Газовая промышленность № 12 2021
![]() |
Купить
Открыть PDF для рекламодателей
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Газомоторное топливо
Геология и разработка месторождения
Авторы:
М.Ю. Петросов, ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия), mypetrosov@rosneft.ru О.А. Лознюк, ПАО «НК «Роснефть», o_loznyuk@rosneft.ru
Ю.А. Архипов, к.т.н., ПАО «НК «Роснефть», y_arkhipov@rosneft.ru
Д.Л. Алексеев, ПАО «НК «Роснефть», dl_alekseev@rosneft.ru
А.Ю. Юшков, к.т.н., ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия), ayyushkov@tnnc.rosneft.ru
Д.Н. Глумов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», dnglumov@tnnc.rosneft.ru
А.А. Шахов, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», aashakhov@tnnc.rosneft.ru
Литература:
1. Годовой отчет ПАО «НК «Роснефть» за 2020 г. // ПАО «НК «Роснефть»: официальный сайт [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rosneft.ru/upload/site1/document_file/a_report_2020.pdf (дата обращения: 10.11.2021).
2. Volz R.F., Burn K., Litvak M.L., et al. Field development optimization of Siberian giant oil field under uncertainties // Proceedings of the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition. Moscow: SPE, 2008. Article No. SPE-116831-MS. DOI: 10.2118/116831-MS.
3. Biryukov S.D., Zakirov I.S., Severinov E.V., et al. Uncertainty analysis as decision making tool for green fields of Yamal region // Proceedings of the SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. Moscow: SPE, 2012. Article No. SPE-162037-MS. DOI: 10.2118/162037-MS.
4. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Приказ № 639 от 20.09.2019 г. Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (c изм. и доп. от 06.10.2020 г.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://base.garant.ru/72804616/ (дата обращения: 10.11.2021).
5. Климов В.Ю. Выбор устойчивой системы разработки – путь повышения ценности актива // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2017. № 1 (3). С. 60–66.
6. Ермолаев А.И., Бравичева Т.Б., Пятибратов П.В., Ермолаев С.А. Разработка рациональных стратегий ввода в эксплуатацию нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. 2007. № 6. С. 74–76.
7. Матренин П.В., Гриф М.Г., Секаев В.Г. Методы стохастической оптимизации: учеб. пособие. Новосибирск: Новосибирский гос. техн. ун-т, 2016.
8. Хачатуров В.Р., Соломатин А.Н., Злотов А.В. и др. Планирование и проектирование освоения нефтегазодобывающих регионов и месторождений: математические модели, методы, применение / под ред. В.Р. Хачатурова. М.: URSS, 2015.
9. Буш Д., Джонстон Д. Управление финансами в международной нефтяной компании / пер. с англ. А. Трактинского. М.: Олимп-Бизнес, 2003.
10. Брагин Ю.И., Вагин С.Б., Гутман И.С., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины: учеб. пособие. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004.
Ачимовские залежи характеризуются аномально высоким пластовым давлением (55–60 МПа) и температурой (104–115 °С). Несмотря на значительный объем исследований, остаются неопределенности, связанные с латеральной и вертикальной неоднородностью состава и свойств флюида в рамках одного пласта.
Предпосылкой для уточнения газоконденсатных характеристик стало то, что при начальном пластовом давлении в скважинах, вскрывающих пласт Ач3–4, потенциальное содержание углеводородов С5 + В в газе отличается более чем в два раза (130–330 г / м3) при принятом подсчетном значении 275 г / м3.
Для выявления причин дифференциации состава и свойств пластового флюида была разработана и выполнена специальная программа исследований. При ее реализации анализировались глубинные пробы газа, отобранные в открытом стволе скважин, проводился расширенный комплекс геохимических исследований образцов керна, проб газа, конденсата, а также нефти из предполагаемых источников нефтегазогенерации.
Полученные результаты позволили выявить дифференциацию состава и свойств пластового флюида по площади залежи, при этом теория вертикальной изменчивости не подтвердилась. На основе анализа данных геохимических исследований было сделано предположение о генезисе наполнения газоконденсатных ловушек в пределах ачимовской толщи Уренгойского месторождения (Ямало-Ненецкий авт. окр.). Неоднородность свойств газа объясняется наличием нескольких очагов генерации: баженовской свиты, а также нижне- и среднеюрских отложений.
Авторы:
Е.А. Рейтблат, ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия), eareitblat@tnnc.rosneft.ru
С.А. Заночуев, к.т.н., ООО «Тюменский нефтяной научный центр», sazanochuev@tnnc.rosneft.ru
И.В. Гончаров, д.г.-м.н., АО «ТомскНИПИнефть» (Томск, Россия), GoncharovIV@tomsknipi.ru
Н.В. Обласов, к.г.-м.н., АО «ТомскНИПИнефть», OblasovNV@tomsknipi.ru
А.Ю. Ломухин, АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», aylomukhin@rspn.rosneft.ru
Литература:
1. Заночуев С.А. Промысловые факторы, влияющие на достоверность определения характеристик пластового газа // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2013. № 4 (33). С. 46–53.
2. Khamzin T.K., Reitblat E.A., Lomukhin A.Y. Study of vertical and areal heterogeneity of gas composition in a gas condensate field using numerical simulation model // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow: SPE, 2017. Article No. SPE-187813-MS. DOI: 10.2118/187813-MS.
3. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л.: Недра, 1974.
4. Behar F., Beaumont V., Penteado H.L. De B. Rock-Eval 6 technology: Performances and developments // OGST – Rev. IFP. 2001. Vol. 56. No. 2. P. 111–134. DOI: 10.2516/ogst:2001013.
5. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. Rock-Eval pyrolysis and its applications (Part One) // Rev. Inst. Fr. Pét. 1985. Vol. 40. No. 5. P. 563–579. DOI: 10.2516/ogst:1985035.
6. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. Rock-Eval pyrolysis and its applications (Part Two) // Rev. Inst. Fr. Pét. 1985. Vol. 40. No. 6. P. 755–784. DOI: 10.2516/ogst:1985045.
7. Espitalie J., Deroo G., Marquis F. Rock-Eval pyrolysis and its applications (Part Three) // Rev. Inst. Fr. Pét. 1986. Vol. 41. No. 1. P. 73–89. DOI: 10.2516/ogst:1986003.
8. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Сметанин А.В. и др. Генетические типы и природа флюидов углеводородных залежей юго-востока Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 8–13.
9. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guide. Cambridge, UK: Cambridge University Press, 2005.
10. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987.
Авторы:
А.Ю. Комаров, ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, Россия), Akomarov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Д.А. Пушкарева, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия), D_Pushkareva@vniigaz.gazprom.ru
Е.О. Семенов, к.г.-м.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», E_Semenov@vniigaz.gazprom.ru
О.Г. Михалкина, к.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», O_Mikhalkina@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Мирошниченко М.Г. Совершенствование геолого-технологических методов поиска и выбора объектов для закачки кислых газов разрабатываемых сероводородсодержащих месторождений (на примере Астраханского свода): автореф. дис. … канд. техн. наук. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011.
2. Пушкарева Д.А. Международный опыт, проблемы и перспективы подземной утилизации кислых неуглеводородных газов // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2021. № 1 (46). С. 209–221.
3. Серебряков А.О. Эколого-геологическое и технологическое обоснование захоронения сероводородсодержащих промышленных стоков в глубинные горизонты межкупольных мульд на газоконденсатных месторождениях Прикаспийской впадины (на примере Астраханского ГКМ): дис. … канд. геол.-мин. наук. Волгоград: Волгоградская гос. архитектурно-строит. акад., 2000.
4. Куклина Н.Г. Опыт промысловых исследований на полигоне захоронения промстоков газоперерабатывающего завода ООО «Газпром добыча Астрахань» // Вестник ОГУ. 2011. № 16 (135). С. 59–61.
5. Семенов Е.О. Захарчук В.А., Михалкина О.Г., Пушкарева Д.А. Потенциал нижнетриасовых резервуаров Астраханского свода в качестве подземного хранилища кислых газов сепарации // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2018. № 5 (37). С. 100–109.
