Газовая промышленность № 7 2017
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Авторы:
А.А. Горбенко, АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород»
Д.Ю. Кутовой, АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород»
В.И. Веснин, АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород»
HTML
Природный газ всегда являлся и является товаром и предметом коммерческих сделок между газодобывающими, газотранспортными, региональными компаниями и конечными потребителями. Основная проблема коммерческих отношений при поставках газа – это небаланс, возникающий при физическом учете объема газа, транспортируемого от поставщика к потребителю. При возрастающей потребности в газе необходимы высокая точность и достоверность измерения поставляемых объемов природного газа и получаемых потребителями.
Во многих регионах РФ узлы учета газа (УУГ) промышленных потребителей, объектов ЖКХ и жилого фонда «разбросаны» по огромным территориям, что затрудняет сбор данных о параметрах газопотребления. Увеличивается количество поставщиков газа, развивается биржевая торговля, появляются требования ежесуточного коммерческого учета газа, изменяется законодательство. Потребитель не успевает отслеживать новые механизмы торговли газом. Изменения на газовом рынке свидетельствуют об уже возникшей потребности в получении качественных услуг, создании единого информационного пространства, удобного для пользования как поставщикам газа, так и потребителям. На рис. 1 представлена структура единой многоуровневой системы газоснабжения и учета газа.
Конкуренция среди поставщиков газа заставляет создавать условия торговли с учетом требований каждого покупателя. Механизмы должны быть гибкими, масштабируемыми, понятными и удобными.
На сегодняшний день в АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» (далее – РГК) эксплуатируется комплекс различных информационных систем, используемых РГК для коммерческого учета газа. К ним относятся:
1) АСКУГ – работающая в автоматизированном режиме система сбора данных о газопотреблении с 285 УУГ крупных промышленных и коммунальных потребителей;
2) ЕИТП («ИУС-ГАЗ») – единая информационно-технологическая диспетчерская система;
3) АИС «Регионгаз» и АИС «РНГ» – учетные системы для ежемесячного сведения и закрытия баланса газопотребления по населению и промышленным потребителям.
На сегодняшний день не охваченными системой удаленной передачи данных (телеметрией) в Нижегородской области остаются следующие объекты:
• 12 тыс. промышленных и коммунально-бытовых УУГ;
• 1,3 млн бытовых УУГ.
Система удаленной передачи данных (система телеметрии) не получила развития по Нижегородской области, в том числе по причине отсутствия удобного для потребителя интерфейса получения информации. В то же время создание только для поставщика газа автоматизированных систем сбора данных по своим объектам было малоинтересно потребителю.
Отсутствие современных автоматизированных систем удаленной передачи данных приводит к недостаточному контролю за узлами учета газа и становится одной из причин разбаланса газа.
Влияние на разбаланс оказывают также следующие проблемы при реализации газа населению:
• несвоевременная передача показаний абонентами;
• нежелание абонентов пускать в свои дома контролеров для сверки показаний приборов учета газа.
Не менее актуальной проблемой является безопасность поставок газа. Региональные газовые компании и газораспределительные организации (ГРО) практически не занимаются вопросами автоматизации систем безопасности при поставках газа и развитием систем удаленного контроля. Понятие «умный дом» устойчиво вошло в наш лексикон, но в системах газоснабжения развития данных технологий практически нет. За 2016 г. при взрывах бытового газа в многоквартирных домах пострадало более 1000 человек, в том числе детей, десятки людей остались без жилья, десятки человек, среди которых также есть дети, погибли. Решение данной проблемы возможно при внедрении в сложный и разветвленный комплекс транспортировки и распределения газа – от месторождения и до конечного потребителя – единой многоуровневой системы учета и контроля безопасности.
Понимая актуальность перечисленных вопросов, АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород» приняло решение создать на базе региональной газовой компании единое информационное пространство (ЕИП) «Поставщик – Потребитель». Основа создаваемых механизмов – объединение всех автоматизированных систем учета и контроля безопасности газопотребления по Нижегородской области и аналитика разбаланса. Главное отличие и важнейшее преимущество концепции ЕИП «Поставщик – Потребитель» заключается в решении наиболее социально значимой задачи – обеспечении безопасной эксплуатации внутридомового газового оборудования, как в многоквартирных (ВКГО), так и в частных жилых домах (ВДГО).
В рамках данной концепции в мае 2016 г. в Арзамасском районе Нижегородской области был запущен пилотный проект. На пяти крупных промышленных потребителях были установлены современные коммуникационные модули БПЭК-02/МТ (с МР-270), передающие данные по GPRS-каналу, на двух котельных – БПЭК-05/T, передающие данные по GSM/CSD-каналу. Для подключения населения к автоматизированной системе передачи данных действующие счетчики газа серии ВК-G были оснащены 8 радиомодулями и 18 модулями ТМР-01, установлено два счетчика Themis с встроенными электронными термокорректорами. С промышленных потребителей и котельных организована ежечасная передача данных, от населения – ежесуточная. Один частный дом был оснащен прототипом разрабатываемой системы безопасности при использовании ВДГО на базе контроллера с сигнализаторами: задымления, угарного газа СО/СО2 и утечки газа СН4.
На пилотном проекте были отработаны следующие механизмы:
• оперативного сбора, обработки и учета показаний абонентов с выставлением электронных квитанций за газ и отправкой их по e-mail;
• единой комплексной системы оповещения абонента о срабатывании датчиков безопасности;
• оперативного мониторинга и контроля потребителем и абонентом состояния УУГ и датчиков безопасности через мобильное web-приложение, а также через web-интерфейс личного кабинета абонента;
• использования оперативных часовых и суточных данных для работы в Аналитическом модуле по контролю разбаланса газа.
После успешных испытаний прототипа системы безопасности были приняты к дальнейшему распространению следующие технические решения и механизмы.
Систему безопасности поставок газа во ВДГО и ВКГО предлагается представить в составе (рис. 2):
• коммуникационный модуль ТМР-02 (для счетчиков газа серии ВК-G);
• до четырех беспроводных радиосигнализаторов безопасности: утечки газа, угарного газа и задымления.
Модуль телеметрии ТМР-02 представляет собой устройство, работающее автономно не менее 10 лет от встроенного комплекта литиевых батарей. Система ежесуточно формирует и передает по каналу связи GPRS на сервер сбора данных РГК информацию о газопотреблении в часовом и суточном архивах. В случае срабатывания сигнализаторов безопасности модуль мгновенно формирует и передает экстренные SMS-сообщения на телефон абонента с указанием типа тревоги и состоянием конкретного датчика. Время оповещения абонента составляет 3–5 с. Проходят испытания механизмы, когда информация о срабатывании сигнализаторов будет поступать не только абоненту на мобильный телефон, но и напрямую в региональную газовую компанию и аварийную газовую службу ГРО, а далее в МЧС (рис. 3). В настоящее время разработка проходит опытную эксплуатацию.
В качестве платформы для создания ЕИП «Поставщик – Потребитель» и автоматизированного сбора данных с УУГ, с помощью которой объединяются информационные потоки существующих в РГК систем, был выбран разработанный российской компанией программно-технический комплекс (ПТК) «Газсеть» (рис. 4).
Данная платформа позволяет объединить в информационном пространстве автоматизированные системы учета газа по всем категориям потребителей и внедрить систему безопасности для населения при использовании внутридомового газового оборудования (рис. 5).
ПТК «Газсеть» является основным сервером сбора данных с УУГ всех категорий потребителей и связывает функционал существующих информационных учетных систем, систем диспетчеризации и систем биллинга. ЕИП «Поставщик – Потребитель» не только собирает информацию о газопотреблении с конечных потребителей, но и предоставляет им удобные инструменты в виде web-интерфейсов и мобильных приложений по контролю за режимом газопотребления, состоянием УУГ и оплатой.
При этом, несмотря на создание на базе ПТК «Газсеть» системы сбора и обработки данных и предоставление потребителям газа доступа к данным, существующие в РГК автоматизированные система телеметрии и диспетчерская система не затрагиваются, но лишь дополняются новым источником данных, качественно расширяющим функционал всех используемых систем: АСКУГ,
ИУС-ГАЗ, ЕИТП, АИС «Регионгаз» и АИС «РНГ».
В аналитическом модуле ЕИП «Поставщик – Потребитель» на базе получаемых данных о ежесуточном и ежечасном газопотреблении формируется оперативный баланс газа по категориям потребителей и абонентов. При повышении количества установленных УУГ с системой телеметрии будут повышаться точность и достоверность аналитических результатов. Данный модуль сейчас находится в разработке.
Эксплуатация ЕИП «Поставщик – Потребитель» позволит получить выгоду всем участникам газового рынка:
1) населению – благодаря:
• организации единой удобной системы безопасности при эксплуатации ВДГО и ВКГО, оповещению пользователей о сбоях в работе газового оборудования (утечка газа, угарный газ, пожар, затопление);
• возможности удаленного контроля состояния УУГ, автоматизированного способа передачи показаний и оплаты квитанций за газ через web-интерфейс и через приложение на мобильных устройствах;
2) промышленным и коммунально-бытовым потребителям – благодаря:
• автоматизированной почасовой и посуточной передаче информации с УУГ в оперативно-диспетчерскую службу и отделению режимов газоснабжения РГК;
• отсутствию необходимости в регулярной передаче данных о газопотреблении по телефону и на бумажном носителе лично при посещении РГК в жестко установленные сроки;
• возможности обеспечения контроля безопасности эксплуатации газового оборудования;
3) региональной газовой компании – благодаря:
• сокращению количества несчастных случаев, связанных со взрывами и отравлениями бытовым газом;
• обеспечению контроля за состоянием ВДГО и ВКГО населения, оперативному уведомлению РГК и ГРО об утечке газа и пожаре;
• возможности использования полученных данных о газопотреблении в биллинговых системах и в аналитике по разбалансу газа;
• возможности получения ежесуточно достоверной информации об объемах газопотребления всех категорий промышленных потребителей и населения для дальнейшего оперативного анализа учетных суток и баланса газа.
Преимущества ЕИП «Поставщик – Потребитель» позволяют РГК идти в ногу со временем и соответствовать растущим требованиям и ценностям современного общества.
АО «Газпром межрегионгаз Нижний Новгород»
603005, РФ, г. Нижний Новгород,
Верхне-Волжская наб., д. 5
Тел.: +7 (831) 416-07-30
Факс: +7 (831) 416-07-90
E-mail: secretar@mrgnn.ru
Авторы:
А.В. Гринев, ООО «Городской центр экспертиз»
И.М. Ахметзянов, ООО «Городской центр экспертиз»
А.Н. Ефимов, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ)
А.Л. Агеев, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Д.А. Яхонтов, ООО «Газпром добыча Ямбург»
Литература:
-
СТО Газпром 2-3.5-113–2007. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.infosait.ru/norma_doc/54/54561/index.htm (дата обращения: 18.06.2017).
-
СТО Газпром 3.1-2-006–2008. Методика определения нормативов расхода газа горючего природного на собственные нужды добывающих организаций ОАО «Газпром».
-
Гофман И.В. Нормирование потребления энергии и энергетические балансы промышленных предприятий. М.: Энергия, 1966. 320 с.
-
Тайц А.А. Методика нормирования удельных расходов электроэнергии. М.: Госэнергоиздат, 1946. 150 с.
-
Гринев А.В. Анализ существующих и перспективных методов нормирования потребления топливно-энергетических ресурсов на промышленном предприятии // Промышленная энергетика. 2012. № 3. С. 19–22.
-
СТО 3.1-342–2016. Методика нормирования показателей эффективности потребления топливно-энергетических ресурсов основным оборудованием ООО «Газпром добыча Ямбург».
-
Воронцов М.А., Хворов Г.А., Нурдинова С.А., Маришкин В.А. Оценка энергоэффективности работы газодобывающей организации
ПАО «Газпром» в условиях падающей добычи газа // Газовая промышленность. 2016. № 7–8. С. 78–82. -
СТО 3.1-343–2016. ООО «Газпром добыча Ямбург». Регламент анализа и управления энергетической эффективностью ООО «Газпром добыча Ямбург».
HTML
ООО «Газпром добыча Ямбург» – одна из крупнейших газодобывающих дочерних компаний ПАО «Газпром», при этом одновременно один из крупнейших потребителей энергоресурсов для осуществления своей производственной деятельности. В связи с этим энергосбережение является приоритетным направлением для компании. Энергоэффективность работы непосредственно зависит от экономичного расходования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на технологические процессы (ТП).
В рамках осуществления производственной деятельности в ООО «Газпром добыча Ямбург» используются различные автоматизированные системы учета и контроля работы основного технологического оборудования, внедренные для обеспечения требований промышленной безопасности, контроля параметров технологических процессов и пр. Использование систем создает широкие возможности для повышения уровня управляемости производством в целом и его отдельных функциональных зон, таких как потребление ТЭР.
Эффективное управление энергопотреблением в добывающей компании достигается за счет своевременного и качественного нормирования потребления ТЭР.
Основным методом расчета норм расхода ТЭР является метод, описанный в [1, 2], в основе которого лежит энергетическая характеристика объекта энергопотребления, рассчитанная на основании его физической модели. Необходимость использования энергетических характеристик сформулирована впервые в работах И.В. Гофмана и А.А. Тайца [3, 4] и получает развитие в наше время [5].
Методы и организация нормирования, изложенные в [1, 2], не позволяют оперативно производить управление энергопотреблением в компании, поскольку скорость изменения объективной нормы энергопотребления не соответствует динамике изменения объекта энергопотребления.
Компания как объект энергопотребления обладает большим набором сложных технологических процессов, изменение состояния которых во времени происходит постоянно. Это обусловлено изменением технологических (параметров работы и технического состояния оборудования), климатических (температура окружающей среды) и социально-экономических (условий труда, квалификации персонала и т. д.) факторов. В то же время предложенный в стандартах [1, 2] метод нормирования энергопотребления не в полном объеме использует возможности автоматизированных систем коммерческого и технического учета потребления ТЭР, автоматизированных систем управления технологическим процессом
(АСУ ТП) и пр.
Поэтому для ООО «Газпром добыча Ямбург» актуальным становится вопрос повышения оперативности и точности расчета научно обоснованных норм энергопотребления [5] для принятия управленческих решений.
Современное развитие информационного и технологического оснащения объектов основного производства компании позволяет совершенствовать методы расчета энергопотребления технологических процессов, определять в оперативном режиме (режиме реального времени) технически и экономически обоснованную величину энергопотребления ДКС и ГПА.
Системы учета потребления ТЭР и управления ТП позволяют получать, хранить и представлять в оперативном режиме большой объем информации об объекте энергопотребления: параметры и режимы работы энергопотреб-
ляющего оборудования, объем потребления ТЭР, характеристики потребляемых ТЭР и т. д.
Эту информацию можно использовать в режиме реального времени для повышения точности определения величины энергопотребления с использованием математических методов статистического анализа, рассчитывая динамическую научно обоснованную норму энергопотребления.
Динамическая научно обоснованная норма энергопотребления – это технически и экономически обоснованная величина энергопотребления для рассматриваемых условий производства, учитывающая в оперативном режиме изменение факторов, влияющих на потребление ТЭР (технологических, социально-экономических, климатических и пр.).
Динамическая научно обоснованная норма энергопотребления удовлетворяет требованиям, предъявляемым к показателям энергоэффективности: достоверность оценки энергопотреб-
ления, высокая точность и оперативность определения. В соответствии с ГОСТ Р 51380–99 «Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции их нормативным значениям» она является одним из показателей энергетической эффективности и может применяться для оценки эффективности потребления ТЭР.
Сравнение фактического энергопотребления с научно обоснованной нормой обеспечивает в режиме реального времени анализ эффективности работы ТП, в том числе действий оперативного персонала, мотивируя его на повышение личной ответственности в энергосбережении и достижении максимальных результатов энергоэффективности на рабочем месте.
В настоящее время в России и за рубежом активно разрабатываются программные продукты, позволяющие автоматизировать управление энергопотреблением. Такими примерами являются ПК АСПД «Аудит» (разработчик НПО «Мир»), ПК «Автоматизация рабочего места (АРМ) для управления энергосбережением» (разработчик ЗАО «Галус»), Proficy Troubleshooter (разработчик General Electric Company). Однако перечисленные программные продукты позволяют автоматизировать не процесс управления энергопотреблением в целом, а лишь отдельные его элементы. Поэтому актуальна разработка программного обеспечения, позволяющего автоматизировать все элементы управления энергопотреблением с учетом особенностей предприятия.
Результаты исследования, направленного на энергосбережение и повышение энергетической эффективности потребления ТЭР в ООО «Газпром добыча Ямбург», нашли практическую реализацию в ПК ИАС «Энергогид» (разработчик ООО «ГЦЭ-энерго» совместно со специалистами ООО «Газпром добыча Ямбург»).
ИАС предназначена для автоматизации функций управления энергопотреблением дочерней добывающей компании. Система предусматривает автоматизацию следующих бизнес-процессов в области управления энергопотреб-
лением:
• расчет показателей энергоэффективности ДКС и ГПА;
• расчет норм показателей энергоэффективности ДКС и ГПА;
• мониторинг отклонений показателей энергоэффективности от норм;
• заполнение и автоматическая консолидация требуемых
ПАО «Газпром» форм статистической отчетности.
ИАС состоит из двух функциональных блоков:
• анализа энергоэффективности ДКС и ГПА;
• формирования отчетности по стандартам ПАО «Газпром» (отчетность по энергоэффективности компании и энергосберегающим мероприятиям).
Блок анализа энергоэффективности ДКС и ГПА
При работе с исходными данными система обеспечивает выполнение следующих функций:
• формирование и поддержка реестра основных объектов потребления природного газа;
• хранение часовых данных по потреблению газа, производимой политропной работе сжатия, технологическим и природно-климатическим показателям;
• автоматическое извлечение данных в режиме реального времени из автоматизированных систем компании, приведение к часовой периодичности, импорт в БД системы;
• автоматическая подготовка исходных данных для расчетов (заполнение пропусков данных, исключение недостоверных данных и пр.).
На основании исходных данных по параметрам работы ГПА система в автоматическом режиме рассчитывает следующие показатели:
• удельные и абсолютные нормы/лимиты потребления топливного газа с применением физических моделей на основе стандартов [1, 2];
• удельные и абсолютные нормы/лимиты с применением математических моделей на основе методов машинного обучения (регрессионный анализ, искусственные нейронные сети) в соответствии с [6];
• величины экономии ТЭР в натуральном и денежном выражении.
Система обеспечивает представление исходных и рассчитываемых показателей в табличном и графическом виде. Реализована поддержка:
• визуализации параметров ТП, показателей потребления природного газа, рассчитанных норм/лимитов;
• визуализации характеристик отклонений фактических показателей энергопотребления от норм/лимитов;
• визуализации удельного потребления ТЭР;
• консолидации и представления в единой таблице и/или графике данных по нескольким объектам потребления.
Система также обеспечивает возможность автоматизированного экспорта исходных данных по работе агрегатов, потреблению ТЭР и всех вычисляемых показателей (нормы расхода, отклонения от норм, экономия, перерасход) в электронный отчет формата Excel.
Основными потребителями ТЭР в газодобывающем обществе являются ГПА ДКС, а энергоэффективность газовых промыслов в основном определяется энергоэффективностью ДКС [6, 7]. Параметры работы ГПА ДКС автоматизированно собираются и хранятся в специализированной базе данных. На их основании в режиме реального времени производятся расчет показателей энергопотребления по [1, 2], а также динамическая удельная норма, которая рассчитывается математическими методами статистического анализа [6]. Динамическая удельная норма представляет собой доверительный интервал, для которого определены верхняя и нижняя границы нормы.
Если фактическое значение показателя энергоэффективности выходит за границы нормы, производится оповещение пользователя об этом. Пользователь имеет возможность идентифицировать все превышения норм, а также комбинации влияющих факторов при превышениях. Этот анализ позволяет помочь определить круг основных причин, приведших к превышению норм, и целенаправленно принимать управленческие решения по недопущению этого в дальнейшем. На рис. 1 представлен пример расчета показателей энергоэффективности ДКС-4 первой очереди ООО «Газпром добыча Ямбург». На графиках отображаются норма расхода топливного газа, определенная по стандартам [1, 2], и динамическая удельная норма. Нормы рассчитываются на основании параметров работы ДКС в конкретный период времени и соотносятся с фактическим удельным расходом топливного газа за этот же период.
Блок формирования статистической отчетности по стандартам ПАО «Газпром»
Система обеспечивает формирование отчетности согласно требованиям ПАО «Газпром» по следующим формам:
• форма 142-газ «Итоги выполнения Программы энергосбережения ООО «Газпром добыча Ямбург» (рис. 2);
• форма 143-газ «Показатели энергоэффективности в добыче газа и конденсата по ООО «Газпром добыча Ямбург»;
• форма 162-газ «Отчет об эффективности использования и экономии ТЭР»;
• форма «Целевые показатели энергетической эффективности и экономии топливно-энергетических ресурсов в ООО «Газпром добыча Ямбург».
В ИАС реализованы сбор, анализ, консолидация информации по энергосберегающим мероприятиям, а также подготовка и формирование отчетных аналитических документов по формам 142-газ, 143-газ, 162-газ.
Работа с указанными формами осуществляется в соответствии с утвержденным в компании регламентом [8]. Предусмотрена возможность экспорта форм документов в Excel (рис. 3).
Реальный потенциал возможной экономии ТЭР с использованием ИАС связан с выбором наиболее энергоэффективных режимов работы ДКС и ГПА при планировании работы газового промысла. На энергосбережение в компании могут также повлиять своевременное выявление причин отклонения фактического энергопотребления от научно обоснованного и принятие мер к их устранению, контроль и мотивация персонала, ответственного за эффективное энергопотребление.
На основании расчетов, выполняемых ИАС, специалисты компании получили возможность принимать решения по изменению режимов работы ГПА и ДКС. Окончательное решение по оптимизации потребления топливного газа принимается ответственным специалистом с учетом всей совокупности производственных и технических факторов.
Примеры определения участков работы ДКС с превышением фактического потребления топливного газа над научно обоснованным потреблением представлены на рис. 4.
ВЫВОДЫ
Внедрение ИАС «Энергогид ГДЯ» позволяет использовать комплексный аналитический подход к принятию управленческих решений по снижению энергетических затрат на собственные технологические нужды, в том числе путем эффективной загрузки ГПА и ДКС, и тем самым реализовать долгосрочную адаптивную стратегию по улучшению энергосбережения и повышению энергетической эффективности в целом по добывающей компании.
Геология и разработка месторождения
Авторы:
М.Ю. Прахова, УГНТУ, prakhovamarina@yandex.ru
Г.Ю. Коловертнов, д. т. н., проф., РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, РФ), gk34@yandex.ru
Е.А. Хорошавина, к. т. н., УГНТУ, elena_horoshavina@rambler.ru
Литература:
-
Прахова М.Ю., Мымрин И.Н., Савельев Д.А. Локальная автоматическая система электроподогрева для предотвращения гидратообразования на сбросном трубопроводе // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 2. С. 3–6.
-
Прахова М.Ю., Мымрин И.Н., Савельев Д.А. Нагреватели для системы управления локальным электроподогревом куста газоконденсатных скважин // Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа: Сборник. Уфа: УГНТУ, 2013. С. 88–92.
-
Мусакаев Н.Г., Уразов Р.Р. Теоретическое исследование методов создания термодинамической нестабильности гидратной фазы для борьбы
с гидратообразованием в трубопроводах // Современная наука. 2013. № 1 (12). С. 7–12. -
Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А., Шаловников Э.А. Методы и средства предотвращения гидратообразования на объектах газодобычи // Нефтегазовое дело. 2016. № 1. С. 101–118 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/1_2016/ogbus_1_2016_p101-118_PrakhovaMU_ru.pdf (дата обращения: 15.06.2017).
