальных климатических условиях арктических морей. Сейчас образцы внутрипромыслового и магистрального шлангокабелей проходят финальные испытания для подтверждения соответствия всем техническим и эксплуатационным требованиям.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА

Сегодня ООО «ПК «Севкабель» и АО «НИИРПИ» обсуждают организацию серийного производства этого продукта. По словам представителей «Севкабеля», они уже подготовили компоновку завода с полным перечнем необходимого оборудования, ведется работа по поиску оптимального месторасположения площадки с учетом круглогодичного морского сообщения. Планируемая проектная мощность предприятия составляет 240 км магистрального и внутрипромыслового шлангокабеля в год – к такому результату партнеры рассчитывают выйти к апрелю 2022 г.

В планы завода «Севкабель» входит также освоение силовых подводных кабелей мощностью до 65 кВ. Такие кабели востребованы как на нефтяных платформах, так и в электросетевой отрасли. Производство силовых подводных кабелей и шлангокабеля логично разместить на одной площадке, т. к. для работы над этими направлениями необходим схожий состав оборудования и технологических компетенций.

Кроме того, инвестиционные затраты на проекты по созданию шлангокабеля и подводных силовых кабелей при условии участия завода существенно снижаются за счет наличия части оборудования, технологических компетенций «Севкабеля» и поддержке научной базы НИИ «Севкабель».

П.В. Цветков, технический директор завода «Севкабель»:

«Конструкция шлангокабеля представляет собой комбинацию электрических кабелей и оптических каналов. По электрическим кабелям подаются сигналы управления на подводное оборудование, а также с их помощью обеспечивается подача электроэнергии. Оптические волокна служат для передачи сигналов связи и мониторинга температуры.

Трубы из нержавеющей стали внутри шлангокабеля заполняются гидравлическими жидкостями для управления заслонками на оборудовании, также по некоторым из них для предотвращения кристаллизации скважин подается моноэтиленгликоль».

М.Ю. Юдин, главный конструктор ОКР «Шлангокабель» АО «НИИРПИ»:

«Организация отечественного производства для локализации шлангокабеля интересна со многих сторон. Работа, которую мы провели в рамках выполнения ОКР, показала, что шлангокабель системы подводной добычи углеводородов – это компонент, который может быть локализован практически на 100 % в достаточно короткие сроки. Кроме того, шлангокабельное производство позволяет импортозаместить еще один важный продукт – подводные силовые кабели. Также с организацией такого производства связано возникновение нового потребителя и рынка сбыта для сталелитейных и трубных производств, которые в настоящий момент уже заняты освоением соответствующей продукции. Таким образом, задача, во‑первых, реализуемая, а во‑вторых, ее решение не может не оказать значительного положительного эффекта на отечественную экономику.

Областью применения шлангокабеля является не только система управления подводно-добычным комплексом, но и система заканчивания и ремонта скважин. Причем шлангокабель системы заканчивания и ремонта скважин может производиться на существующих мощностях, здесь вопрос заключается только в локализации компонентов шлангокабеля, а именно гидравлических труб из супердуплексной стали повышенной прочности».

1 Основной шлангокабель прокладывается по дну моря для соединения манифольда (сборного пункта для газа) с площадкой управления добычным комплексом. Такой кабель передает команды управления от операторной к подводному оборудованию. Внутрипромысловые шлангокабели, в свою очередь, соединяют манифольд с фонтанной арматурой, т. е. с устьевым оборудованием скважин.

ООО «ПК «Севкабель»

199106, РФ, г. Санкт-Петербург,

Кожевенная линия, д. 40

Тел.: +7 (812) 329‑77‑99

Факс: +7 (812) 329‑00‑83

E-mail: sales@sevkab.ru

www.sevkab.ru

АО «НИИРПИ»

190020, РФ, г. Санкт-Петербург,

Нарвский пр-т, д. 22, лит. А,

пом. 13‑Н

Тел.: +7 (812) 339‑94‑59

Факс: +7 (812) 339‑94‑69

E-mail: niirpi@niirpi.com

www.niirpi.com

Новомичуринский катализаторный завод – один из передовых отечественных производителей катализаторной продукции для химической и нефтегазохимической промышленности. На сегодняшний день завод обеспечивает полный цикл выпуска готовой продукции из отечественного сырья, что имеет огромное значение для энергобезопасности предприятий ПАО «Газпром».

В.Н. Ведров, генеральный директор ООО «НКЗ»

Еще недавно одной из главных проблем нефтегазоперерабатывающих предприятий страны было отсутствие достаточного количества отечественных катализаторов. По мнению экспертов, нефтегазоперерабатывающая отрасль более чем на 70 % зависит от импорта. Поэтому совершенно очевидно, что развитие собственного катализаторного производства для России – это возможность продолжить модернизацию отрасли с минимальными рисками.

В такой ситуации роль отечественного производителя катализаторов на рынке возрастает в разы. Особенно значимыми представляются достижения ООО «Новомичуринский катализаторный завод» (ООО «НКЗ»), позволившие ему в сравнительно небольшой для промышленного предприятия срок (чуть более 20 лет) выйти на одну из лидирующих позиций в данном секторе.

ИСТОРИЯ НОВОМИЧУРИНСКОГО КАТАЛИЗАТОРНОГО ЗАВОДА

За 20‑летнюю историю завод прошел весьма показательный и интересный путь. Новомичуринский катализаторный завод вырос благодаря решению ОАО «Газпром» о создании на имеющейся производственной площадке АО «Мосэнерго» отдельного производства. В результате сотрудничества энергетиков АО «Мосэнерго» с ОАО «Газпром» и его научными подразделениями были проработаны технологии изготовления алюмооксидных катализаторов и вопросы сырьевого обеспечения. И с 1998 г. катализаторная продукция стала эксплуатироваться на газоперерабатывающих предприятиях ПАО «Газпром». Но в 2004 г. катализаторное производство выведено из состава АО «Мосэнерго» в отдельное предприятие как непрофильный вид деятельности. С 2009 г. были привлечены существенные инвестиции для полномасштабной реконструкции, увеличения производительности, улучшения качества и расширения номенклатуры выпускаемых изделий. Так появился обновленный завод по производству катализаторной продукции.

ПРОДУКЦИЯ ЗАВОДА

Катализаторная продукция ООО «НКЗ» имеет широкое промышленное применение. Это объясняется не только спросом на нее, но и сотрудничеством с базовыми институтами химической отрасли, что дает возможность производителю выходить на рынок с достойными и востребованными предложениями.

Завод оснащен современным высокопроизводительным оборудованием, технологический процесс автоматизирован. Оператор с пульта управления автоматизированной системы управления следит за процессом, при необходимости вносит в него корректировки. Такая система дает возможность детально анализировать контролируемые параметры. Мониторинг качества выпускаемой катализаторной продукции осуществляется в лаборатории с круглосуточным режимом работы. Лаборатория оснащена новейшим оборудованием для проведения исследований, что позволяет контролировать производство катализатора на всех его стадиях.

На ведущие нефтегазоперерабатывающие предприятия ежегодно поставляются тысячи тонн продукции завода.

В настоящее время ООО «НКЗ» выпускает:

– материал глиноземсодержащий, предназначенный для использования в металлургической, керамической, огнеупорной промышленности, а также для производства отделочных материалов на основе полимерных композиций, кабельной продукции;

– оксид алюминия активный – осушитель общего назначения, изготавливающийся на основе активного оксида алюминия для осушки и очистки воздуха, технологических газов, очистки жидких углеводородов;

– носитель для катализаторов (оксид алюминия сферический) на основе активного оксида алюминия в форме сферических гранул диаметром 1,5–12,0 мм;

– катализатор дополнительного слоя для реакторов Сульфрен (защитный катализатор). Он производится на основе активного оксида алюминия с заданным грануляционным составом;

– катализатор получения серы по методу Клауса. Алюмооксидный катализатор для конверсии сероводорода в процессе Клауса на основе активного оксида алюминия. Основное его назначение в реакторе, помимо обеспечения максимального выхода серы, – проявление достаточной активности в реакциях превращения сероуглерода и серооксида углерода;

– катализатор очистки отходящих газов по методу Сульфрен. Алюмооксидный катализатор процесса Сульфрен изготавливается на основе активного оксида алюминия. Используется при переработке нефти, очистке природного газа, газификации угля;

– гидроксид алюминия термоактивированный, применяющийся в промышленности для производства носителей и катализаторов;

– активные шары газораспределения диаметром 10–25 мм, предназначенные для исключения просыпи через решетку основного катализатора.

Необходимо отметить, что материалы, технологии и методы ООО «НКЗ» постоянно совершенствуются. Система контроля качества предприятия отмечена сертификатом ИСО 9001.

ИМПОРТОЗАМЕЩЕНИЕ

Импортозамещение – ключевое перспективное направление экономической политики России и, соответственно, развития российской промышленности.

Первостепенные и глобальные задачи импортозамещения и энергобезопасности предприятий ПАО «Газпром» в ООО «НКЗ» успешно решены. Новомичуринский катализаторный завод – единственный российский крупнотоннажный производитель алюмооксидных катализаторов процессов Клауса и Сульфрен, обеспечивший полный цикл выпуска готовой продукции из отечественного сырья. Продукция ООО «НКЗ» конкурентоспособна на рынке, а по некоторым показателям даже превосходит импортные аналоги.

Сегодня на предприятии решены следующие задачи:

– вся продукция, выпускаемая заводом, полностью соответствует СТО Газпром;

– производственный процесс предприятия обеспечивает все этапы от приготовления сырья до выпуска готовой продукции;

– производительность превышает 5 тыс. т в год;

– завод производит продукцию полностью из отечественного сырья, что особенно актуально для программы импортозамещения.

СОТРУДНИЧЕСТВО

Новомичуринский катализаторный завод активно сотрудничает с Институтом катализа имени Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН, Институтом проблем переработки углеводородов Сибирского отделения РАН, научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий – ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по улучшению качества катализаторов.

Практика показала, что для выпуска катализатора необходимого качества по технологии, применяемой на ООО «НКЗ», подходит сырье только собственного производства. Опыт работ на сырье других производителей не позволяет получить стабильные желаемые показатели катализатора.

Новомичуринский катализаторный завод – дипломант и победитель различных конкурсов: дипломант Всероссийского конкурса «100 лучших товаров России»; победитель конкурсов «Лучшее предприятие и организация Рязанской области» и «Лучший субъект малого и среднего предпринимательства Рязанской области» и др. Кроме того, ООО «НКЗ» выступает постоянным участником российских и международных научных конференций.

ООО «Новомичуринский катализаторный завод»

391160, РФ, Рязанская обл.,

Пронский р-н, г. Новомичуринск,

ул. Промышленная, д. 1

Тел.: +7 (49141) 4‑11‑35

Факс: +7 (49141) 2‑23‑31

E-mail: mail@nkz-ooo.ru

www.nkz-ooo.ru

В своем выступлении на отраслевом совещании ПАО «Газпром» в рамках IX Петербургского международного газового форума заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов назвал одним из важных результатов процесса импортозамещения появление в 2019 г. газогенератора газотурбинной установки ГТУ-16ПМ для газоперекачивающих агрегатов, оснащенного малоэмиссионной камерой сгорания.

Разработчик оборудования, пермское конструкторское бюро «ОДК-Авиадвигатель», в декабре отмечает 80‑летие со дня основания. О новых разработках компании и уникальном опыте создания газотурбинного оборудования и его сервиса рассказывает заместитель генерального конструктора, главный конструктор приводных ГТУ для ГПА и объектов их применения АО «ОДК-Авиадвигатель» Максим Александрович Снитко.

Газоперекачивающие агрегаты ГПА-16М на базе ГТУ-16П в составе ГП «Северо-Европейский газопровод»

– Максим Александрович, поздравляем АО «ОДК-Авиадвигатель» с 80‑летием. Если оглянуться назад и подвести юбилейные итоги, насколько велик вклад пермского предприятия в отечественное авиастроение и нефтегазовую индустрию?

– ОДК-Авиадвигатель» прежде всего авиационная компания. В «наземке» мы работаем чуть больше четверти века. За 80 лет конструкторское бюро (КБ) разработало более 70 типов двигателей. Сначала это были поршневые двигатели, сыгравшие решающую роль в «войне моторов» Великой Отечественной войны. В 50‑е гг. КБ приступило к созданию газотурбинных двигателей (ГТД). У всех на слуху названия самолетов Ту-124, Ту-134, Ту-154М, Ил-62М, Ил-76 – все они оснащались пермскими двигателями. Сегодня наши двигатели семейства ПС-90А поднимают на крыло самолеты типа Ил-96, Ту-204, Ту-214, которыми укомплектован президентский летный отряд. То, что пермским двигателям доверяют перевозку высшего руководства страны, пожалуй, главный аргумент в пользу их надежности и качества.

– Самая новая разработка КБ – двигатель ПД-14?

– Да, в прошлом году он получил российский сертификат. Это базовый двигатель семейства самолетов типа МС-21 и двигателей промышленного назначения. Если говорить о «наземке», с 1992 г. «ОДК-Авиадвигатель» работает и для топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России. В переходные кризисные 1990‑е гг. КБ на базе авиационных технологий разработало линейку газотурбинных установок (ГТУ) для транспорта газа и газотурбинных электростанций (ГТЭС), обеспечив предприятие работой на четверть века вперед. Основой промышленных ГТУ стали газогенераторы двигателей Д-30 и ПС-90А. Сегодня более тысячи пермских установок мощностью 2,5; 4; 6; 10; 12; 16 и 25 МВт работают на объектах заказчиков.

 Газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-25 на базе ГТУ-25П. КС «Шахтинская» ООО «Газпром трансгаз Краснодар»

– В «нулевых» сильнейшее лобби западных авиапроизводителей буквально выдавило отечественные самолеты с неба России. Тогда главными аргументами были «неэкологичная» эмиссия и шум отечественных двигателей. Как сейчас с этим в нефтегазе, например? Решает ли проблему созданная вашим предприятием в этом году малоэмиссионная камера сгорания (МЭКС)?

– Одно из главных преимуществ нашего КБ – способность спроектировать любой двигатель, реализовать любое техническое решение. За плечами наших конструкторов стоит многоопытная школа пермского газотурбинного моторостроения, основы которой заложили А.Д. Швецов и П.А. Соловьев. Если говорить о МЭКС, то она обязательна для промышленных ГТД во всем мире. В России до сих пор не было собственной технологии подавления эмиссии, поэтому мы разрабатывали ее самостоятельно, с нуля. Наш газогенератор двигателя ПС-90А с МЭКС – первый в России и наше ноу-хау. Применение МЭКС снижает уровень эмиссии до 70 % – это главный и говорящий за себя результат.

Газотурбинная установка ГТУ-16ПМ, оснащенная МЭКС. IX Петербургский международный газовый форум

– Каков принцип работы пермской МЭКС, существуют ли инновационные отличия от иностранных аналогов?

– Идея не нова – смешать часть газа с воздухом и дожечь при определенной температуре так, чтобы не расходовать лишнее топливо. Но на практике все не так просто. Мы потратили девять лет на проектирование МЭКС, ее испытания, доводку. Инновационен и даже уникален принцип сухого сжигания топлива в камере сгорания, так называемая технология сухого подавления выбросов – Dry Low Emission (DLE).

Параллельно наше КБ разработало и технологию подавления вредных выбросов с помощью воды, впрыскиваемой в камеру сгорания. Однако данная технология жидкостного подавления эмиссии применима не на всех объектах, поскольку требует значительных запасов дистиллированной воды. Поэтому для ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК» и других наших заказчиков предпочтителен вариант МЭКС с технологией сухого сжигания.

С нашей МЭКС двигатель может работать в широком диапазоне мощности и температур окружающей среды. Зарубежные разработчики эмиссию двигателя с МЭКС фиксируют в т. н. пределах ISO, ± 15 °С. Наши параметры шире – от 0,7 мг до номинала (50 мг на 1 м3) в пределах от –60 до 45 °С.

– Как проходит внедрение МЭКС на объектах «Газпрома»?

– В начале 2019 г. МЭКС прошла комплекс стендовых испытаний на компрессорной станции (КС) «Пермская» ООО «Газпром трансгаз Чайковский». В настоящее время завершается подготовка к приемо-сдаточным испытаниям на КС «Чайковская» того же трансгаза, где МЭКС в составе двигателя ПС-90ГП-2 должна отработать 5 тыс. ч. В подготовке испытаний активно участвуют специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Запуск серийного производства МЭКС для 16‑мегаваттного ГТД намечен на конец 2019 ‑ начало 2020 г. Затем будет испытана и подготовлена к производству МЭКС для более мощного, 25‑мегаваттного двигателя. Эта камера уже успешно прошла цикл стендовых испытаний в составе газогенератора.

– В чем преимущество авиационных приводов перед другими типами ГТУ?

– Главное преимущество – очень высокая надежность, обеспеченная авиационными технологиями. Специалисты российского и мирового ТЭК условно делятся пополам, на сторонников стационарных приводов специального исполнения и приверженцев конвертированных авиационных ГТД. Спроектировать новый ГТД крайне сложно, а конвертация позволяет быстро и качественно использовать уже готовые решения. Главное преимущество авиационных двигателей – значительно меньшая размерность, а значит, и материалоемкость. Изначально очень высокие требования к надежности авиационных двигателей обуславливают большие ресурсные параметры.

– ОДК и «Газпром» в 2018 г. заключили Соглашение о намерениях в области развития современных технологий сервиса в течение жизненного цикла газотурбинного оборудования АО «ОДК». Какие решения в этом направлении может предложить «ОДК-Авиадвигатель»?

– Наше предприятие более десяти лет назад внедрило в послепродажное обслуживание ГТУ и ГТЭС стандартную авиационную технологию сервиса, которая предусматривает полное фирменное обслуживание техники в течение жизненного цикла и оплату только фактически отработанных машино-часов.

В понятие «машино-час» входит весь спектр услуг от «Авиадвигателя»: диагностическое обследование оборудования, его обслуживание и ремонт на месте эксплуатации, доставка расходных материалов и запасных частей, вывоз ГТД на ремонт, доставка обратно, монтаж, наладка и т. д. Иными словами, мы берем на себя решение всех проблем заказчика, обеспечивая бесперебойную работу оборудования. На рынке ТЭК подобные услуги предлагает только «Авиадвигатель».