6. Пушкарева Д.А., Михалкина О.Г., Баянова Н.Г. Характеристика среднеюрских коллекторов Астраханского ГКМ // Актуальные проблемы нефти и газа: сб. тез. 3-й Всерос. молодеж. науч. конф. М.: Ин-т проблем нефти и газа РАН, 2019. C. 31.
7. Пушкарева Д.А., Михалкина О.Г. Характеристика верхнеюрских пород-флюидоупоров Астраханского свода по результатам исследования керна // ЛОМОНОСОВ-2019: материалы междунар. молодеж. науч. форума / отв. ред. И.А. Алешковский, А.В. Андриянов, Е.А. Антипов [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://lomonosov-msu.ru/archive/Lomonosov_2019/data/15890/93603_uid90234_report.pdf (дата обращения: 20.10.2021).
8. Бармин А.Н., Федорова Н.Ф., Быстрова И.В. Надсолевой комплекс юго-западной части Прикаспийской впадины – перспективный объект поисков углеводородов // Известия УГГУ. 2016. № 2. С. 19–24. DOI: 10.21440/2307-2091-2016-2-19-24.
9. Федорова Н.Ф., Быстрова И.В., Ермолина А.В. Особенности формирования отложений осадочного чехла юго-западной части Прикаспийской впадины // Геология, география и глобальная энергия. 2016. № 3 (62). С. 33–49.
10. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001.
11. Харитонова В.П., Михалкина О.Г., Гультяев С.В. Изоморфные замещения карбонатных пород Восточной Сибири // Материалы III Байкальской молодеж. науч. конф. по геологии и геофизике. Улан-Уде: Геол. ин-т СО РАН, 2015. С. 278–281.
12. Соловьева Н.А., Шарданова Т.А. Генетический анализ осадочных отложений нефтегазоносных бассейнов: учеб. пособие. М.: Окружная газета ЮЗАО, 2014.
13. Семенов Е.О. Оценка экранирующей способности глинистых пород и критерии их герметичности при создании газохранилищ в водоносных пластах // Газовая промышленность. 2012. № S (684). С. 19–23.
14. Holubnyak Ye.I., Hawthorne S.B., Mibeck B.F., et al. Modeling CO2-H2S-water-rock interactions at Williston Basin reservoir conditions // Energy Procedia. 2011. Vol. 4. P. 3911–3918. DOI: 10.1016/j.egypro.2011.02.329.
15. Labus K., Suchodolska K. Predicting the interactions of H2S-CO2 mixtures with aquifer rock, based on experiments and geochemical modeling // Procedia Earth Planet. Sci. 2017. Vol. 17. P. 288–291. DOI: 10.1016/j.proeps.2016.12.059.
16. Zhang W., Xu T., Li Y. Modeling of fate and transport of coinjection of H2S with CO2 in deep saline formations // JGR: Solid Earth. 2011. Vol. 116. No. B2. DOI: 10.1029/2010JB007652.
17. Waldmann S., Ostertag-Henning C., Gröger-Trampe J., Nowak T. Geochemical modeling of mineral alteration due to the presence of sulfur dioxide in the geological storage of CO2 // Procedia Earth Planet. Sci. 2013. Vol. 7. P. 880–883. DOI: 10.1016/j.proeps.2013.03.116.
18. Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. Залежи Северного Каспия. Природа углеводородных и неуглеводородных компонентов в продукции залежей в палеозойских отложениях Северного Каспия // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2018. № 11 (83). С. 88–93.
Авторы:
С.К. Ахмедсафин, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия), S.Akhmedsafin@adm.gazprom.ru
В.В. Рыбальченко, к.г.-м.н., ПАО «Газпром», A.Rybalchenko@adm.gazprom.ru
А.Н. Рыбьяков, ПАО «Газпром», A.Rybiakov@adm.gazprom.ru
С.В. Нерсесов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, Россия), nersesov@nadym-dobycha.gazprom.ru
Р.А. Соколовский, к.г.-м.н., ООО «Газпром добыча Надым», sokolovskii.ra@nadym-dobycha.gazprom.ru
А.А. Дорошенко, к.т.н., Центр геологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Тюмени (Тюмень, Россия), alexey.doroshenko@nedra.gazprom.ru
А.А. Дорошенко, д.г.-м.н., Центр геологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Тюмени, a.doroshenko@nedra.gazprom.ru
Я.О. Карымова, Центр геологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Тюмени, ya.karymova@nedra.gazprom.ru
И.В. Качинскас, к.г.-м.н., Центр геологического моделирования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Тюмени, i.kachinskas@nedra.gazprom.ru
В.Я. Шкловер, ООО «Системы для микроскопии и анализа» (Москва, Россия), shklover@microscop.ru
Н.А. Артемов, ООО «Системы для микроскопии и анализа», artemov@microscop.ru И.Г. Марясев, ООО «Системы для микроскопии и анализа», maryasev@microscop.ru
Литература:
1. Новоселова М.Ю., Агалаков С.Е., Кудаманов А.И. Характеристика верхнемеловых флюидоупоров Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 10 (346). С. 35–46. DOI: 10.30713/2413-5011-2020-10(346)-35-46.
2. Кудаманов А.И., Карих Т.М., Агалаков С.Е., Маринов В.А. Хэяхинская пачка опок и перекрывающие кремнисто-глинистые отложения (верхний мел, Западная Сибирь). Особенности строения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2019. № 11. С. 21–30. DOI: 10.30713/2413-5011-2019-11(335)-21-30.
3. Рыбьяков А.Н., Нерсесов С.В., Соколовский Р.А. и др. Генезис силицитов и пустотного пространства коллекторов коньяк-сантонских отложений Медвежьего месторождения // Газовая промышленность. 2020. № 8 (804). С. 54–62.
4. Ушатинский И.Н. Состав и условия формирования кремнистых формаций Западно-Сибирской геосинеклизы // Опалиты Западной Сибири: сб. науч. тр. / под ред. П.П. Генералова. Тюмень: Западно-Сибирский науч.-исслед. геологоразведочный нефтяной ин-т, 1987. С. 39–48.
5. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонских отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 6 (59). С. 23–27.
6. Казак А.В., Чугунов С.С., Чашков А.В. Комплексирование данных по текстуре и минеральному составу при исследовании породы-коллектора газа в отложениях березовской свиты // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа – Югры: сб. докл. ХХI науч.-практ. конф. Ханты-Мансийск: Науч.-аналит. центр рацион. недропользования им. В.И. Шпильмана, 2017. С. 228–240.
7. Родивилов Д.Б. Обоснование литолого-петрофизической характеристики и фазового состояния залежей сенонского газоносного комплекса севера Западной Сибири (на примере Медвежьего месторождения): дис. … канд. геол.-мин. наук. Тюмень: Тюменский индустр. ун-т, 2020.
8. Шкловер В.Я., Артемов Н.А., Марясев И.Г. Опыт создания базы данных по изучению микро- и нанометрового пустотного пространства коллекторов в технологии «Цифровой керн» // Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче: материалы докл. междунар. науч.-практ. семинара / отв. ред. С.К. Туренко. Тюмень: Тюменский индустр. ун-т, 2020. С. 31–43.
9. Kassa T.G. Pore structure of opal-CT and quartz porcelanites, Monterey formation, California: MSc thesis. Long Beach, CA, USA: California State University, 2016.
Авторы:
Р.Ф. Шарафутдинов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Тюмень, Россия), R_Sharafutdinov@vniigaz.gazprom.ru
А.С. Самойлов, к.т.н., Сибирский научно-технологический центр ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Тюмень, Россия), a_samoylov@vniigaz.gazprom.ru
С.В. Скворцов, Сибирский научно-технологический центр ООО «Газпром ВНИИГАЗ», s_skvortsov@vniigaz.gazprom.ru
В.П. Тюрин, Сибирский научно-технологический центр ООО «Газпром ВНИИГАЗ», v_tyurin@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. Приказ № 639 от 20.09.2019 г. Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (c изм. и доп. от 06.10.2020 г.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://base.garant.ru/72804616/ (дата обращения: 12.11.2021).
2. ГОСТ Р 55414–2013. Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Требования к техническому проекту разработки [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200101991 (дата обращения: 12.11.2021).