-
Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А., Шаловников Э.А. Предупреждение гидратообразования в системах промыслового сбора газа Ямбургского газоконденсатного месторождения // Сб. тр. IV Всероссийской заочной науч.-практ. интернет-конф. «Проблемы автоматизации технологических процессов добычи, транспорта и переработки нефти и газа». 2016. С. 116–123.
-
Катаев К.А. Гидратообразование в трубопроводах природного газа // Всероссийский журнал научных публикаций. 2011. № 1 (2) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://cyberleninka.ru/article/n/gidratoobrazovanie-v-truboprovodah-prirodnogo-gaza (дата обращения: 15.06.2017).
-
Рахматуллин Д.Р., Фахрисламова Э.Ш., Краснов А.Н. Обзор методов предупреждения гидратообразования в трубопроводах газовых промыслов // Электропривод, электротехнологии и электрооборудование предприятий: Сб. науч. трудов. Уфа, 2015. 48 с.
-
Ширяев Е.В., Юрецкая Т.В. Методы борьбы с гидратообразованием и выбор ингибитора гидратообразования при обустройстве газового месторождения «Каменномысское-море» // Молодой ученый. 2015. № 17 (97). С. 323–326.
-
Грунвальд А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления
в период до 2030 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/grunvald/grunvald_1.pdf (дата обращения: 15.06.2017). -
ВРД 39-1.13-010–2000. Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/8/8071/ (дата обращения: 15.06.2017).
-
Прахова М.Ю., Краснов А.Н., Хорошавина Е.А. и др. Оптимизация управления подачей метанола в системах сбора природного газа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 6. С. 22–29.
-
Campbell John M. Quick Determination of the Methanol Injection Rate for Natural-Gas Hydrate Inhibition [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.jmcampbeLL.com/tip-of-the-month/2009/04/quick-determination-of-the-methanoL-injection-rat... (дата обращения: 27.05.2017).
-
Регистратор технологических параметров РТП-04 // Свид. № 46151 об утверждении типа средств измерений. Рег. номер 29581–12 (дата утверждения: 18.04.2012).
HTML
Проблема гидратообразования существует во всех газопромысловых системах, но особую актуальность она приобретает в зимнее время на месторождениях Крайнего Севера, находящихся в завершающей стадии эксплуатации. Для борьбы с гидратообразованием используются различные методы. Условно их можно разделить на три группы: технологические, химические и физические. К технологическим методам относятся поддержание безгидратных режимов эксплуатации газопроводов (понижением давления и повышением температуры газа) и осушка газа. Химические методы – это ввод в газовый поток ингибиторов гидратообразования, в результате чего изменяются условия равновесия системы «газ –
гидрат – вода». Физический метод заключается в поддержании температуры потока газа выше температуры гидратообразования с помощью локальных подогревателей, теплоизоляции трубопроводов и подбора режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока [1–7]. Все эти методы широко используются в газодобывающей промышленности, однако область применения каждого из них характеризуется специфическими условиями технологического процесса добычи, сбора, промысловой обработки и транспортировки газа.
На северных месторождениях наибольшее распространение получило снижение температуры точки росы газа нейтрализацией воды, содержащейся в газе и конденсирующейся при его охлаждении. Для этого на устье скважин и в газовые шлейфы вводится специальный ингибитор, чаще всего метанол или ВМР различных концентраций [8, 9]. Расход метанола и концентрация ВМР, требуемые для условий конкретного шельфа, рассчитываются по-разному [10–12], но на практике полученное расчетное значение, как правило, выше на 20–25 %.
Для ввода метанола в поток газа часто используют специальные метанольные емкости (стационарные или подвижные) или дозировочные насосы. При использовании емкостей расход метанола регулируется вручную, а сам ингибитор подается только в одну точку. На отечественных промыслах также применяется централизованная подача ингибитора от электронасосного агрегата большой производительности, перекрывающей суммарную подачу по всем точкам ввода, в общий коллектор с последующим распределением ингибитора к точкам ввода. Ингибитор гидратоообразования подается в шлейф даже в случаях, когда термобарические условия исключают образование гидратов, и только на кусты газовых скважин, а не в конкретную защищаемую точку, требующую разрушения газогидратной пробки, что приводит к перерасходу ингибитора. В этом случае необходимо постоянное энергоснабжение системы.
Существенной экономии метанола можно добиться за счет диагностирования образования гидратной пробки в режиме реального времени и оперативной подачи ингибитора непосредственно на участок, в котором начинается образование гидратной пробки.
Для реализации данного алгоритма предлагается система автоматической подачи ингибитора гидратообразования, в частности метанола, в газовые шлейфы. Структурная схема системы показана на рис. 1. Система состоит из гидроаккумулятора с ингибитором гидратообразования 1, в котором установлен преобразователь давления 2; трубопровода для подачи ингибитора 3; исполнительного механизма в виде регулирующего редуктора 4; нескольких устройств дозирования ингибитора 5, установленных в каждой защищаемой точке, и измерительных преобразователей температуры и давления 6, установленных там же. Исполнительный механизм и измерительные преобразователи, а также преобразователь давления 2 связаны со станцией управления 7 беспроводным каналом связи 8. Каждое устройство дозирования ингибитора состоит из прямого управляемого клапана 9, обратного клапана 10 и регулирующей шайбы 11. Врезка дозирующих устройств в шлейф 12 осуществлена в защищаемых точках, т. е. в точках шлейфа, где образование гидратных пробок наиболее вероятно.
Система функционирует следующим образом. Гидроаккумулятор 1 заполняется ингибитором гидратообразования, например метанолом. Значение давления в гидроаккумуляторе выбирается в зависимости от числа защищаемых точек и давления в шлейфе. Например, метанол вводится в четыре точки шлейфа (рис. 1), давление в котором составляет 1,5–2,0 МПа.
Состояние устройства дозирования ингибитора зависит от текущего значения давления в трубопроводе подачи ингибитора, которое создается регулирующим редуктором. Для управления используются два дискретных значения давления: нижнее пороговое и верхнее пороговое. До достижения заданного для устройства (например, УДИ 5.1) нижнего порогового значения 2 МПа обратный клапан открыт, а прямой закрыт (рис. 2).
Когда давление достигает нижнего порога срабатывания, открывается прямой клапан, и ингибитор начинает поступать в шлейф. Для прекращения подачи ингибитора регулирующий редуктор уменьшает давление до значения ниже порога срабатывания 2 МПа, что приводит к закрытию прямого клапана в устройстве дозирования. При необходимости подачи ингибитора в следующую защищаемую точку через УДИ 5.2 редуктор повышает давление в трубопроводе подачи метанола. Когда оно достигнет верхнего порогового значения УДИ 5.1 и одновременно нижнего порогового значения УДИ 5.2, закроется обратный клапан УДИ 5.1, откроется прямой клапан УДИ 5.2, и ингибитор начнет поступать в защищаемую точку 2.
В качестве преобразователей температуры и давления могут быть использованы, к примеру, регистраторы технологических параметров типа РТП-04 [13]. Они размещаются в защищаемых точках, в которых наиболее вероятен процесс гидратообразования. Как показывает практика, чаще всего такими точками в шлейфе являются участки, расположенные в низинах или около запорной арматуры. Расположение защищаемых точек врезки для дозирующих устройств определяется на основе базы знаний, в том числе навыка и опыта экспертов, осуществляющих практическую эксплуатацию и обслуживание газосборной сети. При отсутствии гидратообразования разность между показаниями любых соседних регистраторов будет незначительной, соответствующей естественному изменению давления по длине шлейфа из-за гидравлического сопротивления.
Если же на участке между защищаемыми точками шлейфа, например точками 1 и 2 (рис. 1), начинается образование гидратной пробки, гидравлическое сопротивление этого участка возрастает и возникает перепад давления. В рассматриваемом примере этот перепад будет фиксироваться регистраторами 6.1 и 6.2 и передаваться на станцию управления 7 по радиоканалу. Станция управления идентифицирует опасный участок и подает управляющий сигнал на регулирующий редуктор 4. Последний, в свою очередь, вырабатывает сигнал управления на соответствующее устройство дозирования ингибитора (в данном случае 5.2), создавая в трубопроводе 3 давление, равное нижнему пороговому значению 3 МПа. Прямой клапан устройства дозирования 5.2 открывается. За счет избыточного по сравнению со шлейфом давления в трубопроводе для ингибитора начинаются подача метанола в шлейф и разрушение гидратной пробки, что приводит к исчезновению перепада давления. Показания регистраторов 6.2 и 6.1 на границах опасного участка выравниваются, и станция управления подает сигнал на прекращение подачи метанола. По этому сигналу регулирующий редуктор 4 снижает давление до значения ниже минимального порогового значения 2 МПа, при этом закрываются все обратные клапаны, в том числе и обратный клапан устройства дозирования 5.2, прекращая подачу метанола в шлейф.
Давление метанола в гидроаккумуляторе контролируется датчиком 2, в качестве которого также может быть использован регистратор РТП-04 (канал измерения давления). Текущее значение давления передается на станцию управления по беспроводному каналу связи. Необходимо отметить, что беспроводной канал имеет защиту от несанкционированного доступа. Для обеспечения целостности и достоверности передаваемой информации в регистраторах РТП-04 используется сочетание шифрования по алгоритму
AES-128, частотной модуляции с гауссовской фильтрацией (GFSK) и расширения спектра со скачкообразной перестройкой частоты (FHSS) в ISM-диапазоне.
Значение расхода ингибитора, подаваемого в защищаемые точки, определяется регулирующими шайбами 11. Значение температуры, измеряемое регистратором РТП-04, служит дополнительным информационным признаком разрушения гидратной пробки.
Таким образом, установка в каждой защищаемой точке преобразователей температуры и давления, а также устройства дозирования ингибитора обеспечивает, во-первых, диагностирование начала формирования гидратной пробки в режиме реального времени по возникновению перепада давления между двумя соседними преобразователями, а во-вторых, подачу ингибитора только на тот участок, на котором непосредственно обнаружена пробка. Это повышает эффективность ее оперативного разрушения, поскольку концентрация ингибитора не успевает измениться за счет уноса газовым потоком.
Конструкция исполнительного механизма в виде регулирующего редуктора, управляющего прямыми клапанами устройств дозирования ингибитора, дает возможность отказаться от использования сложного оборудования для подачи и распределения потоков ингибитора и вводить его за счет избыточного давления в гидроаккумуляторе. Это позволяет реализовать автономный алгоритм работы установки без необходимости подключения на постоянной основе компрессорного оборудования, требующего квалифицированного обслуживания, и в конечном счете повышает надежность работы системы.
Надежность работы повышается также за счет установки в гидроаккумуляторе с ингибитором датчика давления, связанного со станцией управления и позволяющего следить за текущим давлением в емкости. Использование беспроводного канала связи расширяет область применения системы, повышая ее автономность.
Значения давления и температуры предполагается контролировать с помощью регистраторов РТП-04, осуществляющих передачу данных по радиоканалу. Данные регистраторы представляют собой автономные устройства с батарейным питанием, имеют длительный (до 1,5–2,0 лет) срок автономной работы от одной батарейки и успешно эксплуатируются на объектах ООО «Газпром добыча Уренгой».
Поскольку для работы прямых и обратных клапанов, входящих в систему, не требуется электропитание, а исполнительный механизм (регулирующий редуктор) также представляет собой изделие с автономным питанием, это значительно расширяет область применения системы за счет возможностей использования на промыслах без электроснабжения.
В заключение можно отметить следующие преимущества предлагаемой системы автоматической подачи ингибитора в газовый шлейф:
-
ингибитор гидратообразования подается в шлейф только в случае, если начинает образовываться гидратная пробка, и конкретно на этот участок, что позволяет оптимизировать расход ингибитора;
-
система может быть использована на любых газовых промыслах, так как не требует наличия постоянного электроснабжения;
-
отсутствие сложных распределительных устройств и электроприводных насосов для подачи ингибитора повышает надежность работы системы и уменьшает ее стоимость;
-
использование преобразователей давления и температуры, входящих в состав АСУ ТП промысла, а также стандартных прямых и обратных клапанов упрощает монтаж системы на шлейфе.
В статье не ставилась задача дать полное описание предлагаемого решения, основной целью представленного материала было обозначить возможность использования инновационных подходов к созданию систем данного класса. В настоящее время на кафедре автоматизации технологических процессов и производств УГНТУ ведется активная проработка конкретных технических вариантов реализации системы автоматической подачи ингибитора в газовый шлейф.
Авторы:
М.О. Коровин, Томский политехнический университет, korovinmo@hw.tpu.ru
Литература:
-
Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановка терригенного осадконакопления / Пер. с англ. М.: Недра, 1981. 438 с.
-
Коровин М.О. Специализированный анализ керна для изучения анизотропии коллекторов нефти и газа // Изв. Томского политех. ун-та. 2014. Т. 324. № 1. C. 87–92.
-
Коровин М.О., Меркулов В.П. Направления фильтрации флюидов на месторождениях нефти юго-восточной части Каймысовского свода // Газовая промышленность. 2014. Спецвып. № 708: Эксплуатация месторождений углеводородов на поздней стадии разработки. С. 90–94.
-
Меркулов В.П., Коровин М.О. Определение количественных параметров фильтрационной анизотропии на основе комплексных данных геофизических и гидродинамических исследований скважин // Нефтепромысловое дело. 2015. № 1. С. 24–30.
HTML
Условия осадконакопления терригенных коллекторов играют определяющую роль в формировании фильтрационно-емкостной структуры природных резервуаров. Реконструкция фациальной обстановки седиментации нефтеносного песчаного тела позволяет объяснить особенности разработки залежи углеводородов и скорректировать процесс ее последующей эксплуатации. Примером такой связи может служить одно из разрабатываемых НГКМ, расположенное в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Продуктивность на месторождении связана с песчаными отложениями средней и верхней юры, но основные запасы углеводородов сосредоточены в пластах Ю11 и Ю12 васюганской свиты.
В соответствии с геологическим строением в основании свиты выделяется угольный пласт У2, а ее кровля ограничивается морской пачкой глин георгиевской свиты (рис. 1а). По наличию в составе васюганской свиты угольных пластов У11 и У12 она разделяется на подугольную (пласт Ю12), межугольную (пласт Ю1м) и надугольную (пласт Ю11) толщи.
Основной нефтегазоносный объект – пласт Ю12 – имеет сложное строение разреза и по особенностям нефтенасыщения коллектора и конфигурации каротажных диаграмм делится на три песчаные литологические пачки Ю12а , Ю12б1 и Ю12б2 .
Пачка Ю12a характеризуется минимальными значениями гамма-каротажа, индукционного каротажа и максимальными значениями кажущегося сопротивления. В пачке Ю12б1 отмечается повышение гамма-активности, индукционного каротажа и значительное снижение значений кажущегося сопротивления. Для пачки Ю12б2 динамика рассматриваемых параметров противоположна динамике показателей пачки Ю12а .
Различия геофизической неоднородности пачек отражаются в петрофизических параметрах и характере нефтенасыщения. Так, для верхней пачки значения проницаемости изменяются в пределах от первых десятков до первых сотен, а по ряду скважин – и тысяч мД. Интенсивное свечение в ультрафиолетовом спектре свидетельствует о высокой нефтенасыщенности песчаников. В пачке Ю12б1 проницаемость составляет первые единицы и десятки мД, однако в ряде случаев наблюдаются прослои с повышенными коллекторскими свойствами. Для пачки Ю12б1 характерно переслаивание песчаников и алевролитов, что отражается в послойном нефтенасыщении отложений. Частое переслаивание песчано-алеврито-глинистых пород характерно для пачки Ю12б2 , где содержание песчаной фракции крайне ограниченно. Проницаемость отложений здесь в основном не превышает 1 мкм2, однако отмечаются прослои до 10 мкм2 и более.
В соответствии с принципами расчленения верхнеюрского разреза на толщи и пачки была выполнена корреляция отложений верхней юры по фонду эксплуатационных и разведочных скважин северо-восточной части рассматриваемого месторождения (рис. 1б).
Проведенное районирование (зональность) рассматриваемой территории по наличию в разрезе выделяемых пачек (рис. 2) показало, что в начальный момент седиментации пачка Ю12б2 формировалась в центральных и южных ее частях, где толщина песчаника изменяется от 1 до 8 м. При отложении пачки Ю12б1 мощностью от 2 до 9 м в процесс осадконакопления была вовлечена вся изучаемая территория. Область накопления песчаной пачки Ю12а , толщина которой составляет 3–9 м, не затрагивала юго-восточные части месторождения, где она представлена маломощными глинистыми отложениями.
Для выяснения условия образования выделенных литологических пачек пласта Ю12 был проведен текстурный и гранулометрический анализ.
В соответствии с построенной диаграммой Р. Пассеги формирование пласта Ю12 происходило как в условиях потоковых фаций (реки, приливно-отливные каналы, валы), так и в условиях пляжа. При этом в одной и той же скважине различные части разреза пласта могли отлагаться в различных фациальных условиях, что свидетельствует о частой смене обстановок осадконакопления во времени и пространстве. Подтверждает это и динамогенетическая диаграмма Г.Ф. Рожкова, согласно которой формирование пласта в скв. 122 проходило в волновой обстановке на мелководье и эоловой переработке речных осадков, а в скв. 113 – в условиях интенсивных вдольбереговых и речных течений и волновых процессов на мелководье. В текстурном отношении (рис. 1б) нижняя пачка (Ю12б2 ) сложена тонкозернистым песчано-алеврито-глинистым материалом с линзовидной, бимодальной слоистостью и интенсивной биотурбацией осадка.
Пачку Ю12б1 слагают алеврито-песчаные разности, отмечается массивная, конволютная, параллельная градационная и косая слоистость, отмечены следы биотурбации отложений. Преимущественно песчаным разностям свойственно наличие прослоев глинистых и алевритовых включений округлой и остроугольной формы, характерных для отложений потоковой фации.
Верхняя пачка (Ю12а ) в центральном и западном участках представлена переслаиванием средне- и мелкозернистых песчаников с бимодальной и массивной текстурой. В северном и южном направлениях литологические особенности ее строения сопоставимы с пачкой Ю12б1 .
Учитывая, что согласно гранулометрическим исследованиям формирование пласта Ю12 происходило в постоянно меняющейся среде потоковых и пляжевых обстановок, наиболее приемлемой седиментационной моделью может служить обстановка приливно-отливной равнины.
В соответствии с исследованиями по седиментологии [1] в осадках приливно-отливной равнин и эстуария отмечаются: хорошо выраженная бимодальность направления диагональной слоистости, частое сочетание диагональных слойков большого и малого масштаба как рядом друг с другом, так и в вертикальной последовательности; наличие следов, свидетельствующих о частых местных изменениях условий осадконакопления, наличие перерывов в осадконакоплении, эрозия уже отложенных осадков; наличие полосчатой и линзовидной слойчатости и промежуточных текстур; наличие в части осадков следов интенсивной биотурбации. Все перечисленные текстурные признаки характерны для пласта Ю12.
В морфологическом отношении в пределах приливно-отливной равнины выделяют надлиторальную, литоральную и сублиторальную зоны. В надлиторальной зоне, граничащей с континентальной равниной, накапливаются слои чередующихся глин и алевролитов, в которых слоистость интенсивно нарушена биотурбацией. Это характерно для пачки Ю12б2 .
Осадки литоральной зоны (пачка Ю12б1 ) представлены преимущественно переслаиванием глин, алевролитов и песков с отчетливой полосчатой, волновой и линзовидной слоистостью, часто биотурбированной роющимися организмами. Литоральная зона в период отлива дренируется системой русловых промоин (приливно-отливных каналов). Дно каналов заполняется относительно крупнозернистыми песками и многочисленными глинистыми обломками. Значительная переработка осадков происходит в результате латеральной миграции русел.
В сублиторальной зоне (пачка Ю12а ) присутствует комплекс песчаников приливно-отливных каналов и баров морского мелководья, что формирует преимущественно песчаную провинцию седиментации. Обычной чертой фации каналов является средне- и крупномасштабная косая слоистость, в силу чего в образцах керна они характеризуются массивной текстурой. Для баровых отложений характерны более тонкозернистые пески с плоскопараллельным наслоением. Песчаники имеют высокую степень сортировки.
Реконструируя историю формирования пласта Ю12, можно отметить, что в процессе келловейской трансгрессии надлиторальная зона приливно-отливной равнины была перекрыта литоральной и далее сублиторальной. При этом фация сублиторали присутствует лишь в центральной и северо-западной частях рассматриваемой территории, что, вероятно, связано с заливообразным погружением палеорельефа, контролирующим морфологическую ложбину морского побережья (рис. 2).
В соответствии с концептуальной седиментационной моделью область развития приливно-отливной равнины тесно связана с положением морского побережья. Ориентировку береговой линии на момент формирования пласта можно спрогнозировать по пространственному развитию составляющих его пачек. Так, отсутствие нижней пачки Ю12б2 в северной части рассматриваемой площади свидетельствует о наличии в ее пределах гипсометрически приподнятой зоны маршевых болот, в пределах которой формировался угольный пласт У2. Обратная картина отмечается в развитии песчаной пачки Ю12а , которая в юго-восточной части площади представлена глинистыми образованиями, сформированными на границе литорали и континентальной равнины.
Учитывая пространственное положение линий выклинивания пачек Ю12a и Ю12б2 , можно прогнозировать северо-восточную ориентировку береговой линии моря на время формирования пласта Ю12. В соответствии c седиментационной моделью приливно-отливных равнин пространственные тренды приливно-отливных каналов должны иметь северо-западную, а мелководные баровые постройки – северо-восточную ориентировку.
Изучение профиля притока жидкости в разрезе пласта Ю12, проведенное в 22 скважинах, показало, что в 20 скважинах интервал притока выделяется в верхней пачке Ю12а . В трех скважинах равнозначные притоки флюида связаны с верхней и средней пачками. В двух скважинах, расположенных в зоне отсутствия пачки Ю12а , приток локализован только в средней пачке, и незначительные притоки жидкости отмечены в пяти скважинах по нижней пачке. Полученные данные свидетельствуют о решающей роли кровельной части пласта Ю12 в разработке залежи углеводородов. Выполненные в период с декабря 2013 г. по декабрь 2014 г.
на месторождении трассерные исследования в нагнетательных и добывающих скважинах выявили два направления преимущественной фильтрации – северо-восточное и северо-западное, что согласуется с пространственным распределением прогнозируемых фациальных обстановок мелководных боровых песчаников на северо-восток и приливно-отливных каналов – на северо-запад (рис. 3). Отмечается три категории взаимодействия скважин: 1-я категория – высокое взаимодействие; 2-я – влияние закачки отмечается, но оно незначительно; 3-я категория – влияние закачки не отмечено. В 1-й категории в большей степени проявляют себя северо-восточные тренды, что связано с повышенными фильтрационными характеристиками мелководных баровых песчаников. Северо-западные тренды, скорее всего, связаны с приливно-отливными каналами, также обладающими относительно высокой проницаемостью.
В ходе исследований отмечался маленький процент «меченой» жидкости, получаемой в наблюдательных скважинах, что ставило под вопрос качество выполненных работ.
Для выяснения причин этого явления были построены карты отбора воды и нефти за период продвижения трассеров (рис. 3). Анализ карт свидетельствует о том, что в добывающих скважинах 1-й категории, расположенных в сублиторальной зоне, отношение добычи объемов нефти к воде составляет 0,15–0,2, в то время как для скважин 3-й категории оно изменяется в пределах от 40 до 60. В литоральной зоне и переходной от сублиторали к литорали эти параметры, соответственно, изменяются от 0,7 до 6 и от 4 до 11. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в зоне развития сублиторали основные объемы закаченных трассеров в скважинах 1-й категории были извлечены до момента проводимых измерений.