– Где такая схема используется? В чем выгода расчета по газочасам для клиента?

– ОДК-Авиадвигатель» активно работает по схеме фирменного ремонтно-технического обслуживания с предприятиями ПАО «ЛУКОЙЛ». «Пожизненный» сервис выгоден, потому что заказчик может четко спланировать свои затраты на эксплуатацию двигателя на годы вперед, не занимаясь при этом прогнозированием ресурсов и материально-техническим обеспечением, логистикой, обеспечением оптимальных сроков капитального ремонта ГТУ на серийном заводе, платным продлением ресурса ГТЭС и многим другим. При этом мы гарантируем фиксированные сроки устранения неполадок и неисправностей.

– Существует мнение, что ремонт авиационного двигателя в составе ГТУ гораздо сложнее альтернативных вариантов. Ремонтным бригадам газотранспортных компаний запрещено вскрывать установки, для ремонта авиационный ГТД целиком отправляется на авиазавод. Так ли это сейчас?

– Это верно только отчасти. Изначально ремонт авиационных приводов предполагался исключительно в заводских условиях. Но в последние годы активно развивается модульный ремонт пермских двигателей на местах их эксплуатации. Это касается и авиации, и промышленности. Мы делаем все, чтобы снизить эксплуатационные расходы своих заказчиков. Если говорить о двигателях промышленного назначения, то в данный момент на объекте можно заменить коробку приводов, центральный привод, турбину высокого давления (ТВД), корпус соплового аппарата I ступени свободной турбины (СТ), саму СТ.

Пермские двигателестроители не стоят на месте. «ОДК-Авиадвигатель» разработал конструкторскую документацию и технологические карты замены модуля ТВД двухкаскадного двигателя ПС-90ГП-25. Технология проходит апробацию в заводских условиях, а затем будет внедрена и на местах эксплуатации.

Модульный ремонт выгоден заказчикам, поскольку значительно сокращает время простоя оборудования, стоит гораздо дешевле, исключает транспортные расходы и сопутствующие им съем двигателя, установку его на транспортную платформу, необходимость отправки двигателя в длительный ремонт на предприятие-изготовитель. Главное, где бы ни проходил ремонт, пермские специалисты несут ответственность перед заказчиком и гарантируют надежную, безопасную и эффективную работу своего оборудования.

– По какому принципу организована сервисная структура вашего предприятия? Существуют ли «персональные менеджеры», как, например, в Rolls-Royce?

– В структуре нашего предприятия есть отделение летных испытаний и эксплуатации. Специалисты отделения заняты сопровождением эксплуатации и авиационных двигателей, и ГТУ, и ГТЭС. Большое внимание уделяется диагностике, интегрированной логистической поддержке, созданию эксплуатационно-технической документации, обучению персонала эксплуатирующих организаций, статистической поддержке надежности. Это отдельное большое направление деятельности КБ, которое обеспечивает постоянную связь с заказчиком и возможность отслеживать судьбу каждого двигателя, выпущенного с завода.

Мы работаем в тесной связке с аналогичным подразделением серийного завода «ОДК-ПМ». Заказчикам предлагаются различные виды послепродажного сервиса. Мы никогда не оставляем свою технику и своих партнеров без внимания и заботы. Газотурбинный двигатель – сложнейший инженерный продукт. Специалистам эксплуатирующих организаций нужно уметь обращаться с ним, четко выполнять все рекомендации производителей, внимательно следить за параметрами, совместно с разработчиком генерировать решения для повышения его надежности.

– Если говорить о диагностике пермских ГТД, существуют ли программные продукты, позволяющие их обследовать, контролировать техническое состояние в удаленном доступе? Как в общем цифровизировано ваше предприятие?

– Цифровизация для «Авиа-двигателя» не модный тренд последних лет, а многолетняя реальность, стандарт. В КБ давно внедрено безбумажное проектирование, 3D-моделирование, электронный документооборот как базовый инструмент всех структур КБ. В опытном производстве также применяется 3D-печать, и в этом плане мы пионеры в отечественном двигателестроении. Цифровые технологии стали большим подспорьем для нас, разработчиков совершенно новых изделий. Эти методы позволяют нам без применения технологической оснастки и практически без последующей доработки изготавливать сложнейшие детали, в частности некоторые детали МЭКС. Юбилейный для предприятия год мы планируем завершить внедрением в серийное производство цифрового 3D-томографа, который поможет минимизировать количество дефектов при литье лопаток ТВД.

Мы владеем технологиями удаленного диагностирования оборудования собственной разработки. Эти технологии изначально использовались в авиации и в дальнейшем были привнесены в «наземку». Мы можем контролировать параметры двигателя, удаленно снимая информацию с установленных на нем датчиков, анализировать ее, выявлять возможные дефекты и оперативно принимать меры для их устранения, планировать операционные расходы. «Авиадвигатель» заинтересован в том, чтобы вся техника на местах работала стабильно и качественно.

Мы также получаем информацию о работе оборудования и с центрального диспетчерского пункта заказчика, но ее недостаточно. Можно понять, как работает в целом двигатель или отдельно его турбина, заранее определить дефекты подшипников. Эксплуатанты неохотно делятся технической информацией, объясняя все интересами информационной и коммерческой безопасности. С одним из заказчиков мы сейчас внедряем систему удаленной диагностики в полном объеме, вплоть до визуализации цифрового двойника ГТД. По нашим прогнозам, такого рода система сможет в полной мере использоваться в «Газпроме», повысив надежность эксплуатируемых газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

– Как вы обучаете специалистов?

– В «ОДК-Авиадвигатель» создан и лицензирован учебный центр. Мы убеждены: чем меньше затруднений и вопросов возникает у персонала заказчика, тем эффективнее используется техника, тем выше имидж предприятия-разработчика и поставщика оборудования.

Учебный центр обучает персонал заказчика по нескольким программам профессиональной подготовки: «Устройство и эксплуатация газотурбинных электростанций», «Эксплуатация газотурбинных насосных агрегатов на базе ГТУ», «Устройство и эксплуатация газотурбинных агрегатов промышленного применения».

Особенность обучения от «Авиа-двигателя» в том, что весь процесс обычно проходит на объектах эксплуатации газотурбинных установок или энергоагрегатов. В условиях живого общения на примере конкретной установки специалисты пермского КБ доходчиво объясняют учебный материал, оперативно отвечают на вопросы. При необходимости обучение проводится и в Перми, на территории КБ.

В подготовке учебного материала участвуют инженеры-конструкторы «ОДК-Авиадвигатель» – разработчики ГТУ и ГТЭС. Во время занятий инженеры отдела эксплуатации объясняют особенности именно того комплекса оборудования, который установлен на данном объекте. Специалисты КБ разработали более ста модификаций ГТУ и энергоагрегатов, и их количество увеличивается, поэтому и содержание обучающих программ разнообразно и индивидуализировано.

– Как предприятие участвует в реконструкции КС, предполагающей замену отработавших ресурс силовых установок, в т. ч. импортных?

– В настоящее время с помощью нашего оборудования модернизируются КС «Нюксеница» и «Новосиндорская» ООО «Газпром трансгаз Ухта». Здесь замене подлежат морально и физически устаревшие судовые двигатели ДГ-80 производства ГП НПКГ «Зоря» – «Машпроект». В свое время у нас был успешный опыт замены двигателей НК-36 производства ПАО «Кузнецов» на ПС-90ГП-2.

– В каких направлениях производственной деятельности «Газпрома» применимы ваши ГТД?

– Во всех – в добыче, транспортировке, переработке, хранении природного газа. Наши ГТУ работают в составе стратегически важных проектов «Газпрома»: «Голубой поток», «Северный поток», «Сахалин-2», «Восточная газовая программа», «Ямал». Только для ключевого проекта «Сила Сибири» заказано более 40 машин. Общее число установок разработки «Авиадвигателя», произведенных именно для «Газпрома», превышает 600 ед.

– Для производства сжиженного природного газа (СПГ) ваше оборудование применимо?

– Да, наша ГТУ на базе двигателя ПС-90ГП-25 в ближайшее время начнет работать в качестве привода технологических компрессоров для производства СПГ в рамках проекта «Ямал-СПГ» ПАО «НОВАТЭК».

– Существуют ли в модельной линейке ГТД специальные решения для шельфовой добычи газа?

– Таких решений пока нет практически ни у одного производителя ГТД. Исключением может быть General Electric. Условия постоянной эксплуатации ГТД в морском климате требуют принципиально новых проектных решений. Около 10 лет назад специалисты нашей фирмы довольно глубоко прорабатывали этот вопрос и пришли к выводу, что конструктивно двигатель нужно будет изменить примерно наполовину. Потребуются новые материалы, более устойчивые к воздействию коррозии, но вследствие этого менее прочные. Это, в свою очередь, приведет к увеличению габаритов ГТД. Пермские конструкторы могут разработать такие двигатели, но нужен якорный заказ.

Сегодня разработчики шельфов обращаются к нам с просьбой предоставить «морской» двигатель. Но объем заказов каждого из них мал и не сможет окупить необходимый объем НИОКР для адаптации двигателей семейства ПС к работе в морских условиях. Совместно с Министерством промышленности Пермского края мы стремимся консолидировать эти заказы в одну большую программу. По словам руководства «Газпрома», с 2035 г. все вновь разрабатываемые месторождения будут располагаться на шельфе, а значит, «морской» двигатель будет востребован.

– Каковы планы пермского КБ на ближайшую и долгосрочную перспективу?

– По нашим прогнозам, освоение серийного производства двигателя ПД-14, конвертированного для топливно-энергетической промышленности, займет еще около полутора лет. Опытный образец двигателя мощностью 12 МВт мы рассчитываем получить в 2021 г., после чего начнутся его испытания на одной из КС «Газпром трансгаз Чайковский» и дальнейшее развитие в 16‑мегаваттный без существенной переделки. Главными преимуществами этого двигателя будут снижение потребления газа на 10 % относительно всех существующих конкурентов, наличие МЭКС, увеличение в два раза ресурсных показателей.

Специалисты «ОДК-Авиа-двигатель» активно сотрудничают с разработчиками ГПА по вопросу создания унифицированного ГПА именно под двигатели серии ПС. Наша зона ответственности – привязка двигателя к агрегату и разработка системы автоматического управления ГТУ.

Конечная цель пермского КБ в любых разработках для промышленности – обеспечение безупречного качества и последующей безопасной эксплуатации оборудования для максимальной результативности бизнеса заказчика. Для достижения этой цели пермские конструкторы эффективно используют отшлифованные десятилетиями авиационные технологии и богатейший опыт, накопленный за 80 лет работы «ОДК-Авиадвигатель». В том числе опыт, полученный при создании самого современного авиационного двигателя ПД-14.

М.А. Снитко, заместитель генерального конструктора, главный конструктор приводных ГТУ для ГПА и объектов их применения АО «ОДК-Авиадвигатель»

АО «ОДК-Авиадвигатель»

614990, РФ, г. Пермь, ГСП,

Комсомольский пр-т, 93, корп. 61

Тел.: + 7 (342) 240‑97‑86

Факс: + 7 (342) 281‑54‑77

E-mail: office@avid.ru

www.avid.ru

АО «Тамбовмаш» – предприятие, входящее в состав ООО «Зелинский групп», которое более 75 лет является ведущим разработчиком и производителем средств индивидуальной защиты органов дыхания: противогазов, респираторов, самоспасателей, фильтров-поглотителей. Продукция компании отвечает всем требованиям качества и надежно защищает органы дыхания работников промышленных предприятий. 

Компания «Тамбовмаш», помимо прочего, разрабатывает и производит портативные дыхательные устройства (ПДУ), изолирующие противогазы типа ИП-4МК и регенеративные патроны к ним, а также широкую гамму фильтрующих средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗОД), которые применяются на тех промышленных предприятиях, где возможен внезапный выброс вредных веществ с образованием непригодной для дыхания атмосферы. Защита работников при чрезвычайных ситуациях – одна из важнейших составляющих национальной безопасности. Поэтому непрерывное обновление продуктовой линейки – то, чему в АО «Тамбовмаш» уделяется особое внимание.

Продукция завода успешно находит применение на предприятиях ПАО «Газпром» и имеет самые положительные отзывы сотрудников.

В 2018 г. изделие ПДУ-5 было предоставлено на осмотр и опытную эксплуатацию в ООО «Газпром добыча Астрахань», в результате чего был составлен акт. Благодаря совместной работе сотрудников АО «Тамбовмаш» и ПАО «Газпром» произведена доработка изделия и все полученные замечания в ходе проведенных испытаний устранены:

– изменен процесс маркировки изделия;

– современная система крепления обеспечивает комфортное и удобное ношение изделия в течение всего дня, в руководство по эксплуатации добавлена информация о назначении системы крепления;

– в измененной конструкции аппарата убраны острые края хомута регенеративного патрона, что избавило пользователя от возможности получения травмы при применении изделия;

– пиктограммы выполнены на световозвращающей пленке.

PROX (ПДУ-5) изготавливается в двух модификациях: с универсальной лицевой частью или капюшоном с обширным смотровым окном (площадь поля зрения более 80 %). Для удобства пользователя разработано два варианта упаковки – унифицированная малогабаритная сумка и пластиковый футляр.

Футляр для постоянного ношения был также модернизирован, исходя из пожеланий сотрудников ПАО «Газпром»: задняя часть крышки эргономичного футляра теперь плотно прилегает к телу пользователя, а при вскрытии аппарата служит дополнительной защитой от нагрева регенеративного патрона.

Изделие имеет легкий вес (не более 1,5 кг), удобно в ношении за счет эргономичной системы ремней. Продолжительность его работы – не менее 20 мин, срок хранения – 5,5 года (увеличен на 6 мес по сравнению с предыдущей версией устройства), а гарантийный срок эксплуатации составляет 5 лет (увеличен на 60 %). ПДУ-5 обеспечивает универсальную защиту от любых вредных примесей в воздухе независимо от их состава и концентрации при температуре от –35 до +60 °С.

Трудоемкая работа над внесением изменений в конструкцию изделия на основании рекомендаций сотрудников ПАО «Газпром» позволила получить завершенную версию PROX (ПДУ-5), имеющую отличительные особенности по сравнению с аналогичными продуктами на рынке СИЗОД.

АО «Тамбовмаш»

392000, РФ, г. Тамбов,

пр-д Монтажников, д. 10

Тел.: +7 (4752) 63‑68‑10

E-mail: marketing.tm@

zelinskygroup.com

www.protivogaz.ru

Нефтегазовая отрасль – одна из самых перспективных не только в России, но и во всем мире. Роль этой мощнейшей индустрии в масштабах страны сложно переоценить: она в значительной степени влияет на формирование бюджета и платежного баланса государства. По прогнозам Международного энергетического агентства, Россия как минимум до 2040 г. останется крупнейшим экспортером газа.

Объекты нефтегазовой промышленности в значительной степени подвержены риску хищений
и, как следствие, требуют усиленной безопасности. От профессионально организованной охраны зависит стабильность рабочих процессов, сохранность товарно-материальных ценностей, возможность своевременного предотвращения совершения противоправных действий и убытков от преступных посягательств. Осуществляющая контроль охранная организация становится основной гарантией безопасности, но только при условии опытных профессиональных действий.

Например, если говорить о тех, кто уже не первый год специализируется на охране объектов строительства крупнейших нефтегазовых проектов, расположенных в разных регионах, стоит обратить внимание на опыт частной охранной организации (ЧОО) «Арсенал Санкт-Петербург». В число ее проектов входит:

– магистральный газопровод «Сила Сибири»;

– магистральный газопровод «Северный поток»;

– система магистральных газопроводов Ухта – Торжок;

– Харасавэйское газоконденсатное месторождение;

– Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Уренгойское нефтегазоконденсатные месторождения.

Перед началом работы специалистами ЧОО «Арсенал Санкт-Петербург» разрабатывается комплекс задач с учетом специфики деятельности клиента, определяются уязвимые участки, такие как зоны с ограниченной видимостью, а также наиболее удаленные места. Для объектов, расположенных в регионах со сложными климатическими условиями, подготовка высокого уровня безопасности дополнительно требует определенных знаний и масштабных ресурсов. Одним из таких является Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение. В целях охраны объектов строительства используется сразу несколько самых действенных методов защиты, где основой безопасности становятся правильно организованные посты охраны. Для достижения заявленных результатов задействуются опытные специалисты с хорошей физической и профессиональной подготовкой, а также навыками оперативного реагирования в непредвиденных ситуациях. Сотрудники ежечасно совершают патрулирование на автомобилях собственного автопарка организации, осуществляют непрерывное наблюдение, проверку документов лиц и автомобилей, въезжающих на охраняемую территорию. В случае возникновения чрезвычайной ситуации это позволяет в кратчайшие сроки предпринять действия по ее устранению.

Бескомпромиссный уровень безопасности обеспечивается в том числе и технической оснащенностью компании: видеонаблюдение ведется при помощи купольных сетевых камер с возможностью высокоскоростного положения объектива – это позволяет фиксировать зоны, находящиеся в отдалении от физических постов защиты. В будущем планируется задействовать квадрокоптеры, с помощью которых контроль территории будет производиться в кратчайшие сроки.

Разработка и реализация эффективных стратегий защиты позволила ЧОО «Арсенал Санкт-Петербург» два года подряд входить в рейтинг лучших охранных компаний.

ООО «ЧОО «Арсенал Санкт-Петербург»

196006, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Новорощинская, д. 4, лит. А, оф. 1Н

Тел.: +7 (931) 987‑96‑77

E-mail: arsenalspboffice@bk.ru

www.arsenal-security.com

Турбодетандерные агрегаты – уникальные машины, которые находят широкое применение в различных отраслях промышленности. Они предназначены для расширения газа в детандерной ступени с понижением его температуры и последующим дожатием в компрессорной ступени за счет использования механической энергии, создаваемой ступенью детандера. Агрегаты не требуют подвода энергии для совершения процесса.

Особый интерес крупнейших нефтегазодобывающих компаний к турбодетандерным агрегатам в современном мире повышается в связи с освоением новых месторождений и увеличением объемов переработки газа, активным внедрением энергосберегающих технологий и технологий сжижения природного газа.