3. РД 153-39.0-047–00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200056055 (дата обращения: 12.11.2021).
4. Р Газпром 2-1.15-618–2011. Рекомендации по разработке математических моделей и комплексных алгоритмов управления технологической системой «пласт – скважины – газосборная сеть – ДКС – УКПГ – межпромысловый коллектор – ЦДКС» [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели) / под ред. Н.Н. Лисовского. М.: ВНИИОЭНГ, 2003.
6. Создание и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья: метод. рук. М.: ВНИИнефть, 2006.
7. СТО Газпром 2-3.1-1187–2019. Цифровые геологические модели. Методика создания, оценки качества и порядок актуализации [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
8. СТО Газпром 2-3.2-1218–2020. Цифровые геомеханические модели. Методика создания, оценки качества и порядок актуализации [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
9. СТО Газпром 2-3.3-1200–2020. Цифровые гидродинамические модели. Методика создания, оценки качества и порядок актуализации [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
10. СТО Газпром 2-3.3-1203–2020. Цифровые технологические модели. Методика создания, оценки качества и порядок актуализации [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
11. СТО Газпром 2-3.3-1228–2020. Цифровые модели. Методика взаимодействия и интеграции при подсчете (пересчете) запасов углеводородов, проектировании и сопровождении разработки месторождений [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
12. СТО Газпром 2-3.3-1238–2021. Цифровые модели. Методика оценки качества, порядок приемки и проведения экспертизы [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
13. Митрошин А.В. Результаты применения интегрированного моделирования в филиале «ПермНИПИнефть» за 2016 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docplayer.com/75456818-Rezultaty-primeneniya-integrirovannogo-modelirovaniya-v-filiale-permn... (дата обращения: 12.11.2021).
14. Апасов Р.Т., Чамеев И.Л., Варавва А.И. и др. Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений для разработки нефтяных оторочек многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2018. № 12. С. 46–49. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-12-46-49.
Новые технологии и оборудование
Авторы:
И.О. Мочалова, ОАО «Уральский трубный завод», (Первоуральск, Россия), i.mochalova@trubprom.com
А.В. Михалев, к.т.н., доцент, ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», a.v.mikhalev@urfu.ru
М.Ю. Булганина, ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина», marina.bulganina@urfu.ru
Литература:
1. Михалев А.В., Шевелев М.М., Мочалова И.О. и др. Современный расчет геометрии инструмента для точной формовки электросварных прямошовных труб // Газовая промышленность. 2020. № 11. С. 26–27.
2. Михалев А.В., Шевелев М.М., Мочалова И.О. и др. Современное моделирование сварки токами высокой частоты для повышения качества электросварных прямошовных труб // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 20–22.
HTML
АКТУАЛЬНОСТЬ
В настоящее время на отечественных предприятиях при производстве сварных изделий из сталей семейства 8-12X18H10 (аналог AISI 304) внедряются сложные наукоемкие технологии сварки, чаще всего используется оборудование зарубежных фирм-производителей (ESAB, Fronius, Kemppi, Polisoude и др.), которые при освоении и отработке технологии могут потребовать значительных материальных затрат: вместе со сварочным оборудованием поставляются отработанные технологии сварки, однако в ряде случаев они неприменимы в поле действия нормативных актов РФ, регламентирующих требования к качеству трубных соединений. Таким образом, возникает ситуация, когда необходимо применение существующих достижений в области математического моделирования сварочных процессов в инженерной практике для проектирования технологии сварки труб. В настоящий момент достаточно проработаны основные положения распространения тепла при сварке, механизм формирования сварочной ванны и шва. Однако моделей и программного обеспечения для моделирования производства сварных труб не существует.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Сталь марки 08X18H10 (AISI 304) относится к хромоникелевому классу низкоуглеродистых высоколегированных сталей. Высокое содержание хрома и никеля определяет превосходные прочностные и антикоррозионные свойства, востребованные повсеместно – их характеризуют как универсальные. Именно поэтому данный сплав входит число наиболее применяемых.
Целью настоящей работы является исследование обеспечения качества сварных труб за счет оптимизации параметров процесса индукционной сварки методом компьютерного моделирования, изучения и учета механических свойств сталей отечественных металлургов. Оптимизация параметров технологического процесса – это многовариантный процесс, требующий многомерного моделирования, решения электрических, тепловых задач, а также рационального выбора основных и сопутствующих процессов.
Как показано ранее [1, 2], добиться требуемой структуры, обеспечивающей необходимые технологические свойства, можно, используя разные способы термической обработки, такие как сочетание типов термообработки (отжиг, нормализация, отпуск и т. д.), скоростной нагрев и охлаждение, термоциклирование в сочетании с непрерывной последовательностью технологических процессов. В этом случае задача во многом определяется наличием технологического оборудования, его составом, вариативностью использования.
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
На механические и технологические характеристики сварных соединений сильное влияние оказывают процессы фазовых и структурных превращений в применяемых сталях. При сварке в результате градиентного распределения температурных полей по сечению в сварных соединениях возникают деформации, приводящие к образованию остаточных напряжений.
После холодной деформации, связанной с формообразованием, прочностные и пластические характеристики стали претерпевают существенные изменения. Поэтому для их восстановления до соответствующего уровня требуется проведение термической обработки.
Исследование структуры стали 08X18H10 в местах обработки давлением показало, что в исходном деформированном состоянии структура металла представляет собой зерна аустенита, вытянутые в направлении прокатки. В случаях, когда металл поставляется в горячекатаном состоянии, в результате распада аустенита в процессе охлаждения листов на воздухе по границам аустенита происходит выделение ферритных и карбидных мелкодисперсных частиц, что вызывает дополнительное упрочнение. В дальнейшем в целях снижения прочностных свойств стали, претерпевшей холодную деформацию, образцы нагревали в камерной печи со следующим режимом: нагрев до температур 300–1050 °С, выдержка при заданной температуре 30 мин с последующим охлаждением в воде, на воздухе или в печи до 350 °С, а затем на воздухе. После термической обработки образцы испытывали на разрыв и ударную вязкость.
Пребывание металла в напряженно-деформированном состоянии увеличивает риск хрупкого разрушения сварных конструкций, поэтому немаловажной проблемой остается разработка технологий отжига сварных швов. Для изучения фазовых, структурных превращений и изменения свойств стали 08X18H10 в процессе сварки были проведены исследования по определению оптимальных режимов термической обработки сварных заготовок. Образцы для исследований вырезали в месте сварного шва в направлении поперек прокатки. Механические свойства образцов со сварными соединениями в исходном состоянии находились на уровне нижних значений соответствующих свойств основного металла по стандарту для данной марки стали: σв = 763 МПа; σ02 = 622 МПа; δ = 20,3 %; KCU20 = 85 Дж / см2; KCU–40 = 76 Дж/см2.
Изучение макроструктуры сварного шва показало, что он не имеет дефектов в виде раковин, непроваров. Нагрев образцов со сварным швом до температуры 800 °C и охлаждение с печью показали, что механические свойства стали достигают следующих значений: sв = 652 МПа; s02 = 440 МПа; d = 27 %.
Повышение температуры нагрева до 900 °С приводит к дальнейшему снижению прочностных свойств до sв = 650–630 МПа; s02 = 380–350 МПа, а относительное удлинение возрастает до 37 % при охлаждении на воздухе или в воде и до 41 % при охлаждении с печью. В процессе нагрева в интервале температур 800–900 °С в структуре сварного шва происходит распад аустенита с выделением карбидной фазы по границам зерен. Дальнейшее повышение температуры до 1050 °С позволяет получить наиболее благоприятные механические свойства образцов со сварными швами (sв = 615–620 МПа; s02 = 320–330 МПа; d = 44–45 %), причем режим охлаждения (вода или воздух) не оказывает влияния на механические свойства стали. В структуре сварного шва формируется требуемая аустенитная структура с выделениями карбидов.