Учитывая, что начальные дебиты скважин логичнее сопоставлять с проницаемостью, карта начальных дебитов (рис. 2) должна отражать фильтрационные возможности пачки Ю12a как основного продуктивного объекта пласта Ю12, где также можно выделить тренды баровых построек и приливно-отливных каналов, в целом подтверждающие результаты трассерных исследований.
Для оценки количественных характеристик пространственной неоднородности коллекторских свойств по отдельным пачкам пласта Ю12 на основе апробированной методики [2–4] выполнен векторный анализ направленности изолиний проницаемости. Полученные гистограммы распределения (рис. 4) подтверждают наличие двух взаимно перпендикулярных направлений фильтрации, соответствующих результатам индикаторно-трассерных исследований (рис. 3). При этом отмечается явное преобладание северо-западного тренда проницаемости над юго-западным. Количественные отличия на представленных гистограммах могут быть обусловлены тем, что одной мелководной баровой постройке сублиторали соответствует значительное количество связанных с ней приливно-отливных каналов, дренирующих литоральную зону.
Преемственность в пространственной ориентировке приливно-отливных каналов наблюдается по всем выделяемым пачкам пласта Ю12, что может быть учтено при оптимизации процессов разработки залежи.
Фильтрационная структура коллектора пласта Ю12 и наблюдаемая анизотропия проницаемости пачки Ю12a позволяют скорректировать процесс разработки залежи углеводородов. Один из вариантов такой корректировки может заключаться в следующем: в условиях высокой обводненности продукции по трендам повышенной проницаемости рационально проводить циклическую закачку. Остановка нагнетательных скважин позволит добывающим скважинам снизить пластовое давление по пачке Ю12a в пределах выделяемых трендов сублиторали, что позволит углеводородам из средней пачки Ю12б1 подняться в кровельную часть пласта под действием разности удельного веса «нефть – вода» и сформированной пластовой депрессии. При возобновлении закачки эта нефть будет получена в добывающей скважине. После реализации возможностей циклической закачки добывающие скважины, расположенные в системе выделяемых трендов (ячеек), можно переводить в нагнетательные, формируя замкнутую систему поддержания пластового давления.
При такой схеме встречный поток закачиваемых вод будет воздействовать на центральную часть ячейки, где ранее воздействие нагнетательных скважин не отмечалось. После реализации этого направления и оценки локализации остаточных запасов целенаправленно можно применять и другие методы увеличения нефтеотдачи.
ВЫВОДЫ
1. Фациальный анализ пласта Ю12 рассматриваемого НГКМ позволил выделить в его строении три различные по эксплуатационным возможностям литологические пачки и определить зоны их пространственного развития.
2. Установлена фациальная принадлежность выявленных по данным трассерных исследований ортогональных трендов линейной фильтрации пачки Ю12a приливно-отливными каналам и барам морского мелководья.
3. Статистическая обработка результатов определения проницаемости по данным ГИС показала наличие пространственных трендов фильтрации в пачках Ю12б1 и Ю12б2 , аналогичных пачке Ю12а .
4. В соответствии с выделенной системой трендов фильтрации рассмотрен вариант корректировки существующей схемы разработки залежи.
Авторы:
HTML
Рациональное использование природных ресурсов является неотъемлемой частью как экономической, так и энергетической независимости любой страны. На фоне разработки традиционных ресурсов нефти и газа необходимо уделять особое внимание поиску и разработке альтернативных источников энергии, одним из которых может служить шахтный газ, выступая попутным, а в некоторых случаях и самостоятельным сырьем при разработке угольных месторождений.
После первого нефтяного кризиса в 1973 г. на метан угольных месторождений как самостоятельное полезное ископаемое в мире обратили пристальное внимание. В США эти работы поощрялись путем скидок в налогах и кредитах. По данным Национального нефтяного совета и Американского института газа, в США запасы метана до глубины 1 км составляют до 14 трлн м3. По данным Агентства окружающей среды США, каждый год из угольных пластов большой мощности с метаноносностью 8,2–19,2 м3/т добывается и утилизируется около 40 млрд м3 метана. В основном районе добычи и утилизации метана Сан-Хуан (штаты Колорадо и Нью-Мексико) пробурено свыше 18 тыс. геолого-разведывательных и около 7 тыс. эксплуатационных скважин. Из-за различий в метаноносности отдельных участков 10 % этих скважин дают 60 % добычи метана. Себестоимость добываемого метана дороже природного газа, однако с учетом скидок и организационно-производственных мероприятий, предусмотренных законодательством США, добыча метана из угольных месторождений вполне рентабельна.
В целом в мире широко ведутся работы по добыче и утилизации: в ФРГ метановые ресурсы составляют 3,0–4,0 трлн м3, в Англии – 1,9–2,8 трлн м3, в Польше – 1,6–2,0 трлн м3, в Чехии – 1,1–1,5 трлн м3, в Китае – 25,0–30,0 трлн м3, в Австралии – 6,0 трлн м3 и т. д.
В Донбассе сконцентрированы колоссальные запасы углеводородных газов в угольных пластах. Несмотря на огромные потери (более 90 %) метана в ходе геологического развития, Донбасс является одним из наибольших газоугольных бассейнов Европы. По подсчетам специалистов, запасы углеводородных газов в Донбассе на глубинах до 3 км составляют 12,0–25,0 трлн м3.
Задача оценки качества накопленных в горном массиве углеводородных газов и источников их образования имеет большое значение при выборе перспективных участков долговременной добычи углеводородов. Перечисленные задачи успешно могут быть решены геохимическими методами, базирующимися на изучении изотопных отношений углерода в угле, углекислом газе и метане.
Состояние вопроса
При рассмотрении источника генерации глубинного и новообразующегося метана автор исследовал пространственно-временную локализацию и пути миграции метана глубинного происхождения методами изотопного анализа.
В природе углерод представлен тремя изотопами: 12C, 13C и 14C. Первые два – стабильные, их общий объем составляет 12C – 98,89 % и 13C – 1,11 %. Изотоп 14C – нестабильный и образуется при распаде нестабильного изотопа азота 14N.
Для анализа изотопного состава углерода угля, метана и углекислого газа используется PDB – международный стандарт, название которого происходит от белемнитов из формации Peedee в Южной Каролине (США). Белемниты были выбраны в качестве стандарта по причине однородности изотопного состава. По этому стандарту 13С/12С = 0,0112372. Смещение изотопного состава углерода относительно международного стандарта PDB ( δ13С) определяется по формуле:
Изотопные исследования, проведенные во многих странах мира, показали следующее. Рассеянный углерод, встречающийся в ультраосновных и основных породах мантии, имеет характерный диапазон значений δ13С от –22 до
–27 ‰. Углеводородные газы характеризуются значительным диапазоном колебаний изотопного состава углерода. Самыми тяжелыми по изотопному составу углерода являются газы, связанные с магматической деятельностью ( δ13С = –10...–30 ‰), а самыми легкими – газы биохимического генезиса ( δ13С = –50...–80 ‰). Газы нефтегазовых месторождений занимают промежуточное положение ( δ13С = –30...–50 ‰). Метан однозначно считается абиогенным при δ13С ≥ –20 ‰.
Метан в условиях магматического расплава имеет такой же изотопный состав, что и исходный графитный углерод ( δ13С = –3,2...–12,8 ‰), а по мере удаления из области высоких температур за счет обмена с СО2 обогащается легким изотопом до значений, установленных в вулканических газах и термальных источниках ( δ13С = –23 ‰).
Как правило, эти процессы необратимы и происходят в открытых системах, например СН4 – СО2. В сложных горно-геологических условиях процессы миграции затрудняют распознавание газоматеринского источника, что является препятствием для создания адекватной генетической модели высокогазоносных участков углепородного массива. Модель источников и механизмов образования углеводородных газов в осадочных породах, предложенная Э.М. Галимовым, позволяет увязать изотопную характеристику газа со степенью преобразования органического вещества.
Согласно предложенной модели в зависимости от характера накопления газа для любого органического вещества возможна область значений изотопного состава углерода метана и отражательной способности витринита
( δ13С – R0), ограниченная линиями δ13С = 8,6 log R0 – 28 ‰ и δ13С = 8,6 log R0 – 32,8 ‰. Эти линии отвечают двум предельным случаям, когда выделенный газ является суммарным продуктом газообразования на всех предыдущих стадиях метаморфизма и в углепородном массиве присутствует газ, отвечающий только текущей стадии преобразования органического вещества, а весь ранее генерированный газ был утрачен (рис. 1).
Результаты исследований
Для выяснения генезиса и путей миграции углеводородных газов автором исследованы зоны влияния крупных тектонических структур при разработке шахт Донбасса (шахты им. А.Ф. Засядько, им. М.И. Калинина, «Краснолиманская», «Красноармейская-Западная № 1»).
Химический состав газов определялся на хроматографе ЛХМ-8МД.
Определение изотопного состава углерода угля и метана производилось на масспектрометре МИ-1201В.
На шахте им. А.Ф. Засядько были отобраны и проанализированы пробы рудничного газа на пласте m3, в зоне влияния Ветковского надвига, и пласте l1, на участке перехода мелкоамплитудного нарушения. Исследуемый участок 13-й восточной лавы пласта l1 характеризуется высоким содержанием тяжелых углеводородов (до 8,6 %), водорода (0,14 %), гелия (0,113 %). На участке 17-го западного конвейерного штрека пласта m3 химический состав не изучался. При приближении к тектоническим нарушениям выявлена тенденция утяжеления углерода СН4 от –42,5 до –24,36 ‰ на пласте m3, и от –31,48 до –29,8 ‰ на пласте l1, соответственно.
На шахте «Красноармейская-Западная № 1» отобраны две пробы газа из угольного пласта d4 в зоне влияния Глубокоярского сброса. Исследуемый газ представлен метаном (95,06 %) с небольшими примесями азота (4,57 %) и углекислого газа (0,3 %). Изотопные анализы метана показали одни из наименьших значений: δ13Сср = –42,43 ‰ в изучаемых газах. Среди проанализированных проб такой легкий изотопный состав углерода метана (–42,5 ‰) обнаружен еще в двух пробах из пласта m3 шахты им. А.Ф. Засядько.
Отбор проб рудничного газа на шахте им. М.И. Калинина осуществлялся из угольного пласта h10 в зоне влияния апофизы «Надвига № 1». Масспектрометрический анализ показывает самое интенсивное обогащение изотопом 13С метана в пробе К-5 (–10,38 ‰). В пробе K-1 δ13С = –26,63 ‰, что является типичным для термогенных газов. Проба К-5 попадает за пределы всех генетических полей газов и, по-видимому, характеризует газ, сформировавшийся при ультравысоких степенях дозревания органического вещества (более 500 °С), или же эндогенный газ. По мнению автора, выявленное изотопное значение указывает на подток эндогенных газов. Химический состав не изучался.
По мере приближения 11-го северного конвейерного штрека пл. k5 шахты «Краснолиманский» к зоне Глубокоярского сброса содержание этана изменяется от 0,28 до 0,88 %, пропана – от 0 до 0,36 %, что в сумме намного ниже, чем на шахте им. А.Ф. Засядько. Содержание гелия изменяется от 0,05 до 0,189 %, что, безусловно, объясняется миграционными процессами по крупным тектоническим нарушениям.
Изотопный состав углерода СН4 рудничных газов шахты «Краснолиманская» изменяется в пределах от –34,51 до –37,58 ‰, характеризуясь меньшим разбросом значений, чем метан угольных пластов марки Ж шахты им. А.Ф. Засядько, четко фиксируя границу меньшей метаморфизации (Г).
Изотопный состав углерода метана газов Донбасса располагается в диапазоне от –68 до –25 ‰. Изучаемый газ полностью попадает в интервал величин газов термогенного и биогенного генезиса (рис. 2), за исключением пробы К-5 (–10,38 ‰) шахты им. М.И. Калинина. Полученный изотопный состав свидетельствует о присутствии газа эндогенного происхождения.
Используя полученные результаты и модель, предложенную Э.М. Галимовым, изученные пробы на рис. 1 разделяются на те, в которых δ13С(СН4) < δ13С(СО2) (тренд 3) и те, в которых δ13С(СН4) тяжелее или равно значению δ13С(СО2) (тренд 2 – для шахт им. А.Ф. Засядько и «Щегловская-Глубокая» и тренд 1 – для шахты «Краснолиманская»).
Среднее значение 13С между этими группами результатов проходит по δ13С(СН4) = –28,8 ‰. Это свидетельствует о разной генетической принадлежности метана этих трех групп.
Результаты исследований
В процессе пиролиза угля изотопный состав углерода изменяется следующим образом: δ13ССО < δ13С(СН4) < δ13Суголь << δ13С(СО2). Соответственно, пробы первой и второй групп (тренды 1 и 2) представлены метаном и углекислым газом, сгенерированным в процессе пиролиза и термогенного разложения органического вещества углей марок «Г», «Г-Ж». Для шахт Красноармейского района (тренд 1), значение δ13С(СН4) указывает на относительно легкий изотопный состав углерода метана (–36,86 ‰) по сравнению с углеродом материнской органики (–24 ‰). Это указывает на преобладание в углепородном массиве газов биогенного генезиса.
Более тяжелые значения углерода метана и углекислого газа, представленные на тренде 2, обусловлены генерацией газов из углей более высокой степенью метаморфизма. Область, отвечающая двум предельным случаям газообразования δ13С = –28,8...–33,6 ‰, определяет граничные условия выделения метана из углей марок «Ж-К». Проанализированные пробы попадают в поле метана, выделенного из керогена 3-го типа в процессе декарбоксилации угля. Такой кероген образуется из остатков высших растений, формирующих большинство угольных месторождений Донбасса.
Исключение составляют пробы с наиболее тяжелым изотопным составом углерода метана и углекислого газа (тренд 3). Характерной особенностью этих проб является приуроченность к апофизе № 4 Ветковского надвига на шахте им. А.Ф. Засядько и «Надвигу № 1» шахты им. М.И. Калинина.
Согласно предложенной модели зависимости изотопного состава углерода СН4 от степени преобразования исходного органического вещества ( δ13С – R0) полученный метан не мог быть образован в процессе метаморфизма угля. Метан с изотопным значением углерода от –26,63 до –10,38 ‰ имеет термогенный и, не исключено, эндогенный генезис.
Таким образом, критерием, определяющим миграцию генетически чужеродных газов в углепородный массив Донбасса из глубинных источников, формирующих участки долговременной добычи метана как самостоятельного источника энергии, является значение 13С(СН4) = –28,8 ‰.
ВЫВОДЫ
1. В углепородном массиве Донбасса присутствуют газы разных генетических типов, характеризующихся разными изотопными значениями углерода метана и углекислого газа.
2. В зонах влияния крупных тектонических нарушений преобладает чужеродный газ, предопределяющий формирование зон газонасыщения. Этот газ характеризуется более тяжелыми изотопными значениями метана и углекислого газа.
3. Изотопным критерием миграции чужеродного газа выступает предельный случай δ13С(СН4) = 8,6 log R0–28 ‰ газогенерации из органического вещества.
4. Результаты геохимических и геофизических исследований, выполненных на угольных месторождениях Донбасса, могут быть использованы на других месторождениях как прогнозные показатели участков долговременной добычи метана как самостоятельного источника энергии.
Добыча газа и газового конденсата
Авторы:
А.В. Трифонов, ООО «Газпромнефть-Ямал»
С.А. Суетин, ООО «Газпромнефть-Ямал»
А.Ф. Галеев, ПАО «Газпром нефть» (Санкт-Петербург, РФ)
Е.А. Кибирев, ООО «Газпром нефть НТЦ» (Санкт-Петербург, РФ)
Н.П. Сарапулов, ООО «Газпром нефть НТЦ», Sarapulov.NP@gazpromneft-ntc.ru
В.С. Вербицкий, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Москва, РФ)
А.В. Деньгаев, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина
Р.С. Халиков, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина
Литература:
-
Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М. – Ижевск: Ин-т комп. иссл., 2006. С. 277–314.
-
Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes. JPT, 1973, May. Р. 607–617.
-
Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. М.: МИНГ, 1987. 71 с.
-
Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation. Tulsa, Oklahoma, The University of Tulsa, 2004.
-
Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: дис. … канд. техн. наук. М., 1982. 212 с.
-
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Российский гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. 448 с.
HTML
В 2015 г. на месторождении ПАО «Газпром нефть» были проведены опытно-промысловые испытания УЭЦН различных производителей в условиях повышенного содержания свободного газа на приеме. Одной из целей было определение пограничных условий применения газостабилизирующих устройств. Эти знания потенциально позволят повысить эффективность эксплуатации нефтяных добывающих скважин с высоким газовым фактором УЭЦН.
В выборе оптимального способа эксплуатации скважин Новопортовского месторождения и уточнения расчетных моделей подбора погружных УЭЦН принимали участие представители компании ПАО «Газпром нефть», российские заводы-изготовители насосного оборудования и РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Промысловые исследования проводились в целях определения параметров эффективной работы УЭЦН разных производителей в близких условиях, т. е. в одну тестовую скважину поочередно были установлены УЭЦН каждого производителя. Наработка на отказ исследуемых насосных установок должна составить не менее 100 сут при поддержании определенного технологического режима эксплуатации скважины, обеспечивающего максимально допустимую депрессию на пласт. Тестовая скважина эксплуатировалась со средним дебитом жидкости 28 м3/сут, при этом дебит газа составлял 34–38 тыс. м3/сут. Высокое значение объемной доли газа в ГЖС, которую перекачивает погружной насос, может приводить к уменьшению развиваемого напора и, как следствие, к снижению производительности установки, ее нестабильной работе. Поэтому была подобрана тестовая скважина, в которой можно обеспечить режим откачки скважинной продукции с высоким содержанием свободного газа у приема исследуемой насосной установки. До проведения промысловых испытаний скважина эксплуатировалась фонтанным способом со следующими технологическими параметрами: Qжид = 26 м3/сут, Qн = 22 т/сут, обводненность – 8,5 %, Qгаза = 33 400 м3/сут, газовый фактор – 1800 м3/т, рзаб = 8,4 МПа.
Для защиты погружного насоса от вредного влияния свободного газа производители насосного оборудования, участвовавшие в сравнительных испытаниях, предложили использовать специальные модули в составе насосной установки. Состав объекта испытаний для первого производителя – «электроцентробежный насос – мультифазный насос – газосепаратор» («1»), а для второго производителя – «электроцентробежный насос – мультифазный насос – сдвоенный газосепаратор» («2»).
После проведения монтажных и пусконаладочных работ в тестовой скважине в процессе вывода скважины на установившийся режим работы наблюдались нестабильные режимы откачки скважинной продукции. Несмотря на это, скважина эксплуатировалась в течение испытательного срока (100 сут) со значительными периодами стабильной работы при следующих технологических параметрах:
-
для УЭЦН «1»: Qжид = 29,4 м3/сут, Qгаза = 37 626 м3/сут, рпр = 4,2 МПа;
-
для УЭЦН «2»: Qжид = 26 м3/сут, Qгаза = 33 929 м3/сут, рпр = 3,9 МПа.
На рис. 1, 2 представлены изменения технологических показателей скважины в динамике за период 100 дней.
При давлении на приеме рпр = 4 МПа расчетное давление на выходе из установки, по методике Ансари, составляло 16 МПа. Перепад давления, создаваемый насосной системой в таком случае, равнялся 12 МПа. Расчетные методики представлены в источниках [1, 2].
Для оценки параметров сепарации у приема погружного насосного оборудования производился замер объемного расхода газа, отсепарированного в затрубное пространство тестовой скважины в условиях работы УЭЦН «2».
Объемно-расходное газосодержание смеси до естественной сепарации на приеме газосепаратора для насосной системы «1» составило 96,7 %, для насосной системы «2» – 97,0 %; а на первых ступенях мультифазной секции (фазопреобразователя) для «1» – 37,3–44,2 % (в зависимости от методики расчета сепарации газа – П.Д. Ляпков; Р. Маркез [3, 4])
для «2» – 44,1 % (в период испытания второй насосной системы был осуществлен раздельный замер дебита газа из затрубного пространства и НКТ). Согласно программе опытно-промысловых испытаний обе компоновки отработали установленные сроки и были демонтированы в рабочем состоянии для проведения дальнейших исследований на испытательном стенде.
Результаты промысловых испытаний позволили сравнить технологические показатели работы погружных насосных установок, однако определить явного лидера не удалось из-за недостаточности информации по работе отдельных элементов УЭЦН на ГЖС. Общая картина промысловых исследований показала, что УЭЦН двух производителей отработали в тестовой скважине с содержанием свободного газа у приемной сетки газосепаратора более 95 % по объему, что является образцовым показателем для комплектации газозащитных модулей в составе УЭЦН. По энергоэффективности насосная система «1» превзошла сборку «2». Так, за время испытаний в стабильные периоды работы удельный расход энергии (УРЭ) составлял: для «1» – 1 кВт/т; для «2» – 1,5 кВт/т.
Исследование характеристик полнокомплектной установки «электроцентробежный насос – мультифазный насос – газосепаратор» и испытания отдельных узлов компоновки проводились в лаборатории кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина. Стендовые исследования позволили определить технические возможности газосепаратора, мультифазного насоса и ЭЦН в различных условиях, в том числе близких к промысловым условиям тестовой скважины. Одной из целей стендовых испытаний было выявление степени деформации напорно-расходных характеристик насосов в результате влияния свободного газа. Для определения развиваемого агрегатами напора необходимо учитывать изменения плотности перекачиваемой среды. Целесообразно для исследования закономерностей работы погружных центробежных насосов использовать среднеинтегральные характеристики. Кривые в координатах Hср – Qср (среднеинтегральные напор и подача) не зависят от плотности среды. Инвариантность позволяет сравнивать между собой характеристики насосов с различным числом ступеней на ГЖС, и в случае бескавитационной работы характеристики насосных систем на ГЖС должны совпадать с характеристиками систем на однородных жидкостях (на воде).
Испытания проводились при постоянном расходе по жидкости: 30, 45, 60, 75, 90 и 110 м3/сут при уровне газосодержания βг от минимального (0 %) до максимального, при котором происходит снижение напора установки до
0 м. Пример результатов представлен на рис. 3а, б.
В результате проведенных стендовых испытаний была построена диаграмма областей применимости технологий (рис. 4), на которой отражены три возможные зоны использования насосных систем:
-
БКР – бескавитационный режим работы, т. е. без деформации расходно-напорной характеристики установки по всему возможному диапазону работы установки;
-
БКР РЗ – бескавитационный режим работы рабочей зоны, т. е. без деформации расходно-напорной характеристики установки по рабочему диапазону, заявленному производителем;
-
МРР – максимально возможный режим работы установки, зафиксированный при проведенных стендовых испытаниях.
Параметры выбора предвключенных устройств в целях снижения вредного влияния свободного газа были основаны на результатах стендовых испытаний, где удерживалось постоянное значение входного давления на уровне 0,2 МПа. В реальных скважинных условиях входное давление может превышать 10 МПа. В ходе проведенных ранее проф. А.Н. Дроздовым исследований влияния входного давления на эффективность работы центробежного насоса при откачке ГЖС было отмечено, что при росте входного давления повышается эффективность работы насоса с ГЖС (при одинаковых объемно-расходных газосодержаниях), однако это увеличение наблюдается в диапазоне давлений на входе 0,1–3,1 МПа, при дальнейшем повышении давления роста эффективности не наблюдалось [5]. Испытания при уровне входного давления 0,2 МПа позволяют применять полученные результаты для подбора предвключенных устройств в составе насосных систем для реальных добывающих скважин.