В ПАО «Газпром» турбодетандерные агрегаты (ТДА) применяются на объектах добычи для подготовки газа к транспорту, в первую очередь в установках комплексной подготовки газа (УКПГ) с применением низкотемпературной сепарации газа. На объектах добычи ТДА применяются сезонно: в летний период (с апреля по октябрь) работают, в зимний период (с октября по апрель) не используются. При этом агрегаты должны иметь определенные параметры, связанные с условиями эксплуатации:

– степень расширения Пт = 1,7–1,9 в летний период при расчетной температуре окружающей среды 20 °С;

– степень расширения Пт = 2,0–2,3 в летний период при расчетной температуре окружающей среды 30 °С.

ОАО «Казанькомпрессормаш» (Группа ГМС) еще в 70–80‑е гг. прошлого века активно занималось поставками ТДА для нефтегазовой отрасли.

В последние годы, после проведения анализа развития технологий с применением ТДА и ситуации на российском рынке, ОАО «Казанькомпрессормаш» и АО «НИИтурбокомпрессор имени В.Б. Шнеппа» (Группа ГМС), используя многолетний опыт разработки и поставки центробежных компрессоров, вернулись к данному направлению. С учетом современных тенденций специалистами института были разработаны новые конструктивные решения, которые реализовываются в ТДА нового поколения. Агрегаты выполняются с консольным расположением колес, а сменная проточная часть (СПЧ) размещается между корпусами турбины и компрессора. Такая конструкция имеет ряд преимуществ, среди которых:

– возможность термоизолировать ступень турбины и обеспечить температуру на выходе до –80 °С;

– возможность применения «жесткого ротора» и подшипников большого диаметра (высокой грузоподъемности) с обеспечением частоты вращения значительно ниже первой критической скорости, что повышает динамическую стабильность ротора;

– возможность расположения магнитных подшипников в средней части СПЧ с обеспечением подачи подготовленного буферного газа, что предотвращает негативное воздействие влаги на магнитные подшипники и датчики;

– применение цельнофрезерованных радиально-осевых колес полуоткрытого типа с пространственным профилем, которые имеют более высокий КПД и степень расширения свыше 2;

– применение регулируемого соплового аппарата, позволяющее существенно повысить эффективность работы ТДА в диапазоне изменения расхода от 50 до 110 %.

Данный подход был реализован в изготовленных в 2019 г. моноблочных ТДА на магнитных подшипниках производительностью 8,4 млн м3 / сут., предназначенных для низкотемпературной сепарации углеводородного газа в составе УКПГ.

«Казанькомпрессормаш» и «НИИтурбокомпрессор» постоянно расширяют линейку выпускаемой продукции, ориентируясь на изготовление конкурентоспособного компрессорного оборудования с учетом индивидуального подхода к проектированию под конкретные параметры объекта. Предлагаемые на сегодняшний день ТДА имеют широкий диапазон степени расширения (Пт = 1,2–3,7) и могут использоваться на станциях охлаждения газа, на объектах добычи – промысловых УКПГ, на объектах по переработке газа.

www.compressormash.ru

В последние десятилетия гелий стал стратегически важным продуктом. Объем мирового потребления составляет примерно 170 млн м³ / год, спрос в России не превышает 5 млн м³. Это относительно небольшая величина в мировом масштабе. Но при этом гелий – ключевой элемент для множества отраслей промышленности, причем именно в высокотехнологичном сегменте. Основной двигатель мирового спроса на гелий сегодня находится в Азии. Строящийся в районе г. Свободного Амурский газоперерабатывающий завод сможет обеспечить растущее внутреннее потребление гелия, а также порядка 30 % глобального рынка. В перспективе это предприятие может вывести Россию в мировые лидеры производства гелия.

МИРОВАЯ КЛАДОВАЯ

Гелий называют «солнечным газом», так как он был впервые обнаружен во второй половине XIX в. при изучении солнечного спектра, а на Земле его заметили гораздо позднее, при изучении вулканических выбросов. Сегодня гелий применяется в разных областях. Каждый из нас в повседневной жизни регулярно пользуется приборами и устройствами, для производства которых применяется этот инертный газ. Его также можно обнаружить в ряде энергосберегающих ламп (в составе смеси газов). Кроме того, гелий входит в состав «искусственного воздуха» для водолазов и космонавтов, медицинских дыхательных смесей, с его помощью выявляют утечки, этот газ используют в космических летательных аппаратах для создания избыточного давления в топливных баках. Еще одна важная сфера использования гелия – создание чистых сред для производства оптоволоконного кабеля и жидкокристаллических экранов, без которых уже невозможно представить себе нашу жизнь.
И, конечно же, нельзя не упомянуть, что 10 % всего газообразного гелия ежегодно приходится на долю воздушных шариков для оформления праздников и создания рекламы.

Уникальность жидкого гелия в том, что это самый низкокипящий компонент на земле, он переходит в жидкое состояние при –269 °С. Данная температура близка к температуре открытого космоса и лишь немногим выше абсолютного нуля. Сегодня научный мир просто не может обойтись без этого продукта – он нужен для изучения криогенных процессов, получения эффекта сверхпроводимости при сверхнизких температурах, создания на ее основе сверхсильных магнитных полей, которые нужны для работы адронного коллайдера и других устройств для масштабных научных исследований. Большие выгоды сулит применение холода жидкого гелия в энергетике больших мощностей. Переход на сверхпроводящие материалы в линиях электропередач большой протяженности, турбогенераторах, электродвигателях, трансформаторах и т. д. позволит значительно уменьшить их массу и размеры, в сотни раз увеличить единичную мощность, уменьшить потери электроэнергии. В медицине жидкий гелий используется в магнитно-резонансных томографах.

В наши дни применение гелия растет синхронно с ходом технического прогресса, гелий везде – от детских праздников до космических аппаратов. Но единственное сырье для его промышленного получения – это природный газ. Крупнейшими поставщиками гелия на мировой рынок сейчас считаются США, Катар и Алжир. За последние пять лет доля Соединенных Штатов в мировом производственном балансе снизилась с 67 примерно до 56 % и продолжает сокращаться. Катар и Алжир занимают соответственно около 28 и 9 % рынка. России принадлежит пока лишь 3 % мирового рынка гелия.

Но если взглянуть на запасы, открывается совершенно иная картина. В нашей стране сосредоточено порядка 29 % всех мировых запасов уникального газа. Главные газоконденсатные месторождения, содержащие гелий, находятся на южных окраинах Сибирской геологической платформы. К числу самых крупных гелийсодержащих газоконденсатных месторождений относятся: Ковыктинское и Дулисьминское в Иркутской обл., Чаяндинское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Верхневилючанское в Республике Саха (Якутия), а также Собинское и Юрубчено-Тохомское в Красноярском крае. Концентрация гелия в природном газе здесь составляет от 0,15 до 1 %.

Для сравнения: на данный момент промышленное производство гелия у нас ведется только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении, где содержание гелия составляет 0,045 %. Еще в конце 1960‑х гг. здесь было создано гелиевое производство, полностью основанное на разработках российских специалистов и отечественных технологиях, что позволило получать гелий внутри страны и покрывать потребности советской промышленности.

Освоение месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока – это новый шаг, необходимый для развития российского промышленного потенциала, один из важнейших процессов, стартовавших в нашей стране за последние полтора десятка лет. И он открывает новые перспективы развития самых малозаселенных регионов России.

В ближайшее время начнется эксплуатация Чаяндинского месторождения (содержание гелия здесь очень высокое – до 0,45 %), а затем Ковыктинского (содержание гелия – 0,28 %). Еще в 1990‑х гг. одно из них уже планировалось использовать для экспорта природного газа в Китай. Но при этом не было понимания, как эффективно извлекать из него полезные компоненты. И гелий не единственный из них. Газ восточных месторождений содержит также этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию.

Сегодня делается ставка не только на газопровод «Сила Сибири», который позволит газифицировать восточные регионы и обеспечить поставки газа в КНР. В рамках проекта освоения восточных месторождений России строится Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ). На нем из газа Чаяндинского и Ковыктинского месторождений будут извлекаться все полезные компоненты. Предприятия с такой технологической цепочкой в нашей стране еще не было. В числе наиболее ценных продуктов Амурского ГПЗ будет гелий. Но парадокс заключается в том, что большое содержание «солнечного газа» в месторождениях – это не только удача, но и проблема.

БЕЗ ПЕРЕИЗБЫТКА

Гелий в недрах Восточной Сибири – поистине наш золотой запас, но в то же время необходимо помнить, что избыточное предложение продукта на мировом рынке обрушит цены. Нам нужно будет постепенно, по мере роста спроса, наращивать продажи
и, соответственно, производство гелия. Во время разработки проекта строительства Амурского ГПЗ возник ключевой вопрос: как регулировать долю гелия в поступающем на завод сырье и объем получаемого продукта?

Оставлять часть гелия в природном газе, который пойдет на экспорт, – вариант неразумный. Это очевидно для специалистов отрасли. Покупатель сможет самостоятельно извлекать этот ценный газ, снижая тем самым необходимость поставок из России. Китай сегодня стал одним из его крупнейших потребителей в Азиатско-Тихоокеанском регионе и демонстрирует растущий спрос. В целом доля Азии в мировом спросе за последнее десятилетие значительно выросла, в настоящий момент потребление гелия здесь на уровне 45–50 %.

Учитывая также, что это невозобновляемый ресурс и его запасы ограниченны, наиболее грамотное решение – отправлять часть извлекаемого гелия на хранение в подземное хранилище. Оно представляет собой полость в недрах земли, из которой уже добыт природный газ. Для извлечения гелия на месторождении используются мембранные технологии.

Мембранная технология эффективна для регулирования содержания гелия в сырьевом газе в условиях месторождений и позволяет существенно снизить объем капитальных вложений при их обустройстве. А для дальнейшего получения товарного гелия на предприятии используется криогенное разделение газа. В данном случае, в условиях восточносибирских месторождений, мембранные технологии подошли как нельзя лучше, ведь возвращать в пласт планируется газ, обогащенный гелием до 30 %. Эта оценка была подтверждена испытаниями промышленного мембранного модуля в реальных промысловых условиях в Иркутской обл.

В технологии применяется последнее поколение мембран, состоящих из пористого полимерного волокна, – перспективная разработка, которая сегодня находит все более широкое применение в разных отраслях промышленности.

Технико-экономические расчеты показали, что мембранный метод при обустройстве месторождений предпочтительнее криогенного для выделения части гелия из газового потока по относительным капитальным вложениям в установки извлечения гелия на 49 %, а по относительным расходам на извлечение газа – на 55,8 %.

Остальной поток газа, содержащий гелий, будет направляться в составе природного газа по «Силе Сибири» на криогенное производство Амурского ГПЗ с уже заданным содержанием гелия, которое экономически предпочтительнее для выделения нужного товарного объема газа в определенный момент времени. Таким образом, специалистами ПАО «Газпром» создана экономически оправданная цепочка: мембранная система позволяет оперативно изменять содержание гелия в сырьевом газе, поступающем на завод, а производство на Амурском ГПЗ обеспечивает уменьшение или увеличение выпуска продукта в соответствии с запросами потребителей.

СУДЬБА ГЕЛИЯ

На Амурском ГПЗ предусмотрены три установки тонкой очистки, сжижения и затаривания гелия мощностью 20 млн м³ товарного гелия в год каждая. Общая производительность предусмотрена на уровне 60 млн м³ / год в пересчете на газообразный гелий. Это сопоставимо с объемом, который в прошлом году был произведен в США.

В рамках первой очереди Амурского ГПЗ компания «Газпром переработка Благовещенск» (заказчик и инвестор этого проекта) запустит в эксплуатацию первую установку в 2021 г. Вторую планируется ввести в строй в первой половине 2022 г., а третью – в конце 2023 г. При этом «Газпром» уже давно ведет маркетинговую работу на международном рынке. В портфеле ООО «Газпром экспорт» имеются долгосрочные контракты с крупными игроками. Одновременно прорабатывается создание дополнительных мощностей по производству гелия. Такая возможность предусмотрена проектным решением, но все будет зависеть от рыночной ситуации.

Технологическая цепочка получения гелия состоит из трех частей: извлечения азотно-гелиевой смеси из природного газа, тонкой очистки гелия и затем сжижения.

В 2015 г. «Газпром» выбрал компанию Linde AG в качестве лицензиара технологии переработки природного газа для Амурского ГПЗ. Она выступает стратегическим партнером «Газпрома» и участвует во многих его проектах, где применяются криогенные технологии.

На Амурском ГПЗ Linde отвечает за проектирование и поставку установок выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, удаления азота и получения азотно-гелиевой смеси и тонкой очистки, сжижения и затаривания гелия. Для перевода «солнечного газа» в жидкое состояние будут применяться криогенные технологии, в которых для получения холода используются детандеры, понижающие температуру потока за счет совершения газом работы.

Полученный жидкий гелий будет поступать в блок хранения и отгрузки. В состав блока хранения входят криогенные емкости типа сосудов Дьюара. Далее жидкий гелий будет заливаться в криогенные автоцистерны, способные перевезти по 4,5 т газа каждая. Такие ISO-контейнеры – это высокотехнологичные резервуары с многослойной изоляцией, поскольку они перевозят чрезвычайно холодную жидкость. Перемещать подобное оборудование по железной дороге крайне рискованно, поэтому выбран именно автотранспорт. Логистическую инфраструктуру доставки жидкого гелия до портов Дальнего Востока для отгрузки на экспорт сегодня создает компания ООО «Газпром газэнергосеть гелий». Расстояние от завода до строящегося логистического центра обслуживания гелиевых контейнеров в районе Владивостока составляет около 1,5 тыс. км. В центре контейнеры будут должным образом обрабатывать и отправлять в порт для отгрузки на экспорт. Помимо этого, планируется, что в рамках логистического центра будут обслуживаться и потребители из восточных регионов России.

Реализуя Восточную газовую программу, специалисты ПАО «Газпром» решают целый комплекс задач – технологических, маркетинговых, логистических. Масштабный проект «Сила Сибири» охватывает огромную территорию, предусматривает создание одного из крупнейших в мире предприятий по переработке газа – Амурского ГПЗ. В перспективе завод даст новый импульс развитию регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также обеспечит нашей стране ведущие позиции на мировом рынке «солнечного газа», который как воздух необходим для развития в стране высокотехнологичных производств.

Амурский ГПЗ – это уникальное предприятие, которое открывает новый период в истории газовой отрасли нашей страны, а также знаменует собой новый этап развития мирового рынка гелия. Запланированное производство гелия будет самым большим в мире. Здесь будут жить и работать лучшие специалисты своего профиля. В связи с этим изначально проект предполагает не только строительство технологических объектов. На территории будет развиваться новая социальная инфраструктура. На федеральном уровне утвержден долгосрочный план комплексного социально-экономического развития г. Свободного. Он предусматривает благоустройство города за счет бюджетных и внебюджетных средств, создание новой современной городской среды. Для сотрудников компании «Газпром переработка Благовещенск» идет строительство жилья и социальных объектов. Возводится жилой микрорайон, в котором предусмотрены новая школа и детский сад с бассейном, поликлиника, спортивные и культурные учреждения. Уже сейчас регион получает сотни миллионов налоговых отчислений и тысячи новых рабочих мест, в перспективе – газификация, а также развитие экономики и социальной инфраструктуры всей Амурской обл. 

ООО «Газпром переработка Благовещенск»

676450, РФ, Амурская обл.,

городской округ г. Свободный,

г. Свободный, ТОСЭР Свободный

Адрес для корреспонденции:

117342, РФ, г. Москва,

ул. Профсоюзная, д. 65. корп. 1, оф. 901

Тел.: +7 (499) 580‑49‑99,

+7 (499) 580‑49‑98

E-mail: gppb@amurgpz.ru

www.blagoveshchenskpererabotka.

gazprom.ru

Текущий, 2019 г. для ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром» стал годом эффективной и слаженной работы трудового коллектива. Достигнуты установленные показатели в основных направлениях деятельности. Наиболее значимые результаты говорят о правильном системном подходе к управлению персоналом и распределению имеющихся ресурсов со стороны руководства, а также о творческом и инициативном подходе работников к решению стоящих перед ними задач. 

В сфере образовательной деятельности ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром» (Учебный центр) установлен рекордный результат по количеству обученных работников дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» – более 5,5 тыс. чел. Данный показатель имеет тенденцию роста при одновременном обеспечении высокого качества образовательного процесса. О положительном эффекте от реализуемых образовательных программ свидетельствуют отзывы дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром».

Выездная форма обучения зарекомендовала себя как перспективная и экономически выгодная технология реализации образовательной деятельности. Организуемые Учебным центром выездные занятия занимают до 50 % учебного процесса. В 2019 г. с применением выездного обучения подготовлено свыше 1200 слушателей, что почти в 1,5 раза больше, чем за 2018 г.

Стремительно развивается система дистанционного обучения. За 2019 г. с использованием дистанционных технологий обучено более 3,5 тыс. слушателей, что почти на 20 % больше, чем в 2018 г.

Особое внимание уделяется вопросу повышения эффективности обучения спасателей нештатных аварийно-спасательных формирований на право ведения аварийно-спасательных работ. Учебно-материальная база совершенствуется за счет приобретения новых образцов учебно-тренажерного оборудования и специализированного аварийно-спасательного инструмента и техники. В 2019 г. по программам подготовки спасателей обучено более 570 чел., проведено 11 выездных занятий.

В Учебном центре создано и успешно функционирует подразделение строительного контроля. Внедрен механизм сопровождения строительства, подготовлены предложения по совершенствованию проектных решений для обеспечения соответствия возводимых объектов учебно-материальной базы самым высоким современным требованиям.

В отношении поддержания устойчивости функционирования выполнены все необходимые работы по планово-предупредительному ремонту, замене оборудования, обеспечению его работоспособного состояния. При участии Управления ПАО «Газпром» (О.И. Шаповалов) реализованы мероприятия по проверке и оценке готовности.

Прошедший период можно охарактеризовать как время серьезных структурных изменений. Это касается появления и становления нового подразделения с широким кругом задач и возможностей, основы для будущих проектов – филиала в Ленинградской обл. Ставка на данный филиал делается в контексте расширения деятельности Учебного центра, организации оперативного взаимодействия с профильным Управлением ПАО «Газпром» (О.И. Шаповалов) и охвата дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» северо-западных регионов России.

Учебный центр развивается и имеет положительные результаты. В преддверии Нового года коллектив Учебного центра желает всем успешной реализации задуманных планов, новых побед и достижений!