ВЫВОДЫ
Таким образом, отжиг из стали 08X18H10 изделий, имеющих сварные швы, рекомендуется производить в печи по следующему режиму: нагрев до температуры 1000–1050 °С и охлаждение с печью или на воздухе. Кроме того, весьма перспективным методом отжига может быть местный нагрев сварного соединения и околошовной зоны с применением индукционного нагрева или нагрева токами высокой частоты до температуры 1000–1050 °С с последующим охлаждением на воздухе. При этом металл в зоне сварного соединения приобретет необходимые свойства. Точное прогнозирование механических свойств готовой трубы дает возможность использования электросварных труб производства ОАО «Уралтрубпром» в тех сферах, где ранее использовались только горячекатаные трубы по ГОСТ 8732–78.
HTML
Предприятие непрерывно повышает энергоэффективность и экологичность технологий и оборудования, применяемых при транспортировке природного газа. В Обществе продолжается разработка технологий цифровизации производства. Сегодня получены практические результаты предиктивного мониторинга технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе современных математических методов.
НАБИРАЯ ВЫСОТУ
«В 2021 г. мы подвели итог 10‑летней совместной работы с «Ростехом» над программой повышения надежности двигателя АЛ-31СТ и перешагнули следующий рубеж, приступив к созданию новой линейки машин АЛ-41СТ-25. Сложно оценить значимость этого события: если 16‑мегаваттные приводы сегодня обеспечивают транспорт газа по стране и экспортные поставки по системе магистральных газопроводов с давлением до 75 кгс / см2, то 25‑мегаваттные особенно востребованы в компании для реализации новых глобальных проектов и открывают совершенно новые возможности для транспорта природного газа по магистральным газопроводам с давлением 100 кгс / см2», – отмечает генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Уфа» Ш.Г. Шарипов.
Сегодня двигатели серии АЛ, производимые в Уфе в интересах газовой промышленности, – бренд качества и надежности.
На X Петербургском международном газовом форуме было подписано соглашение между АО «Объединенная двигателестроительная корпорация» (входит в Госкорпорацию «Ростех») и Республикой Башкортостан о намерениях по строительству в республике комплекса для сборки и испытаний индустриальных двигателей в интересах ПАО «Газпром».
Соглашение скрепили подписями глава Республики Баш-кортостан Р.Ф. Хабиров, заместитель Председателя Правле-ния – начальник Департамента ПАО «Газпром» О.Е. Аксютин и заместитель генерального директора Госкорпорации «Ростех» Д.Ю. Леликов.
Производственно-технологи-ческий комплекс в Уфе рассчитан на сборку, испытания и ремонт до 50 современных эффективных двигателей ежегодно, что позволит обеспечить растущие потребности «Газпрома» в индустриальных силовых установках серии АЛ. В том числе речь идет и о создаваемой модификации AЛ-41CT мощностью 25 МВт. Первые два опытных образца изделия планируют собрать в 2022 г. Испытания и начало эксплуатации намечены на 2023 г. Кроме того, на базе единого газогенератора будут разрабатывать версии номинальной мощностью 32 и 42 МВт.
Глава Башкортостана Р.Ф. Хабиров, подводя итоги участия делегации республики в форуме, предложил выдвинуть создателей двигателя АЛ-41СТ на соискание премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники.
ОБУЧАЕМ ВМЕСТЕ
На газовом форуме по инициативе ООО «Газпром трансгаз Уфа» также была подписана дорожная карта по разработке и реализации программ совместного обучения специалистов ПАО «Газпром» и ПАО «ОДК-УМПО» по направлению «Конструкция, эксплуатация и техническое обслуживание газотурбинных двигателей серии АЛ».
В церемонии приняли участие руководители «ОДК Инжиниринг», ПАО «ОДК-УМПО», ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Томск», ректоры опорных вузов «Газпрома» – Уфимского государственного нефтяного технического университета, Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Ключевая задача, которая стоит перед участниками проекта, – повышение уровня профессиональных компетенций специалистов ПАО «Газпром» на объектах, эксплуатирующих газотурбинные двигатели марки АЛ в составе газоперекачивающих агрегатов и энергетических установок.
Реализации целей документа послужит созданная в уфимском университете выпускающая кафедра «Цифровые технологии в газовой промышленности». Ее задача – подготовка специалистов в области предиктивной диагностики, способных на основе данных мониторинга технического состояния – трендового контроля и анализа рабочих параметров оборудования – заблаговременно спрогнозировать развитие нежелательных событий, исключив или смягчив их последствия.
Авторы:
А.В. Охлопков, ПАО «Мосэнерго» (Москва, Россия), ФГБОУ ВО «Национальный исследовательский университет «МЭИ» (Москва, Россия), OhlopkovAV@mosenergo.ru
В.Д. Битней, ПАО «Мосэнерго», BitneyVD@mosenergo.ru
А.А. Панченко, ООО «ЛОГИКС» (Новосибирск, Россия), panchenko@logeeks.ru
Литература:
1. Шевченко Д. Литье по выплавляемым моделям – технология [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://prompriem.ru/litejnoe-proizvodstvo/po-vyplavlyaemym-modelyam.html (дата обращения: 15.11.2021).
2. Дмитриева М.О., Мельников А.А., Головач А.М. и др. Исследование структуры и свойств образцов из жаропрочного сплава Inconel 738, полученных методом селективного лазерного сплавления (SLM) // Вектор науки Тольяттинского государственного университета. 2020. № 1 (51). С. 23–31. DOI: 10.18323/2073-5073-2020-1-23-31.
3. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учеб. пособие. 2-е изд., стер. М.: МЭИ, 2006.
4. Соколов В.С. Газотурбинные установки: учеб. пособие. М.: Высшая школа, 1986.
5. ГОСТ 3248–81. Металлы. Метод испытания на ползучесть [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docs.cntd.ru/document/1200004656 (дата обращения: 15.11.2021).
6. Буханченко С.Е., Пугачева А.Е. Исследование структуры и механических свойств аддитивно полученных металлических элементов изделий // Современное машиностроение. Наука и образование. 2016. № 5. С. 1219–1227. DOI: 10.1872/MMF-2016-113.
7. Сычев Е.А., Муравьев А.А., Тарапанов А.С. Эффективность методов аддитивного формообразования деталей в машиностроении // Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. 2015. № 2 (310). С. 102–106.
HTML
Организация полевых складов горючего на базе эластичных резервуаров – технологическая инновация, международный тренд, который уже доказал свою эффективность. За счет оптимизации времени на монтаж и ввод в эксплуатацию удается в кратчайшие сроки организовать парк емкостей и обеспечить надежное и бесперебойное функционирование техники и инфраструктуры на автономных объектах.
ООО НПФ «Политехника» более 30 лет является разработчиком и крупнейшим мировым производителем инновационного оборудования, эластичных резервуаров, полевых складов горючего, поставщиком услуг и комплексных технологических решений по автономному хранению горюче-смазочных материалов (ГСМ), нефти и любых жидкостей для ведущих нефтегазовых предприятий, участником проектов национального масштаба.
В основе полевого склада горючего (ПСГ) – полимерные эластичные резервуары (ПЭР), собственная разработка компании. Резервуары производятся из TPU – 100%-го по-лиуретана специального топливного качества, что напрямую влияет на их морозостойкость и устойчивость к нефтепродуктам. Они не подвержены коррозии и воздействию окружающей среды, мобильны и компактны. Прочность их приближается к разрывным нагрузкам грузовых строп и лент.
Для монтажа ПСГ на базе ПЭР достаточно нескольких часов, так как под них не требуется бетонного основания. Команда из 6–8 человек способна развернуть склад объемом 3000 м3 в течение 1 ч.
По сравнению со стальными конструкциями эффективность складов на базе эластичных резервуаров поражает: общие расходы и сроки монтажа на обустройство нефтебазы сокращаются в 8–10 раз, а экономия составляет 70 % от суммы, необходимой для установки железного хранилища.
Полевые склады ГСМ и нефти в составе мобильных модульных баз обеспечения успешно эксплуатируются на объектах ПАО «Газпром нефть», АО «ННК», ПАО «НК «Роснефть», ООО ТД «Полиметалл», ПАО «ГМК «Норильский никель» и других компаний.
С 2018 г. компания «Политехника» оказывает услугу по приему, хранению, выдаче топлива с получением лицензии, регистрации опасных производственных объектов на п-ове Гыдан.
В 2020 г. компания приняла участие в ликвидации последствий разлива в Норильске. На объекте применены резервуары и рукавные трубопроводы, что позволило в кратчайшие сроки устранить последствия аварии.