На рис. 5 отображены результаты стендовых испытаний, представленных в виде зависимости (а) отношения подачи на ГЖС к подаче на жидкости (Kq) от входного объемно-расходного газосодержания (βвх) и зависимости (б) отношения максимального КПД на ГЖС к максимальному КПД на воде (Kη) от того же параметра.
Так, например, лабораторные исследования показали, что с использованием воды в качестве рабочего агента испытываемые насосные системы характеризуются следующими показателями:
-
насос «1»: Qопт = 110 м3/сут, ηmax = 56 %;
-
насос + фазопреобразователь «1»: Qопт = 117 м3/сут, ηmax = 47 %;
-
насос «2»: Qопт = 74,2 м3/сут, ηmax = 46,6 %;
-
насос + фазопреобразователь «2»: Qопт = 90,7 м3/сут, ηmax = 30,3 %.
Показатель объемно-расходного газосодержания является ключевым при оценке условий работы глубинно-насосного оборудования в условиях многофазного потока и преимущественно определяет влияние газа на его работу [6]. Используя кривые, представленные на рис. 5, можно пересчитать подачи насосов, испытанных на воде, на рабочую жидкость, представленную ГЖС с заданной долей свободного газа, таким образом, чтобы КПД установки оставался максимальным. Более того, можно рассчитать, каким будет КПД насосной системы.
Для пересчета показателей представленных насосных систем на условия промысла необходимо воспользоваться зависимостями:
Qсм = Qв Kq, (1)
ηсм = ηв Kη, (2)
где Qв – подача насоса на воде, при котором КПД максимален, м3/сут; Qсм – подача насоса на ГЖС, м3/сут; ηв – КПД на воде, %; ηсм – КПД на ГЖС, %.
Для комплектации насосной секции «1» с фазопреобразователем при входном газосодержании в мультифазную ступень βвх = 40 % используемые зависимости показали следующие значения:
(3)
. (4)
Расчет среднеинтегральных характеристик насосной системы «1», испытанных на промысле, выявил, что глубинно-насосное оборудование работало при показателях Qср = 32,1 м3/сут, η = 19,0 %, при частоте 43 Гц.
Скорректируем подачу и КПД насоса на частоту 43 Гц, воспользовавшись законами пропорциональности:
(5)
(6)
В условиях промысла подобранная компоновка работала в левой области по напорно-расходной характеристике со снижением КПД на 5 % от максимально возможного для данной сборки.
Комплектация «2» с фазопреобразователем при расчетном входном газосодержании в мультифазную ступень вх = 44,1 %:
(7)
(8)
Расчет среднеинтегральных характеристик насосной системы «2», испытанных на промысле, выявил, что глубинно-насосное оборудование работало при показателях Qср = 28,2 м3/сут, η = 14,0 %, при частоте 47 Гц:
(9)
(10)
В условиях промысла подобранная компоновка работала в левой области со снижением КПД на 6 % от максимально возможного для данной сборки.
ВЫВОДЫ
Испытания позволили оценить технический предел рассмотренных технологий ЭЦН в работе с повышенным содержанием свободного газа.
По результатам тестирования установок «1» и «2» была подготовлена диаграмма областей применимости насосных секций с различными типами предвключенных устройств (рис. 4). При эксплуатации оборудования в периоды стабильной добычи деформация расходно-напорной характеристики глубинно-насосной установки «1» составила 8 % (при Qж = 29,4 м3/сут, рпр = 4,1 МПа), установки «2» – также 8 % (при Qж = 26 м3/сут, рпр = 3,9 МПа). Сепаратор «1», представленный одной секцией, не уступал в эффективности сдвоенному сепаратору «2».
Новости
HTML
Как отметил в своем выступлении Алексей Борисович, налоговые платежи и прочие отчисления в госбюджет Группы «Газпром» составили в 2016 г. 1,966 трлн руб., что на 20 млрд руб. больше, чем в 2015 г. Совокупные расходы на НИОКР и реализацию мероприятий технологической направленности в 2016 г. составили 11,1 млрд руб. В ходе реализации Программы инновационного развития в 2016 г. на объектах Группы было внедрено более 440 результатов НИОКР с ожидаемым эффектом более чем 279 млрд руб.
«Инновации, помноженные на масштаб деятельности нашей компании, придают ускорение развитию нефтегазовой отрасли, российской энергетики, всей экономики России, – подчеркнул Алексей Миллер. – «Газпром» стимулирует деятельность российской науки, обеспечивает заказами высокотехнологичные российские предприятия».
К концу 2016 г. разведанные запасы «Газпрома» на территории России составили: 36,4 трлн м3 природного газа, 1,5 млрд т газового конденсата и более 2 млрд т нефти. На Южно-Киринском месторождении прирост запасов газа составил 188 млрд м3, на Ковыктинском месторождении – 138,2 млрд м3, на Чаяндинском – 86,6 млрд м3. Запасы Тамбейской группы месторождений Ямала оцениваются в объемах 6,7 трлн м3 газа, 600 млн т
конденсата и 38,4 млн т нефти.
В 2016 г. объем добычи компанией природного газа составил 419,1 млрд м3, в том числе попутного нефтяного газа – 9,4 млрд м3. С учетом фактической добычи первых 6 месяцев 2017 г. прогнозируется выход в декабре на уровень свыше 450 млрд м3, что больше годовых показателей трех предшествующих лет. Пиковая производительность одного только Бованенковскго месторождения возросла в 2017 г. до 264 млн м3/сут. К 2022 г.
планируется вывести Бованенково на годовой уровень добычи 115 млрд м3, что сделает его мощность сравнимой с суммарными поставками газа на европейский рынок из Великобритании, Катара и Нидерландов в 2016 г.
На внутреннем рынке 58 % поставок природного газа приходится на тепло- и электрогенерирующие предприятия, население и коммунально-бытовой сектор.
В 2016 г. в газификацию регионов было инвестировано 25 млрд руб., проведены газопроводы к 254 населенным пунктам, газифицировано более 25 тыс. домовладений и 175 газовых котельных. К концу 2016 г. уровень газификации по России достиг 67,2 %, в том числе в городах – 70,9 %, в сельской местности – 57,1 %. В рамках Программы внедрения природного газа в качестве моторного топлива в 2016 г. объем реализации компримированного газа на заправочных станциях Группы «Газпром» увеличился на 10 %, составив 480 млн м3.
2016 г. стал важным этапом в развитии отечественной газотранспортной системы. На территории России были введены в эксплуатацию 770,6 км магистральных газопроводов, в их числе МГ «Бованенково – Ухта – 2» с рабочим давлением 120 атм. В мире есть только два сухопутных газопровода, которые могут транспортировать газ под таким большим давлением, – это «Бованенково – Ухта» и «Бованенково – Ухта – 2». В 2016 г. также были введены в строй компрессорная станция и дополнительные мощности в объеме 488 МВт, до рекордного уровня увеличена потенциальная максимальная суточная производительность ПХГ на российской территории. На начало сезона отбора 2016–2017 гг. она составила 801,3 млн м3 газа, что на 11,4 млн м3 больше аналогичного показателя предыдущего года. Объем оперативного резерва газа в ПХГ России также увеличен на 80 млн м3.
Повышение спроса на российский газ в Европе наглядно продемонстрировали показатели работы экспортного газопровода «Северный поток», пиковая загрузка которого в прошедший осенне-зимний период достигала 111 % проектной мощности. В это же время был установлен исторический рекорд суточной поставки газа в дальнее зарубежье – 636,4 млн м3. В 2016 г. экспорт в страны дальнего зарубежья увеличился до рекордного уровня 179,3 млрд м3. Доля российского газа в объемах газопотребления этих стран достигла исторического максимума – 33,1 %. Рост спроса на российский газ продолжился и в 2017 г. За 6 месяцев объемы экспорта увеличились по сравнению с аналогичным периодом 2016 г. на 12,4 %, или на 10,5 млрд м3. Таким образом, всего за 1,5 года объем поставок «Газпрома» на европейский рынок увеличился на 30,4 млрд м3 газа.
«Европе нужен импортный газ, поскольку спрос там растет, а добыча падает, – сообщил акционерам Председатель Правления ПАО «Газпром». – Прогнозы, что СПГ потеснит газ, поступающий в Европу по трубе, не оправдались. В условиях реального рынка СПГ проигрывает. Снижение его поставок на европейский рынок в 2016 г. составило почти 2 %, или более 1 млрд м3. Поэтому европейский бизнес готов участвовать в импорте магистрального газа из России в партнерстве с «Газпромом».
В 2017 г. «Газпром» подписал с компаниями Engie, OMV, Shell, Uniper и Wintershall соглашения о финансировании проекта «Северный поток – 2». Иностранные партнеры предоставляют финансирование в объеме 50 % от его общей стоимости. Вклад каждой компании составит до 950 млн евро.
Новые технологии, применяемые на магистралях Северного коридора, способны снизить расход газа на собственные нужды от 3 до 6 раз в зависимости от рабочего давления трубопроводов. Расчетные затраты на доставку газа по Северному коридору через «Северный поток – 2» до двух раз ниже, чем по Центральному коридору через Украину.
В то же время продолжается развитие экспортных проектов на южном европейском направлении. Ведется строительство газопровода «Турецкий поток», первая нитка которого предназначена для турецкого рынка, а вторая – для газоснабжения других европейских стран. Мощность каждой нитки составит 15,75 млрд м3 газа в год.
Надежность экспортных поставок «Газпром» обеспечивает, участвуя в организации подземного хранения газа в Европе.
В минувший зимний сезон запасы газа в европейских ПХГ упали до рекордно низких уровней, что заставляет уделять этому вопросу еще большее внимание. «Газпром» использует ПХГ в Австрии, Германии, Сербии, Нидерландах, Чехии, Великобритании. Собственные мощности «Газпрома» по хранению газа в европейских странах дальнего зарубежья в 2016 г. составили около 5 млрд м3, суточная производительность – 83,4 млн м3.
Работа по диверсификации экспортных маршрутов включает активизацию деятельности «Газпрома» также и на рынке сжиженного природного газа. В 2016 г. компания увеличила объем реализации СПГ почти до 5 млрд м3. СПГ из торгового портфеля Группы «Газпром» поставлялся в Японию, Индию, Тайвань, Мексику, ОАЭ, Южную Корею и другие страны. Совместный проект компаний «Газпром» и Shell – «Балтийский СПГ» – предусматривает строительство завода по сжижению газа в районе порта Усть-Луга мощностью 10 млн т/год. Также совместно с компанией Shell «Газпром» разрабатывает проект строительства третьей технологической очереди завода «Сахалин-2» мощностью до 5,4 млн т СПГ в год. С ее помощью планируется расширить доступ на рынки АТР, в том числе Японии и Кореи, увеличить объем поставок в Индию, а также в другие страны и регионы.
Крупнейший инвестиционный проект в мировой газовой отрасли – магистральный газопровод «Сила Сибири» – призван ускорить социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Восточной Сибири, выйти на перспективный газовый рынок Китая. К настоящему моменту построено более 800 км магистрали, сварено в нитку более 1050 км трубы. До конца 2017 г. «Газпром» рассчитывает выйти на согласование условий поставок газа в Китай еще по одному маршруту – с Дальнего Востока России. Помимо этого подписаны контракты по проведению специалистами «Газпрома» предпроектных исследований для создания подземных хранилищ газа в Китае и Меморандум по сотрудничеству в области электроэнергетики. Совместно с китайскими партнерами «Газпром» планирует заниматься расширением использования сжиженного природного газа в качестве моторного топлива, в том числе в целях газификации международного транспортного коридора «Европа – Западный Китай». Этот коридор – часть «Шелкового пути», его протяженность только по территории России составит около 2,3 тыс. км.
Новые стратегические инициативы, способствующие расширению применения природного газа, «Газпром» реализует параллельно планомерной работе по снижению негативного воздействия на окружающую среду. Так, благодаря реализации ряда корпоративных программ с 2012 по 2016 г. углеродный след «Газпрома» сократился более чем на 20 %.
«Природный газ становится фактором расширения международного сотрудничества, – отметил в завершение своего выступления Алексей Миллер. – И «Газпром» вносит в это свой весомый вклад».
HTML
В соответствии с Федеральным законом от 21 июля 2014 г. № 219-ФЗ, Распоряжением Правительства РФ от 24 декабря 2014 г. № 2674-р и Приказом Россстандарта от 15 декабря 2015 г. № 1579 с 1 января 2020 г. не допускается ввод в эксплуатацию объектов капитального строительства, если на них применяются технологические процессы с показателями загрязнения, превышающими показатели наилучших доступных технологий. Это делает невозможным применение на вновь вводимых в разработку месторождениях (и многих других предприятиях) традиционных факельных установок.
Предложенный специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» высокотемпературный окислительный метод с использованием установок закрытого горения на сегодняшний день является наиболее эффективным и универсальным из термических. Его внедрение позволяет обеспечить практически полное разрушение находящихся в отходах органических вредных веществ, что достигается применением высоких (более 1000 °С) температур. Кроме экологических данный способ имеет и экономические преимущества: уменьшается расход газа, поскольку сжигание происходит в закрытом пространстве, где можно создать условия для наилучшего использования энергии сгорания топлива. Применявшиеся ранее в России установки закрытого горения предназначались главным образом для деструкции твердых отходов либо представляли собой набор небольших печей термической деструкции (инсинераторов). Низкая производительность существенно ухудшала экономические показатели, в первую очередь в части капитального строительства.
Конструкторы ООО «ТюменНИИ-гипрогаз» пошли другим путем, решив создать комплекс блоков термической утилизации высокой производительности. Аналоги такого типа отсутствовали, поэтому пришлось разрабатывать новую технологию. К выполнению задания приступили весной 2016 г. В соответствии с реализуемой ПАО «Газпром» политикой импортозамещения комплекс разработан с применением исключительно российских комплектующих. Все технологические линии оборудования изготовлены на экспериментальном заводе, в том числе ряд принципиально новых устройств. К примеру, ранее в России не выпускались двухтопливные горелки мощностью 5 МВт. Они были разработаны по заданию конструкторов ООО «ТюменНИИгипрогаз» специально для применения в данном проекте.
В результате был создан комплекс, позволяющий в режиме пиковых нагрузок утилизировать 1000 м3 жидких стоков в сутки. Этого достаточно для Чаяндинского месторождения даже в режиме активного строительства и капитального ремонта скважин, когда формируется большой объем отходов бурения. Новая установка может представлять интерес и для месторождений, которые уже введены в эксплуатацию и формально не подпадают под требования федерального законодательства. Капитальные затраты, связанные с изготовлением и монтажом комплекса, во многих случаях окупятся в течение нескольких лет за счет снижения эксплуатационных расходов, в частности сокращения объема сжигаемого газа. Подобные расчеты выполнялись для Чаяндинского месторождения, и в результате именно экономическая эффективность стала главным аргументом в пользу разработки ООО «ТюменНИИгипрогаз».
HTML
Данная комбинация является привлекательным решением для сложных условий в рамках шельфового применения, и в частности подходит для использования на плавучих судах нефтедобычи, хранения и выгрузки (FPSO). Такие суда продолжают набирать популярность по мере расширения добычи нефти и газа в глубоководных регионах и усложнения условий морской добычи труднодоступных ресурсов. Большие по сравнению с аналогами производительность и удельная мощность турбины SGT-A35 RB обеспечивают ряд экономичных решений для FPSO и прочих нужд нефтегазовой отрасли в сложных географических условиях. Газовая турбина SGT-A35 RB, ранее известная как Industrial RB211-GT30, разработана на основе хорошо зарекомендовавшего себя семейства газовых турбин Industrial RB211 и Industrial Trent 60, созданных на базе технологий авиационного двигателя «Роллс-Ройс». Эти проверенные установки, история применения которых превышает 40 лет, установлены более чем на 800 объектах по всему миру и насчитывают свыше 37 млн ч эксплуатации.
Модель SGT-A35 RB представляет собой легковесную свободную турбину на базе турбины Trent «Роллс-Ройс» для авиационно-космической и судоходной отраслей, а также турбины Industrial Trent 60 компании Siemens. Все вращающиеся компоненты зарекомендовали себя в ходе нескольких миллионов часов полетной эксплуатации, а также в промышленной и судоходной эксплуатации.
В целях обеспечения соответствия ряду требований газовая турбина SGT-A35 RB изготавливается в двух конфигурациях: мощностью 34 и 38 МВт. Оба варианта подходят для эксплуатации с механическим приводом и генерации частотой 60 и 50 Гц. При таких характеристиках газовая турбина может напрямую приводить в движение двухполюсный генератор переменного тока – редуктор не требуется. Термический КПД газовой турбины превышает требования ISO на 40 %. Турбина подходит для использования в жарких климатических условиях: при температуре 30 °C установка сохраняет более 90 % выходной мощности, установленной ISO.,
Решения «Дрессер-Рэнд» отличаются целевыми конструктивными возможностями и доступностью вариантов конфигурации, зарекомендовавших себя в нефтегазовом секторе. Модульная конструкция упрощает техническую поддержку и минимизирует периоды простоев, что обусловливает максимальный уровень операционной гибкости и сокращение затрат клиента на эксплуатацию. Конструкция смоделирована для полной быстрой замены газовой и силовой турбин при необходимости. На протяжении многих лет деятельности «Дрессер-Рэнд» было поставлено более 1000 газотурбинных решений на базе авиационного двигателя для нефтегазовой отрасли.
«Максимальная для данного класса турбин удельная мощность позволит операторам шельфовых проектов справиться с серьезным вызовом, – считает руководитель отдела «Новые решения для оборудования» «Дрессер-Рэнд» Джудт Маркс. – Газовые турбины, которые станут основным источником энергии на шельфовых установках, предоставят разработчикам проектов возможность сократить объем капитальных инвестиций и в то же время увеличить производственные мощности для обеспечения необходимого уровня окупаемости».
HTML
В пленарных заседаниях Дня нефти приняли участие заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов, директор Департамента Минпромторга России Михаил Иванов, председатель Комитета Государственной Думы по энергетике Павел Завальный и другие руководители отрасли. В этот день главный экономист и вице-президент по внешним связям компании British Petroleum Владимир Дребенцов представил ежегодный «Статистический обзор мировой энергетики». В своем докладе он отметил, в частности, что свои вложения в возобновляемые источники энергии British Petroleum на сегодняшний день считает убыточными, однако не меняет решения продолжать работу в данном направлении.
28 июня в День газа состоялись пленарные заседания «Стратегия добычи газа в России» и «Диверсификация рынков сбыта российского газа», в которых приняли участие генеральный секретарь Международного газового союза (IGU) Луис Бертран Рафекас, директор Центра изучения мировых энергетических рынков Института энергетических исследований РАН Вячеслав Кулагин, технический директор компании Nord Stream-2 Сергей Сердюков, глава Ассоциации производителей труб Иван Шабалов и другие эксперты.
В своем выступлении Луис Бертран Рафекас отметил повышение роли природного газа в мировом энергетическом балансе, для примера приведя перевод на газ в качестве моторного топлива грузовиков в Канаде и паромов в Панаме. «Мы уверены, что газ поможет осуществить оптимальный переход к низкоуглеродной энергетике», – подчеркнул генеральный секретарь IGU. В свою очередь, Вячеслав Кулагин в ходе пленарного заседания поставил под вопрос тезис энергетического обзора British Petroleum о том, что «Газпром» на сегодняшний день добывает больше, чем может реализовать. По его мнению, при существующих ценах на природный газ (заниженных для стран СНГ) и повышении мирового спроса на этот энергоноситель в мире ресурсов России вскоре может не хватить.
В этот же день в рамках Конгресса состоялся форум «Освоение углеводородных ресурсов российского шельфа», в ходе которого были заслушаны доклады представителей дочерних компаний «Газпрома», занимающихся разработкой морских месторождений. Днем ранее интерес участников Конгресса вызвало мнение, что российские компании сегодня не готовы к разработке шельфовых месторождений, которое высказал президент Союза нефтегазопромышленников России Геннадий Шмаль. Участники Форума не раз возвращались к этой полемичной теме, в своих докладах приводя обоснованные контраргументы.
Еще одним важным событием Конгресса стал Российско-Иранский форум (RIOG-2017), в рамках которого представители административных, промышленных и образовательных структур Ирана обсуждали с российскими коллегами перспективы сотрудничества в области добычи, транспортировки и переработки углеводородов.
Новые технологии и оборудование
Авторы:
А.С. Карпенко, ведущий инженер
HTML
Компания «РивалКом» занимается поставкой средств измерения уровня жидкости с 2006 г. В 2013 г. наше руководство приняло решение об открытии собственного производства указателей, датчиков и сигнализаторов уровня жидкости. До начала Программы импортозамещения очень тяжело было продвигать продукцию отечественного производства: покупатели зачастую предпочитали переплатить за импорт. По этой причине нам необходимо было предоставить нашим покупателям качество, не уступающее мировым брендам в области поплавкового измерения уровня. Эта стратегия дала свой результат, который выразился в том, что большинство наших клиентов переходят в разряд постоянных и вновь выбирают продукцию ООО «РивалКом». Сейчас наша продукция поставляется по всей России – от Карелии до Сахалина.
Поплавковый принцип измерения уровня является надежным, экономичным, а также достаточно простым в эксплуатации. Однако главным его преимуществом является то, что его можно отнести к так называемому прямому принципу измерения: при использовании поплавкового указателя уровня отсутствуют различные преобразования сигнала или его математическая обработка, а независимость от наличия электропитания позволяет применять данные приборы, в том числе, в системе противоаварийной защиты (ПАЗ).
Впрочем, помимо местной индикации, обеспечиваемой указателем уровня, зачастую требуется обеспечить управление уровнем через систему АСУ ТП. Для этой цели указатели уровня LGB могут быть оснащены уровнемерами или сигнализаторами. Кроме того, встречаются ситуации, когда магнитные указатели уровня комбинируются с иными принципами измерения, например микроимпульсными или ультразвуковыми уровнемерами.
Мы постоянно совершенствуем конструкцию наших указателей уровня для решения специфических задач, которые перед нами ставят заказчики. До недавнего времени в нашей продуктовой линейке отсутствовали поплавки для измерения вязких, грязных или налипающих продуктов.
Сейчас мы разработали новый типоразмер поплавков диаметром 45 мм, что позволяет применять указатели уровня с меньшим диаметром камеры (это обеспечивает 20%-ю экономию на металле), при этом внутреннее пространство камеры указателя уровня остается свободным, что позволяет продлить межсервисный интервал для сложных технологических задач. Кроме того, данные поплавки успешно показывают себя в условиях изменяющейся плотности измеряемого продукта. Они применяются совместно с другой нашей разработкой – системой корректировки показаний указателя уровня в зависимости от плотности продукта.
К нашим новым разработкам можно отнести систему компенсации веса поплавка для криогенных сред, разработанную для нужд проекта строительства Амурского ГПЗ, в котором наша компания участвует в качестве поставщика магнитных поплавковых указателей уровня. Данная система позволяет использовать поплавковые указатели уровня для измерения сред с крайне низкой плотностью при высоком давлении, что зачастую встречается при измерении уровня газового конденсата или широкой фракции легких углеводородов.
Поплавковые указатели уровня LGB находят свое применение в установках комплексной подготовки газа, дожимных компрессорных станциях, установках адсорбции и осушки, дренажных емкостях и емкостях аварийного слива, заглубленных в грунт, газовых и нефтегазовых сепараторах, резервуарных парках, установках утилизации попутного нефтяного газа и т. д.