ЧОУ ДПО «Учебный центр ПАО «Газпром»

143522, РФ, Московская обл.,

Истринский р-н, Костровское с/п,

д. Хволово, д. 15

Тел.: +7 (495) 719-63-31

Факс: +7 (495) 719-63-38

www.sdo.gazprom.ru

«Сервисная Компания ИНТРА», инжиниринговая компания, осуществляет комплекс работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и трубопроводов на предприятиях топливно-энергетического комплекса. Деятельность компании направлена на повышение эффективности производства, уменьшение времени запланированных и предупреждение незапланированных простоев, обеспечение максимального срока службы оборудования, сокращение затрат на проведение технического обслуживания, текущего и капитального ремонта.

В 2019 г. «Сервисная Компания ИНТРА» продолжает реализацию стратегии по разработке отечественных ключевых ремонтных технологий. Результатом этого стало 100 %-ное импортозамещение технологий устранения утечек под давлением и композитного ремонта, 95 %-ное – врезки и перекрытия трубопровода под давлением.

По итогам года устранено 489 утечек на 46 объектах производства, общее количество работ по проекту составило 3400 утечек, в том числе на объектах химии и нефтехимии. Кроме того, выполнены работы по предупреждению утечек на объектах нефтепереработки и магистральных газопроводов (восстановление несущей способности и герметичности нескольких десятков дефектных сварных соединений и исключение аварийной разгерметизации критичных позиций фланцевых соединений).

Наличие собственного конструкторского бюро, специализированных программных блоков моделирования и расчета конструкций позволило компании значительно увеличить возможность решения нетиповых задач, в частности:

– выполнить несколько десятков работ по устранению утечек высокого давления (более 10 МПа);

– успешно завершить работы по оперативному устранению утечек на разъемах корпуса аппаратов типоразмеров Ду 1400–1800 мм, элементов колонн и емкостей диаметром 1800–2000 мм.

В уходящем году «Сервисная Компания ИНТРА» значительно усилила компетенции региональных центров в Самаре и Уфе, что обеспечило оперативное выполнение работ на 14 объектах нефте-переработки и нефтехимии (устранено более 140 утечек).

В рамках запуска крупнейшего нефтехимического производства ООО «ЗапСибНефтехим» компанией организован центр в Тобольске для оперативного выполнения работ по текущим задачам на объектах ООО «СИБУР Тобольск», а также мероприятий по обеспечению процедур запуска.

Независимо от сложности работ специалисты «Сервисной Компании ИНТРА» используют материалы только собственного производства. Для устранения утечек под давлением применяются герметизируемые зажимы INTRASEAL и самогерметизирующиеся зажимы INTRACASE. Для монтажа композитных муфт – уникальный материал INTRACOMPOSITE. С его помощью можно восстанавливать свойства дефектных участков труб, укреплять и защищать их от коррозии.

В частности, в 2019 г. был осуществлен композитный ремонт 6 участков технологических трубопроводов Ду 400 мм и 22 участков различного диаметра на ряде производственных объектов. Благодаря проведенным работам восстановлена несущая способность и герметичность конструкций.

За последние 7 лет «Сервисной Компанией ИНТРА» выполнено более 500 проектов по врезке и перекрытию магистральных, технологических и промысловых трубопроводов на территории России и СНГ.

В рамках проекта на Уренгойском месторождении (Ямало-Ненецкий АО), реализованного специалистами «Сервисной Компании ИНТРА» в июле – декабре 2019 г., выполнено более 30 работ с применением технологии врезки и перекрытия трубопроводов Ду 57–1020 мм с рабочим давлением до 13 МПа. Уникальность произведенных работ заключается в применении разрезных тройников, рассчитанных на давление до 25 МПа. Для данного проекта изготовлены тройники с толщиной стенки обечайки до 76 мм, а также проведена аттестация технологии сварки в Национальном агентстве контроля сварки. Работы по приварке тройников выполнили специалисты сварочного производства «Сервисной Компании ИНТРА». Инновационный подход и высокая квалификация сотрудников позволили произвести работы, ранее нигде не производившиеся.

В зависимости от задачи технология врезки и перекрытия трубопроводов под давлением позволяет осуществлять работы на трубопроводах с различными технологическими параметрами. С использованием оборудования производства «Сервисной Компании ИНТРА» реализовано несколько крупных проектов на объектах ПАО «Газпром» по врезке и двухстороннему перекрытию трубопроводов. В декабре 2019 г. успешно завершены работы по подключению газопровода-отвода и газораспределительной станции Уссурийска Приморского края (подключение трубопровода-отвода Ду 426 мм в действующий трубопровод Ду 1220 мм).

«Сервисная Компания ИНТРА» имеет многолетний опыт проведения работ по ремонту объектов газораспределительных систем. В 2019 г. проведено 26 работ по переустройству газопроводов в газораспределительной организации «ПетербургГаз». В ходе проекта применена так называемая мобильная система байпасной линии из плоскосворачиваемых рукавов. Такие системы используются для перекачки различных сред на значительные расстояния и обладают рядом существенных преимуществ перед трубопроводами из металлических и неметаллических труб. Прежде всего, они обладают меньшей массой и габаритами, лучше приспособлены для работы в стесненных условиях города. Такое технологическое решение позволило ООО «ПетербургГаз» оптимизировать сроки выполнения работ и сократить затраты.

ООО «Сервисная Компания ИНТРА»

195027, РФ, г. Санкт-Петербург,

ул. Магнитогорская, д. 17Т

Тел.: +7 (812) 313‑50‑92

Е-mail: intra@intratool.ru

www.sc-intra.ru

Известная концепция плавучих заводов и терминалов сжиженного природного газа (СПГ) в последнее время набирает популярность и демонстрирует несомненные перспективы развития.

ОСНОВНЫЕ СТИМУЛЫ РАЗВИТИЯ ПЛАВУЧИХ ЗАВОДОВ И ТЕРМИНАЛОВ СПГ

Еще совсем недавно рынок СПГ выглядел намного проще и понятнее. В нем участвовало ограниченное число продавцов и покупателей, большинство из которых составляли крупнейшие нефтегазовые компании с высокими кредитными рейтингами, национальные нефтегазовые группы или торговые дома (например, Японии). Рынок работал строго в соответствии с канонами экономической науки: проекты были оптимально эффективными с точки зрения эффекта масштаба, страховались долгосрочными (20–30 лет) контрактами на условиях «бери или плати». Это гарантировало стабильную выручку продавцам и энергобезопасность покупателям.

Сегодня рынок СПГ выходит на другой уровень, появляются новые, некрупные производители. Большинство аналитиков отмечают, что рынок значительно «перегревается» за счет увеличения предложения из России, США и Австралии, что, в свою очередь, приводит к росту волатильности, непредсказуемости цен и существенным инвестиционным рискам. Многие покупатели сегодня предпочитают краткосрочные контракты или спотовые сделки. Избыточное предложение и гибкие цены позволяют небольшим компаниям избегать долгосрочных обязательств. Таким образом, неизбежное повышение конкуренции среди производителей / продавцов увеличивает риски бизнеса СПГ.

Следующие факторы непосредственно влияют на спрос СПГ:

– топливная конкуренция в сфере производства электроэнергии (уголь);

– развитие возобновляемой энергетики;

– реформирование внутреннего рынка газа в странах-потребителях;

– политические кампании в целях снижения выбросов углекислого газа;

– замедление экономического роста в странах – основных потребителях СПГ (таких как Япония, Южная Корея и Тайвань);

– появление новых лидеров среди импортеров (Китай, Индия и быстрорастущие экономики стран Азии предпочитают спотовые контракты);

– Европа занимает место основного рынка СПГ (изначально предполагалось, что основным будет рынок Азии, но под влиянием торговых войн он переместился на Запад);

– прогнозируемый в ближайшее время рост импорта СПГ в Европу по причине кардинального изменения энергетической политики в ряде стран, повышения роли возобновляемых источников энергии, сокращения атомного сектора и падения внутреннего производства;

– быстрый рост потребления СПГ в странах Ближнего Востока и Северной Африки.

В сложившейся ситуации плавучие заводы и терминалы СПГ FLNG (floating liquefied natural gas platform) становятся востребованной концепцией. Такая новая модель / проектное решение оказалась более дешевой, многовариантной и менее рискованной для инвесторов. Она предусматривает возможность аренды готовых объектов вместо строительства дорогостоящих береговых терминалов. Значительного снижения рисков можно достичь путем изменения месторасположения без больших затрат (например, при истощении сырьевых запасов месторождения) или сдачи в аренду FLNG. В силу этих и ряда других причин FLNG наилучшим образом соответствует реалиям современного рынка, в условиях которого необходимо действовать быстро, чтобы уменьшить риски при падении цен и росте конкуренции.

Следует отметить, что изначально увеличение спроса на СПГ было вызвано не только падением цен, но и развитием плавучих хранилищ и регазификационных площадок FSRU (floating storage regasification unit). Очевидная тенденция усиления дисбаланса спроса и предложения на рынке СПГ делает строительство крупных объектов малопривлекательным для инвесторов [1]. Это способствует образованию определенной ниши на рынке: FLNG и FSRU представляют собой следующий (после различных вариантов мини-СПГ) уровень доступных и эффективных решений для обеспечения гибкого предложения. По сравнению с традиционными наземными терминалами стоимость этих проектов существенно ниже, при этом они могут обеспечить быструю доставку и способствуют расширению рынка СПГ по всему миру.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ FLNG

На сегодняшний день существует два типа FLNG: FSRU и плавучие сжижающие терминалы FPSO (floating production, storage and offloading). Один тип предназна-чен для обеспечения импорта, другой – для производства СПГ. Оба проекта намного дешевле и быстрее в реализации, чем традиционные заводы. Традиционные регазификационные терминалы строятся уже на протяжении более чем 50 лет, в то время как FSRU – это достаточно новое решение. Первый проект был запущен только в 2005 г., а первый FLNG разработан на основе баржи еще в 1950‑х гг., но только в 2016 г. был реализован [2].

Сегодня FSRU – апробированное, надежное, конкурентоспособное решение, имеющее ряд несомненных преимуществ по сравнению с традиционными наземными терминалами. Внедрение FPSO развивается по тому же сценарию. Стоимость строительства примерно в пять раз меньше, чем у наземных терминалов, а переоборудование / конверсия может осуществляться за 1,5 г. (для традиционного терминала этот срок составляет 3–5 лет). Период реализации с момента принятия решения и до запуска наземных СПГ-объектов часто составляет более 5 лет. В этой связи в условиях непредсказуемого спроса мобильность плавучего завода имеет ряд преимуществ. В качестве примера можно привести Египет, который, являясь одним из экспортеров СПГ, был вынужден несколько лет его импортировать, чтобы удовлетворить внутренний спрос. Возможность арендовать плавучие терминалы предоставляет импортерам шанс быстро получить СПГ в условиях любого дефицита.

Концепция FLNG способствует развитию рынка СПГ: приходят новые участники – небольшие компании, продавцы и покупатели, которые ранее не экспортировали / импортировали газ. Благодаря FLNG СПГ начинают экспортировать Мавритания, Камерун, Мозамбик (см. табл.). Маленький или средний FLNG отвечает всем требованиям таких продавцов и покупателей. Несомненно, проектное финансирование легче привлечь крупным участникам с хорошей репутацией, тогда как небольшие компании не могут рассчитывать на приемлемые условия при строительстве традиционного завода. В случае аренды FLNG или использования толлинговой схемы нет необходимости в значительном проектном финансировании и открывается реальная возможность хорошо зарекомендовать себя для новых участников рынка СПГ.

В 2016 г. был запущен первый в мире полноценный FLNG – PFLNG Satu (рис. 1). Сначала он работал на месторождении Kebabangan, в 2019 г. был направлен на месторождение Kanowit. Корпорация Petronas протестировала главную особенность данного завода: возможность перемещения и успешной работы на разных месторождениях [8]. На данный момент четыре проекта уже реализуется и около десятка находится на той или иной стадии проработки. Нефтегазовая платформа Prelude стала первым плавучим заводом и хранилищем; инвестиционное решение о ее создании было принято в 2011 г., но на полную мощность завод вышел только в 2019 г. Очевидно, что инженерные и технические сложности проекта такого масштаба не позволили продемонстрировать короткие сроки реализации, и в целом они были сопоставимы со сроками строительства традиционного наземного завода СПГ. Проект Prelude рассчитан на 25 лет непрерывной работы, запас прочности корпуса корабля – на 50 лет [9].

ПРОБЛЕМЫ FLNG

Несмотря на очевидные преимущества, нельзя игнорировать ряд сложностей юридического, технического, экономического и операционного характера, с которыми неизбежно сталкиваются такие проекты-пионеры.

Законодательные, культурные и др. особенности разных стран. Наземные традиционные объекты строятся с привлечением преимущественно местной рабочей силы и на своей территории, тогда как строительство или переоборудование FLNG происходит за границей. Обычно национальные правительства в первую очередь заинтересованы в строительстве наземных объектов: Abadi (Индонезия), Greater Sunrise (Австралия) и Танзания.

Соответствие технологии специфике конкретного разрабатываемого месторождения. Согласно [10] существенное сокращение инвестиций в геологоразведочные работы, вызванное падением цен на нефть в 2014 г., привело к снижению темпов роста ресурсной базы. Также отсутствие эффекта масштаба существенно ограничивает потенциальную ресурсную базу для FLNG проектами мини-СПГ и разработкой удаленных месторождений. В результате такие заводы интегрируются в большой добычный проект и становятся более технически сложным и дорогостоящим решением.

Особая роль сотрудничества между операторами, поставщиками и местным правительством. Результатом сотрудничества должен стать оптимальный договор на покупку всего произведенного продукта, а также благоприятный фискальный и регулирующий режимы.

Персонализация формирования бизнес-модели и финансирова-ния проектов строительства и эксплуатации FLNG.

Гарантией успешной реализации данных проектов может стать многостороннее сотрудничество производителей, потребителей, посредников и других заинтересованных сторон. Другое важное условие – эффективное лидерство, которое в таких сложных тандемах должно быть гибким как по времени, так и по содержанию в зависимости от конкретных координат, в рамках которых реализуется данный проект.

МОДЕЛИ СОТРУДНИЧЕСТВА ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ FLNG

Можно выделить три основные модели и ряд гибридных вариантов сотрудничества при реализации FLNG [11]:

– интегрированная модель;

– проектная компания или сервисная модель;

– толлинговая модель.

Выбор той или иной модели определяет структуру проекта, типы контрактов и распределение рисков среди участников. Сокращение рисков и достижение нужного паритета интересов – основные условия для успешной реализации данных проектов.

Решение этого вопроса также основывается на множестве факторов, среди которых юридические условия разработки добычных активов, местное законодательство, налоговый режим, ожидания сторон и распределение рисков.

Интегрированная модель

В этой модели предполагается, что участники добычного проекта создают всю необходимую для производства, сжижения и реализации газа инфраструктуру (рис. 2). Соответствующими правовыми инструментами определяются доли в производстве между государством и участниками и между самими участниками. Согласно типовому производственному соглашению, выбирается оператор проекта, который осуществляет его реализацию. Обычно он отвечает за обеспечение необходимых активов для разработки месторождения. Каждый участник может в пределах своей доли производить и продавать газ третьей стороне или делать это совместно с другими. В случае продажи СПГ одним участником, определяется выделяемая каждому доля, и все участники могут в дальнейшем вести переговоры с покупателями сепаратно. Вопросы объемов, доступа к хранилищам, отгрузочным мощностям и ответственности в случае нарушения отгрузки решаются отдельными договорами сторон.

В широком смысле интегрированная модель представляет собой одно или несколько юридических лиц, владеющих активами c единым финансированием. Простота модели – ее основное преимущество, особенно в вопросах кредитования. Такая деятельность, как сжижение, относится к разведке и добыче; стоимость FLNG становится частью возмещаемых расходов добычного проекта.

Одной из известных вариаций данной модели стала схема, по которой финансирование добычного проекта осуществляется отдельно от транспортировки. В качестве примера можно привести проект Coral South. Завод принадлежит и финансируется специализированной компанией, и, несмотря на общую собственность, кредиторы данной компании не обладают правами собственности на месторождения – только на само судно и продукт.

Интегрированная модель в значительной степени связана с кредитоспособностью покупателей СПГ. Одно из преимуществ FLNG заключается в том, что более низкие капитальные затраты позволяют обеспечивать финансирование путем одного соглашения на покупку всего произведенного продукта, особенно в случае, когда покупателем выступает крупнейшая нефтегазовая компания или торговый дом, а сам договор заключается на условиях «бери или плати». Примером такой схемы стали FLNG Hilli Episeyo (ПАО «Газпром» был выкуплен весь объем продукции) и Gandria FLNG (компания Gunvor Group Ltd выкупила всю продукцию сроком на 10 лет) [13].

Модель с проектной компанией

Эта модель – самый распространенный вариант реализации традиционного СПГ-проекта (рис. 3). Проектная компания строит или покупает судно, закупает газ у владельцев / разработчиков месторождений, перерабатывает его и продает конечный продукт. Часто владельцы добычного проекта становятся акционерами данной проектной компании пропорционально своим долям в добычном проекте. Такой подход существенно снижает риски по ценообразованию и, соответственно, при маркетинге СПГ. Долю в проекте (проектной компании) могут получить собственники судна или владельцы технологических лицензий, национальные компании и др., что, несомненно, повышает финансовую устойчивость проекта.

Данная модель лучше всего подходит для разработки небольших, удаленных месторождений. Производитель газа арендует корабль у независимого владельца на долгосрочной основе и продает СПГ на условиях FOB («free on board») или DES (data encryption standard).

Последние 10 лет китайские фонды и национальные финансовые организации приходят в данный сектор, предлагая более широкое финансовое покрытие (например, Golar LNG Ltd – до 80 %) и более выгодные условия по сравнению с предыдущими кредиторами. Остается неясным, готовы ли новые инвесторы к технологическим рискам таких проектов и насколько эта позиция объясняется попыткой гарантировать загруженность собственных верфей. Есть вероятность того, что владельцы китайских верфей предпримут еще более агрессивные действия для получения существенной доли на этом растущем рынке путем широкой интеграции в рамках данных проектов.