С 2021 г. НПФ «Политехника» принимает участие в обеспечении инфраструктуры арктических портов.
Авторы:
Андреас Сандер, SAMSON AG
Литература:
Криогенные сжиженные газы хранятся и транспортируются при очень низких (криогенных) температурах и, если необходимо, при высоком давлении. Для поддержания этих условий применяемые клапаны должны иметь особую конструкцию. Материалы, используемые для изготовления деталей, контактирующих со средой, такие как корпус и плунжерная пара, обязаны выдерживать экстремальные температуры рабочей среды, которые могут опуститься почти до абсолютного нуля. Даже после длительного эксплуатационного периода материалы не должны иметь признаков охрупчивания.
По внешнему виду криогенные клапаны отличаются от других клапанов длинной изолирующей вставкой или удлиненной верхней частью, что создает необходимое расстояние между корпусом клапана, по которому проходит рабочая среда, и крышкой клапана. Подобная криогенная удлиненная верхняя часть гарантирует безопасность криогенной рабочей среды для чувствительных компонентов. Чтобы предотвратить обмен энергией между внутренней частью криогенного клапана и теплой окружающей средой, клапаны часто изолируются (например, в специальных установках при морской транспортировке) или монтируются в так называемом холодном блоке (например, в воздухоразделительной установке).
Данные требования к монтажу затрудняют доступ к клапанам. В результате работа над ними становится трудоемкой и требует использования малообслуживаемых конструкций с длительным сроком эксплуатации.
Еще более строгие требования предъявляются к криогенным клапанам, применяемым в качестве дроссельных заслонок при сжижении газа. Если газы сжижают с помощью турбин и (или) клапанов, в процессе используется эффект Джоуля – Томсона. Это означает, что давление в газах опускается ниже температуры инверсии, что приводит к их сжижению, вопреки их поведению выше температуры инверсии, зависящей от давления. Предполагается, что клапаны Джоуля – Томсона выдерживают высокие перепады давления между сжатой средой на входе клапана и сбрасываемой средой на выходе. Сильные перепады давления в клапане способствуют возникновению кавитации и вскипания, что приводит к высокому уровню шума, сильным вибрациям и эрозии элементов клапана.
ДЛЯ БОЛЬШЕГО ОБЪЕМА РАСХОДОВ
В течение многих десятилетий компания SAMSON разрабатывает и производит криогенные клапаны в соответствии с применяемыми техническими условиями. Различные исполнения клапанов малых и средних размеров для умеренных перепадов давления при криогенных температурах уже давно добавлены к ассортименту продукции. С новым клапаном типа 3598 компания SAMSON присоединилась к тенденции, которая охватила промышленные процессы производства и распределения криогенных газов: заводы становятся все больше, при этом необходимо постоянно поддерживать более высокие скорости потока и перепады давления. В процессе разработки SAMSON объединил многолетний опыт работы операторов заводов с корпоративными ноу-хау, полученными в результате CFD-моделирования (вычислительной гидродинамики) и экспериментов, проведенных в Инновационном центре Рольфа Сандвосса. Специалисты по продукции и научно-исследовательские отделы сосредоточили внимание на снижении совокупной стоимости владения за счет повышения надежности, простоты обслуживания и энергоэффективности.
БОЛЬШАЯ НАДЕЖНОСТЬ
Клапан типа 3598 для криогенных технологических сред имеет большеразмерные версии и способен функционировать при высоких перепадах давления. За счет этого клапаны пригодны для работы на крупных технологических установках с высокими расходами, а также для использования в качестве клапанов Джоуля – Томсона в условиях высокого перепада давлений и, как следствие, с риском кавитации. При больших размерах клапанов на выходе имеется достаточно места для продолжения потока, несмотря на кавитацию и вскипание. Чтобы свести к минимуму нежелательные вибрации и неминуемые кавитационные повреждения на уплотнительных поверхностях внутри клапана, давление спускается в зажатом корпусе, а не на поверхности седла, как это происходит в клапанах с плунжерной конструкцией седла.
УДОБСТВО ОБСЛУЖИВАНИЯ
Криогенный клапан имеет конструкцию с верхним разъемом, которая поставляется с цельным корпусом клапана, имеющим криогенную удлиненную верхнюю часть большого диаметра. Таким образом, работы по обслуживанию и ремонту деталей плунжерной пары могут проводиться без необходимости демонтажа клапана из трубопровода, холодильной камеры или изоляции. После демонтажа привода появляется свободный доступ к седлу клапана, поршню и ингибитору циркуляции. Стандартная разгрузка давления гарантирует простоту обслуживания и демонтажа даже больших регулирующих клапанов. Это объясняется тем, что для перемещения поршня требуется относительно небольшое усилие. В результате на клапаны могут быть установлены приводы меньшего размера с меньшим весом. Еще одно преимущество: в зависимости от размера клапана можно также установить приводы, подходящие для прямого монтажа позиционеров или конечных выключателей, что значительно снизит потребность в трубках и шлангах для монтажа.
ПОВЫШЕННАЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ
Внизу криогенной удлиненной верхней части установлен ингибитор циркуляции, который влияет на распределение температуры технологической среды по изолирующей вставке. Это дает ряд положительных эффектов: например, отсутствует обледенение сальниковой камеры, которая находится в верхней части клапана снаружи холодильной камеры или изоляции. Кроме того, никакая тепловая энергия извне не может нагреть технологическую среду, которая была охлаждена с большими усилиями.
Интерфейс между холодильной камерой и окружающей средой можно дополнительно изолировать, прикрепив к клапану крышку. Таким образом, на общий энергетический баланс регулирующих клапанов влияют оптимизированные температурные условия, а также необходимый расход воздуха. Помимо этого, важную роль играет усилие, необходимое для привода, а это означает, что включенная в комплект поставки разгрузка давления также оказывает положительное влияние.
МЕНЬШЕЕ УСИЛИЕ ПРИВОДА
Благодаря специализированной конструкции стоимость криогенного клапана типа 3598 выше, чем стандартного клапана с ввинчиваемой изолирующей вставкой. Это компенсируется более низкой стоимостью привода, обусловленной меньшими усилием и типоразмером. Фактически можно использовать привод с площадью мембраны 1000 см2 на разгруженном клапане вместо привода 2 × 2800 см2 на неразгруженном клапане того же размера. Сравнение двух приводов показывает снижение примерно на 90 % объема хода и веса и примерно на 80 % по фактической стоимости привода.
ПЕРСПЕКТИВЫ
Дальнейшие исполнения криогенных клапанов с улучшенными характеристиками уже находятся в стадии разработки. Сюда относятся как модульные дополнения, например, увеличенные размеры клапанов и более высокие номинальные значения давления, так и угловые корпусы клапанов. В настоящее время клапаны поставляются только по стандартам ANSI, но скоро появятся в исполнении по DIN.
HTML
– В каких модификациях завод «АГУНА» предлагает теплоснабжающее оборудование?
– Вариантов множество – от газовых водогрейных котлов типа «СТГ КЛАССИК», «СТГ ПРЕМЬЕР» – ACS 100, ACS 200, ACS 230, ACS 300, ACS 500 – до автоматизированных блочно-модульных водогрейных котельных установок «АГУНА», которые подразумевают полную автономность за счет использования оборудования для обслуживания инженерных коммуникаций. В различных модификациях мощность таких котельных составляет от 0,4 до 20 МВт, что позволяет нам обеспечивать теплоснабжение объектов практически любой сложности.
– Насколько актуальны для вас принципы импортозамещения?
– Это одна из наших сильных сторон: оборудование, производимое заводом, сегодня не имеет аналогов в стране по массогабаритным параметрам. Нашими инженерами созданы компактные котельные: объекты мощностью до 1,5 МВт имеют габаритные размеры 6 × 3 м, котельные мощностью до 3 МВт – 8,5 × 3,3 м. Такие показатели достигнуты за счет создания компактного промышленного газового котла мощностью 1,5 МВт / 1,5 м2 при массе 1260 кг – подобных решений по компактности в России не существует.
– Новые модификации модульных котлов развивают это направление?