Наша компания стремится расширить сферу применения выпускаемых приборов за счет широкого освещения успешного опыта эксплуатации, проведения опытно-промышленных испытаний, участия в выставках и конференциях. Эту работу мы считаем крайне важной, поскольку в последнее время на рынке появляется все больше некачественной продукции, не только оставляющей у потребителей негативные впечатления от эксплуатации именно этой продукции, но и накладывающей отпечаток на сам поплавковый принцип измерения уровня жидкости. Одной из своих главных задач мы считаем увеличение компетенции специалистов, эксплуатирующих контрольно-измерительные приборы, и более активное привлечение к выбору поставщиков оборудования.
С этой целью в ближайшее время мы планируем провести серию семинаров-презентаций с демонстрацией работы оборудования для специалистов различных предприятий.
ООО «РивалКом»
423832, РФ, Республика
Татарстан, г. Набережные Челны,
ул. Ивана Утробина, д. 1/1
Тел.: 8 (800) 234-2-170
E-mail: mail@rivalcom.ru
HTML
Своей принадлежностью к малому бизнесу владельцы компании гордятся, пожалуй, не меньше, чем трудовыми достижениями. Численность сотрудников ГК «Некст-Трейд» – всего 80 человек, силами которых ведутся опытно-конструкторские разработки и в рамках стратегии диверсификации осваиваются литейное, обрабатывающее и термическое направления деятельности. В ближайшем будущем, как планируют топ-менеджеры компании, производство «Некст-Трейд» будет готово выполнять самый широкий спектр технологий и спецпроцессов для топливно-энергетического комплекса России.
«Концентрация трудовых усилий и компетенций на одного человека в нашей компании просто уникальная, – говорит директор по производству ООО «Некст Трейд» Сергей Давыдов. – Большая часть сотрудников – выходцы из машиностроительных гигантов нашей области: ОАО «Тяжмехпресс» и КБХА. Производственные традиции «старой школы», помноженные на креатив и мобильность, присущие малым предприятиям, и дают синергетический эффект, который держит нас на рынке без малого 20 лет. Так что ссылки на кризис никогда не были для нас гиперактивными. Скорее, наоборот: кризис – это новые возможности, таков наш постулат».
Первая волна санкций активизировала импортозамещающие конструкторские изыскания компании в технологиях производства антипомпажных и регулирующих клапанов, применяющихся для предотвращения разрушающих явлений в турбинах. Итогом почти 8-летнего технологического поиска стало запатентованное собственное ноу-хау работы клапана, адаптированное к российским климатическим условиям. К счастью или к сожалению, но сегодня в отраслевой повестке – новые санкции, новые вызовы, а значит, дополнительные стимулы работать эффективнее, быстрее, экономичнее.
Сейчас ГК «Некст Трейд» активно наращивает производственный потенциал – по итогам 2016 г. объем инвестиций в основные средства составил около 80 млн руб., в 5 раз увеличились производственные площади. Кроме того, компания заняла проактивную позицию на рынке и не так давно инициировала обсуждение идеи межрегионального промышленного аутсорсинга.
«Мы – за сохранение видового разнообразия на рынке, – подчеркивает Сергей Давыдов. – Малый бизнес придает отрасли драйв и динамику, мы более клиентоориентированы и легче перестраиваем бизнес-процессы под заказчика. Это те наши преимущества, которые формируют конкурентное поле в нефтегазовом секторе. Но, понимая, как сложно тягаться с гигантами отрасли в плане финансовых возможностей, мы предлагаем альтернативу слияниям и поглощениям – кооперацию и аутсорсинг среди небольших производителей. Наш опыт говорит о перспективности сотрудничества в таком формате – мы выполняем аутсорсинговые работы более чем для 20 предприятий Воронежской области. Думаю, пришло время масштабировать эту идею до межрегионального взаимодействия. Это поможет малому производственному бизнесу сократить издержки, найти новые рынки сбыта и в конечном счете сохранить статус-кво на рынке».
ООО «Некст Трейд»
394038, РФ, г. Воронеж,
ул. Дорожная, д. 17, лит. З
Тел.: +7 (473) 260-50-05 (многоканальный)
E-mail: mail@nt-group.ru
HTML
В 2017 г. завод «Волжанин» празднует 10-летний юбилей. За это время был пройден огромный путь от идеи создания высококлассного отечественного продукта к реальным результатам, сварочные аппараты VOLZHANIN завоевали авторитет и высокие оценки профессионалов отрасли благодаря универсальности, надежности и простоте использования.
На сегодняшний день завод производит продукцию под двумя брендами – VOLZHANIN и MONSTER. Более доступный ценовой сегмент представляет MONSTER. Он зарекомендовал себя на рынке, где оснащение не требует специальных технических требований. Данная модель является гидравлической и применяется для монтажа и ремонта водопроводов, систем канализации и водоотведения. Для многих крупных предприятий, много лет работавших со сварочным оборудованием европейских производителей, было открытием, что отечественный рынок имеет достойный аналог, по ряду характеристик даже превосходящий конкурентов. Высокотехнологичные аппараты VOLZHANIN CNC имеют программное управление и различные автоматизированные режимы сварки. Они широко применяются при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции опасных производственных объектов газопроводов, водопроводов. Это оборудование эффективно используется в любых климатических условиях на объектах любой сложности. Подтверждением тому служит тот факт, что оборудование VOLZHANIN использовалось при постройке космодрома «Восточный», Керченского моста, на объектах ПАО «СИБУР Холдинг» и ПАО «Казаньоргсинтез».
Конструкторское бюро «Волжанина» проводит колоссальную работу по созданию уникальных инженерных решений для усовершенствования качества производимого оборудования. К примеру, для обеспечения функционирования в трех положениях наклона к горизонту без дополнительной переналадки разработана и запатентована конструкция «Трехпозиционный центратор». Также создан нагревательный элемент на основе резистивного плоского тела, уникальная особенность которого состоит в том, что однородность теплового поля на теле диаметром до 315 мм составляет ±2 ºC, а на больших диаметрах (до 1200 мм) – не более ±4 ºC.
Благодаря многолетнему опыту и постоянному поиску эффективных решений практических задач завод завоевал авторитет среди профессионалов отрасли. Входя в состав Ассоциации сварщиков полимерных материалов России, представители «Волжанина» востребованы как эксперты на научно-практических семинарах, конференциях и выставках. «Волжанин» выступает активным участником в работе НАКС, в том числе при разработке национальных стандартов качества сварки. Систематическое подтверждение уровня качества и надежности оборудования, новаторство в научных изысканиях подтверждают многочисленные национальные и международные сертификаты. Уникальные разработки завода находятся под защитой Федеральной службы по интеллектуальной собственности («Роспатент»), аттестованы НАКС и ГАЗПРОМСЕРТ.
Большими преимуществами завода «Волжанин» являются высокий уровень сервисного обслуживания, оперативная система доставки оборудования, гарантийный и постгарантийный ремонт. Сегодня география дилерской сети «Волжанин» охватывает всю территорию Российской Федерации и некоторые страны СНГ, насчитывая более 80 компаний.
10 лет динамичного развития позволили заводу «Волжанин» стать крупнейшим производителем оборудования для сварки полиэтиленовых труб в России. Впереди еще много планов и работы по завоеванию международных рынков.
Организация производства и управление
Авторы:
А.П. Петров, Саморегулируемая организация «Ассоциация «Объединение организаций, выполняющих проектные работы в газовой и нефтяной отрасли «Инженер-Проектировщик» (СРО «Ассоциация «Инженер-Проектировщик») (Москва, РФ)
Литература:
-
Федеральный закон от 3 июля 2016 г. № 372-ФЗ «О внесении изменений в Градостроительный кодекс Российской Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://giod.consultant.ru/documents/3711544?items=1&page=1 (дата обращения: 17.05.2017).
-
ГОСТ Р ИСО 9001–2015. Системы менеджмента качества. Требования [Электронный ресурс]. Режим доступ: http://docs.cntd.ru/document/1200124394 (дата обращения: 17.05.2017).
HTML
В рамках подходов, реализуемых большинством компаний, декларируется компетентностный подход к управлению персоналом, ориентированный в основном на портфолио специалиста. В отношении компетентности организации в области архитектурно-строительного проектирования эта система не отработана.
Постановка задачи формирования профиля компетенции организации существенно отличается от задачи построения профиля компетенции специалиста. Этот подход должен учитывать возможности существующей нормативно-методической базы, для его реализации требуется наличие ряда элементов. Практическая реализация методологии построения профиля компетенции организации в области архитектурно-строительного проектирования и является предметом анализа в данной статье.
Профиль компетенции – совокупность показателей и характеристик организации, позволяющих провести объективную оценку ее способности выполнить собственными силами проектное (изыскательское) задание по всей номенклатуре работ в заданные сроки с требуемым качеством и в установленном объеме (рис. 1).
В основе механизмов формирования профиля компетенции лежит экспертная обработка данных и сведений, представляемых организацией о себе и своей деятельности. В отношении получения указанных данных и сведений применяется заявительный порядок представления (добровольное декларирование).
Сопоставление полученных сведений и данных между собой, а также с нормативно установленными требованиями (верификация) и требованиями практического выполнения соответствующих проектно-изыскательских работ (ПИР) (валидация) проводится на основе соответствующей методологии построения профиля компетенции (экспертной оценки значений соответствующих показателей, их нормирования и визуализации) (рис. 2).
При определении опорных показателей нужно учитывать возможность их получения из различных источников. Эти показатели должны быть представительными, содержать реальную информацию, раскрытую в той или иной форме. Каждый из показателей является комплексным и содержит набор информационных ресурсов, которые необходимо проверять на вменяемость, достоверность и обоснованность предоставляемых данных.
Система опорных показателей учитывает опыт построения тестовых систем, использовавшихся в кадровой работе, когда один из ответов теста подразумевал проверку через несколько дополнительно включенных вопросов теста.
Предложенная система опорных показателей объединяет:
• область компетенции;
• опыт работы;
• базу знаний;
• кадровый потенциал;
• технологическое обеспечение;
• материально-техническую базу;
• претенциозную и арбитражную практику.
Данная система позволяет обеспечить объективность проводимой экспертной оценки и сопоставимость результатов такой оценки как между собой, так и для различных организаций в рамках их рейтингования.
Модельное представление профиля компетенции (рис. 3) позволяет обеспечить наглядность как проводимой экспертной оценки, так и техники ее практического применения. Балльность по осям направлений оценки характеризует процентную оценку соответствия предоставленных (имеющихся) сведений установленным предельным показателям.
В качестве предельных показателей могут использоваться показатели наилучших практик, требования международных стандартов или показатели технологических лидеров в соответствующей области ПИР.
Система предельных показателей является динамичной базой изменяемых данных, что может быть обеспечено исключительно в рамках соответствующей IT-системы.
Обработка сведений и данных организации и требований заказчика (конкретной документации) проводится в одной системе предельных показателей. Это позволяет как выполнить корректную оценку соответствия заявителя требованиям выполнения работ, так и провести рейтингование группы заявителей или сформировать пул исполнителей, наиболее полно отвечающих требованиям конкурсной документации.
Вышеуказанные оценки могут быть выполнены как по всей совокупности опорных показателей, так и по отдельным показателям или их группе.
Наряду с экспертной оценкой заявителей такая методология позволяет объективно и оперативно оценить качество подготовленной конкурсной документации.
Дополнительно наглядно выявляются и ключевые направления развития компетенций для рассматриваемых проектно-изыскательских организаций (рис. 3).
Наряду с модельным представлением профиля компетенции, в рамках которого предельные показатели являются комплексными (данными отдельной экспертной оценки), представляется эффективным полимодельное представление профиля компетенции
(рис. 4), при котором экспертная оценка выполняется по выделенной группе проектных заданий (объекты, здания, сооружения, инженерные системы). Применение при этом унифицированных справочников позволяет обеспечить высокую сопоставимость проводимых оценок.
Такой подход позволяет выявить конкурентные преимущества каждой из анализируемых организаций, что соответствует редакции ИСО 9001, введенной в действие с 2015 г.
Область компетенции – это прежде всего отраслевая специализация проводимых организацией ПИР.
В общем виде в числе строительных подотраслей выделяют:
• гражданское строительство;
• промышленное строительство;
• сельскохозяйственное строительство;
• транспортное строительство;
• строительство объектов телекоммуникации и связи;
• нефтегазовое строительство;
• энергетическое строительство;
• атомное строительство;
• специальное строительство (объекты обороны, обустройство государственной границы, таможни и т. п.).
Каждая из этих подотраслей самостоятельно регулируется законодательством РФ, имеет свою нормативно-правовую и нормативно-техническую базу и характеризуется существующей организацией проведения ПИР.
Кроме того, в состав показателей отрасли входят виды работ и объектов, этапы проектного цикла, а также иные данные, определяющие заявляемую организацией специализацию (область профессиональной компетенции) (рис. 5).
Опыт работы, характеризующий номенклатуру фактически выполненных организацией ПИР, включает информацию:
• об объектах, зданиях, сооружениях;
• инженерных и технологических системах;
• составах и видах работ;
• разделах проекта;
• этапах и стадиях реализации проекта;
• государственной экспертизе;
• ведомственной экспертизе;
• авторском надзоре;
• отзывах заказчиков, строителей и эксплуатирующих организаций;
• данные об осуществлении государственного надзора.
Эти сведения и данные сопоставляются с декларируемой организацией областью компетенции и формируют определенную базу данных, актуализируемую в рамках соответствующего мониторинга и контроля деятельности. Контроль деятельности членов СРО в рамках требований Гражданского кодекса РФ в редакции [1] является обязанностью СРО. Также СРО должны оценивать риски организации.
Требуются изменения состава сведений и порядка их сбора, который СРО осуществляет сегодня. Часть сведений СРО не собирает, но это прописано в законе.
В большинстве случаев для нормального проведения конкурсной процедуры заказчик должен определить всю систему базовых требований. Однако в сегодняшних условиях большой мобильности изменения законодательства и существенной ограниченности в части регулирования антимонопольной деятельности получается, что реализовать требования заказчика в отношении нормативно установленных требований можно лишь в случае, если организация имеет сформированную базу знаний, т. е. знания, специфичные для организации; знания, полученные в основном из опыта. Знания – информация, которая используется и которой обмениваются для достижения целей организации [2]:
• нормативно-правовые акты (библиотека);
• стандарты (база стандартов);
• унифицированная документация;
• ноу-хау (методики, внутренние стандарты, технологические карты);
• зарегистрированные объекты интеллектуальной собственности (лицензии, патенты, свидетельства регистрации исключительного права).
Таким образом, база знаний позволяет провести оценку конкурентных преимуществ организации. Чем более разветвлена и эффективна для осуществления деятельности база знаний, тем выше жизнеспособность и качество работы организации.
Задел под формирование кадрового потенциала у Ассоциации «Инженер-Проектировщик» есть. Ассоциация «Инженер-Проектировщик» собирает сведения о персонале, который заявляется членами Ассоциации под выполнение определенных видов работ, на которые выдается допуск. Сведения, характеризующие профессиональную подготовку персонала, опыт, навыки, умения в части выполнения составов работ заявляемой компетенции (по данным портфолио сотрудников), включают:
• возраст;
• образование (базовое);
• информацию о повышении квалификации и переподготовке;
• стаж (общий и специальный);
• статус (штат, совместитель, привлекаемый в подряд);
• данные об аттестации по профессиональным стандартам (реквизиты свидетельств);
• сведения о включении в Национальный реестр специалистов (выписка);
• процентное распределение (АУП – разработка – производство – обеспечение);
• сведения об отраслевой специализации по реализованным проектам и видам работ;
• общая численность и выработка на штатную единицу;
• публикации, научные работы, авторские свидетельства.
Законодательство в рамках [1] предписало СРО сформировать квалификационные стандарты, определяющие основные требования к персоналу, осуществляющему деятельность организации.
Выпуск основной группы законодательных норм, реализующих требования [1] согласно Плану Правительства РФ от 5 августа 2016 г., запланирован на 2017 г. Соответственно, в текущем году будут приняты основные квалификационные стандарты СРО в соответствующей области компетенций.
Технологическое обеспечение как совокупность показателей и характеристик системы управления, контроля и информационного обеспечения основной деятельности организации, включая данные по внедренным автоматизированным и информационным системам, в сегодняшних условиях в основном опирается на информационные и программно-технические средства, используемые компаниями при выполнении ПИР.
Приоритетное развитие в современных условиях ориентировано на технологии PM (Project Management – управление проектами) и BIM (Building Information Modeling – информационное моделирование), внедрение которых обеспечивает технологическое лидерство в области ПИР.
Материально-техническая база – это характеристики организации, которые можно оценить по производственным возможностям (рис. 6).
Большинство применяемых критериев оценки для данного опорного показателя являются численными, что существенно упрощает их сопоставление, дает возможность учесть фактическую загрузку организации и подтверждает ее область компетенции.
Главные направления оценки:
• насколько компания удовлетворяет заказчика с точки зрения отсутствия претензий;
• насколько эффективно она готова отстоять свое мнение во взаимодействии с другими организациями.
Претензионно-арбитражная практика характеризует организацию в нескольких даже взаимоисключающих областях (рис. 7):
• как состоятельного делового партнера (минимум претензионных исков);
• как компетентную организацию (максимум выигранных исков);
• как эффективного управляющего (генподрядчика) (лучший баланс полученных и эмитированных претензий).
Преимущества предлагаемой методологии построения профиля компетенции заключаются в том, что для оценки используются сопоставимые показатели, которые могут быть формализованы как в отношении требований заказчика, так и в отношении сопоставительного анализа всех организаций, прошедших данную процедуру в выборе потенциального исполнителя работ.
Есть возможность учета загрузки – как дополнительные ресурсы к этой системе могут быть подвязаны другие системы. Детализация будет увеличиваться по мере развития системы (рис. 8).
Информационные ресурсы, необходимые для реализации проекта, имеются у Ассоциации и могут быть эффективно использованы. Этот проект не реализуется с нуля, он эволюционно наследует лучшие наработки СРО и может быть эффективно реализован в перспективе 1,5–2,0 лет (рис. 9).
Освоение шельфа
Авторы:
HTML
Перспективная Арктика
Разработка шельфовых месторождений остается одним из наиболее перспективных направлений в нефтедобыче. Главенствующую роль в их освоении занимает Арктическая зона. Здесь добывается 93 млн т нефти, что составляет 17 % всей добычи нефти в России. По оценкам специалистов, к 2050 г. этот показатель возрастет до 30 %.
Сегодня в Российской Арктике реализуется только один проект по добыче нефти – освоение Приразломного месторождения, чьи извлекаемые запасы превышают 70 млн т «черного золота». С момента старта добычи на Приразломном в декабре 2013 г. и вплоть до конца 2016 г. в скважинах месторождения использовались трубы только европейских производителей.
Введение в 2014 г. экономических санкций затруднило реализацию шельфовых проектов: в список оборудования, запрещенного к ввозу в Россию, вошла продукция для глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики. Ограничения, наложенные на экспорт 30 видов продукции для нефтяной промышленности, в том числе обсадных, насосно-компрессорных OCTG труб с премиум-соединениями, стали дополнительным стимулом для отечественных трубных производителей.
Трубное импортозамещение
Производство российских труб для добычи арктической нефти потребовало продолжительной подготовки и решения ряда задач, с которыми трубная промышленность не сталкивалась, производя продукцию для других регионов мира. К изготовлению продукции для таких сложных условий необходим особый подход. Трубы тщательно проектировались с учетом предстоящей эксплуатации в экстремальных природно-климатических условиях.
Одной из первых среди отечественных трубников к созданию новых высокотехнологичных OCTG труб приступила Группа ЧТПЗ. Компания начала разработку труб с премиальными резьбовыми соединениями в 2012 г. Высокотехнологичная продукция применяется на глубоких скважинах, скважинах сложного профиля, с повышенным газовым фактором и способна выдерживать комбинированные нагрузки: растяжение, сжатие, внутреннее и наружное давление. Сегодня она используется на месторождениях большинства нефтегазодобывающих компаний России: «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Газпром нефть», «Сургутнефтегаз».
В 2016 г. «Газпром нефть» и Группа ЧТПЗ подписали Программу опытно-промысловых испытаний, реализация которой подтвердила надежность труб и возможность их использования на Арктическом шельфе.
В декабре 2016 г. партия насосно-компрессорных труб диаметром 114,3 и 139,7 мм с толщиной стенки 6,88 и 7,72 мм из стали группы прочности L80SS в сероводородостойком исполнении с высокогерметичными резьбовыми соединениями ChT-VT и ChT-VC премиум-класса первого поколения отправлена на склад заказчика в Мурманске. Объем поставки составил 115 т. И уже спустя несколько месяцев в сопровождении специалистов Группы ЧТПЗ трубы были спущены в скважину.
Свинчивание резьбовых соединений проводилось в полевых условиях – прямо на морской скважине при содействии сотрудников зарубежной нефтесервисной компании, отметивших, что продукция российских трубников не уступает импортным аналогам.
Успешной установке труб в скважине предшествовали модификация стали, контроль коррозионной стойкости металла и комплекс испытаний резьбового соединения на герметичность и износостойкость.
«Изготовление труб для шельфа потребовало особого подхода, – комментирует технический директор Группы ЧТПЗ Кирилл Никитин. – Арктика – сложный и уникальный регион. Ледяной покров здесь сохраняется в течение семи месяцев, а температура воды в море достигает отрицательных значений. Такие природно-климатические условия предъявляют дополнительные требования к оборудованию и персоналу. Трубы, поставленные Группой ЧТПЗ на Приразломное, отвечают самым жестким требованиям безопасности и способны выдержать максимальные ледовые нагрузки».
Будущее сегодня
На сегодняшний день опыт поставок высокотехнологичной продукции для шельфовых месторождений есть у крупнейших трубных компаний Италии и Франции. Успешный опыт участия в проекте по освоению углеводородных ресурсов Арктики позволяет Группе ЧТПЗ составить конкуренцию европейским производителям и значительно расширить географию поставок не только на внутренний рынок, но и на экспорт.
«Газпром нефть» планирует продолжить бурение и обустройство скважин на Приразломном месторождении. Группа ЧТПЗ готова предложить не только трубы с резьбовым соединением премиум-класса первого поколения, но и новую продукцию с более высокой эксплуатационной надежностью. Компания продолжает модернизацию мощностей по производству труб нефтяного сортамента, освоение новой продукции и уже сейчас выводит на рынок трубы с высокогерметичным резьбовым соединением ChT-2C премиум-класса второго поколения для месторождений со сложными условиями добычи. Промышленные поставки стартовали во 2-м полугодии 2017 г. Надежность разработанного соединения подтверждена ключевым российским научным центром в области технологий добычи и транспортировки углеводородов «Газпром ВНИИГАЗ», а также аккредитованным испытательным центром в Германии в соответствии с методиками ISO 13679/API 5C5.
ПАО «Челябинский Трубопрокатный Завод»
125047, РФ, г. Москва,
ул. Лесная, д. 5в
Тел.: +7 (495) 775-35-55
Переработка газа и газового конденсата
Авторы:
Р.А. Махмутов, к. т. н., Филиал ФГБОУ ВПО «УГНТУ» в г. Салавате
Б.С. Жирнов, д. т. н., проф., Филиал ФГБОУ ВПО «УГНТУ» в г. Салавате
Д.О. Ефимович, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ), efimovich_1991@mail.ru
Литература:
-
Хасанов Р.Г., Жирнов Б.С., Махмутов Р.А. Оптимизация технологии малотоннажного процесса синтеза метанола. Саарбрюккен: LAP LAMBERT Academic Publishing, 2014. 116 c.