В случае с Golar Hilli Episeyo финансирование было предоставлено China State Shipbuilding Co. под гарантии будущих продаж и на условиях обратной аренды.

Толлинговая модель

Третья наиболее распространенная схема, при которой толлинговая компания получает плату за производство, сжижение и хранение СПГ, не владея или не распоряжаясь сырьем или конечным продуктом (рис. 4). Данная компания отвечает за строительство / аренду и эксплуатацию судна. Толлинговая оплата обычно покрывает оперативные издержки и прибыль. Владельцы месторождения также могут стать стороной в толлинговой схеме, зафиксировав объем перерабатываемого газа и соответствующую оплату. Подобно модели с проектной компанией, владельцы месторождения не несут никаких издержек при эксплуатации судна.

Некоторые коммерческие и юридические особенности реализации проектов

Возможный размер усредненного проекта FLNG предполагает участие множества разнообразных компаний и организаций:

– национальных и международных нефтегазовых компаний;

– независимых компаний;

– добычных сервисных компаний;

– независимых подрядчиков;

– держателей технологий;

– владельцев / операторов судна;

– толлинговых компаний;

– покупателей СПГ;

– владельцев традиционных судов на СПГ;

– различных логистических сервисных компаний;

– поставщиков топлива;

– государственных структур.

Следует отметить, что, если судно находится в территориальных водах вблизи месторождения, правовой режим, которым регулируется добычная деятельность, в том числе соответствующие правовые инструменты (лицензии, соглашение о разделе продукции, соглаше-ние о совместной эксплуатации), включается в стоимостную цепочку проекта FLNG (рис. 5).

Четыре фактора, определяющие выбор модели

Технический. Несмотря на внушительный опыт (более 30 лет) успешного развития оффшорных проектов в целом, нужно признать, что технологии строительства и эксплуатации FLNG еще находятся на этапе разработки / пилотного тестирования и не отработаны на коммерческой основе. Основные риски можно условно разделить на три группы: интеграция всего оборудования на одном судне, выбор оптимальной системы минимизации потерь СПГ, соответствие оборудования / технологий стандартам работы в море.

Операционный. Согласно логистике проекта, минимальный срок эксплуатации судна без капитального ремонта в сухих доках составляет 20 лет. Основные сложности заключаются в обеспечении непрерывной работы завода: сбой в работе одной из подсистем проекта может привести к остановке производства, консервации месторождения и срывам поставки СПГ потребителю.

Коммерческий. На концептуальном уровне необходимо продумать всю контрактную обвязку всех участников стоимостной цепочки с учетом баланса их интересов и нивелирования рисков. Каждый отдельный контракт должен не только гарантировать интересы сторон, но и стимулировать их общую заинтересованность в успехе всего проекта на протяжении его жизненного цикла. В первую очередь учитываются такие факторы, как доступный источник газа, альтернативные трубопроводы и другая инфраструктура, стоимость добычи, производства и эксплуатации судна, спрос и рыночная цена на СПГ, степень и размер рисков невыполнения обязательств по стоимостной цепочке. На уровне контрактов для создания у участников взаимной заинтересованности в успешной реализации проекта на всех его стадиях применяется система поощрений и наказаний.

Юридический. В рамках данной работы кратко отметим, что условно все юридические аспекты можно разделить на добычные и непосредственно связанные со строительством судна. Техноло-гическая и правовая близость FLNG и традиционного добычного предприятия предполагает близкий правовой режим. Однако поскольку FLNG – это сложный многосоставный проект со множеством вовлеченных сторон, то уже на этапе его строительства на верфях возникает самый трудный правовой вопрос: определение ответственности сторон. Похожая ситуация складывается и на этапе транспортировки судна к месторождению и введения его в эксплуатацию. Данная задача решается в рамках контракта на инжиниринговые, закупочные, строительные, монтажные и пусконаладочные работы [12].

ВЫВОДЫ

Проекты строительства и эксплуатации FLNG, несомненно, одна из самых сложных и перспективных концепций в области добычи, производства, транспортировки и продажи СПГ. Их развитие было вызвано технологическим прогрессом и фундаментальными изменениями на мировых газовых рынках: коммерциализацией СПГ и появлением «рынка покупателя». Данные проекты позволяют оперативно решить проблемы экономической и политической нестабильности в ряде регионов.

Строительство и эксплуатация FLNG – пример наисложнейшего интегрированного проекта, успех которого полностью зависит от продуктивного многостороннего сотрудничества экспортеров, импортеров, государственных организаций, финансовых компаний и других участников.

На данный момент не существует типовых отработанных решений и каждый проект представляет собой уникальную систему, спроектированную для работы в конкретных условиях.

Проекты FLNG (FPSO) в мире [3–6]FLNG (FPSO) projects worldwide [3–6]

Участок трубы большого диаметра (ТБД) с самыми низкими и нестабильными значениями вязкости металла – это зона сплавления (ЗС) продольного сварного соединения. Она захватывает прилегающие к линии сплавления (ЛС) участки зоны термического влияния (ЗТВ) и сварного шва [1]. У труб с большой толщиной стенки металл в ЗС сварных соединений, как правило, имеет пониженную ударную вязкость и величину критического раскрытия в вершине трещины CTOD (crack tip opening displacement) в связи с формированием неблагоприятной структуры в зонах крупного зерна и межкритического нагрева ЗТВ, содержащей грубый гранулярный бейнит, островки фазы мартенсит / аустенит (МА), а также карбиды и неметаллические включения [2–6].

Испытания металла на трещиностойкость проводятся путем определения величины раскрытия кончика трещины перед началом ее нестабильного распространения [7–9]. Результаты измерений CTOD существенно зависят от стесненности деформации металла при нагружении и его структурного состояния в зоне начала разрушения.

Цель проведенных в настоящей работе исследований – выявить особенности напряженно-деформированного состояния, изучить характер распространения трещины, специфику разрушения и структурное состояние металла на фронте усталостной трещины при испытаниях ЗС продольного сварного соединения ТБД на трещиностойкость с определением величины CTOD при температуре –20 °С (CTOD–20) на полнотолщинных образцах, а также оценить валидность таких испытаний в качестве стандартной методики тестирования работоспособности трубной продукции.

ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРА РАЗРУШЕНИЯ И СТРУКТУРЫ МЕТАЛЛА В ЗС

Материал для исследования

Характер разрушения и особенности структуры металла на фронте усталостной трещины при испытаниях на трещиностойкость изучали на материале прямошовных одношовных ТБД разного исполнения класса прочности К60 размером 1420 × 25,8 мм. Листы для труб были изготовлены по технологии термомеханической обработки из низкоуглеродистой микролегированной стали с типичной для данных изделий композицией легирования: 0,07 мас. % C, 1,65 мас. % Mn + Nb + Ti + V (далее материал обозначается К60-1), а также из аналогичной стали с добавкой Ni + Cu (К60-2). Продольные сварные швы были выполнены по стандартной методике путем двухсторонней сварки с Х-образной разделкой. Механические свойства основного металла трубы (ОМ) и сварного соединения соответствовали требованиям [10] для труб категории класса D прочности К60 при рабочем давлении до 10,0 МПа включительно.

Испытания материала ЗС на трещиностойкость проводили согласно [11] методом нагружения трехточечным изгибом на поперечных образцах типа SENB (single-edge notched bend) в полную толщину металла с надрезом по толщине (сквозной надрез, ориентация NP), захватывающим 50 % материала шва и 50 % ЗТВ. В качестве результата фиксировали минимальное значение трещиностойкости для серии из шести образцов. Дополнительно делали тесты по центру сварного шва труб.

Обнаружено, что уровень трещиностойкости металла в ЗС труб зависит от состава: среднее значение CTOD–20 для образцов К60–1 составило 0,23 мм, для К60–2 – 0,72 мм. Аналогичные параметры центра шва оказались стабильными: CTOD–20 – порядка 0,40 мм. В качестве объектов для дальнейшего исследования из каждой серии отобрали образцы с минимальным и максимальным уровнями трещиностойкости.

Фрактография изломов образцов

Характерный вид изломов образцов из ЗС для измерения CTOD (CTOD-образцов) после их доламывания в прессе показан на рис. 1. На материале с низкой трещиностойкостью появился излом с полностью хрупким началом разрушения и отсутствием вязкого участка. Напротив, в изломе образцов с высоким уровнем трещиностойкости в зоне страгивания трещины присутствует участок вязкого разрушения протяженностью от 0,15 до 2,0–2,5 мм с мелкими ямками. Распространение трещины происходило по механизму хрупкого разрушения с фасетками скола. Большему размеру вязкого участка соответствовала более высокая трещиностойкость металла.

Согласно полученным результатам (рис. 2), удовлетворительные значения CTOD–20 ≥ 0,20 мм при страгивании трещины можно получить в том случае, если длина участка вязкого разрушения составляет не менее 0,1 мм.

Геометрические характеристики зоны страгивания трещины

Расположение надреза на CTOD-образце контролируется по соотношению длин сечений швов (a1 и a3) и ЗТВ (a2), при этом требование «50 % металла шва + 50 % ЗТВ» выполняется при соблюдении условия: a1 + a3 = a2 (рис. 3). В случае отклонения надреза от заданного положения в сторону сварных швов или ОМ это соотношение нарушается. Для оценки положения фронта усталостной трещины в сечении сварных соединений, измерений твердости и металлографического анализа были изготовлены шлифы, которые представляли собой вертикальное сечение образца плоскостью, перпендикулярной поверхности разрушения и поверхности трубы, сразу за вершиной усталостной трещины (согласно [11]).

Разница длин швов и ЗТВ ( = (a1 + a3) – a2) на фронте усталостной трещины на поперечных микрошлифах варьировалась в пределах от –0,1 до 1,7 мм, что составляет не более 5–6 % от толщины образца (24,6–25,3 мм). Согласно данным об изменении расположения надреза при разных соотношениях длин швов и ЗТВ, во всех случаях величина отклонения от «идеального» положения фронта усталостной трещины составляла порядка 0,1–0,45 мм (допустимое отклонение трещины для данного расположения надреза по ЗС сварных соединений в [11] не регламентировано). Важно отметить, что при настолько малых отклонениях в положении фронта усталостной трещины могут быть получены как низкий, так и высокий уровни трещиностойкости металла в ЗС труб.

Положение надреза относительно участков металла с разным структурным состоянием в ЗТВ принципиально различается у образцов, испытанных на ударную вязкость с V-образным надрезом (KCV-образцов), и полнотолщинных CTOD-образцов типа SENB (рис. 3). Образцы KCV располагаются вблизи поверхности трубы, и надрез пересекает ЛС любого из швов только один раз. Этим обеспечивается точное позиционирование надреза и места расположения наибольших деформаций у ЛС в области с неблагоприятной структурой металла – в зоне крупного зерна ЗТВ и в расположенной чуть дальше зоне межкритического нагрева. В свою очередь, в CTOD-образце надрез пересекает две ЛС, а зоны крупного зерна и межкритического нагрева ЗТВ достаточно удалены от места страгивания усталостной трещины. При этом в середине сечения, где имеются наибольшие деформации, расположены зоны субкритического нагрева ЗТВ или ОМ, которые в целом имеют более высокую вязкость.

Твердость металла в зоне сплавления

Согласно полученным данным о распределении твердости по методу Виккерса (нагрузка 4,9 Н, HV0,5 по [12]) вдоль фронта трещины (на расстоянии порядка 1 мм) на шлифах, протяженность участков ЗТВ при низкой трещиностойкости материала больше, чем при высокой (рис. 4). Равноудаленный от швов участок металла (срединная зона), на котором твердость оставалась постоянной, был более протяженным для образца с высокой трещиностойкостью. Твердость этого участка (≈ 200 HV0,5) несколько ниже твердости ОМ (≈ 215 HV0,5), что объясняется наличием зон субкритического нагрева ЗТВ, а также подвергнутого низкому отпуску ОМ.

Микроструктура металла в зоне страгивания трещины

Структура металла на фронте усталостной трещины в срединной зоне образцов с низкой трещиностойкостью была представлена полигональным и квазиполигональным ферритом, а также мелкими участками бейнита и выделениями карбидов (рис. 5 а), что соответствует зоне субкритического нагрева ЗТВ. При высокой трещиностойкости образцов материал в этой области имел характерную для ОМ ориентированную структуру с полосами бейнита в ферритной матрице и следами отпуска в виде выделений карбидов на границах и в теле зерен (рис. 5 б).

В структуре металла на фронте трещины в зоне межкритического нагрева ЗТВ были выявлены островки МА-составляющей размером 1,7–2,5 мкм. Доля реечного бейнита в зоне крупного зерна трубы К60–2 была больше, чем у К60–1, что, очевидно, обуславливает несколько более высокие значения CTOD–20 в ЗС К60–2. В целом ЗТВ взятых из одной трубы образцов с существенно различающимися значениями CTOD–20 имели близкое строение.

Общий более низкий или более высокий уровень трещиностойкости материала ЗС труб с различающимся легированием (наличие / отсутствие добавки Ni + Cu) определялся структурным состоянием металла ЗТВ: количеством и видом бейнита и МА-составляющей в структуре зон крупного зерна и межкритического нагрева. Особенности структуры металла ЗТВ играют важную роль при расширении очага разрушения от центра к периферии сечения образца. Для образцов ЗС конкретной трубы характер распространения трещины (полностью хрупкое разрушение с низкими значениями CTOD–20 или изначально вязкое с большим – около 2 мм – участком и высокими значениями CTOD–20) определялся отсутствием или наличием ОМ на фронте трещины между швами, где при нагружении имеют место наибольшие деформации материала.

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАРОЖДЕНИЯ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТРЕЩИНЫ ДЛЯ МЕТАЛЛА ТБД С ЗАДАННЫМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ

Численное моделирование зарождения и распространения трещины проводили с использованием программного пакета Ansys [13]. Геометрические модели соответствовали реальным образцам ЗТВ после наведения усталостной трещины, а граничные условия – их испытанию в испытательной машине (заданы фиксация узлов опорных валиков по всем степеням свободы, кинематические условия перемещения пуансона в вертикальном направлении). На первом этапе моделирования было определено влияние геометрии фронта усталостной трещины на критический параметр трещиностойкости [14–16]. На втором – рассматривалось распространение трещины в образцах.

Геометрические параметры модели испытаний на CTOD

Расчетные модели полностью соответствуют реальным размерам образцов и рабочей части испытательной машины. В процессе натурных испытаний обнаружились существенные вариации геометрии фронта усталостной трещины. Необходимо отметить, что разница величин остаточной рабочей площади образцов обусловила значительное различие в напряженном состоянии в вершине трещины при идентичных кинематических нагрузках. Например, для трех образцов из одной серии остаточная площадь была различной; профиль фронта трещины первого образца оказался гладким и близким к полуэллиптическому; у второго образца – прямым с выступом по центру; у третьего – имел вид зубцов пилы (рис. 6). Таким образом, уже на этапе подготовки моделей стало очевидно, что образцы существенно неодинаковы.

Модель материала образца

Для всех образцов использовали идентичные модели материала. Упругопластическую модель материала строили по усредненным истинным диаграммам деформирования стали К60 для температуры испытаний на CTOD –20 °С. Принятая диаграмма деформирования представлена на рис. 7.

Истинная диаграмма деформирования получена путем полигональной аппроксимации инженерных диаграмм современных сталей для труб класса прочности К60 разного исполнения. Пересчет свойств на температуру –20 °С проведен с помощью собственных данных.

Для решения задачи роста трещины применили метод модели материала когезионной зоны, основанный на разделении элементов с учетом нормального напряжения разрушения и критической энергии нормального разделения в вершине трещины [17].

Граничные условия в математической модели и конечно-элементная сетка

Нагружение при математическом моделировании полностью соответствует условиям испытаний. Образец подвергается трехточечному изгибу. В местах опор и в нажимном устройстве машины находятся валики. Для опорных валиков запрещено перемещение узлов конечно-элементной сетки. Нагружение кинематическое, поскольку задано перемещение центрального валика. Передача нагружения на образец моделируется на базе контактной задачи с трением. Коэффициент трения принят равным 0,3.

С точки зрения математики определение параметров трещиностойкости и анализ роста трещины – это задачи, которые требуют различной конечно-элементной интерпретации моделей. При определении параметра коэффициента интенсивности напряжений (КИН) принято использовать сдвинутые к фронту трещины и имеющие на нем особенности квадратичные изопараметрические элементы [14]. При расчетах размер ребра элемента был подобран таким образом, что его изменение не влияло на результат, другими словами, была получена сходимость решения задачи по сетке.

Анализ зарождения трещины

На рис. 8 показаны коэффициенты интенсивности напряжений в вершинах трещин трех образцов из одной серии при условии наличия пластического течения в вершине трещины.

На графиках хорошо заметны пики КИН при неровной границе вершины трещины, превышающие средние значения в 1,5 раза и более, при этом методически расчетная начальная длина трещины a0 [18] (по которой определяется величина CTOD) отличается от длин аi не более чем в 1,05 раза.

Таким образом, даже при наличии абсолютно идентичных характеристик металла в образцах, но при различной геометрии вершины усталостной трещины при испытаниях на CTOD трещины в образцах будут развиваться неодинаково. Этот факт не позволяет корректно интерпретировать результаты измерений CTOD, поскольку идентичность образцов не обеспечивается.

Анализ развития трещины

Проведение численного моделирования позволило определить картину роста трещины в CTOD-образцах в случае постоянного кинематического нагружения вплоть до разрушения (рис. 9).

На первом этапе геометрия нового фронта трещины стремится к полуэллиптическому виду. Начальные зоны развития трещины совпадают с пиковыми расчетными значениями КИН, соответственно, геометрия фронта первоначальной усталостной (наведенной) трещины определяет ее дальнейшее развитие.

При испытаниях в заводских условиях раскрытие CTOD-образцов труб К60 размером 1420 × 25,8 мм согласно диаграммам «сила – удлинение» составило 4,2 мм, что, в соответствии с расчетами, ограничивает развитие трещины на глубину не более 15 % от остаточной части металла. Вследствие этого результаты натурных испытаний на CTOD охватывают не более 7 % сечения всего образца и не показательны в отношении работы всего сечения как единого целого.

Для корректной оценки критического раскрытия в вершине трещины с учетом полной толщины образца необходимо, чтобы фронт усталостной трещины был полуэллиптическим и КИН равномерно распределялся по длине трещины. Это обеспечит работу всего металла по толщине, а не локальных его участков.