– Да, в настоящее время мы представляем новую разработку – котел ACS 500 в корпусе «СТАНДАРТ». О компактности говорят габаритные размеры – 1647 × 770 × 832 мм. Выглядит установка как три вертикально расположенных модуля общей мощностью 1,5 МВт – она занимает всего 1,3 м2. Котлы оборудованы современным контроллером управления ACS 211 с жидкокристаллическим дисплеем, обеспечивающим автоматический контроль герметичности газовых клапанов перед розжигом и диагностику датчиков и систем безопасности котла. В системах автоматики котлов используются датчики, системы и оборудование ведущих мировых производителей – таких как Honeywell, ebm-papst, DUNGS.
– Расскажите подробнее о безопасности. Как ведет себя такое оборудование в нештатных ситуациях?
– Безопасность достигается в том числе благодаря блочно-модульному исполнению оборудования. Компания реализует принцип многоядерности, при котором источниками тепла являются не два котла – основной и резервный, а сразу несколько модулей. Такой принцип позволяет экономно производить тепло – столько, сколько необходимо потребителю.
Кроме того, блочность позволяет разумно использовать ресурсы, управляя загрузкой каждого котла – как правило, все модули работают только при пиковых нагрузках. Здесь мы говорим уже и об экономической выгоде – разумном использовании топлива и электроэнергии, в том числе за счет применения горелок с плавным регулированием мощности и вентилятором горелки с частотным регулированием.
– Насколько подобные инновационные решения доступны потребителям?
– Переход на отопление с применением модульных водогрейных котлов и блочно-модульных котельных установок оправдан с экономической точки зрения: новые технологии окупаются в течение 1,5–2 лет. По сути это вложение в безопасность, экономичность и надежность теплоснабжения.
HTML
С первых дней работы ООО «Газпром добыча Краснодар» в своем производстве активно внедряет и использует инновационные технологии, передовые подходы и смелые инженерные решения. В свое время именно на юге России впервые были использованы новые методы добычи и подготовки газа к транспорту, которые в дальнейшем применялись в масштабах всей страны. Сегодня газовики предприятия продолжают традиции, заложенные ветеранами отрасли, используя достижения научно-технического прогресса и собственные инновационные разработки. Ежегодно в рационализаторской деятельности принимают участие более сотни работников компании. При этом в последние годы неизменно растет число людей, которым небезразличны эффективность и экономичность производства, организация труда на предприятии.
В данном направлении особенно выделяются производственники – те, кто каждый день сталкиваются со сложным оборудованием газовых промыслов, обеспечивают эффективную и надежную работу скважин и оборудования подготовки газа. Нестандартный взгляд и творческий подход к работе, изменение конструкции и внедрение новых технологий добычи, подготовки и транспортировки газа позволяют получить наиболее ощутимый экономический эффект.
ЦЕНТР НОВАТОРСТВА
Одно из основных направлений современной работы коллектива Инженерно-технического центра (ИТЦ) компании – повышение эффективности использования научно-технического потенциала Общества. Именно ИТЦ традиционно является локомотивом новаторства в компании и уже на протяжении 5 лет побеждает в корпоративном конкурсе в номинации «Лучший коллектив по рационализаторской деятельности». Специалисты филиала активно участвуют в разработке новых технологий, применяемых на разрабатываемых месторождениях ООО «Газпром добыча Краснодар». Только по итогам 2020 г. при непосредственном участии исследовательского коллектива филиала предприятие получило три патента на изобретения и использовало в производстве 98 рационализаторских предложений. В 2021 г. впервые в газовой отрасли разработаны и внедрены метод и устройство фиксации образцов-свидетелей для определения скорости коррозии на разных глубинах насосно-компрессорных труб. Данная разработка подтверждена патентом на изобретение. При высокой точности получаемых показателей она не требует значительных финансовых затрат. Ранее реализовать такой процесс было невозможно без привлечения дорогостоящего оборудования. Проведены многочисленные исследования и разработки устройств и методов, которые позволят производить необходимые измерения непосредственно в скважине. На данный момент успешно завершены испытания на двух скважинах Мирненского месторождения (Ставропольский край), а в ближайшей перспективе запланированы испытания еще на шести скважинах эксплуатационного фонда. Накопленный экономический эффект составил более 7 млн руб. Другая интересная технология, реализованная научно-исследовательским коллективом ИТЦ, – применение обсадных колонн ликвидированных водяных скважин в качестве глубинных анодных заземлителей – установок катодной защиты. Внедрение этого рацпредложения позволило предприятию сократить расходы почти на 10 млн руб.
СИЛА МЫСЛИ
Вклад в совершенствование деятельности предприятия и организации труда на нем вносят сотрудники каждого филиала. И сегодня в банке идей можно найти не только технические решения, направленные на дальнейшее совершенствование технологического процесса добычи и подготовки углеводородов. За последние три года в ООО «Газпром добыча Краснодар» реализованы по‑настоящему масштабные планы в сфере научно-технической и опытно-конструкторской работы. Среди них исследование верхнедевонских отложений доманикового типа (доманикитов) в целях оценки ресурсной базы, выбора основных направлений и методики поисков залежей углеводородов на территории Предуральского краевого прогиба, концепция комплексного развития Вуктыльского геолого-экономического района. Особое внимание ученые компании уделили научной работе «Технико-экономическое обоснование добычи гидроминерального сырья на газовых месторождениях Краснодарского края». Ее цель – обоснование технико-экономической эффективности совместной добычи углеводородов и промышленных вод для организации производства йода и йодсодержащей продукции. Также необходимо отметить новейший метод интенсификации работы канализационных очистных сооружений ООО «Газпром добыча Краснодар» с применением комплексной микробной инженерии. К 2021 г. инновации позволили достичь нормализации концентрации сбрасываемых загрязняющих веществ на очистных сооружениях дожимной компрессорной станции Вуктыльского газопромыслового управления.
СТАВКА НА МОЛОДОСТЬ
На предприятии большое внимание уделяется научной работе молодых специалистов компании. Участие в научно-практических конференциях ООО «Газпром добыча Краснодар», а также в конкурсах на звание лучшего молодого рационализатора открывает широкие перспективы для нового поколения газовиков. Это универсальные площадки для обмена идеями и проектами, открытого диалога и поиска решений для развития как Общества, так и газовой отрасли в целом. Главная задача подобных мероприятий – раскрыть потенциал молодых работников, поддержать их инициативы, которые могут найти нестандартные и эффективные решения. Из года в год неизменным остается желание молодежи быть не просто частью коллектива, но его движущей силой. Поэтому одно из основных направлений деятельности Совета молодых ученых и специалистов – увеличение показателей рационализаторской деятельности, внедрение научно-технических разработок в производственный процесс.
«В XXI в. сложно представить мир без инноваций, изобретений и новаторских идей, которые так изменили нашу жизнь. За каждым большим свершением прежде всего стоят люди, которые работают с момента возникновения первоначальных замыслов, их оригинальной интерпретации вплоть до детальной проработки вопросов, возможности их реализации с технической, технологической и экономической точек зрения. В нашей компании рационализаторская работа – одно из важнейших средств улучшения производительности труда, повышения эффективности и надежности эксплуатации оборудования, продления его срока службы. Значимость технического творчества новаторов раз за разом подтверждается на практике», – отметил генеральный директор предприятия А.А. Захаров.
ООО «Газпром добыча Краснодар» в Год науки и технологий, как и прежде, продолжает идти по пути прогресса, создавая все необходимые условия для максимального раскрытия интеллектуального потенциала работников.
Фото: Дмитрий Андреев
Авторы:
HTML
Поскольку современные методы добычи нефти и газа (в первую очередь трудноизвлекаемых) увеличивают скорость коррозионных процессов, перед нефтегазодобывающими предприятиями стоит задача максимальной защиты от них погружного оборудования. Снизить влияние коррозионных факторов можно, используя ингибиторы коррозии и осуществляя постоянный мониторинг состояния оборудования. Также рекомендуется использование стеклопластиковых труб, насосно-компрессорных труб (НКТ) с внутренними полимерными покрытиями или с повышенным содержанием хрома.