-
Махмутов Р.А., Сазонов И.В. Моделирование промышленного реактора синтеза метанола // Вестник Северо-Кавказского гос. техн. ун-та. 2009. № 3. С. 36–38.
-
Хасанов Р.Г., Жирнов Б.С., Муртазин Ф.Р., Махмутов Р.А. Использование нормального закона распределения для описания равновесного состава продуктов синтеза метанола // Газовая промышленность. 2012. № 6. С. 41–43.
-
Булкатов А.Н. Современные технологии производства метанола и проблемы экологической безопасности // Нефтепереработка и нефтехимия. 2008. № 6. С. 28–32.
-
Юнусов Р.Р., Шевкунов С.Н., Дедовец С.А. и др. Экологические аспекты малотоннажного производства метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера // Газовая промышленность. 2007. № 12. С. 52–54.
-
Юнусов P.P., Шевкунов С.Н., Дедовец С.А. и др. Малотоннажные установки по производству метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера // Газохимия. 2008. Вып. 1. С. 58–61.
HTML
Одна из важнейших задач современной науки и промышленности – создание процессов, которые позволят сохранить невозобновляемое энергетическое углеводородное сырье: газ, нефть и конденсат. Между тем в мире менее 10 % нефти идет на химическую переработку, а 90 % перерабатываются на топливо и сжигаются [1].
Еще более пессимистична статистика по природному и попутному нефтяному газу. Значительное количество попутного нефтяного газа (ПНГ) из-за отсутствия экономически эффективных технологий переработки до сих пор просто сжигается в факелах в целом ряде нефтедобывающих регионов.
Одним из вариантов использования низконапорного газа НГКМ является получение метанола.
Метанол – один из важнейших по значению и масштабам производства продукт, вырабатываемый химической промышленностью. Интенсивное развитие производства метанола обусловливается постоянно расширяющимися многообразными сферами его применения [2].
Получение метанола описывается реакцией (1) [3].
(1)
(2)
Математическое описание адиабатической зоны реактора с аксиальным ходом газа представляет собой систему двух дифференциальных уравнений материального и теплового балансов [4] (2), где x – мольная доля образовавшегося метанола;
Н – высота слоя катализатора, м; S – сечение слоя катализатора, м2; k – константа скорости прямой реакции; ε0 – порозность слоя катализатора; Т3 – температура газа в слое катализатора, К; G – расход газа на входе в катализатор, м3/ч; Qp – теплота реакции, ккал/моль; νi – стехиометрические коэффициенты уравнения (1); аji – коэффициенты в уравнении теплоемкости; С – теплоемкость; Ф(х,Т3) – функция, определяемая по уравнению:
, (3)
где f с соответствующим индексом – фугитивность компонента, определяющаяся по закону Рауля; Кf – константа равновесия прямой реакции.
Значения коэффициентов аji для различных компонентов приведены в таблице.
Тепловой эффект реакции определяется по формуле:
Qp = 0,017T 2 – 15,14T + 26885. (4)
Количество холодного байпаса GH рассчитывается по уравнению (5), где Т0 – температура холодного байпаса, К; Т1 – температура газа после смешения, К.
(5)
Степень превращения после смешения рассчитывается как:
. (6)
Математическое описание теплообменника для охлаждения газа на выходе из слоя катализатора представляет собой систему двух дифференциальных уравнений (7), где Т4 – температура нагреваемого газового потока, К;
m1 – число трубок; K 111 – коэффициент теплопередачи между потоками газа; Н1 – длина теплообменника, м; G1, G2 – расходы газовых потоков.
(7)
Расчет системы «теплообменник – ступени реактора синтеза метанола – байпасные потоки» проводится с использованием уравнений (2), (5), (7) в следующей последовательности: предварительно задается температура Т3 на входе в теплообменник; интегрированием системы уравнений (7) определяется температура на входе в слой катализатора; рассчитывается температура на входе в первую ступень с учетом ввода байпасного потока по уравнениям (2) из условия максимума степени конверсии на выходе со ступени; рассчитываются последовательно остальные ступени. Полученная температура Т3 на выходе из слоя катализатора должна совпадать с предварительно принятой температурой с заданной точностью [5].
На рис. 1, 2 представлен расчет температуры в слое катализатора, степени превращения исходного сырья и оптимального температурного профиля в зависимости от высоты слоя катализатора и соотношения H2:CO в исходном сырье (содержание в исходном газе инертов – 15 %, метанола – 4 %).
Изменение соотношения Н2:СО в пределах от 2:1 до 4:1 приводит к незначительному изменению температурного профиля и степени превращения исходного сырья, а следовательно, и выхода метанола. Как правило, на практике это соотношение поддерживают в пределах от 3:1 и выше для исключения возможности резкого повышения температуры внутри частичек катализатора, которое может привести как к снижению активности катализатора, так и к его разрушению [6].
На рис. 3 показана зависимость выхода метанола по высоте слоя катализатора. Расчет проводился при давлении 5 МПа, содержании в исходной смеси 4 % метанола и при различном содержании инертных компонентов.
Увеличение количества инертных газов в исходной смеси приводит к снижению выхода метанола. Однако при содержании инертов в смеси на уровне 0–10 % выход метанола практически не меняется. Значительное снижение выхода метилового спирта наблюдается начиная с содержания инертов 20 % и более.
Таким образом, незначительное содержание инертных примесей (до 10 %) практически не сказывается на выходе метанола.
На рис. 4 показана зависимость температуры в зоне реакции по высоте слоя катализатора. Расчет проводили при давлении 5 МПа, содержание в исходной смеси метанола 4 % и при различном содержании инертных компонентов.
Увеличение количества инертных газов в исходной смеси способствует снижению температуры в зоне реакции, что вполне объяснимо, поскольку с увеличением содержания инертных компонентов доля реакций синтеза метанола в объеме реактора падает, соответственно, выделяется меньшее количество тепла на единицу объема реактора.
Таким образом, регулируя содержание инертных компонентов в исходной смеси, можно поддерживать необходимую температуру в реакторе с получением заданного количества метанола.
Значения коэффициентов аji
|
Метан |
Водород |
СО |
Метанол |
a(0,i) |
6,89 |
7,12 |
8,92 |
26,6 |
a(1,i) |
0,0032 |
–0,0002 |
–0,0068 |
–0,0433 |
a(2,i) |
1,00·10–5 |
1,00·10–7 |
7,00·10–6 |
4,00·10–5 |
Ремонт и диагностика
Авторы:
Р.Х. Султангареев, к. т. н., ООО «Газпром трансгаз Казань»
Р.И. Марданшин, ООО «Газпром трансгаз Казань», r-mardanshin@tattg.gazprom.ru
С.В. Крашенинников, к. т. н., ФГАОУ ВО «Самарский национальный исследовательский университет им. академика С.П. Королева» (Самара, РФ)
Литература:
-
Кантюков Р.Р., Тамеев И.М., Злобин А.В. Инновационные решения ООО «Газпром трансгаз Казань» в области магистральных газопроводов // Труды XV Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение». 2015. C. 106–108.
-
Пирогов С.Ю., Акулов Л.А., Ведерников М.В. и др. Природный газ: Справочник / Под общ. ред. М.М. Пенькова. М.: НПО «Профессионал», 2006. 848 с.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Гилязиев М.Г. и др. Разработка математической модели участка газотранспортной системы // Транспорт
и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 3–7. -
Шарифуллин В.Н., Кантюков Р.А., Мешалкин В.П. Анализ взрывоопасности процесса продувки газопровода // Газовая промышленность. 2015. Спецвып. № 720: Надежность и ремонт объектов ГТС. С. 34–36.
-
Лурье М.В., Некляев А.В. Об одном опасном явлении, сопровождающем истечение газа из газопровода // Газовая промышленность. 2008. № 1. С. 96.
-
Комина Г.П., Прошутинский А.О. Гидравлический расчет и проектирование газопроводов: Учеб. пособие. СПб.: СПбГАСУ, 2010. 148 с.
-
СТО Газпром 3.3-2-024–2011. Методика нормирования расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологические потери магистрального транспорта газа. М.: ОАО «Триада, ЛТД», 2011. 68 с.
HTML
Важность данной проблемы привела к появлению ряда исследований [3–5].
Сократить потери газа можно путем более точного определения времени вытеснения ГВС.
В статье представлен опыт применения набора номограмм для определения указанного времени. Получение такого набора связано с выполнением гидравлического расчета МГ при рабочих парамеТРах газа, соответствующих режиму продувки. Гидравлический расчет МГ включает расчеты стационарных режимов движения газа в МГ и линии продувочной свечи для различных сочетаний длин газопровода, ремонтного участка, диамеТРа продувочной свечи.
При разработке методики расчета времени вытеснения ГВС использована методика гидравлического расчета газопроводов [6].
С заданным коэффициентом гидравлического сопротивления линии продувочной свечи определяется расход газа через свечу:
, (1)
где Fсв – площадь поперечного сечения свечи, р2 – давление газа перед свечой, рh – атмосферное давление, Rметан = 517 – газовая постоянная метана, Т – температура газа, ξСВ – гидравлическое сопротивление линии продувочной свечи.
Предварительно значение p2 принимается средним между р1 (давлением газа в начале участка МГ) и ph (атмосферным).
По средней скорости движения газа в МГ находится величина критерия Рейнольдса Reср и линейный коэффициент сопротивления трения магистрального трубопровода λТР.
Определяется возможный в заданных условиях расход газа по МГ:

где FМГ – площадь поперечного сечения МГ, LМГ – длина участка МГ, DМГ – условный диаметр МГ.
сравнивается расход газа по трубопроводу и расход газа через свечу. В случае несовпадения проводится корректировка давления на входе в свечу p2, и расчет повторяется до совпадения величин расходов газа через свечу и по магистральному трубопроводу.
Полное время движения газа по трубопроводу (время вытеснения ГВС при положении начала ремонтного участка на входе магистрального трубопровода – LР = LМГ) определяется как:
, (3)
где Wср – средняя скорость движения газа на участке МГ.
Время вытеснения ГВС от начала ремонтного участка можно определить как:
. (4)
При турбулентном смешении в ТРубопроводах необходимо дополнительно учитывать время турбулентного смешения:
tтурб = Lтурб/Wср, (5)
где Lтурб - путь турбулентного смешения газа по длине трубы.
Тогда время продувки может быть определено по формуле:
t = t0 + tтурб. (6)
В предложенной методике применяется коэффициент гидравлического сопротивления линии продувочной свечи в зависимости от значения ее условного диамеТРа.
Значение коэффициента определяется по формуле (7):
, (7)
где ξВХ – коэффициент гидравлических потерь на входном участке линии продувочной свечи, согласно справочным данным может быть принят равным 0,5;
ξпов – коэффициент гидравлических потерь в результате поворота потока газа; ТР СВ – линейный коэффициент сопротивления трения линии продувочной свечи; LСВ – длина линии продувочной свечи (необходимо отметить, что длина линии продувочной свечи для диаметров 50–200 мм принималась равной 23,7 м, а для диаметров свечи 250–400 мм – 60–62 м);
DСВ – условный диаметр линии продувочной свечи.
По представленной схеме расчета были определены коэффициенты гидравлического сопротивления для линии продувочной свечи диаметром 50–400 мм. Диапазон входного давления изменялся от 10 до 49 кПа.
Установлено, что при изменении режима происходит незначительное (в пределах ±2,3 %) изменение коэффициента гидравлического сопротивления линии продувочной свечи. На рис. 1 представлено изменение коэффициента гидравлического сопротивления линии продувочной свечи условным диаметром 100 мм. На основании проведенных расчетов принято в методике определения времени вытеснения ГВС из МГ использовать постоянные, средние из рассмотренного диапазона входного давления значения коэффициентов гидравлического сопротивления линии продувочной свечи (табл. 1).
На основе приведенной выше методики определения времени вытеснения ГВС из МГ выполнен набор номограмм. Каждая номограмма относится к определенному сочетанию условного диаметра МГ и условного диаметра линии продувочной свечи. Номограммы построены в соответствии с требованием обеспечения избыточного давления на входе участка МГ, равного 98 кПа (1 кгс/см2). Внешний вид номограммы представлен на рис. 2.
Номограмма учитывает следующие параметры:
• условный диаметр МГ;
• условный диаметр линии продувочной свечи;
• длину участка газопровода;
• отношение расстояния от начала ремонтного участка до продувочной свечи к длине участка МГ.
На рис. 2 показано (штриховая линия), что для трубопровода условным диаметром 100 мм и свечи условным диаметром 50 мм при отношении расстояния от начала ремонтного участка до свечи к длине МГ, равном 0,75, и длине участка газопровода 20 км время продувки будет составлять 38 мин.
Время полного вытеснения ГВС определяется по формуле:
τвыт = kзап· τном, мин, (8)
где kзап = 1,2 ÷ 1,3 – коэффициент запаса; τном – время вытеснения по номограмме, мин.
Меньшие значения коэффициента запаса рекомендуются для расчета для газопроводов со сроком эксплуатации до двух лет, при бóльших сроках эксплуатации следует принимать kзап = 1,3.
В целях проверки применимости номограмм специалистами ООО «Газпром трансгаз Казань» были проведены натурные измерения времени вытеснения ГВС (воздуха) из внутренней полости отремонтированных участков газопроводов с применением газоанализаторов содержания кислорода (рис. 3). Вытеснение ГВС производилось природным газом под давлением не более 98 кПа (1 кгс/см2) в месте подачи. Вытеснение считалось законченным, если содержание кислорода в выходящей ГВС не превышало 1 % (по объему).
В табл. 2 приведены фактическое время полного вытеснения ГВС, а также расчетные значения, полученные по действующей нормативной методике [7] и по методике, представленной в данной статье. Заметно, что расчет по разработанной методике, с одной стороны, значительно ближе к результатам натурного эксперимента, с другой – дает достаточный запас времени для обеспечения безопасности процесса продувки.
По результатам проведенной научно-исследовательской работы специалистами ООО «Газпром ТРансгаз Казань» и научными соТРудниками ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» (ФГБОУ ВО «КНИТУ») разработан и введен в действие нормативно-технический документ (НТД) СТО ГТК 100-02.10.7-94–2016 «Типовая инсТРукция по вытеснению газовоздушной смеси (воздуха) из полости оТРемонтированных участков ТРубопроводов». Также проведены испытания приборов для конТРоля выхода природного газа на газопроводе (газоанализаторов) и выбраны оптимальные модели при проведении огневых работ.
Использование разработанного НТД с набором номограмм в ООО «Газпром ТРансгаз Казань» позволило получить следующие результаты:
• повысились надежность и безопасность при вводе в эксплуатацию вновь посТРоенных и оТРемонтированных участков ЛЧМГ;
• был снижен риск возникновения аварийных ситуаций при заполнении газопровода природным газом;
• существенно сократились время и потери газа при продувке газопроводов после ремонта.
Таблица 1. Значения коэффициентов гидравлического сопротивления линии продувочной свечи
Условный диаметр линии продувочной свечи Dсв, мм |
Коэффициент гидравлического сопротивления линии продувочной свечи ξсв |
50 |
9,851 |
100 |
4,748 |
150 |
3,264 |
200 |
2,58 |
250 |
4,093 |
300 |
3,51 |
350 |
3,109 |
400 |
2,816 |
Таблица 2. Определение времени полного вытеснения ГВС из участка МГ после окончания огневых работ
Участок МГ |
Время полного вытеснения ГВС, мин |
||
Нормативное |
Расчетное (kзап = 1,3) |
Фактическое |
|
МГ отвод к н.п., ст. Шемурша, крановый узел № 17 Апастовской ЛЭС |
45 |
33 |
25 |
МГ «Миннибаево – Казань», крановый узел № 155, Константиновское ЛПУ |
76 |
44 |
38 |
МГ «Пермь – Горький - 2», крановый узел № 440 |
64 |
34 |
20 |
Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов
Авторы:
Т.Н. Ковалева, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина», tnk2003@list.ru
Литература:
-
Буньковский Д.В. Процессный подход в управлении инвестиционными проектами // Актуальные проблемы права, экономики и управления. 2014. № 10. С. 18–21.
-
Васильев Г.Г., Ковалева Т.Н. Землеустроительное обеспечение проектирования, строительства, реконструкции и эксплуатации объектов нефтегазового комплекса // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2014. № 2 (275). C. 103–117.
-
Вершинин В.В., Ковалева Т.Н. Землеустроительное обеспечение работ по резервированию земель для государственных и муниципальных нужд // Международный сельскохозяйственный журнал. 2013. № 5–6. С. 65–68.
-
Ковалева Т.Н. Землеустроительное обеспечение предоставления, резервирования и изъятия земель для государственных нужд Российской Федерации на примере строительства объектов федерального автомобильного транспорта. Саратов: ООО «Центр социальных агроинноваций СГАУ», 2014. С. 62–68.
-
Ковалева Т.Н. Место землеустройства в системе государственного стратегического планирования Российской Федерации. Саратов, 2014.
С. 83–92. -
Ковалева Т.Н. Землеустроительное обеспечение территориального планирования в Российской Федерации. СПб.: ФГБОУ ВПО «СПб ГАУ», 2013. С. 317–319.
-
Ковалева Т.Н., Нестеров А.Д. Прогнозирование и планирование организации территории административно-территориальных образований / Сб. мат-лов Всероссийского конкурса на лучшую научную работу среди студентов, аспирантов и молодых ученых вузов Министерства сельского хозяйства РФ «Землеустройство и кадастры». Пушкин: ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский ГАУ», 2012. С. 119–125.
-
Ковалева Т.Н. Социально-экономическое развитие муниципальных образований Саратовской области путем реализации схем территориального планирования / Сб. науч. тр. по мат-лам конкурса научных работ молодых ученых «Инновации – молодой взгляд в будущее» / Под ред. И.Л. Воротникова. Саратов: ФГБОУ ВПО «Саратовский ГАУ», 2011. С. 241–246.
-
Unbelievable «nail houses» around the world [Электронный ресурс] Режим доступа: http://io9.gizmodo.com/unbelievable-nail-houses-around-the-world-892781747 (дата обращения: 15.04.2017).
-
Федеральная государственная информационная система территориального планирования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://fgis.economy.gov.ru (дата обращения: 15.04.2017).
HTML
Проблемы недосказанности законодательства в вопросах регулирования отвода земель для объектов трубопроводного транспорта являются в современной России с момента возникновения частной собственности на землю наиболее частой причиной затягивания сроков реализации объектов строительства и их существенного удорожания.
В настоящее время утвержденные документы стратегического и территориального планирования (ТП) являются законодательной основой для соблюдения интересов как правообладателей земель, так и застройщиков. Основная проблема – описание точных границ отвода на стадии разработки ДПТ, и тем более – на стадии ТП.
Первоначальной идеологией реформирования социально-экономического устройства России, проводимого с 1990-х гг., был полный отказ от государственного планирования и централизованного управления во всех отраслях хозяйственной деятельности [1–8]. Основной упор в политике делался на мнение общественности об устройстве своего быта как в социальной, деловой, так и в правовой сфере. Шли активная приватизация госимущества, реорганизация госпредприятий, формирование институтов частной собственности. Считалось, что частные собственники через рыночные механизмы управления без плановой экономики решат имевшиеся проблемы государства.
Специалисты «старой» проектной школы привыкли реализовывать крупные строительные объекты, руководствуясь природно-климатическими, социальными факторами территории предполагаемого строительства с наилучшими технико-экономическими показателями реализации проекта. У них вызывали удивление частные собственники земель, «мешающие» им осуществлять разработанный проект. Как результат – трата времени на согласование отвода земель, в том числе путем судебных разбирательств. Зачастую это приводило к тому, что строительство и ввод объекта в эксплуатацию опережали разработку, согласование и утверждение проектной и рабочей документации.
С аналогичными проблемами при реализации крупных строительных проектов сталкиваются застройщики во всех странах, где есть правовой институт частной собственности [9].
В то же время принятые еще в 1994 г. ст. 279–283 ч. 1 Гражданского кодекса РФ (ГК РФ) предусматривали процедуру изъятия путем выкупа земельного участка для государственных нужд.
В 1999 г. был принят Федеральный закон от 25 февраля 1999 г. № 39-ФЗ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений», который условиями инвестиционного договора мог приравнять инвестора к госзаказчику при реализации инвестиционных проектов. Таким образом, в соответствии с Гражданским, Земельным кодексами РФ и Федеральным законом № 39-ФЗ строительство могло быть государственным, инвестиционным и в частных интересах, а с 2014 г. – еще и в целях развития застроенных территорий и комплексного освоения территорий (рис. 1).
В соответствии с этим изъятие земель могло идти по двух схемам: по соглашению сторон (при строительстве в частных интересах) и путем изъятия для госнужд. Основным отличием реализации данных схем являются вопросы стоимости земли для застройщика и границ участка для строительства. При приобретении земель по соглашению сторон цена земли и ее границы – договорные, а при изъятии для госнужд – цена земли среднерыночная, сложившаяся за последние три года и определенная на основании отчета независимого оценщика, границы земель – сугубо требующиеся для организации строительства и размещения объекта. Дельта как между договорной ценой и среднерыночной, так и по площади приобретаемого участка может быть довольно существенной.
В практике трубопроводного строительства отсутствие разъяснения методов реализации действующих законов и постоянно вносимых в них поправок, отсутствие госконтроля за их реализацией, а также просто неосведомленность специалистов в законодательных новациях привели к тому, что отвод земель производился по схеме строительства в частных интересах. Как правило, в крупных предприятиях нефтегазовой отрасли данными процессами руководили юристы, оправдывавшие такой подход на протяжении многих лет тем, что заказчиком работ является нефтегазовое акционерное общество, строящее трубопровод в своих интересах, забывая, что основным акционером этих предприятий всегда оставалась Российская Федерация.
В то же время ст. 49 Земельного кодекса РФ от 29 декабря 2004 г. (6-я ред.) было предусмотрено изъятие земельных участков для государственных или муниципальных нужд для размещения объектов:
• федеральных и региональных энергетических систем;
• федерального и регионального транспорта;
• линейных объектов федерального и регионального значения, обеспечивающих деятельность субъектов естественных монополий;
• объектов газоснабжения муниципального значения и др.
Федеральным законом от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях» и Реестром субъектов естественных монополий в ТЭК нефтегазовые компании были признаны естественными монополиями.
Градостроительным кодексом РФ, принятым 29 декабря 2004 г., были введены понятия «территориальное планирование», «планировка территории», «архитектурно-строительное проектирование». Проектировщики и строители в большинстве своем не уделили должного внимания разделам «Территориальное планирование», «Планировка территории» и руководствовались только разделами, относящимися к архитектурно-строительному проектированию.
Уже первой редакцией Градостроительного кодекса предусматривалось, что с 1 января 2008 г. решения о резервировании земель, об изъятии, в том числе путем выкупа земельных участков для государственных или муниципальных нужд, о переводе земель из одной категории в другую при отсутствии документов ТП не должны были приниматься органами госвласти и органами местного самоуправления, за исключением случаев, предусмотренных федеральными законами.
Градостроительный кодекс предусматривал разработку в минимально возможные сроки документов ТП федерального, регионального и муниципального уровней по отраслям, перечисленным ст. 10, 14, 19, 23, в числе которых федеральный трубопроводный транспорт, энергетика и объекты газоснабжения. При этом первоочередной задачей ставилась разработка документов ТП муниципального уровня, на их основе – документов ТП уровня субъектов РФ и только после формирования этих документов – разработка схем ТП федерального уровня.