Рассчитаны распределения эквивалентных напряжений при уровне раскрытия от 0,9 до 13,03 мм. Согласно полученным результатам (рис. 10, 11), напряженное состояние остаточной части образца имеет одинаковый уровень эквивалентных напряжений в зоне трещины вне зависимости от величины раскрытия и подроста трещины в процессе его разрушения (плато и ниспадающая часть усилия нагружения пуансоном).

Сохранение напряженно-деформированного состояния при распространении трещины говорит о сохранении накопленной энергии нагружения от упругого изгиба самого образца и рабочей части испытательной машины. Схожую картину нагружения и сохранения внутренней энергии в металле при разрушении имеют испытания на оценку ударной вязкости KCV и гидравлические испытания труб. Последние позволяют определить работу металла по всей толщине стенки, а совместно с KCV охватывают механику и характеристику разрушения, наблюдаемую при испытаниях на CTOD. Это исключает необходимость проведения испытаний на CTOD для гарантии работоспособности трубной продукции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Разрушение в полнотолщинных CTOD-образцах типа SENB из ЗС сварных соединений ТБД при практически неизменной структуре материала ЗС, незначительном изменении ширины ЗТВ и малом смещении фронта трещины начинается на участке металла с неоднородной структурой, который расположен в сечении между сварными швами. Трещина распространяется по механизму хрупкого разрушения или с участком вязкого разрушения шириной до 2,0 мм. Реализовавшийся механизм разрушения обуславливает различия значений CTOD, измеренных на одной серии образцов.

Результаты испытаний на CTOD образцов из ЗС сварных швов ТБД с расположением надреза NP и захватом 50 % металла шва + 50 % ЗТВ, а также характер разрушения металла существенным образом зависят не только от параметров структуры материала в ЗТВ (количество и тип бейнита, наличие МА-составляющей, что при постоянстве режима сварки определяется легированием основного металла трубы), но также и от наличия или отсутствия участка ОМ на фронте трещины.

Важный методический аспект испытаний металла ЗС продольных сварных соединений ТБД с Х-образной разделкой на трещиностойкость на полнотолщинных образцах типа SENB – это неопределенность взаимного расположения в сечении образца фронта усталостной трещины между сварными швами, где начинается разрушение, и участков металла, имеющих различное структурное состояние.

При испытаниях на CTOD металла труб с использованием образцов типа SENB не обеспечивается одинаковый характер развития трещины в образцах из одной серии, поскольку на фронте усталостной трещины возникают пики КИН, значения в которых превышают средние в 1,5 раза и более при одинаковой величине раскрытия (задаваемой в широких пределах, от 0,4 до 2,0 мм), что связано с различиями в остаточной рабочей площади образца и профиле (геометрии) вершины трещины даже при одинаковых характеристиках металла.

Максимальное развитие трещины при испытаниях на CTOD происходит на малую глубину остаточной части металла (не более 15 %), что составляет менее 7 % от толщины стенки трубы. Экстраполяция результатов на всю толщину стенки некорректна в связи с естественной неоднородностью структуры металла и не может быть показательной для работы всего сечения как единого целого.

Характер напряженного состояния остаточной части образца имеет одинаковый уровень эквивалентных напряжений в зоне трещины, что ставит испытания на CTOD в один ряд с испытаниями на ударную вязкость, а также гидравлическими испытаниями труб. Это исключает необходимость измерения CTOD для гарантии работоспособности трубной продукции.

Рассматриваемая методика испытаний на CTOD имеет особенности и неопределенность в принципиальных аспектах. В частности, значимый в отношении результатов CTOD фактор – фронт исходной трещины – представляет собой случайную величину (воспроизводимость результатов не выявлена). В этой связи данная методика не может использоваться как рекомендованный стандарт при проведении сдаточных испытаний. Она пригодна для сопоставления используемых в производстве ТБД материалов и технологий.

Поставки российского природного газа по газопроводу «Северный поток» (морская часть) начались в ноябре 2011 г. и на сегодняшний день составляют более 300 млрд м3 (рис. 1). Требования к качеству экспортируемого топлива оговорены в подписанных участниками процесса транспортировки газотранспортном соглашении и соглашении о присоединении сетей. На момент подписания этих документов требование европейской стороны ограничивало содержание кислорода в газе величиной не более 100 ppm. В дальнейшем, с учетом результатов исследований о негативном воздействии кислорода на оборудование расположенных на территории Нидерландов объектов подземного хранения, на переговорах с ООО «Газпром экспорт» компанией Gasunie Transport Services B. V. (GTS) был инициирован вопрос о снижении допустимого уровня содержания кислорода в природном газе. В 2013 г. между ООО «Газпром экспорт» и GTS был подписан протокол о максимальном содержании кислорода на пункте входа в газотранспортную сеть (ГТС) Нидерландов – газоизмерительной станции (ГИС) «Ауде-Статензейл», в котором согласованы новые парамет-ры экспортируемого ООО «Газпром экспорт» газа:

– с 1 октября 2013 г. по 30 сентября 2014 г. – не более 15 ppm на среднесуточной основе с 10 ис-ключениями и допуском 20 ppm;

– с 1 октября 2014 г. по 30 сентября 2015 г. – не более 10 ppm на среднесуточной основе с 10 ис-ключениями и допуском 15 ppm;

– с 1 октября 2015 г. – не более 10 ppm на среднесуточной основе.

В 2014 г. компания Nord Stream AG внесла аналогичные изменения, касающиеся спецификации газа, в соглашение о присоединении сетей с ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» и ООО «Газпром экспорт». В конце 2015 г. был принят европейский стандарт [1], который установил новые требования к содержанию свободного кислорода в природном газе, транспортируемом по магистральным газопроводам и передаваемом потребителям: не более 10 ppm среднего взвешенного значения за сутки.

Нарушения в отношении содержания кислорода отмечались в начальный период эксплуатации газопровода «Северный поток» (морская часть) (рис. 2). Совместная комиссия впоследствии установила, что два выброса с превышающими 100 ppm значениями обусловлены некорректной работой измерительных приборов.

Для того чтобы избежать нарушения требований по содержанию кислорода, в рамках выполнения программы научно-технического сотрудничества между ПАО «Газпром» и Wintershall Holding GmbH в процессе разработки регламента информационного взаимодействия операторов газопровода «Северный поток» был предложен для изучения и анализа алгоритм исправления качества газа.

АЛГОРИТМ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НЕОБХОДИМОГО КАЧЕСТВА ГАЗА

На первом этапе после обнаружения повышенного содержания кислорода в транспортируемом газе оператор на выходе из сухопутной части газопровода совместно с оператором его морской части должны перекрыть вторую нитку трубопровода: весь некондиционный газ направляется в первую нитку морского участка. Необходимость предписанных действий обусловлена конструктивными особенностями технологической схемы приемного терминала в Грайфсвальде и возможностью перепуска газа с входа на ГИС NEL (вторая нитка морского газопровода) к входу на ГИС OPAL (первая нитка морского газопровода). По завершении прохождения пробки некондиционного газа через ГИС «Портовая» заканчивается первый этап процедуры смешивания газа. После того как содержание кислорода в транспортируемом газе понижается до установленных границ, операторы морской и сухопутной частей газопровода открывают вторую нитку морского участка и поднимают давление на входе до величины, равной давлению в первой нитке. При этом запасы газа в трубопроводе восполняются. Цель этих действий – восстановить исходные условия работы газопровода. Оператор сухопутной части также приводит режим работы газопровода Грязовец – Выборг в соответствие с режимом работы морского газопровода.

Второй этап процедуры – контроль прохождения пробки некондиционного и условно кондиционного газа по первой и второй ниткам морского трубопровода соответственно и определение точного времени появления некондиционного продукта на входе в приемный терминал ГИС «Грайфсвальд». Согласно [2] смешение газа в условиях турбулентного режима движения по трубопроводу на концах пробки происходит в крайне незначительной степени. Для подробного расчета протекающих в морских трубопроводах процессов компания Nord Stream AG использует программный комплекс PAS производства компании MSi Kenny.

Третий этап процедуры смешивания газа начинается в момент подхода пробки некондиционного газа к приемному терминалу ГИС «Грайфсвальд». Перед его началом необходимо убедиться, что требования к качеству газа во второй нитке трубопровода выполняются и точно известны длина пробки и фактическая концентрация кислорода в транспортируемом газе. Используя эти данные, специалисты компании Nord Stream AG с помощью созданного ими программного комплекса (рис. 3) рассчитывают пропорции смешивания и определяют суммарную величину сокращения отбора газа на приемном терминале ГИС «Грайфсвальд». После этого представители компании Nord Stream AG сообщают рассчитанную величину сокращения отбора газа на приемном терминале ГИС «Грайфсвальд» операторам точек, находящихся выше и ниже по потоку. Тогда, в соответствии с требованиями REMIT [3], оператор ГТС на территории Германии (компания GASCADE Gastransport GmbH) оповещает своих контрагентов, а оператор ГТС на территории России – диспетчерский департамент ПАО «Газпром» и далее действует в соответствии с его указаниями.

Само смешивание производится силами компании GASCADE Gastransport GmbH путем подачи кондиционного газа через перемычку между приемным терминалом OPAL и приемным терминалом NEL, как показано на рис. 4, 5. По данным компании GASCADE Gastransport GmbH, максимально возможная производительность перемычки составляет 1,3 млн м3 / ч.

ПРОЦЕДУРА СМЕШИВАНИЯ ГАЗА

В качестве исходных данных примем штатный режим транспортировки газа по двум ниткам морского трубопровода «Северный поток» со следующими параметрами:

– одинаковый расход газа q на ГИС «Портовая» и ГИС «Грайфсвальд» (стационарный режим);

– запас газа в морском газопроводе Q (0,5.Q в каждой нитке).

После принятия решения о применении процедуры смешивания газа, в соответствии с регламентом, оператор (компания Nord Stream AG) закрывает запорную арматуру на входе во вторую нитку морского газопровода «Северный поток». При этом происходят следующие изменения режима работы газотранспортных объектов на территориях России и Германии. Расход газа на входе в газопровод становится равным 0,5.q + ∆q, где величина ∆q изначально задана в проекте. Общий расход газа ограничивается технологическим лимитом по максимальному давлению на входе в морской трубопровод (22,0 МПа) или по максимально допустимому запасу газа в морском трубопроводе для текущих условий (запас, при котором эквивалентное среднее давление в морском газопроводе при остановке транспортировки достигнет значения 17,55 МПа). Суммарный расход транспортируемого по ГТС Грязовец – Выборг газа снижается на величину 0,5.q – ∆q + ∆qз, где ∆qз – допустимый рост запаса газа в ГТС Грязовец – Выборг за расчетное время прохождения пробки некондиционного продукта через ГИС «Портовая».

В целях соблюдения баланса газа в газотранспортном узле компрессорной станции (КС) «Грязовец» для компенсации снижения расхода диспетчерским департаментом ПАО «Газпром» производится перераспределение потоков одним или несколькими из нижеперечисленных способов:

– увеличением подачи газа в газопровод Ямал – Европа;

– изменением объемов закачки газа в подземные хранилища или отбора из подземных хранилищ ПАО «Газпром»;

– изменением запаса газа в единой системе газоснабжения (ЕСГ);

– снижением объемов добычи на месторождениях ПАО «Газпром».

В это же время на приемном терминале ГИС «Грайфсвальд» газ отбирается в полном объеме до достижения минимально допустимого запаса в морском газопроводе для обеспечения заявленного отбора с давлением не ниже контрактного. Если прохождение пробки некондиционного газа через ГИС «Портовая» затянется во времени, отбор газа на приемном терминале ГИС «Грайфсвальд» будет ограничен уровнем 0,5.q + ∆q. Такой режим работы будет поддерживаться в течение времени прохождения пробки через ГИС «Портовая».

Когда поступающий в морской газопровод продукт будет полностью соответствовать требованиям спецификации, подача в обе нитки газопровода должна быть восстановлена. К этому времени режим работы обеих ниток будет существенно различаться как по давлению и температуре газа на входе в морской трубопровод, так и по запасам газа. Для формирования заданных объемов подачи и отбора из морского газопровода в первую очередь нужно сравнять режимы работы ниток: восполнить запас ранее отобранного из второй нитки газа и снизить его в первой нитке до уровня, соответствующего расчетному режиму работы газопровода с номинальным отбором.

После того как пробка в первой нитке достигнет берегового терминала ГИС «Грайфсвальд», следует приступить непосредственно к процедуре смешивания. Смешивание выполняется путем формирования различных объемов отбора газа из первой нитки (некондиционного) и второй нит-ки (кондиционного) морского трубопровода. Пропорции смешивания, суммарный объем приема газа на терминале «Грайфсвальд» и время проведения процедуры определяются в соответствии с расчетной моделью, созданной сотрудниками компании Nord Stream AG. Управление запорно-регулирующей арматурой производится оператором ГТС на территории Германии (GASCADE Gastransport GmbH).

Одновременно на КС и ГИС «Портовая» силами ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» должен быть обеспечен такой режим подачи газа в морской газопровод, который позволит поддерживать запас газа, соответствующего требованиям безопасности и надежности эксплуатации морского газопровода. Кроме того, нужно скорректировать режим работы ЕСГ и баланс газа в узле КС «Грязовец».

Для оценки целесообразности применения описанной процедуры требуется провести сравнительный анализ работы ЕСГ и европейских ГТС в режимах со смешиванием и без смешивания и оценить прямые финансовые потери и недополученную прибыль.

В общем случае при фиксации нарушения контрактных обязательств в виде повышенного содержания кислорода в транспортируемом газе возможны следующие пути развития ситуации:

– дальнейшая транспортировка некондиционного газа и его продажа европейским потребителям по дисконтированной цене;

– стравливание некондиционного газа на ГИС «Портовая»;

– применение процедуры смешивания для приведения показателей передаваемого в ГТС Германии газа к европейским и контрактным требованиям.

Результаты первого из перечисленных путей невозможно спрогнозировать с достаточной для экономических расчетов точностью; данный вариант исключается из рассмотрения в настоящей статье.

Рассчитать прямые операционные потери ПАО «Газпром» после стравливания газа возможно только в том случае, если точно известен объем некондиционного продукта. Суммарная величина убытков будет складываться из стоимости стравленного газа и выплат за стравливание парниковых газов (метана).

Расчет суммарной стоимости процедуры смешивания носит более сложный характер и представляет собой многовариантную задачу. Прежде всего нужно оценить время, необходимое для проведения всех этапов процедуры, и объемы сокращения мощности отбора газа на ГИС «Грайфсвальд» на каждом из этих этапов. Следующий шаг – выбор оптимального компенсирующего мероприятия по минимизации полного или частичного сокращения мощности путем соответствующего увеличения объемов транспортировки газа европейским потребителям по альтернативным маршрутам: по газопроводу Ямал – Европа, через территорию Украины, путем изменения объемов закачки и (или) отбора газа в подземных хранилищах Европы. После выбора адекватных компенсирующих мероприятий следует оценить их суммарную стоимость, что существенно затруднено ввиду неопределенности исходных данных для прогнозирования.

Необходимое на проведение смешивания время можно рассчитать, зная величину пробки (суммарный объем транспортируемого некондиционного газа и суммарное содержание в ней кислорода), что представляет собой основную проблему при оценке целесообразности применения процедуры. На сегодняшний день, при недостаточном количестве установленных приборов измерения содержания кислорода на маршруте транспортировки в направлении ГИС «Портовая», точная величина пробки становится известна только после прохождения некондиционного газа через ГИС. Иначе говоря, решение о целесообразности применения процедуры смешивания можно принять после начала ее реализации в условиях минимального запаса времени для проведения режимных, потоковых и стоимостных расчетов.

ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

В связи с вышесказанным для решения поставленной задачи рациональным представляется использование расчетных прогностических методов.

Для проведения имитационного моделирования участниками программы научно-технического сотрудничества ПАО «Газпром» и Wintershall Holding GmbH на 2017–2019 гг. была предложена и согласована матрица значений содержания кислорода в транспортируемом газе и величины пробки некондиционного газа. В результате моделирования для различных значений концентрации кислорода и общего объема некондиционного газа были определены границы целесообразности применения процедуры смешивания и рассчитаны режимные параметры газотранспортных процессов в морском трубопроводе (табл. 1, 2). При наступлении событий, соответствующих сценариям в ячейках без выделения, от оператора на российской стороне не требуется предпринимать никаких действий: ограничение поставки газа в морской трубопровод на ГИС «Портовая» не предусматривается. Для сценариев, соответствующих выделенным ячейкам, оператор на российской стороне должен ограничить суммарную поставку газа в морской трубопровод на указанное время. Согласно результатам дальнейших расчетов, описанные ограничения не носят критического характера, несмотря на то что требуют сокращения суммарного объема подачи газа по «Северному потоку».

Пример расчета

Начальный режим работы газопровода:

– манометрическое давление на входе в морской газопровод – 206,3 МПа;

– давление на выходе из морского газопровода – 110,0 МПа;

– расход газа – 6,98 млн м3 / ч;

– запас газа в каждой нитке морского газопровода – 293,0 млн м3.

Предположим, что на входе появляется пробка некондиционного газа объемом 50 млн м3 с содержанием кислорода 80 ppm. Операторы поддерживают работу газопровода в штатном режиме в течение следующих 2,9 ч, пока среднесуточное общее содержание кислорода не достигнет уровня 10 ppm. В этот момент необходимо прервать подачу газа во вторую нитку морского газопровода; в первую нитку подача газа продолжается с расходом 3,8 млн м3 / ч (рис. 6). Отбор газа на выходе остается неизменным, на уровне 6,98 млн м3 / ч. В течение этого этапа процедуры запас газа в первой нитке морского газопровода увеличивается, а во второй – уменьшается, вследствие чего отбор газа на выходе изменяется таким образом, что пропорция отбора из первой и второй ниток газопровода с первоначального соотношения 1 : 1 (3,49 : 3,49 млн м3 / ч) постепенно переходит к соотношению 1,05 : 0,95 (3,66 : 3,31 млн м3 / ч).