ЛЕЙНЕР – ПРЕГРАДА ОТ КОРРОЗИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ИЗНУТРИ
Еще одна из эффективных технологий – роликовая раздача вставки из нержавеющей стали внутри НКТ. Подобные вставки используются в биметаллической защитной системе Majorpack ziPLY ST на основе интерметаллида Fe / Zn: они защищают поверхности и резьбу труб не только от коррозии (в том числе углекислотной), но и от высокого содержания H2S, а также обеспечивают устойчивость к абразивному износу и антибактериальную защиту.
Продукт компании Majorpack уже зарекомендовал себя благодаря ряду преимуществ, в первую очередь таких, как реализация прочного соединения труб без использования изоляционных материалов между лейнером и НКТ, осуществление процесса лейнирования без нагрева, а также отсутствие температурных ограничений для защитной системы при эксплуатации установки электроприводного центробежного насоса.
Производитель гарантирует степень деформации лейнера ziPLY ST до 20 %, технология допускает лейнирование НКТ с дефектами проката. Оборудование для лейнирования оснащено обратной связью по давлению, обеспечивает производство высококачественной продукции с динамически изменяющимся давлением раздачи.
ИНТЕРМЕТАЛЛИД – ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ ИЗВНЕ
Всесторонняя защита НКТ от коррозионного воздействия достигается за счет нанесения на ее внешнюю поверхность интерметаллидного слоя: он предотвращает воздействие электрохимической, подпленочной и питтинговой коррозии, обеспечивая катодную защиту поверхности и тела трубы.
Данный слой также наносится на резьбовые части труб и увеличивает таким образом ресурс операций свинчивания и развинчивания.
Испытания, которые Majorpack проводила совместно с инжиниринговой компанией «ИТ-Сервис», доказывают: железоцинковое интерметаллидное покрытие обладает свойствами ингибитора сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), вызывающих коррозию. Так, в ходе испытаний стальные образцы с термодиффузионным цинковым покрытием были помещены на 95 сут в зараженную среду при температуре 30 °С, в результате СВБ не были обнаружены.
ПРОТЕСТИРОВАНО В ПРОМЫШЛЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Защитная система ziPLY ST также прошла опытно-промысловые испытания на скважинах с высокоагрессивной коррозионной средой, характеризующейся наличием СВБ, H2S, CO2, воздействие которых на незащищенное оборудование дает синергетический эффект, который способен ускорить коррозионные процессы в несколько раз. Температура эксплуатации составила 120 °С. В течение 1300 сут зафиксировано увеличение текущей наработки защитной системы ziPLY ST более чем в 8 раз – коррозионные повреждения, абразивный износ и потери основного металла НКТ не выявлены.
В пользу технологии говорит и репутация компании-производителя. На сегодняшний день продукция Majorpack используется более чем на 7000 скважин, осложненных различными видами коррозии, при этом средняя текущая наработка на скважинах коррозионного фонда увеличилась в 3,5 раза и продолжает расти. Уникальные технологии антикоррозионной защиты погружного оборудования, эксплуатируемого в агрессивной среде, востребованы крупными отечественными и зарубежными компаниями нефтегазодобывающей отрасли: применение продукции Majorpack позволяет снижать затраты при эксплуатации коррозионного фонда в 3–18 раз, не считая экономии на сокращении количества простоев и ремонтов.
Данные показатели не предел: сегодня компания продолжает научно-исследовательские и конструкторские работы в R&D Центре – резиденте «Сколково». Здесь были созданы уже зарекомендовавшие себя продукты, и здесь же непрерывно совершенствуются технологии нанесения защитных покрытий, которые помогают обеспечивать максимальную работоспособность нефтегазодобывающего оборудования.
HTML
В соответствии с этим направлением разработаны и изготовлены две блочно-модульные станции управления фонтанными арматурами для морских ледостойких стационарных платформ ООО «Лукойл-Нижневолжскнефть», установленных на нефтегазоконденсатном месторождении имени В. Филановского, расположенном в Каспийском море.
Особенностью конструкции обеих станций управления является то, что они не имеют единого шкафа для размещения оборудования.
Третий проект, который ПАО «ЛУКОЙЛ» реализует на Кас-пийском море при помощи ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ», – разработка и поставка блоков эксплуатационного, газлифтного и водонагнетательного манифольдов для месторождения имени В. Грайфера.
Блок эксплуатационного манифольда предназначен для сбора, транспортирования и распределения продукции скважин, добываемой с нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного на дне Каспийского моря.
Блок газлифтного манифольда предназначен для приема и распределения газлифтного газа к эксплуатационным скважинам, а также к одной газонагнетательной скважине.
Блок водонагнетательного манифольда предназначен для подачи подготовленной морской воды от блока камеры приема средств очистки и диагностики водовода к нескольким водонагнетательным скважинам.
Все блоки представляют собой изделия полной заводской готовности и эксплуатируются без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Режим работы всех блоков – непрерывный, круглогодичный. Все трубопроводы блоков теплоизолированы и оборудованы кабельным электрообогревом. Отличительной чертой созданного оборудования являются его повышенная сложность и компактность из‑за ограниченного пространства морской платформы, на которой данное оборудование размещается.
Можно с уверенностью сказать, что ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ», продукция которого сертифицирована по российским стандартам и стандартам ASME (США), обладает необходимым научным и техническим потенциалом для создания сложного оборудования по обустройству газовых и нефтяных морских платформ, отвечающего требованиям функциональности, надежности, экономичности и по качеству не уступающего передовым зарубежным аналогам.
Стандартизация и управление качеством
HTML
№ п / п |
Параметр |
Описание |
1 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
Р Газпром 3.2‑4‑012–2009 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика нормирования аварийных запасов материально-технических ресурсов для газоперерабатывающих предприятий ОАО «Газпром» |
|
Отмена документа |
Взамен с 15.11.2021 действует СТО Газпром 3.2‑4‑059–2021 |
|
2 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
СТО Газпром 3.2‑4‑014–2010 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Нормы аварийных запасов материально-технических ресурсов для газоперерабатывающих предприятий ОАО «Газпром» |
|
Отмена документа |
Взамен с 15.11.2021 действует СТО Газпром 3.2‑4‑060–2021 |
HTML
№ п / п |
Параметр |
Описание |
1 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
СТО Газпром 2–2.1–1262–2021 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Унификация проектных решений. Основные положения |
|
Область применения стандарта / рекомендаций |
Настоящий стандарт устанавливает: – общие требования к проведению работ по унификации проектных решений в структурных подразделениях, дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром»; – организационную структуру Системы унификации проектных решений ПАО «Газпром», основные функции ее участников и порядок их взаимодействия. Настоящий стандарт предназначен для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями), выполняющими работы по унификации проектных решений для объектов ПАО «Газпром», расположенных на территории Российской Федерации |
|
Дата введения в действие |
01.12.2021 |
|
Введен |
Впервые |
|
2 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
СТО Газпром 2–2.1–1263–2021 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Порядок разработки, оформления, экспертизы, утверждения и применения альбомов унифицированных решений в ПАО «Газпром» |
|
Область применения стандарта / рекомендаций |
Настоящий стандарт устанавливает основные требования к порядку разработки, оформления, экспертизы, утверждения и применения альбомов унифицированных проектных решений в ПАО «Газпром». Настоящий стандарт предназначен для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями), выполняющими работы по унификации проектных решений для объектов ПАО «Газпром», расположенных на территории Российской Федерации |
|
Дата введения в действие |
01.12.2021 |
|
Введен |
Впервые |
|
3 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
СТО Газпром 2–2.1–1264–2021 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Порядок тиражирования, распространения, учета и хранения системы документов унифицированных проектных решений |
|
Область применения стандарта / рекомендаций |
Настоящий стандарт устанавливает основные требования к процедурам тиражирования, распространения, учета и хранения документов унифицированных проектных решений. Настоящий стандарт предназначен для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями и физическими лицами (индивидуальными предпринимателями), выполняющими работы по унификации проектных решений для объектов ПАО «Газпром», расположенных на территории Российской Федерации |
|
Дата введения в действие |
01.12.2021 |
|
Введен |
Впервые |
|
4 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
Р Газпром 2–2.3–1265–2021 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ПАО «Газпром». Управление техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ПАО «Газпром». Методика расчета показателей надежности технологических трубопроводов компрессорных станций |