Подразумевалось, что общественность путем согласования документов ТП муниципального уровня должна определить направление развития территорий места своего проживания, и через объединение документов ТП всех муниципалитетов РФ должна сформироваться концепция развития страны в целом. Таким образом, можно говорить об отсутствии в этот период государственной политики по стратегическому (социально-экономическому) планированию развития как отдельных отраслей народного хозяйства, так и страны в целом.
В 2007 г. в Земельный кодекс РФ была введена ст. 70.1 «Резервирование земель для государственных или муниципальных нужд» для обеспечения сохранности земель на стадии от принятия документов ТП до реализации предусмотренных ими объектов строительства. Впоследствии неоднократно менялись сроки резервирования земель, но до сих пор нечетко прописано место данной процедуры в цепочке «ТП – реализация объекта строительства».
От редакции к редакции Градостроительным кодексом менялся перечень областей, в которых разрабатываются документы ТП, постоянно переносились сроки разработки таких документов.
С 2004 г. по настоящее время опубликовано 89 редакций Градостроительного кодекса (две из них на момент написания статьи еще не вступили в действие).
Только в 2013 г. были утверждены Распоряжением Правительства РФ от 13 августа 2013 г. № 1416-р «Схема территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта» (в части трубопроводного транспорта) и Распоряжением Правительства РФ от 11 ноября 2013 г. № 2084-р «Схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики». Состав и содержание утвержденных схем не соответствовали требованиям Градостроительного кодекса, в частности не содержали карты планируемого размещения объектов трубопроводного транспорта федерального значения – вместо них прилагались перечни планируемых к строительству объектов. Через 9 месяцев было принято Распоряжение Правительства РФ от 15 мая 2014 г. № 821-р «Об утверждении изменений, которые вносятся в Cхему территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта), утвержденную Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2013 года № 1416-р».
Через год изменилась государственная внешнеэкономическая политика, и было принято Распоряжение Правительства РФ от 6 мая 2015 г. № 816-р «О Схеме территориального планирования РФ в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта)», также не содержащее графической части.
В декабре того же 2015 г. было принято Распоряжение Правительства РФ от 24 декабря 2015 г. № 2659-р «Об утверждении изменений в Схему территориального планирования Российской Федерации в области федерального транспорта (в части трубопроводного транспорта), утвержденную Распоряжением Правительства РФ от 6 мая 2015 г. № 816-р».
1 августа 2016 г. принято Распоряжение Правительства РФ от № 1634-р «Об утверждении Схемы территориального планирования Российской Федерации в области энергетики».
При этом необходимо обратить внимание, что Градостроительным кодексом не предусматривалась такая быстрая и кардинальная переработка документов ТП. Считалось, что они разрабатываются сроком на 25 лет и могут корректироваться в установленных законом исключительных случаях. Но ежегодная процедура переработки документов ТП, по существу, предусмотрена Федеральным законом от 28 июня 2014 г. № 172-ФЗ «О стратегическом планировании в Российской Федерации». Этот долгожданный для многих специалистов закон подготавливался в течение нескольких лет и на стадии проекта претерпел множество редакций.
В соответствии с Законом № 172-ФЗ основным документом стратегического планирования является Ежегодное послание Президента РФ Федеральному собранию РФ, в соответствии с которым должны вноситься корректировки в нижестоящие по иерархии документы, в том числе и в документы ТП (рис. 2). В Законе сказано, что «подготовка документов территориального планирования осуществляется на основании стратегий (программ) развития отдельных отраслей экономики, приоритетных национальных проектов, межгосударственных программ, программ социально-экономического развития субъектов Российской Федерации, планов и программ комплексного социально-экономического развития муниципальных образований (при их наличии) с учетом программ, принятых в установленном порядке и реализуемых за счет средств федерального бюджета, бюджетов субъектов Российской Федерации, местных бюджетов, решений органов государственной власти, органов местного самоуправления, иных главных распорядителей средств соответствующих бюджетов, предусматривающих создание объектов федерального значения, объектов регионального значения, объектов местного значения, инвестиционных программ субъектов естественных монополий, организаций коммунального комплекса и сведений, содержащихся в Федеральной государственной информационной системе территориального планирования».
Как видно из изложенного, для обеспечения проводимых в стране реформ кардинально менялась нормативно-правовая база. Активно, но зачастую довольно некорректно вводились новые термины, в большей степени отвечающие современным тенденциям, для замены устаревших, по мнению законодателей, понятий. В результате в ряде нормативно-правовых актов остались рудиментарные понятия, не увязанные с вышестоящими законами и не имеющие механизмов реализации, прописанных в законах нижестоящих. Есть случаи применения терминологических синонимов внутри одного документа или же в ряде взаимосвязанных по отношению к одним и тем же юридическим понятиям, без расшифровки и указания их взаимосвязи [5].
Долгое время вопросы отвода земель для строительства, прописанные в Земельном кодексе РФ, не согласовывались с процедурами Градостроительного кодекса, что было исправлено только поправками от 23 июня 2014 г.
На протяжении многих лет специалисты в области земельно-имущественных отношений ждали от Федерального закона № 172-ФЗ разъяснения места в системе плановой документации (рис. 2) таких землеустроительных документов, как Генеральная схема землеустройства территории РФ, Схема землеустройства территорий субъектов РФ, Схема землеустройства муниципальных образований, схемы использования и охраны земель (ст. 1 Федерального закона № 78-ФЗ от
18 июня 2001 г. «О землеустройстве»). Данные понятия сохранились с дореформенного периода, а сами схемы землеустройства исторически выполняли функции, возложенные новыми законотворцами на документы ТП. По настоящее время в законодательстве Российской Федерации нет разъяснений относительно различия этих документов и того, в каких случаях и в каком составе они разрабатываются [3–5]. Также в Федеральный закон № 172-ФЗ не попали и документы ТП муниципального уровня (рис. 2).
В то же время Градостроительным кодексом была введена Система плановых и проектных документов для строительства (рис. 3).
С принятием Федерального закона № 172-ФЗ государство, по существу, ввело принцип регулирования реализации строительных проектов с федерального уровня.
Так, для отвода земель для строительства магистрального трубопровода федерального значения сведения о нем должны содержаться в соответствующих документах стратегического планирования федерального уровня, должна быть разработана ДПТ, утвержденная на федеральном уровне, и только после этого может разрабатываться проектная документация на объект строительства. При этом и документы стратегического (территориального) планирования, и ДПТ предусматривают наличие карт объекта строительства. ДПТ при утверждении должна проверяться на соответствие, в том числе, документации по стратегическому планированию. В свою очередь, проектная документация при экспертизе должна проверяться на соответствие ДПТ. Наглядно требования действующего законодательства в сфере согласования проектной документации с ДПТ и документами стратегического планирования представлены на рис. 4 [2–4].
В реальности все выглядит так, как показано на рис. 5: без проведения инженерных изысканий невозможно определить проектное положение объекта строительства на территории, соответственно, только после этого можно говорить о границах отвода земель.
Для согласованной разработки документов ТП, ДПТ и проектной документации разного уровня во исполнение требований Градостроительного кодекса РФ на сайте Минэкономразвития России размещена Федеральная государственная информационная система территориального планирования (ФГИС ТП) [10], однако редкий специалист знает о ее наличии и тем более руководствуется в своей практике. Центральную часть сайта занимает интерактивная карта мира, не имеющая никакого практического значения в плане отображения необходимой пользователю информацию по ТП, но, безусловно, украшающая ресурс (рис. 6).
Главная ценность сайта – доступные для скачивания утвержденные документы ТП разного уровня. Именно на этом (единственном) интернет-ресурсе авторам удалось найти карты масштаба 1:2 500 000 «планируемого размещения объектов трубопроводного транспорта», «действующих, строящихся объектов трубопроводного транспорта», а также материалы по обоснованию схемы ТП РФ в области трубопроводного транспорта разных редакций.
О качестве картографических материалов и возможности принятия по ним решения об отводе земель для указанных в схемах ТП объектов можно судить по рис. 7.
Самым неразрешенным в современной практике строительства является вопрос о том, что первично – проектная или же плановая документация.
Кроме того, вопрос норм отвода земель не имеет однозначного ответа. Количественные параметры отвода земель регламентируются следующими документами:
• СН 459–74 «Нормы отвода земель для нефтяных и газовых скважин» устанавливают размеры земельных участков для нефтяных и газовых скважин и ширину полос земель для трубопроводов и дорог на нефтяных и газовых месторождениях;
• СН 452–73 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов» устанавливают ширину полос земель для магистральных подземных трубопроводов (газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов) и размеры земельных участков для размещения запорной арматуры указанных трубопроводов.
Для остальных объектов нефтегазового комплекса нормы отвода земель определяются проектом, исходя из обоснования проектировщика.
Наиболее болезненно поиск решений этих вопросов происходит на стадии прохождения государственной экспертизы проектной документации: когда рекомендуется внести изменения в плановые решения по объекту, в том числе изменить границы и площади предусмотренного ДПТ землеотвода и в связи с этим делается замечание о необходимости изменения границ отвода в утвержденной ДПТ. При этом не берется во внимание то, что утверждение и подготовка ДПТ – довольно длительный процесс, и то, что проектная документация должна проверяться, в том числе, на соответствие требованиям ДПТ, а не наоборот (ст. 15 Градостроительного кодекса РФ). До 2017 г. возникал вопрос, насколько правомерно решение на стадии экспертизы о выходе с проектными решениями за уже утвержденные в ДПТ границы. Поправками Градостроительного кодекса РФ, вступившими в действие в 2017 г., разрешено внесение изменений в утвержденные ДПТ. Таким образом, процесс «разработка и утверждение ДПТ – подготовка проектной документации – экспертиза проектной документации – внесение изменений в проектную документацию – изменение и утверждение ДПТ – экспертиза проектной документации» может длиться бесконечно, хотя, конечно, пренебрегать мнением экспертов нельзя.
Однако нужно понимать, что такой подход существенно затягивает сроки реализации проектов строительства, увеличивает затраты на разработку проектной документации (особенно если при согласовании ДПТ требуется проведение публичных общественных слушаний, экологической и иных специальных экспертиз). По мнению авторов статьи, вопрос о взаимной увязке ДПТ и проектной документации в случае незначительных изменений проектных решений должен решаться именно на стадии экспертизы в рабочем порядке, и именно экспертиза, учитывая имеющиеся сведения о территории, поставленные государством сроки реализации проекта, временные затраты на официальную переподготовку ДПТ, должна обосновать необходимость «запуска» процедуры переподготовки ДПТ.
Таким образом, заказчики строительства должны четко понимать, что земля для объектов трубопроводного транспорта должна отводиться по схеме резервирования и изъятия для госнужд. Для легального строительства (реконструкции) таких объектов необходимо наличие сведений об объекте в документации стратегического и ТП, а также утвержденной ДПТ. Изъятие таких земель возможно только по среднерыночной стоимости на основании отчета независимого оценщика в границах, необходимых для размещения объекта и организации его строительства. Четкое соблюдение действующего законодательства позволяет не тратить время на разбирательства с правообладателями земель при реализации проектов трубопроводного строительства и не допускать перерасхода средств при определении компенсационных выплат за временное занятие и постоянный отвод земель.
Транспортировка газа и газового конденсата
Авторы:
Н.Н. Любимов, генеральный директор НПО «ЭнергоГаз»
HTML
С 2009 г. в Москве усиленными темпами проводится реконструкция изношенных стальных газораспределительных сетей. При перекладке газовых сетей последним приходится пересекать огромное количество подземных коммуникаций, расположенных в широком диапазоне высотных отметок. Иными словами, если посмотреть на профиль проектируемых газопроводов, то мы увидим следующую картину: ось газопровода то и дело меняет свое положение, что способствует образованию многочисленных перепадов высот, показатели которых могут значительно различаться ввиду насыщенности подземного пространства коммуникациями. Перепады высот создают условия для накопления конденсата (влаги) в низших точках газопровода. Выпадению конденсата главным образом способствует несовершенство осушки природного газа. При изменении условий эксплуатации (рабочего давления и температуры) часть влаги, оставшейся в газе, выпадает во внутренней полости газопровода, а затем скапливается в низшей точке сети. Выпадение конденсата при эксплуатации газопровода в холодное время года может привести к образованию кристаллогидратов, что, в свою очередь, приводит к уменьшению проходного сечения трубы, а в дальнейшем – к трудностям при эксплуатации газораспределительной сети, вплоть до выхода ее из строя на некоторое время. В этой ситуации помогут только специальные ингибиторы – вещества, используемые для ликвидации кристаллогидратов.
Избежать описанной ситуации можно путем установки на газопроводе специального устройства – конденсатосборника. Но сделать это не всегда возможно, и вот по какой причине: в настоящее время существует лишь одна модификация такого устройства. Существующий конденсатосборник выполнен из стали, и чтобы его применить на полиэтиленовом газопроводе, необходим довольно протяженный прямолинейный участок, что в условиях мегаполиса практически невозможно ввиду высокой плотности инженерных коммуникаций. Кроме того, необходимо использовать дополнительные элементы для обеспечения перехода с полиэтиленового участка трубы на стальной. Выходом из сложившейся ситуации могло бы стать использование конденсатосборника, для которого выполнение этих строгих требований является необязательным.
В статье речь пойдет о возможности применения на полиэтиленовых газопроводах конденсатосборников нового типа. Кроме удаления конденсата такой конденсатосборник может выполнять еще одну функцию: улавливать механические примеси, содержащиеся в газовом потоке.
Отделение конденсата и мехпримесей (дисперсной фазы) от транспортируемого природного газа осуществляется в конденсатосборнике под действием сил инерции и центробежных сил. Газовый поток с частицами дисперсной фазы вводится в конденсатосборник через входной патрубок (рис. 1) со скоростью, соответствующей рабочим условиям эксплуатации газопровода. При входе в устройство частицы по инерции движутся по своим первоначальным траекториям. Затем под воздействием аэродинамических сил их траектории искривляются. Под действием центробежной силы частицы дисперсной фазы отбрасываются к стенке корпуса конденсатосборника и вместе с частью газа попадают в нижнюю часть корпуса (отстойник). Отделение частиц от попавшего в отстойник газа происходит при перемене направления их движения на 180° под действием сил инерции. Поток газа, очищенный от дисперсной фазы, изменяет свое направление и, двигаясь по корпусу устройства снизу вверх, через выходной патрубок направляется обратно в газораспределительную сеть.
Основным преимуществом такого устройства, помимо того что оно полностью выполнено из полиэтилена, является возможность эффективного разделения в широком диапазоне расхода газа и концентрации дисперсной фазы при относительно низкой величине гидравлического сопротивления (рис. 2), а также надежность и простота конструктивного оформления. Качество разделения и гидравлическое сопротивление зависит от диаметра, скорости и степени закрутки потока, а также конструктивного оформления основных зон, обеспечивающих формирование закрученного потока, сепарацию и выделение дисперсных фаз. Наиболее существенное влияние на величину уноса дисперсной фазы из кондесатосборника и, соответственно, на эффективность разделения оказывает скорость газа. Исследования показали, что наивысшая степень очистки (и, соответственно, минимальный унос) достигается при скоростях газа до 20 м/с, что соответствует рабочим условиям эксплуатации газопровода (рис. 3).
Полиэтиленовое исполнение конденсатосборника обеспечивает ему еще ряд преимуществ, в числе которых:
-
высокая коррозионная устойчивость, что обеспечивает продолжительный срок службы всей трубопроводной системе в целом. Не требуется использование специальных дополнительных антикоррозионных средств;
-
низкая шероховатость внутренней полости устройства, что снижает гидравлическое сопротивление конденсатосборника;
-
высокое электрическое сопротивление, позволяющее применять данное изделие в зоне сильных электрических полей;
-
меньшая по сравнению со стальным конденсатосборником масса изделия.
Единственным производителем и поставщиком полиэтиленовых конденсатосборников на сегодняшний день является Научно-производственное объединение «ЭнергоГаз», входящее в Группу компаний «ЭнергоГаз». Конструкторские работы по созданию полиэтиленового конденсатосборника начались еще в 2013 г., а уже год спустя был собран первый экземпляр и проведены стендовые испытания, подтвердившие заявленные технические характеристики. Еще через год были разработаны и зарегистрированы Технические условия (ТУ 4859-001-29484125-2015, рег. № 200/080844 в ЗАО «РОСТЕСТ»). В 2016 г. было принято решение о начале промышленного производства конденсатосборников, для чего была пройдена процедура сертификации в органах Ростехнадзора России (рег. № Декларации о соответствии Таможенного союза – ТС N RU Д-RU.AB72.B.04048 от 08.08.2016 г.).
Модельный ряд конденсатосботников, разработанный НПО «ЭнергоГаз», позволяет применять их в самом широком диапазоне рабочих условий.
ГК «ЭнергоГаз»
108832, РФ, Москва,
Троицкий АО, пос. Вороновское, дер. Ясенки
Тел.: +7 (495) 210-82-83
E-mail: info@energy-gaz.ru
Экология
Авторы:
А.Т. Замалиева, ООО «Газпром трансгаз Казань», ЭПУ «Сабыгаз» (Арск, Республика Татарстан, РФ), Albina-0587@rambler.ru
Литература:
-
Кантюков Р.Р., Сорвачев А.В. Своевременное обновление газотранспортного оборудования – основа стабильной работы компрессорных станций // Газовая промышленность. 2015. № 9 (727). С. 38–39.
-
Кантюков Р.А., Гимранов Р.К., Рыженков И.В. и др. Автоматизированная система мониторинга состояния окружающей среды // Химическая промышленность сегодня. 2015. № 3. С. 25–32.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Гилязиев М.Г. и др. Разработка математической модели участка газотранспортной системы // Транспорт
и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 2. С. 3–7. -
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лебедев Р.В. и др. Аналитическое исследование на наличие бифуркационных явлений при течении нелинейно-вязких жидкостей в каналах сложной геометрии // Вестник Казанского технологич. ун-та. 2015. Т. 18. № 4. С. 223–225.
-
Замалиева А.Т., Зиганшин М.Г. Численные и натурные исследования аэродинамических свойств и эффективности использования циклонного фильтра для санитарной очистки выбросов в промышленности // Сб. науч. трудов по мат-лам Междунар. науч.-практ. конф. «Наука, образование, общество: тенденции и перспективы»: В 7 ч. М.: Ар-Консалт, 2014. С. 114–115.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лившиц С.А. и др. Решение стационарного уравнения теплопроводности с химическим и диссипативным источником тепла в бесконечной круглой трубе для ньютоновской жидкости // Вестник Казанского технологич. ун-та. 2015. Т. 18. № 11. С. 200–205.
-
Кантюков Р.Р., Тахавиев М.С., Лившиц С.А. и др. Решение стационарного уравнения теплопроводности с химическим источником тепла при граничных тепловых условиях 3-го рода в бесконечной круглой трубе // Вестник Казанского технологич. ун-та. 2015. Т. 18. № 9. С. 222–225.
-
Замалиева А.Т., Беляева Г.И. Изменение аэродинамических свойств и эффективности в циклонных аппаратах посредством численных
и натурных исследований // Вестник Казанского технологич. ун-та. 2015. Т. 18. № 4. С. 134. -
Беляева Г.И., Зиганшин М.Г. Повышение энергоэффективности применения батарейного циклона для очистки природного газа // Сборник мат-лов III Междунар. (IX Всероссийской) конф. «Новое в архитектуре, проектировании строительных конструкций и реконструкции». Чебоксары: Изд-во ЧГУ им. И.Н. Ульянова, 2016. С. 459–463.
HTML
Оптимальный режим эксплуатации магистральных трубопроводов в значительной степени определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода [1]. В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов важнейшими направлениями многих исследований в области трубопроводного транспорта газа следует считать разработки, направленные на снижение энергозатрат. Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно и за счет повышения энергоэффективности эксплуатации установленных на КС вспомогательных устройств, в том числе аппаратов для очистки газа. Узел очистки газа является ключевым элементом системы защиты окружающей среды, а также неотъемлемой частью действующей автоматизированной системы мониторинга состояния [2].
Результаты данного исследования направлены на увеличение эффективности и качественное улучшение характеристик газоочистного оборудования.
Одними из наиболее распространенных устройств пылеочистной техники считаются батарейные циклоны. Их широкое распространение обусловлено простотой устройства, надежностью в эксплуатации и небольшими капитальными и эксплуатационными затратами. Однако мультициклоны эффективно осаждают взвешенные частицы только среднего (от
10 мкм) и крупного размера, ввиду чего используются для первичной обработки выбросов. Для окончательной обработки за ними необходимо устанавливать фильтрующие аппараты тонкой очистки – электрические или пористые фильтры. В статье рассматривается возможность создания энергоэффективного устройства, совмещающего обе ступени очистки.
Результаты натурных испытаний опытного образца показали, что оснащение циклонного устройства фильтровальными элементами по предложенной схеме не нарушает характера движения дисперсного потока. Поэтому можно позволить оценить эффективность пылеулавливания и выявить влияющие на нее факторы на математической модели движения аэрозольной частицы в закрученном потоке. При условии создания модели методами вычислительной гидродинамики (CFD) упрощается дальнейшая оптимизация очистного устройства. Очевидно, что результаты численных исследований должны верифицироваться на натурных моделях по отработанной методике стендовых испытаний.
Анализ используемых в последнее время методов моделирования вращающихся двухфазных потоков в циклонах показывает, что для прикладных задач по-прежнему остаются незаменимыми модели RANS (RANS, Reynolds-Averaged Navier-Stokes equation), основанные на рейнольдсовом осреднении параметров турбулентности и уравнениях Навье – Стокса. Задача замыкания уравнений разрешается на базе простых статистических моделей турбулентности, как правило, двухпараметрических (например, k–ε). При этом их основное достоинство заключается в доступности вычислительного ресурса для задач, близких к реальным условиям. Вместе с тем есть ряд проблем, снижающих уровень корректности и ценность получаемых результатов. В частности, эти модели недостаточно приспособлены к расчетам переноса энергии с вихрями по криволинейной траектории. Считается, что метод моделирования крупных вихрей (LES, Large-Eddy Simulation) будет сопровождаться меньшими ошибками, поскольку непосредственно рассматриваются крупномасштабные структуры турбулентности, которые, как известно, сопоставимы по порядку с размером ограничивающей поверхности. Для конструкции циклона и вращающегося в нем двухфазного потока этот размер служит одним из основных геометрических параметров, влияющих на сепарацию взвеси. В этом отношении использование модели LES для циклона предпочтительнее, чем модели RANS с базовыми уравнениями Навье – Стокса, описывающими линейное движение среды. В то же время для подробного разрешения вихрей широкого спектра частот необходимы значительные затраты машинного ресурса, ввиду чего методы LES при практическом применении требуют существенного упрощения исходного реального процесса. Это привело к развитию гибридных подходов, таких как моделирование отдельного вихря (DES, Detached-Eddy Simulation), которое использует стандартное пристенное моделирование RANS в сочетании с LES для всех отдельных вихрей, с ограничением линейного масштаба в соответствии с локальным интервалом расчетной сетки. В соответствии с приведенными скоростями потока в возвратно-поточном циклоне, рассчитанными по методам DES и RANS, осевые компоненты скорости по DES практически совпадают с экспериментальными, а тангенциальные отличаются на постоянную величину. При этом результаты расчетов по RANS качественно отличаются от экспериментальных.