Второй этап процедуры смешивания в нашем примере занимает 7,9 ч, обеспечивая подачу оставшихся 30 млн м3 пробки некондиционного газа только в первую нитку морского газопровода. После восстановления содержания кислорода до контрактных значений (ниже 10 ppm) подача газа во вторую нитку морского газопровода восстанавливается. На этот момент запас в первой нитке составляет 295 млн м3, а во второй – 266 млн м3 (рис. 7). Далее операторам ГТС необходимо в течение следующих 70 ч обеспечить восстановление запаса газа во второй нитке морского газопровода до уровня не менее 299 млн м3, который позволит осуществлять отбор на выходе на следующем этапе с расходом 3,8 млн м3 / ч.

При обнаружении первых признаков пробки некондиционного газа на выходе из первой нитки морского газопровода отбор газа из нее прекращается и осуществляется только из второй нитки в объеме 3,8 млн м3 / ч (рис. 8). В этот момент необходимо прекратить подачу газа в первую нитку морского га-зопровода от ГИС «Портовая», что диктуется требованиями безопасности его эксплуатации (во избежание достижения критических значений по среднему давлению газа в трубопроводе). Подача газа от ГИС «Портовая» не должна превышать уровень 3,8 млн м3 / ч во вторую нитку морского газопровода в целях поддержания объема запаса не ниже 299 млн м3. Продолжительность этапа в рассматриваемом случае составляет около 31,9 ч, что обусловлено требованиями по содержанию кислорода в газе на ГИС «Грайфсвальд»: не выше 10 ppm среднесуточного значения (количество кондиционного газа должно быть достаточным для выполнения указанного условия до и после прохождения пробки через измерительные приборы ГИС «Грайфсвальд»).

После завершения этого этапа начинается непосредственно процесс смешивания газа (рис. 9). При подаче «чистого» газа из второй нитки морского трубопровода, для того чтобы в системы сухопутных газопроводов OPAL и NEL поступал кондиционный продукт, необходимо, чтобы объем подачи некондиционного газа из первой нитки морского газопровода (с содержанием кислорода 80 ppm) не превышал 176 млн м3 / ч. Тогда общий отбор газа на выходе будет составлять 3,98 млн м3 / ч в продолжение следующих 227 ч. По истечении указанного времени после окончания процесса смешивания газа (рис. 10) перед операторами ГТС встает задача в кратчайшие сроки восстановить работу управляемых ими газотранспортных систем в штатном режиме.

В завершение хотелось бы отметить, что методики, предложенные в процессе выполнения программы научно-технического сотрудничества между ПАО «Газпром» и Wintershall Holding GmbH, были апробированы на ГТС участников рабочих встреч (ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург») и продемонстрировали высокую эффективность для приведения качественных показателей транспортируемого газа к требованиям [4] и условиям контракта по влажности газа и содержанию кислорода.

Таблица 1. Продолжительность периода ограничения объема подачи газа в морской трубопровод на ГИС «Портовая», чTable 1. Duration of restricted gas feed to offshore pipeline at Portovaya gas metering station, h

Таблица 2. Продолжительность применения процедуры смешивания газа на приемном терминале ГИС «Грайфсвальд», чTable 2. Duration of gas blending procedure at Greifswald GMS receiving terminal, h

До недавнего времени основная стратегия газовой отрасли России заключалась в успешной реализации на внешнем и внутреннем рынках газа и продуктов переработки газового конденсата. В результате товарный газ с высоким содержанием ценных компонентов (этана, пропана, бутанов) применяли в качестве топлива, не используя возможность переработки низкомолекулярных углеводородов для производства продуктов с высокой добавленной стоимостью и готовых изделий из полимеров с ценой, превышающей стоимость сырья на порядок и более.

В 2014 г. разработана стратегия развития химического и нефтехимического комплекса [1], которая предусматривает создание шести территориально-географических кластеров нефтегазохимических производств в различных регионах России. Основная проблема их развития – удаленность источников сырья, находящихся за тысячи километров, в основном в регионах Западной и Восточной Сибири.

Большое внимание вопросу рационального использования сырьевых ресурсов уделяется в ПАО «Газпром». В настоящее время прорабатываются схемы транспортировки газа для переработки и получения продуктов газохимии с месторождений Надым-Пур-Тазовского региона в Приволжский и Северо-Западный регионы России с использованием трубопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) (рис. 1). Наиболее перспективное сырье – товарный газ установок комплексной подготовки газа (УКПГ) залежей ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) – содержит 12 мас. % этана. В газе УКПГ валанжинских отложений содержание этана несколько ниже – до 8,5 мас. %.

Сбор газа, добываемого из валанжинских и ачимовских продуктивных горизонтов лицензионных участков ООО «Газпром добыча Уренгой» для его последующей поставки на предприятия газопереработки, осложняется фактически сложившейся на объектах месторождений Большого Уренгоя схемой подготовки пластовой и транспорта товарной продукции (рис. 2). Межпромысловый коллектор (МПК) ООО «Газпром добыча Уренгой» состоит из четырех трубопроводов диаметром 1400 мм: западного (нитки I и II) и восточного (нитки III и IV) коридоров, соединяющихся между собой тремя перемычками. Протяженность коллекторов в однониточном исполнении с севера на юг составляет около 200 км, удаленность транспортных коридоров друг от друга – от 20 до 30 км. Поступление газа в западный коридор обеспечивают 15 сеноманских и 5 валанжинских УКПГ. Восточный коридор подготовлен к приему газа с действующих ачимовских УКПГ-22, 31 и перспективных объектов обустройства УКПГ-21, 41, 51, 30 ачимовских залежей Уренгойского НГКМ. Товарный газ из МПК направляется на головные компрессорные станции (ГКС) ООО «Газпром трансгаз Югорск»: ГКС-1 «Новоуренгойская» и ГКС-3 «Пуровская». Газ с УКПГ-16 – непосредственно в газопровод Ямбург – Елец после компрессорной станции «Ямбургская».

В МПК ООО «Газпром добыча Уренгой» смешивается газ сеноманских, валанжинских и ачимовских промыслов [3]. В сеноманском газе содержание целевых компонентов для переработки не превышает 1 мас. %. Соответственно, количество этана в смеси, поступающей на ГКС и в магистральные газопроводы ЕСГ, колеблется в пределах 4–6 мас. %. Для переработки газа такого состава необходимо увеличить капитальные и эксплуатационные затраты газоперерабатывающих предприятий.

Следующий фактор, осложняющий поставку в ЕСГ смесевого газа с валанжинских и ачимовских залежей Уренгойского НГКМ, – это решения действующего проекта разработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя, предусматривающего на поздней стадии эксплуатации совместную работу сеноманских промыслов в группах с транспортировкой газа низкого давления по выделенной нитке МПК на дожимные компрессорные станции (ДКС) головных УКПГ (рис. 3). Предусмотренное проектным документом решение по выделению отдельной нитки МПК под транспортировку низконапорного сеноманского газа на головные УКПГ исключает один транспортный коридор из концепции сбора этансодержащего газа.

В настоящее время на УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В, 11В реализована схема смешения и совместного компримирования газа сеноманских и валанжинских промыслов на второй ступени сжатия сеноманских ДКС УКПГ-1АС, 2, 5, 8, 11 (рис. 4) [3], что в свое время позволило отложить ввод дожимного комплекса валанжинских УКПГ, снизить степень сжатия на его ступенях и увеличить эффективность эксплуатации сеноманских ДКС. Как следствие, требуется разработка иных технических решений, предусматривающих синергию всех действующих и подготавливаемых к реализации проектов.

СХЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТИРОВКИ ЭТАНСОДЕРЖАЩЕГО ГАЗА

В ПАО «Газпром» и ООО «Газпром добыча Уренгой» были проработаны варианты схем сбора товарного газа газоконденсатных залежей с последующей транспортировкой целевых продуктов на ГКС-1 или ГКС-3, а также совместно на ГКС-1, ГКС-3. Рассмотренные проекты в том числе учитывают снижение объемов добычи на сеноманских промыслах вследствие естественного перехода верхнего продуктивного горизонта в режим истощения.

Существующая схема МПК предусматривает возможность сбора только товарного газа залежей ачимовской толщи [4] и последующую его транспортировку через ГКС-3 в ЕСГ. Основное преимущество этого варианта – автономное подключение промыслов ачимовских залежей Уренгойского НГКМ к ниткам III и IV восточного коридора. При относительно небольших инвестиционных затратах существует возможность направить товарный газ ачимовских промыслов по трубопроводам перемычки между восточным и западным коридорами МПК в сторону ГКС-3. Для реализации данной схемы необходимо провести реконструкцию узла подключения на ГКС-3 и построить газопровод с лупингом протяженностью 12 км от узла подключения УКПГ-51 в нитку III МПК (рис. 5). Однако при этом в поток не вовлекается этансодержащий газ продукции валанжинских залежей Уренгойского НГКМ и ограничивается возможность диверсификации рынка сбыта.

Как уже было отмечено, для реализации концепции сбора и направления в транспортные коридоры ЕСГ (ГКС-1 «Новоуренгойская» и ГКС-3 «Пуровская») ачимовского газа в смеси с газом валанжинских залежей потребовалось решить вопрос разделения потоков валанжинского и сеноманского газа на ДКС вторых ступеней сеноманских промыслов, а также определить оптимальный маршрут низконапорного сеноманского газа на головные УКПГ для окончательной подготовки и компримирования до рабочего давления на входе ГКС. При совместной транспортировке валанжинского и ачимовского газа необходимо применить кольцевую схему сбора товарного газа (рис. 6), которая позволит направить его на ГКС-1 и ГКС-3. Таким образом, газ ачимовских залежей будет поступать в нитку III МПК (восточный коридор), а валанжинских – в нитку II (западный коридор). Для объединения этих ниток будут задействованы две перемычки между коридорами, потребуются строительство газопровода между нитками III и IV и реконструкция узлов подключения к ГКС.

Для реализации транспортировки валанжинского газа с УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В, 11В в МПК отдельно от сеноманского газа рассмотрены варианты, предусматривающие как снижение давления в МПК до величины давления нагнетания валанжинских ДКС, так и физическое разделение потоков сеноманского и валанжинского газа перед второй ступенью компримирования сеноманской ДКС (рис. 7).

Вариант 1.1 предусматривает строительство центральной ДКС (ЦДКС) перед ГКС, что позволит подавать валанжинский товарный газ в МПК с установок низкотемпературной сепарации (УНТС) без компримирования на сеноманских ДКС. Для реализации этого решения необходим ввод ЦДКС мощностью 192 МВт с шестью газоперекачивающими агрегатами (ГПА) мощностью 32 МВт или семью ГПА на 25 МВт.

Вариант 1.2 позволит понизить давление в МПК до такого же уровня, как и предыдущий, но требует детальной проработки с изготовителями центробежных компрессоров головных компрессорных станций в части поиска конструктивных возможностей повышения степени сжатия сверх ранее заложенных ресурсов по замене сменных проточных частей.

Вариант 2.1 основан на проработке схемы разделения потоков валанжинского и сеноманского газа посредством физического выделения третьего компрессорного цеха в составе дожимного комплекса сеноманских УКПГ. Здесь предусмотрена реконструкция межцеховых технологических коммуникаций, систем энергоснабжения и автоматизации, строительство дополнительной установки охлаждения газа и вспомогательных объектов.

Вариант 2.2 решает задачу разделения потоков валанжинского и сеноманского газа путем направления низконапорного сеноманского газа после первой ступени компримирования на вторую ступень ДКС близлежащего УКПГ. Для его реализации необходимо построить отдельные газопроводы на близлежащие сеноманские УКПГ для выделения нитки II МПК (западный коридор) под транспорт газа валанжинских залежей. Мощности второй ступени сеноманских ДКС на объединенных ГКП резервируются под компримирование газа сепарации валанжинских УКПГ-1АВ, 2В, 5В, 8В, 11В.

Достоинство работы МПК с ЦДКС или реконструкцией ГКС – смещение сроков ввода ачимовских ДКС на более поздний период и уменьшение их суммарной мощности вследствие снижения рабочего давления в МПК на 2,0 МПа. Кроме того, снижение давления в МПК позволит понизить давление в УНТС до 3,0–3,5 МПа. Согласно проведенным расчетам максимальное извлечение этана с учетом требований к качеству газа достигается при давлении в УНТС 3,0–3,5 МПа и температуре –25 °С (рис. 8).

Силами ООО «Газпром добыча Уренгой» были дополнительно проведены натурные испытания схемы выделенной транспортировки ачимовского газа по МПК [6], в ходе которых газ УКПГ-22 поступал на ДКС УКПГ-4. Было установлено, что снижение давления в УНТС до 3,5 МПа и повышение температуры до –25 °С увеличило содержание основного компонента для переработки в товарном газе (этана) с 11,5 до 12,5 мас. %. Снижение рабочего давления в МПК в совокупности с возникающим резервом дожимных мощностей компримирования ачимовского газа в долгосрочной перспективе позволит регулировать содержание целевых компонентов в газе, поставляемом на объекты его переработки. Предварительная оценка проработанных вариантов приведена в таблице.

ВЫВОДЫ

На основании результата проработки вариантов сбора и транспортировки этансодержащего газа на выделенные направления ЕСГ доказана возможность поставки газа ачимовских и валанжинских залежей Уренгойского НГКМ в ЕСГ для существующих и запланированных объектов газопереработки и газохимии в РФ. В долгосрочной перспективе необходимые объемы сырьевого газа могут поддерживаться за счет продукции валанжинских ГКП Заполярного НГКМ. Для приема и направления валанжинского газа в требуемый коридор ЕСГ следует обеспечить его отдельную от сеноманского газа транспортировку по существующим магистральным трубопроводам в систему МПК Большого Уренгоя.

Разработанные схемы сбора этансодержащего газа в МПК месторождений Большого Уренгоя позволяют сделать сырьевую базу углеводородов Надым-Пур-Тазовского региона доступной для получения добавленной стоимости в центральных регионах России.

Оценка вариантов сбора и транспортировки этансодержащего газа с Уренгойского НГКМ на выделенные направления ЕСГAssessment of options for collection and transportation of ethane-containing gas from Urengoy OGCF to designated destinations of unified gas supply system

Цифровая трансформация (набор крупных программ изменений технологических и операционных процессов) пронизывает всю цепочку создания стоимости продукции –
от поиска и прогнозирования новых запасов до эксплуатации месторождений. Одна из прикладных задач процесса – это создание и внедрение аналитических систем, интеллектуальных помощников по обработке и интерпретации данных.

Анализ ресурсной базы углеводородного сырья (УВС) связан с аккумулированием колоссального массива разнородной информации, генерируемой в результате различных смежных бизнес-процессов. Ее обработка представляет собой важную задачу, которая с каждым днем становится более масштабной ввиду увеличения объема данных и усложнения алгоритмов их обработки.

В рамках постоянно меняющихся экономических условий необходимо иметь актуальную модель запасов и ресурсов для оптимального распределения целей по их приросту. Эта потребность продиктована постоянным изменением ресурсной базы по результатам утверждения запасов УВС и геологоразведочных работ, по данным международного аудита, вследствие приобретения активов из нераспределенного фонда недр, процесса слияния и поглощения компаний.

Тщательный анализ рынка выявил отсутствие инструментов, способных решить все возникающие в этом процессе задачи. Российское программное обеспечение (ПО), как правило, ориентировано на хранение данных и представление текущего состояния ресурсной базы без возможности выполнения анализа и планирования. Программы, в которых реализованы аналитические алгоритмы, характеризуются узким спектром направленности, в них отсутствует возможность управления развитием ресурсной базы.

Зарубежные продукты (Palantir, Merak VOLTS и др.), напротив, содержат встроенные алгоритмы анализа УВС, но исключают консолидацию различных типов данных. К их минусам можно отнести и недостаточно оперативную техническую поддержку. Кроме того, зарубежное ПО не адаптировано к российскому законодательству ввиду принципиальных отличий в системах классификации запасов и ресурсов [1, 2], условиях пользования недрами [3]. Следует учитывать и высокую степень санкционных рисков.

В связи с вышесказанным было принято решение о разработке собственного инновационного инструмента для анализа ресурсной базы – постоянно действующей модели запасов и ресурсов.

РАЗВИТИЕ ПРОЕКТА

Проект «Постоянно действующая модель запасов и ресурсов» реализован в рамках технологической cтратегии ПАО «Газпром нефть» [4], объединяющей различные проекты в целях повышения эффективности процессов добычи нефти и газа, разработки новых запасов и выполнения стратегических планов.

Основные вехи технологического проекта, в рамках которого осуществлена разработка ПО, описаны в таблице.

АРХИТЕКТУРА ПО

Программное обеспечение разработано в формате веб-приложения, предусматривающем двухуровневую архитектуру «клиент-сервер», и позволяет работать с данными в любой момент времени без установки дополнительного ПО.

Ниже перечислены преимущества приложений типа «клиент-
сервер»:

– не требуется установка дополнительного ПО;

– не дублируется код программы-сервера программами-клиентами;

– снижаются требования к функциональности компьютеров, на которых установлен клиент, поскольку вычисления выполняются на сервере;

– обеспечивается высокий уровень защиты данных, которые расположены на едином сервере [5].

Важный аспект обеспечения защиты информации – это четко проработанная ролевая модель. В соответствии с ней каждый пользователь обладает определенным набором прав доступа к информации. Ролевая модель созданного ПО учитывает специфику данных и разграничивает права доступа, исходя из функциональных обязанностей пользователя, а также принадлежности к тому или иному дочернему обществу ПАО «Газпром нефть».

СТРУКТУРА ИНСТРУМЕНТА

Структура «ЭРА:ПроАктив» включает модули «Ресурсная база», «Стратегия», «Карта», «Таблица», а также дополнительный функционал – «Справочник» и «Конвертер».

«Ресурсная база» – один из основных модулей, позволяющий пользователю анализировать данные об активах ПАО «Газпром нефть» как на текущий момент, так и в ретроспективе (рис. 1). Состояние запасов и ресурсов представлено в российской и международных классификациях. Единая панель раздела «Дашборд» отражает сведения о состоянии ресурсной базы в соответствии с заданными настройками фильтра. При переходе на страницы отдельных графиков пользователь получает доступ к большему диапазону настроек, а также возможность создания кастомизированных диаграмм.

Модуль содержит диаграммы, наиболее востребованные в процессе анализа состояния ресурсной базы УВС (распределение запасов по типам флюидов, стратиграфии, категориям). Функционал каждой диаграммы включает интерактивную легенду, панель группировки данных, а также фильтр по любому из параметров (физико-химические свойства флюида, фильтрационно-емкостные свойства пласта и др.). Весь массив данных может быть проанализирован в ретроспективном аспекте. Оценка динамики развития ресурсной базы осуществляется в течение определенного пользователем периода (рис. 2).