|
Область применения стандарта / рекомендаций |
Настоящие рекомендации определяют методику оценки показателей надежности технологических трубопроводов компрессорных станций, дожимных компрессорных станций и компрессорных станций подземных хранилищ газа ПАО «Газпром» (далее – технологические трубопроводы компрессорных станций), расположенных на территориях Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Армения и Киргизской Республики. Настоящие рекомендации распространяются на надземные и подземные участки технологических трубопроводов компрессорных станций номинальным диаметром от DN 150 до DN 1400 включительно с рабочим давлением среды свыше 1,2 МПа. Настоящие рекомендации предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», эксплуатирующими технологические трубопроводы компрессорных станций или участвующими в процедуре формирования, корректировки и оценки эффективности выполнения программ технического диагностирования и ремонта |
|
Дата введения в действие |
10.01.2022 |
|
Введен |
Впервые |
|
5 |
Обозначение стандарта / рекомендаций |
Р Газпром 7.3–054–2021 |
Наименование стандарта / рекомендаций |
Документы нормативные для строительства скважин. Строительство, пусконаладка, ввод в эксплуатацию скважин на континентальном шельфе с использованием плавучих буровых установок и буровых судов. Организация работ |
|
Область применения стандарта / рекомендаций |
Настоящие рекомендации определяют порядок организации работ по строительству, пусконаладке, вводу в эксплуатацию эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на континентальном шельфе с подводным расположением устья с применением следующих морских нефтегазопромысловых сооружений: – полупогружных плавучих буровых установок; – буровых судов. Положения настоящих рекомендаций предназначены для применения структурными подразделениями, дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром», а также сторонними организациями при строительстве, пусконаладке, вводе в эксплуатацию скважин с подводным расположением устья на континентальном шельфе |
|
Дата введения в действие и срок действия |
01.01.2022. 5 лет (01.01.2027) |
|
Введен |
Впервые |
Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов
Авторы:
Е.О. Карманов, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия), Karmanoveug@gmail.com
Г.Г. Васильев, д.т.н., проф., ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», srgnp@gubkin.ru
И.А. Леонович, к.т.н., доцент, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», leonovich.i@gubkin.ru
Цифровизация
Авторы:
HTML
Толочкин Олег Юрьевич
Начальник Управления предпроектных и концептуальных исследований ООО «Морнефтегазпроект»
КОМПОНЕНТЫ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ И ИХ ФУНКЦИОНАЛ
Интегрированная модель техпроцесса добычного актива может быть поделена на несколько ключевых компонентов:
– пласт;
– скважины;
– система сбора;
– площадные объекты подготовки пластовой продукции;
– системы поддержания пластового давления и газонагнетания / газлифта;
– логистика;
– экономика (расчет на финансово-экономической модели).
При этом не существует программного обеспечения (ПО), в котором можно было бы моделировать все компоненты. Интегрированная модель состоит из отдельных моделей, каждая из которых воспроизводит свой компонент, решает ряд локальных задач, а при объединении в единую интегрированную модель они способны определить вопросы по взаимовлиянию систем друг на друга.
Моделирование используется на всех этапах работы с активом: от концептуального проектирования до эксплуатации объекта. На предпроектной стадии используются преимущественно статические модели наземных объектов. При относительно небольшой трудоемкости данные модели позволяют подтвердить принятые технические решения, выбрать оптимальные варианты обустройства, сделать более детальную и точную оценку затрат.
На этапе проектной документации ко всем компонентам актива уже может применяться не только статическое, но и динамическое моделирование, которое дает возможность проконтролировать и воспроизвести процессы в динамике, оценить, как будет вести себя объект при пусконаладке или на переходных режимах. На этом этапе модели помогают уточнить решения проекта, провести проверку систем автоматизации и пр.
При строительстве цифровые модели позволяют верифицировать данные, закладываемые в закупочную документацию, и значительно ускорить период проведения комплексной пусконаладки, что дает прямой экономических эффект от раннего запуска производства. А при эксплуатации они упрощают прогнозирование работы актива, выполняют проверку решений по изменению режимов эксплуатации и помогают производственному персоналу при поиске и проверке оптимизационных мероприятий, выступая в качестве рабочего инструмента в центре управления активом.
ВЫБОР ПОДХОДА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ
Специфика цифровизации в сегодняшней нефтегазовой отрасли состоит в том, что бóльшая часть активов создавалась до внедрения современных цифровых инструментов и изначально их применение в производственных процессах не предполагалось. С одной стороны, создание цифровых двойников таких объектов и разворачивание на их основе линейки доступных на сегодняшний день цифровых решений – логичный способ повысить качество управления активом, с другой – внедрение таких инструментов требует много средств и трудозатрат персонала и не для всех предлагаемых решений может быть оправдано.
Оптимальным видится подход с первоначальным созданием базовых инструментов (в том числе цифрового двойника технологического комплекса), при этом важно провести анализ задач, стоящих перед производственными службами, чтобы правильно поставить цели, выработать инструменты и, исходя из этого, составить программу.
Например, при моделировании наземных объектов подготовки пластового флюида для одного предприятия приоритетным может стать получение инструмента для технического перевооружения и расшивки узких мест производственного объекта, а для другого – оптимизация технологических процессов, таких как подача метанола, оптимизация технических режимов с целевой функцией увеличения прибыли выхода целевых продуктов, сокращения операционных затрат на потребление газа на собственные нужды или расходов на химреагенты.
Второй важнейшей задачей, влияющей на качество будущих цифровых моделей, являются определение подхода к созданию моделей и выбор исполнителей. Очень важно обеспечить участие в команде проекта не только специалистов, имеющих квалификацию в работе расчетного ПО для моделирования, но и экспертов с необходимым производственным опытом. Только в этом случае можно рассчитывать, что модели будут нацелены на решение реальных задач.
Так, в ООО «Морнефтегазпроект» накоплен уникальный опыт, сочетающий проектирование производственных объектов, надзор за строительством, техническое перевооружение действующего предприятия, сопровождение пусконаладочных процедур, надзор за эксплуатацией и моделирование технологических объектов подготовки пластового флюида. Именно такое сочетание позволяет создавать цифровой двойник, точно воспроизводящий реальные характеристики объекта и нацеленный на повышение операционной эффективности.
В конечном счете для того, чтобы цифровизация производственных активов имела положительные бизнес-эффекты, необходимы формирование цели и обсуждение решений. При таком подходе можно рассчитывать на реальные эффекты от внедрения цифровых двойников технологических процессов в производственную деятельность.
Решать данную задачу необходимо уже на стадии создания, уделяя максимум внимания обу-чению и вовлечению персонала, а также формированию бизнес-процесса, где будут детально описаны функциональные технические требования к моделям, и тому, какие расчеты могут выполнять специалисты производственных блоков.
Отдельно необходимо упомянуть, что цифровой двойник технологического комплекса является базой для целого ряда дальнейших решений по интегрированному управлению активом, таких как предиктивная диагностика, тренажеры, автоматизированные системы принятия решений и пр. То есть внедрение цифрового двойника в производственные процессы не конечное звено цифровизации актива. Это еще один шаг к интеллектуальному месторождению.
Очень важно не упустить потенциал цифровизации на новых производственных объектах. При проектировании объекта с нуля значительно проще с самого начала заложить современные цифровые решения уже на стадии предпроектной и проектной работы, формировать требования к подрядчикам исходя из необходимости применения современных технологий и с самого начала получить цифровой промысел. Такой подход позволит, кроме всего прочего, уточнить и верифицировать планы уже на стадии разработки основных технических решений и проектной документации.
Опыт цифрового моделирования технологических комплексов морских платформ и объектов на суше ООО «Морнефтегазпроект» позволяет подтвердить высокую эффективность применения цифровых двойников при обязательном применении комплексного и системного подхода при их создании. Производственные подразделения получают мощный инструмент для оптимизации технологических процессов, поиска ограничений в производственной цепочке, моделирования всех возможных аварийных сценариев с оценкой последствий и разработкой компенсирующих мероприятий, а также проверки работы промысла при плановых изменениях в системе.
Экономика
← Назад к списку