«Стратегия» – модуль для оценки ресурсной базы по утвержденной в ПАО «Газпром нефть» методологии, которая предусматривает развитие активов по кластерам – самостоятельным участкам, включающим в себя несколько объектов, объединенных общей проектной логикой и стратегией изучения. Каждый кластер имеет паспорт – отчет по геолого-экономическим показателям, сформировав который пользователь анализирует развитие этого кластера посредством различных диаграмм (профиль добычи, динамика движения запасов, объемы геологоразведочных работ).

Модуль «Карта» позволяет визуализировать данные с учетом сквозной фильтрации по многочисленным параметрам и представлять характеристику выбранных объектов (распределение запасов по категориям, перечень подсчетных объектов и др.) в интерактивном окне. Функционал карты позволяет также создавать новый кластер с последующим автоматическим заполнением разделов паспорта.

«Таблица» – модуль для работы с данными в табличном представлении, структура и иерархия которого задаются пользователем. В частности, данные могут быть отражены в разрезе недропользователя, месторождения или отдельных залежей.

Приложение располагает справочником актуальных нормативно-методических документов, регламентирующих процесс управления запасами и ресурсами УВС.

Получение льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) стимулирует разработку трудноизвлекаемых запасов. Снижение ставки НДПИ существенно влияет на экономику месторождения, что позволяет осуществлять ввод в эксплуатацию ранее нерентабельных запасов. «ЭРА:ПроАктив» предусматривает автоматический расчет входящих в формулу налога коэффициентов, которые зависят от величины запасов на участке недр, степени выработанности запасов, геологических особенностей залежи. Наряду с запасами, которые попадают в разряд льготируемых на текущий момент, пользователь имеет возможность оценить объем и потенциально льготируемых запасов. Проверка на соответствие условиям, предусмотренным ст. 342
Налогового кодекса РФ [6], осуществляется на основе исторических данных государственного баланса запасов. Дальнейшая синхронизация с программным продуктом по мониторингу лабораторных исследований керна позволит оптимизировать процесс анализа показателей проницаемости, а также эффективной нефтенасыщенной толщины пласта [7].

Государственная политика налогообложения (макроэкономические показатели, внедрение дополнительных условий) характеризуется высокой изменчивостью. Все эти и другие нововведения, принимаемые как на государственном, так и на корпоративном уровне, своевременно отражаются в алгоритмах программы.

В ближайшей перспективе планируется внедрение автоматического расчета параметров налога на дополнительный доход. Дальнейшее усовершенствование функционала, кроме того, будет включать гармонизацию российской классификации запасов с международными в соответствии с рамочной классификацией ООН, расчет коэффициента общей геологической и геофизической изученности, анализ данных по мониторинговым моделям.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Создание постоянно действующей модели запасов и ресурсов позволяет передать рутинные операции цифровой платформе (рис. 3), выступающей в роли интеллектуального помощника при обработке и интерпретации данных.

Разработанный ИТ-продукт решает широкий спектр задач, возникающих в процессе управления ресурсной базой:

– сокращение сроков обработки и учета информации;

– снижение трудозатрат на дополнительные проверки целостности данных;

– оптимизация планирования мероприятий по освоению ресурсной базы (геологоразведочных работ, оперативного сопровождения разработки, поисково-разведоч-
ных работ, эксплуатационного бурения, приобретения новых активов);

– определение потенциала активов компании и выявление существующих ограничений, влияющих на вовлечение запасов в разработку;

– оптимальное распределение целей по приросту запасов на основе стратегии развития компании;

– прогнозирование движения запасов и роста добычи;

– эффективное управление портфелем активов и достижение целевых показателей.

На основании комплексного анализа данных разработанные алгоритмы позволяют формировать сбалансированный подход к восполнению запасов, поддержанию и наращиванию добычи актива в долгосрочной перспективе.

Разработанный программный продукт зарегистрирован Федеральной службой по интеллектуальной собственности РФ [8]. Инструмент может быть адаптирован под любую базу данных, в том числе общенациональную.

Этапы технологического проекта «Постоянно действующая модель запасов и ресурсов»
Stages of «Permanent Model of Reserves and Resources» technology project

Компания «Сахалин Энерджи» возглавила рейтинг открытости нефтегазовых компаний России в сфере экологической ответственности, проводимый WWF России и группой компаний «КРЕОН» в партнерстве с Национальным рейтинговым агентством и Программой ООН по окружающей среде. Эта победа состоялась четвертый год подряд.

К уровню экологической и промышленной безопасности нефтегазовых компаний всегда приковано повышенное внимание общественности. Эта тема – среди приоритетных направлений работы оператора проекта «Сахалин-2». Поэтому один из самых крупных и технически сложных нефтегазовых проектов в мире реализуется на основе тщательно отработанной эффективной системы управления экологической безопасностью. Ведь именно соответствие установленным нормативам, предотвращение не только аварийных ситуаций, но и любых утечек и инцидентов в сфере технологической безопасности напрямую снижает негативное воздействие на окружающую среду. Помимо этого, компания на основе анализа рисков и экологических аспектов деятельности разработала и внедрила программы экологического контроля и мониторинга, план действий по сохранению биоразнообразия, обеспечивающие устойчивое развитие проекта.

Такой подход компании соответствует главной цели, которую ставят перед собой организаторы проведения рейтинга, – способствовать эффективному освоению углеводородных ресурсов, защите окружающей среды и ведению социально ответственного бизнеса в России. Методика оценки экологической ответственности нефтегазовых компаний, разработанная WWF России, оказалась достаточно эффективной. Рейтинг является реальным инструментом стимулирования конкуренции между компаниями в области открытости и управления экологическим воздействием, внедрения лучших экологических практик. Такого рода оценки позволяют позитивно мотивировать нефтегазовые компании и развивать диалог между бизнесом и обществом по вопросам охраны окружающей среды. 

ФОРМАТ И ИСТОРИЯ УЧАСТИЯ

Методология рейтинга содержит 28 критериев, сгруппированных в три тематических раздела: экологический менеджмент, воздействие на окружающую среду и уровень открытости компаний, их готовность к диалогу. При подведении итогов собирается и учитывается информация, которая находится исключительно в публичном пространстве, что не только способствует независимости оценки, но и повышает прозрачность российского нефтегазового сектора. При этом хочется отметить постоянно растущее стремление руководителей и сотрудников, в первую очередь экологов компаний, к улучшению своих показателей.

В 2019 г. рейтинг был проведен среди 20 энергетических компаний, которые ведут деятельность на территории Российской Федерации и на чью долю приходится более 90 % добычи нефти и газового конденсата, а также транспортировки и переработки углеводородов.

Несмотря на то что число участников из года в год практически не меняется, можно сказать, что количественно и качественно растет сам процесс. Удачный опыт подвигнул организаторов расширить границы рейтинга экологической ответственности как географически – в позапрошлом году он был впервые проведен среди нефтегазовых компаний Казахстана, так и в отраслевом отношении – аналогичную оценку получили горнодобывающие и металлургические компании в России. Таким образом, этот инструмент оказался не только достаточно функциональным, но и универсальным – это очень хорошее начинание.

Впервые экологический рейтинг был проведен пять лет назад, и «Сахалин Энерджи» прорваться в лидеры удалось не сразу, первые два года компания занимала второе и третье места соответственно. В том числе это обстоятельство способствовало как выявлению несоответствий и реализации дополнительных природоохранных мероприятий, так и обеспечению наличия данных по всем критериям в публичном информационном пространстве. Результатом этой работы была победа в 2016 г., когда «Сахалин Энерджи» стала лидером по всем разделам.

С одной стороны, первая строчка в рейтинге говорит о высоких стандартах экологической и социальной ответственности компании. Однако это также заставляет нас постоянно совершенствоваться, работать над улучшением собственных показателей. Так, в последние два года компания удерживает первое место только по совокупности оценок во всех трех разделах – рейтинговый балл рассчитывался для каждой компании как среднее арифметическое число. С одной стороны, это говорит о том, что коллеги подтянули свои показатели в области экологической деятельности и при этом стали более открытыми. Значит, конкуренция обостряется. С другой стороны, рейтинг является открытым процессом, который подразумевает механизм обратной связи – организаторы высылают предварительные результаты всем компаниям. Соответственно, все знают, как их оценивают, что поз-воляет выявлять узкие места и добиваться улучшения как показателей, так и информирования всех заинтересованных сторон в этих направлениях. А благодаря открытости итоговых результатов каждый участник может получить информацию о том, что и как делают конкуренты по каждому разделу и критерию, следовательно, применить это у себя в компании. Получается, что все одновременно делятся друг с другом лучшими практиками. Теперь для сохранения лидирующих позиций требуется приложить еще более серьезные усилия.

ПЕРСПЕКТИВЫ

Поскольку в первом и третьем разделах компании-лидеры уже практически достигли максимально возможного количества баллов, нам необходимо сфокусироваться на втором блоке – «Воздействие на окружающую среду». По итогам 2019 г. будет проведен тщательный анализ результатов и разработаны как краткосрочные мероприятия, так и долгосрочные планы по улучшению нашей деятельности в сфере управления выбросами и сбросами загрязняющих веществ, отходами производства и потребления. Например, сам за себя говорит тот факт, что с тем средним баллом, с которым мы победили в прошлом году, на этот раз мы бы заняли лишь четвертую строчку, если бы ничего не сделали.

Занять первое место нелегко, но еще труднее удержаться в лидерах, поскольку данный рейтинг отражает реальную и независимо формируемую картину. Например, для участия в некоторых конкурсах нужно подтвердить или информировать организаторов о своем желании, подготовить заявку, выступить с презентацией. Но иногда победа не равнозначна тому, что происходит в действительности, и зависит от состава участников, качества проработки и представления материалов. Все исходные данные для проведения экологического рейтинга собираются из открытых источников без вовлечения участников, в него включены все крупнейшие компании отрасли, поэтому – хочешь или не хочешь – тебя все равно оценят и позиционируют.

Очередная победа – это, прежде всего, объективное подтверждение наших усилий и успехов со стороны независимых природоохранных и аналитических организаций. Это общественное признание открытости компании, наличия у нее эффективной системы управления и высокого уровня профессионализма сотрудников. Это значит, что наши политики, цели, стандарты и процедуры разработаны правильно, а заявление о том, что мы экологически ответственная компания, не расходится с делом. Но самое главное – рейтинг имеет огромное значение для всей нефтегазовой отрасли по той простой причине, что каждого участника этого процесса мотивирует к улучшению экологических показателей. А все вместе это способствует уменьшению воздействия на окружающую среду.

Мы не только стремимся к достижению высоких результатов, но и делимся своим опытом, подходами и данными, размещаем информацию на сайте, публикуем ежегодный отчет об устойчивом развитии, научные и популярные статьи, фотоальбомы, различные сборники и брошюры, выступаем на конференциях, семинарах и рабочих совещаниях от регионального до международного уровня. Поэтому мы с самого начала всецело поддерживаем организаторов рейтинга, активно участвуем в разработке, обсуждении и уточнении критериев и впредь будем продолжать это взаимодействие.

СОХРАНЕНИЕ БИОРАЗНООБРАЗИЯ

Отдельным достижением компании, которым можно гордиться, является деятельность по сохранению биоразнообразия. В 2015 г. в рамках рейтинга компания удостоилась отдельного диплома «За вклад в развитие корпоративных программ по сохранению биоразнообразия». Наш план действий по сохранению биоразнообразия реализуется с 2008 г., а общественное одобрение он получил благодаря инициированной компанией Рабочей экспертной группе по биоразнообразию, созданной в 2007 г. при Экологическом совете Сахалинской области. В ее состав сегодня входят представители региональных и федеральных органов власти, научных, высших учебных и общественных организаций, а также всех нефтегазовых компаний, работающих на Сахалине.

Более чем логичным в этой ситуации выглядит наше участие в Рабочей группе по вопросам предпринимательства и сохранения биоразнообразия, организованной в текущем году при Минприроды России в рамках реализации нацпроекта «Экология». Одним из важных событий года стала международная конференция «Бизнес и биоразнообразие», которую провели Минприроды России, Русское географическое общество и «Экспоцентр «Заповедники России». Состоялось подробное и всестороннее обсуждение государственной политики и требований в области сохранения биологического разнообразия, применения экосистемного подхода и лучших международных практик. Особый акцент был сделан на необходимости разработки и реализации корпоративных программ, связи мероприятий по сохранению биоразнообразия с другими направлениями в области экологической безопасности производства.

При этом было отмечено, что с начала своей деятельности «Сахалин Энерджи» обеспечивает надлежащий контроль и управление рисками, снижение негативного воздействия на окружающую среду, выполняет программы производственного экологического контроля и мониторинга. Определяя приоритеты сохранения биологического разнообразия, компания руководствуется иерархическим принципом «избегать – сокращать – восстанавливать – компенсировать». Для предотвращения воздействия на этапе проектирования компания перенесла трассы морских трубопроводов в местах летнего нагула серых китов и наземных трубопроводов на участке массовой миграции и гнездования охраняемых видов птиц на косе Чайво, применила метод горизонтально наклонного бурения для пересечения крупных рек и лагуны Чайво. Для снижения воздействия во время строительства были приостановлены работы в период гнездования белоплечих орланов, применены специальные меры при прохождении заболоченных участков. На этапе эксплуатации используются ограничения скорости и коридоры безопасного движения судов в местах встреч морских млекопитающих, проводится постоянный контроль балластных вод танкеров и мониторинг залива Анива. После завершения строительства «Сахалин Энерджи» провела колоссальную работу по рекультивации нарушенных земель, восстановлению растительного покрова на полосе отвода, воссозданию и укреплению берегов и русел рек, компенсации ущерба рыбным запасам и многое другое.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Работа компании в этом направлении приводит к одному: реализации стратегических целей и задач устойчивого развития проекта и региона присутствия компании. Только так можно добиться эффективного взаимодействия с общественностью по экологическим вопросам. Но главное, все эти усилия необходимы и оправданны, поскольку проведение подобных открытых рейтингов повышает уровень ответственности всех и каждого, способствует сохранению природы в целом. Осознание необходимости вести свою деятельность с наименьшим воздействием на окружающую среду крайне важно – только в этом случае она ответит нам взаимностью. В противном случае будущие поколения рискуют не увидеть существующего многообразия видов флоры и фауны, а глобальные климатические изменения, происходящие в том числе под влиянием человека, могут свести на нет планы по экономическому росту любой компании.

Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.

693020, РФ, г. Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66‑20‑00

Факс: +7 (4242) 66‑28‑01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru

Василий Александрович Динков – талантливый ученый, великолепный организатор, профессионал высочайшего класса. С его именем связаны самые значительные достижения в газовой и непревзойденные показатели в нефтяной промышленности СССР.

Газовая промышленность нашей страны как инженерно-технический комплекс, обеспечивший надежную эксплуатацию богатейших в мире месторождений природного газа, во многом создана инженерным талантом именно В.А. Динкова. При нем добыча газа в СССР возросла в три раза.

Динков принимал непосредственное участие в разработке научно-технических основ и создании Единой системы газоснабжения, уникальных подземных хранилищ газа, комплекса мощных сооружений по добыче и многониточному транспорту арктического газа в условиях тундры, болот, вечной мерзлоты, крупнейших газохимических комплексов, таких как Мубарекский, Оренбургский, Астраханский и др. География его деятельности поражает: Уренгойское, Медвежье, Ямбургское месторождения; Ямал с тремя десятками разведанных, а также подготовленных к промышленному освоению месторождений, таких как Новопортовское, Бованенковское, Харасавэйское; газопроводы Мессояха – Норильск, Ухта – Торжок; топливно-энергетический комплекс Туркмении, Казахстана и многое другое.

Уникальны научные труды В.А. Динкова в области повышения надежности трубопроводов, нефтегазового и компрессорного оборудования, а ведь сегодня очень сложно представить сооружение и сдачу в эксплуатацию до 70 компрессорных станций и до 10 тыс. км магистральных газопроводов в год.

В 80‑е гг. В.А. Динков стал министром газовой, а затем нефтяной промышленности СССР. Именно под его руководством в 1988 г. был достигнут рекордный уровень добычи нефти в нашей стране – 625 млн т. Эта цифра вошла в историю мировой нефтяной промышленности абсолютным рекордом: ни одна страна в мире никогда не добывала таких больших объемов нефти. Василий Александрович создал Центральное диспетчерское управление нефтяной промышленности, которое по сей день служит механизмом четкого контроля и взаимодействия важнейшего сектора экономики.

Коллеги отмечали беззаветную преданность Динкова своему делу, смелость и в то же время осторожность и расчетливость в принятии решений. Его называли великим мастером технических дискуссий. Василий Александрович отличался добротой и скромностью. Он яростно защищал специалистов, хорошо знающих свою работу. Обладал природным даром видеть будущее развитие.

В.А. Динков, бесспорно, входит в число легендарных советских министров и крупных государственных деятелей XX столетия. Вот что писал о нем родоначальник отечественной нефтяной и газовой промышленности Н.К. Байбаков: «В.А. Динков – крупный организатор – много сил и энергии вложил в создание и становление газовой промышленности в неимоверно трудных условиях, где проявились его способности как руководителя, организатора и инженера. Под его руководством была заложена стратегия освоения уникальных по запасам и химическому составу газовых кладовых в Западной Сибири, Туркменской ССР и Прикаспийской впадине и осуществлена переброска из этих районов больших объемов газа на дальние и сверхдальние расстояния на основе новых прогрессивных технических решений. В годы его руководства в стране начала действовать крупнейшая в мире Единая система газоснабжения, была осуществлена ее параллельная работа с газоснабжающими системами стран Восточной и Западной Европы. Газовая промышленность страны заняла лидирующее место в топливных отраслях промышленности и вышла на первое место в мире по уровню добычи газа, объемам транспортной работы, выполняемой магистральными газопроводами, и по масштабу энерговооруженности. <…>

Василий Александрович был энергичным инициатором развития многих направлений научно-технического прогресса, уделявшим неослабное внимание вопросам повышения экономической эффективности работы отрасли. Его личный вклад в этой области остался непревзойденным и по сей день» [1].