Необходимо также учесть, что характерный радиус кривизны потока в циклоне – один из основных, но не единственный параметр, лимитирующий эффективность осаждения. Его влияние на сепарацию взвеси из вращающегося потока происходит опосредованно, через инерционные свойства сепарирующихся частиц. Поэтому в расчетах необходимо вместе с характерным радиусом принимать во внимание диаметр и плотность частиц, входную скорость, плотность и динамический коэффициент вязкости потока, т. е. все параметры, входящие в безразмерный комплекс Rer. В связи с этим представляется целесо-
образным использование гибридных моделей RANS с фильтрацией уравнений Навье – Стокса на базе комплекса Rer, что позволяет выполнять расчеты с приемлемым вычислительным ресурсом.
Для дальнейшего усовершенствования предлагаемой конструкции задача повышения эффективности осаждения частиц в вихревых потоках была рассмотрена методом численного моделирования в совокупности с рассмотренной ранее численной математической моделью участка газотранспортной системы [3].
Аналитическое решение уравнений Навье – Стокса в рамках поставленной технической задачи описания движения жидкости (газа) в циклоне при осредненных числах Рейнольдса и отсутствии какой-либо симметрии движения (вследствие спирального вращения потока) является сложным и неудобным при обработке результатов [4], а получаемый результат (решение в одной точке) не позволяет работать с визуализацией.
В итоге построена численная 3D-модель циклона ЦН-15 DN 500. Принята модель осредненных по Рейнольдсу уравнений Навье – Стокса при исходном ламинарном течении. Использование осредненных по Рейнольдсу уравнений Навье – Стокса требует намного меньших вычислительных ресурсов по сравнению с другими моделями. В рамках RANS моделируется вклад в среднее движение всех масштабов турбулентности. Для определения скорости и давления потока по сечениям циклона проведены расчеты при входной скорости потока 3,5–20,0 м/с. Снижение скорости происходит около стенок циклона. Максимум значения скорости наблюдается на выходном сечении. После тангенциального входа поток газа приобретает в корпусе циклона осесимметричное винтовое движение вниз. После кольцевой зоны вертикальная составляющая скорости потока вблизи стенки корпуса при перемещении вниз начинает уменьшаться из-за роста давления в сужающейся конической части циклона. Наблюдается снижение давления в выходном сечении по сравнению с входным в среднем на 10–12 Па [5]. Полученные результаты численного моделирования подтверждены эмпирическими результатами натурных испытаний, сопоставимы с результатами, полученными сторонними исследователями, и не противоречат основным подходам аналитического решения уравнений Навье – Стокса и теплопроводности для граничных условий 1–3-го родов [6–7].
Циклон рассматривается в качестве циклонного элемента в батарейном циклоне.
Методами вычислительной гидродинамики построена 2D-модель серийного батарейного циклона ЦБ-16, состоящего из 16 циклонных элементов диаметром 245 мм с полуулиточным подводом газа. Рассмотрены две модели батарейного циклона, различающиеся расположением циклонных элементов: в первой модели циклонные элементы крайних (первого и четвертого) продольных по отношению к направлению потока рядов расположены на расстоянии 100 мм от стенок мультициклона, а во второй – непосредственно у его стенок.
Запыленный поток газа поступает во входное окно мультициклона и засасывается во входные патрубки циклонных элементов. Сепарирующиеся частицы из потока запыленного газа осаждаются в бункере, а очищенный газ выводится через выходное окно. Циклонные элементы установлены ступенчато по ходу движения газов таким образом, что входные патрубки циклонных элементов последующего ряда располагаются ниже предыдущего. Нижние крышки входных патрубков последнего (по ходу газа) поперечного ряда циклонных элементов являются частью нижней трубной доски, что обеспечивает вынос осевшей на ней пыли.
В численных расчетах данной конструкции принята статистическая двухпараметрическая модель турбулентности k–ε [8]. Скорость входа запыленного потока газа в батарейный циклон принята равной 4 м/с. На рис. 1, 2 в качестве примера представлены расчетные скорости (первая модель) и распределение статического давления (вторая модель) в горизонтальном сечении батарейного циклона. Расчеты показали, что максимумы давления приходятся на лобовые части элементов не только в первом, но и в последующих рядах. Это позволяет оптимизировать расположение полуулиточных входов циклонных элементов.
Наибольшие значения скоростей наблюдаются между циклонными элементами, что объясняется сужением потока между ними.
Результаты численных исследований показывают, что у второй модели в рабочем пространстве между элементами выше как значения скорости, так и значения давления, хотя расходные характеристики на входе в корпус одинаковы у обеих моделей. Это объясняется прохождением потока во второй модели только в промежутках между циклонными элементами. В первой модели значительная часть потока проходит в зоне у стен корпуса батарейного циклона, создающей меньшее сопротивление, чем области между элементами. Расчеты наглядно показывают, что эти зоны представляют местные сопротивления типа одностороннего внезапного сужения и внезапного расширения. Созданная численная модель мультициклона позволила оценить влияние различных факторов на эффективность улавливания пыли в циклонах, а также создать методику оценки эффективности пылеуловителя [9].
Полученные результаты исследований дают возможность оптимизировать расположение входов полуулиточных патрубков циклонных элементов в батарейном циклоне по первой и второй моделям. Они позволяют также более точно учесть гидравлическое сопротивление аппарата при определении наиболее эффективного расположения циклонных элементов.
Энергоснабжение и энергосбережение
Авторы:
М.Н. Мацук, АО «Газпром промгаз» (Москва, РФ)
А.В. Белинский, АО «Газпром промгаз»
Ф.Э. Вовк, ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Ухта, РФ)
Д.Г. Сивков, ООО «Газпром трансгаз Ухта»
Литература:
-
Концепция энергосбережения и повышение энергетической эффективности ОАО «Газпром» на период 2011–2020 гг. (утв. Приказом
ОАО «Газпром» от 28 декабря 2010 г. № 364). -
Р Газпром 2-1.20-742–2013. Методика определения потенциала энергосбережения технологических объектов. М.: ОАО «Газпром», 2015.
-
Р Газпром 2-1.20-673–2012. Система управления энергосбережением в ОАО «Газпром». М.: 2014. 38 с.
-
Р Газпром 2-1.20-728–2013. Методические указания по разработке Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности дочернего общества и организации. М.: Газпром экспо, 2013.
-
Р Газпром 2-1.20-819–2014. Методика расчета величины экономии расхода топливно-энергетических ресурсов при внедрении энергосберегающих мероприятий в дочерних обществах. СПб.: ПАО «Газпром», 2016.
-
СТО Газпром 2-1.20-601–2011. Методика расчета эффекта энергосбережения топливно-энергетических ресурсов, расходуемых на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа. М.: Газпром экспо, 2012.
-
Хворов Г.А., Юмашев М.В. Методология оценки потенциала энергосбережения технологических объектов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2014. № 4. С. 88–91.
-
Карасевич А.М., Сухарев М.Г., Белинский А.В. и др. Энергоэффективные режимы газотранспортных систем и принципы их обеспечения // Газовая промышленность. 2012. № 1. С. 30–34.
-
Сухарев М.Г., Тверской И.В., Белинский А.В. Критерии эффективности и оптимальности технологических режимов газотранспортных систем // Трубопроводные системы энергетики: Методические и прикладные проблемы математического моделирования: Коллективная монография. Новосибирск: Наука, 2015. 476 с.
-
СТО Газпром 2-3.5-051–2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. Челябинск: Центр безопасности труда, 2006.
HTML
Стратегической целью Энергосберегающей политики ПАО «Газпром» на 2011–2020 гг. является эффективное использование энергетических ресурсов для устойчивого роста компании, повышение энергоэффективности и конкурентоспособности, укрепление внешнеэкономических позиций. В Концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Газпром» на 2011–2020 гг. [1] представлена оценка величины потенциала энергосбережения в компании. Технически возможный потенциал экономии топливноэнергетических ресурсов (ТЭР) в ОАО «Газпром» на уровне 2010 г. составил 28,2 млн т у. т., из них на магистральный транспорт газа приходится 73,4 %.
Для оценки величины потенциала энергосбережения использовался метод сравнения фактических показателей энергоэффективности технологических объектов и оборудования с лучшими мировыми и отечественными аналогами. Такая оценка необходима для исследования структуры энергосберегающей деятельности и определения целевых показателей энергоэффективности производственно-технологических процессов в ПАО «Газпром» в 2011–2020 гг.
В ходе производственной деятельности газотранспортных дочерних обществ (ДО) происходит постоянное изменение энергоэффективности технологических процессов и оборудования, поэтому необходимо проанализировать связь между потенциалом энергосбережения и показателями энергоэффективности производственно-технологических процессов.
Интегральным показателем энергоэффективности ГТС является удельный расход энергоресурсов на выполнение единицы полезной работы:
, кг у. т/млн м3·км, (1)
где – количество потребляемого ТЭР (газа и электроэнергии);
– полезная работа, в качестве которой используют товаротранспортную работу (ТТР) ГТС.
Анализируя выражение (1), следует отметить возможные тенденции снижения показателя за счет:
• реализации мероприятий, направленных на изменение характеристик существующего оборудования и ГТС в целях снижения энергоемкости (реализация потенциала энергосбережения);
• реализации мероприятий, направленных на изменение структуры оборудования в целях повышения энергоэффективности путем расширения и нового строительства ГТС;
• перехода на менее энергозатратные (в том числе и менее протяженные) маршруты транспорта газа при одновременном увеличении объемов транспорта газа (частный случай – увеличение объемов потребления газа внутри ГТС при соответствующем снижении объемов транзитных потоков).
Следует отметить, что современные магистральные газопроводы (МГ), например Северо-Европейский газопровод (СЕГ), имеют наилучшие показатели энергоэффективности в отрасли. Это означает, что потенциал энергосбережения для данного газопровода сведен к минимуму еще на стадии проектирования, а ввод газопровода в эксплуатацию улучшил показатель удельного расхода ТЭР всей ГТС.
Для дальнейшего понимания сути вопроса приведем соответствующий термин и его определение: «Технический потенциал энергосбережения – максимальное количество энергоресурсов, которое можно сэкономить в результате использования эффективных энергосберегающих мероприятий, в том числе за счет вовлечения в энергетический оборот вторичных и возобновляемых источников энергии, при условии снижения (стабилизации) уровня техногенного воздействия на окружающую среду» [2].
На практике в компании происходит реализация потенциала энергосбережения (т. е. наблюдается первая тенденция), и этот процесс влияет на энергоэффективность транспортировки газа. На рис. 1 приведены графики величины экономии ТЭР (природного газа и электроэнергии) и величины удельного расхода ТЭР на единицу ТТР. Из графика видно, что за период действия Концепции энергосбережения [1] с 2011 по 2015 г. среднегодовая экономия ТЭР в транспорте газа составила примерно 2,13 млн т у. т., что соответствует реализации около 10,2 % потенциала. За 5 лет в транспорте газа было реализовано около 51,2 % потенциала экономии ТЭР.
Реализация потенциала энергосбережения позволила успешно выполнить задачу по снижению удельного расхода газа на собственные технологические нужды (СТН) и потери не менее чем на 1,2 % относительно предыдущего года [1]. С 2011 по 2015 г. показатель удельного энергопотребления ТЭР в магистральном транспорте газа уменьшился с 34,15 до 26,3 кг у. т./млн м3·км, т. е. почти на 30 %.
Проведенный анализ показал, что системно-технологическими факторами, влияющими на изменение показателя энергетической эффективности ГТС, являются:
• изменение производительности газопроводов;
• изменение потоков газа и отключение (включение) параллельных участков при проведении ремонтных работ на линейной части газопроводов и в компрессорных цехах (КЦ);
• отклонение от оптимальных значений характеристик газового компрессора центробежных нагнетателей и привода;
• изменение гидравлического сопротивления линейной части газопроводов;
• изменение параметров газа на входе в ГТС, в том числе величин давления, температуры и физико-химического состава газа;
• изменение температурного режима транспорта газа за счет оптимизации работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа КЦ;
• изменение температуры наружного воздуха и температуры грунта;
• реализация потенциала энергосбережения при внедрении энергоэффективных технологий и технологического оборудования.
Выделим влияние на показатель энергоэффективности двух основных факторов: изменения производительности газопроводов и реализации потенциала энергосбережения. Для структурного анализа доли влияния этих факторов воспользуемся индексами изменения ТТР, изменения экономии ТЭР и изменения удельного расхода ТЭР (рис. 2). Для индексов в качестве базового периода принят 2007 г. Из графика на рис. 2 видно, что, несмотря на рост ТТР в 2010, 2011, 2013 гг., происходит уменьшение удельного расхода ТЭР, т. е. сказывался фактор энергосбережения. Однако следует отметить замедление этого процесса в последние три года. В 2014–2015 гг. на изменение удельного расхода ТЭР большое влияние оказали уменьшение загрузки газопроводов (т. е. уменьшение ТТР) и, в меньшей степени, реализация потенциала энергосбережения.
В соответствии с Системой управления энергосбережением в ПАО «Газпром» [3] инструментом оценки реального состояния энергоэффективности ДО являются энергетические обследования технологических объектов, проводимые независимыми энергоаудиторскими организациями. Однако оценить потенциал энергосбережения в ДО ПАО «Газпром» в ходе проведения энергетических обследований не удалось, поскольку основным результатом, на который были нацелены энергоаудиторские организации, являлось заполнение и согласование в Минэнерго РФ энергетического паспорта ДО.
Потенциал энергосбережения ДО ПАО «Газпром» не является постоянной величиной и зависит от темпов внедрения достижений научно-технического прогресса, поэтому для принятия эффективных управленческих решений в области реализации потенциала энергосбережения в ПАО «Газпром» следует проводить оценку потенциала энергосбережения в каждой газотранспортной организации каждые 5 лет. В 2020 г. заканчивается действие Концепции энергосбережения, поэтому актуальными являются вопросы, связанные с проблемой корректной оценки потенциала энергосбережения и планированием его реализации для каждого газотранспортного ДО.
Анализ нормативных документов [2, 4–6] позволяет сделать вывод о том, что в последние годы в ПАО «Газпром» разработана методология оценки потенциала энергосбережения технологических объектов, основанная на практическом опыте внедрения программ энергосбережения в 2007–2013 гг.
Более глубокое понимание плюсов и минусов применяемой методологии достигается в ходе ее практического использования. Так, в 2015 г. специалистами АО «Газпром промгаз» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была проведена работа по оценке и анализу потенциала энергосбережения ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта». Методологическая структура определения потенциала энергосбережения газотранспортного ДО представлена на рис. 3.
Анализ представленной схемы показал, что эффекты энергосбережения от нового строительства газотранспортных объектов следует рассматривать отдельно от потенциалов, которые могут быть сформированы по результатам энергетического обследования и реализованы посредством внедрения программ энергосбережения и повышения энергоэффективности. Данная мера актуальна для ГТС, в структуре которых введены существенные объемы новых МГ. Новые газопроводы строятся с применением наиболее современных энергоэффективных технологий, что дает значимый рост показателей энергоэффективности ГТС в целом, несмотря на возможные недостатки менее современного и более изношенного оборудования действующих газотранспортных объектов.
Анализ результатов работы позволил сделать вывод, что потенциал энергосбережения ГТС условно можно разделить на два направления:
• «внутренний» потенциал энергосбережения ГТС – реализуемый за счет мероприятий по непосредственному воздействию (изменению) на исследуемую систему, газотранспортные объекты или оборудование;
• «внешний» потенциал энергосбережения системы – реализуемый за счет мероприятий, направленных на изменения граничных условий функционирования исследуемой системы через воздействия на смежные с ней системы.
Изменение граничных условий функционирования ГТС от внешних факторов или непосредственное воздействие на ГТС может быть связано как с оптимизацией технологических процессов, так и с изменением технических характеристик газотранспортного оборудования и газопроводов.
Основные элементы потенциала энергосбережения, связанного с воздействием внешних факторов, были выявлены по следующим направлениям:
• потенциал экономии топливного газа от повышения уровня давления газа, подаваемого в рассматриваемую систему из смежных систем;
• потенциал экономии топливного газа от снижения продолжительности ремонтных работ, связанных с отключением технологических объектов, в том числе линейных участков газопроводов.
Для оценки обозначенных элементов потенциала было проведено расчетно-технологическое моделирование и сравнение режимов работы ГТС ДО по принципу «с проектом и без проекта». Сравнивались расчетные величины объемов потребления топливного газа при различных внешних условиях. Предварительно модель прошла адаптацию к фактическим режимам ГТС (в том числе показателям энергоемкости основного газотранспортного оборудования), что позволяет говорить об адекватности полученных результатов. В итоге были сделаны следующие выводы.
1. При увеличении давления газа на входе в ГТС на 1 % ожидаемая экономия топливного газа составит не менее 3 %. При этом общий потенциал повышения давления по входам ГТС находится на уровне 2–3 % от фактического значения, следовательно, общий потенциал экономии топливного газа составит 6–9 % (200–300 млн м3) в год. Необходимо отметить, что данная ситуация в той или иной мере характерна для большинства газотранспортных обществ (ГТО) ПАО «Газпром». Обеспечение оптимального уровня давлений газа на границах ГТО является результатом системной оптимизации технологических режимов Единой системы газоснабжения Российской Федерации (ЕСГ РФ) в целом.
2. Ремонтные работы (или реконструкция) с временным отключением (выбытием) объектов транспорта газа являются основной причиной снижения пропускной способности и производительности ГТС. Особенно сказываются ремонтные работы на ЛЧМГ (регламентные работы на КС, как правило, компенсируются за счет предусмотренного проектом резерва оборудования). В среднем в течение года в состоянии временного выбытия может находиться 6–10 % всей ЛЧМГ, что ведет к существенному снижению производительности системы. Так, в 2013 г. технически возможная производительность (ТВП) ГТС участка «Ухта – Грязовец» из-за временного выбытия мощностей была снижена на 10 %. Снижение технически возможной пропускной способности (ТВПС) участков ГТС при заданном плане транспорта газа ведет к увеличению объема работы сжатия газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и, как следствие, к увеличению расхода газа и/или электроэнергии на СТН КЦ. Расчеты показали, что на компенсацию временного выбытия мощностей в ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» расходуется до 300 млн м3 топливного газа в год.
3. Вызывает большой интерес оценка потенциала энергосбережения, связанного с оптимизацией комплексных планов проведения работ. Поиску критериев эффективности и оптимальности технологических режимов современных ГТС ПАО «Газпром» посвящены работы российских ученых и специалистов (например, [8, 9]). Суть оптимизации комплексных планов заключается в более рациональном выборе периода проведения отдельных ремонтных работ с позиции минимизации энергозатрат на выполнение плана транспорта газа. Для ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» ориентировочный потенциал экономии от такой оптимизации оценивается на уровне 10 % от годового объема потребления топливного газа, затрачиваемого на компенсацию временного выбытия мощностей, т. е. около 30 млн м3 газа в год.
Перечисленные потенциалы энергосбережения ГТС имеют общую особенность – в большинстве случаев энергосберегающие мероприятия по ним не требуют капитальных затрат и существенного увеличения эксплуатационных затрат, что в целом говорит об их высокой экономической эффективности. Исключением являются мероприятия по реконструкции газотранспортных объектов смежных ГТО, которые также способствуют увеличению уровня граничного давления газа. Такого рода мероприятия для энергосбережения в ПАО «Газпром», как правило, специально не планируются. Эффект проявляется как косвенный от реализации мероприятий по увеличению пропускной способности смежных ГТС.
Структура технически реализуемого потенциала экономии газа за счет мероприятий по непосредственному воздействию на ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» представлена на рис. 4.
Полученные результаты по своей структуре в целом близки к виду, представленному в методологии определения потенциала энергосбережения ГТО ПАО «Газпром», но по уже указанным причинам не включают потенциал энергосбережения от нового строительства. Элементы выявленного потенциала экономии газа были ранжированы (табл. 1).
Сопоставив полученный результат с величиной фактического расхода газа на СТН, можно сказать, что технически реализуемый потенциал экономии газа в ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» составляет примерно 30 % от общего уровня потребления газа.
В работе был проанализирован экономически обоснованный потенциал энергосбережения, существенно уступающий величине технически реализуемого потенциала. В табл. 2 представлен сравнительный анализ технически реализуемого и экономически обоснованного потенциалов. Под экономически обоснованным потенциалом подразумевается часть технически реализуемого потенциала, соответствующая принятым в ПАО «Газпром» критериям экономической эффективности мероприятий.
Из данных в табл. 2 следует, что в современных условиях (при существующем и доступном для промышленного использования уровне развития техники и технологий) только 27,5 % общего технически обоснованного потенциала эффективны с экономической точки зрения.
Мероприятия по реализации указанной доли потенциала являются сбалансированными по критерию «эффективность – стоимость» и рассматриваются как мероприятия, имеющие прямой (целевой) эффект экономии энергоресурсов. Остальная часть (72,5 %) технически реализуемого потенциала может быть реализована за счет мероприятий, для которых эффект энергосбережения является сопутствующим. Такие мероприятия направлены на достижение следующих эффектов:
• увеличение производительности;
• повышение надежности транспорта газа;
• модернизацию (реновацию) оборудования.
В табл. 3 представлен перечень выявленных в работе экономически обоснованных мероприятий, ранжированных по уровню экономии. Из этих данных следует, что:
• наибольший эффект экономии газа достигается с помощью мобильных компрессорных установок (МКУ) за счет применения технологии эвакуации (утилизации) газа из отключаемых под стравливание участков МГ перед началом ремонта. В работе рассмотрены две возможные схемы реализации этого проекта: первая предусматривала приобретение МКУ в собственность, вторая – покупку услуги по эвакуации газа из участка МГ. Для более активного внедрения указанной технологии в рамках ЕСГ РФ рекомендуется или обоснованно увеличить плату за услугу по эвакуации газа (экономические показатели проекта позволяют это сделать), что должно дополнительно привлечь на рынок компании, оказывающие такого рода услуги, и/или наладить в России выпуск недорогих, но качественных МКУ. Проект внедрения МКУ не ограничивается только ЛЧМГ и вполне подходит к применению в технологических контурах промышленных площадок КЦ, подземных хранилищ газа и на промыслах;
• вторую и третью позиции занимают мероприятия по оптимизации режима работы ГТС, не требующие капитальных затрат и существенно повышающие эффективность транспорта газа. Исследование показало, что в части оптимизации режима наиболее затратным является мероприятие по более глубокому охлаждению газа существующим парком АВО газа. Для дополнительного снижения объемов расходуемого топливного газа ГПА на 1 млн м³/год потребуется затратить 300 тыс. кВт•ч электроэнергии. Использование более глубокого охлаждения газа в увязке с развитием собственной генерации электроэнергии, в том числе с применением современных технологий утилизации энергии выхлопных газов ГПА (УТЭК), позволит еще больше сократить издержки производства;
• анализ эффективности мероприятий по снятию ограничений разрешенного рабочего давления позволяет отметить, что некоторые ограничения могут быть компенсированы за счет резерва компримирующих мощностей, при этом объем транспорта газа не снижается, но объем потребляемого топливного газа и/или электроэнергии на СТН возрастает. Таким образом, эффектом от повышения рабочего давления в МГ может быть экономия газа на СТН. Разработка такого рода мероприятий требует проведения специального расчетно-технологического системного анализа ГТС каждой отдельной ГТО;
• технико-экономический анализ применения подогрева топливного газа ГПА с помощью теплообменников «газ-масло» от масла ГПА на объектах ГТО (при реконструкции ГПА) показал, что данная технология соответствует критериям экономической эффективности, но требует индивидуального для КЦ рассмотрения. Основным условием окупаемости инвестиций в реконструкцию ГПА является номинальная по режиму эксплуатации и равномерная загрузка КЦ в течение всего года. Внедрение данной технологии на стадии проектирования КЦ более предпочтительно;
• применение регуляторов давления газа с теплогенератором (РДУ-Т) на существующих ГРС является широко известным мероприятием, внедрение которого ограничивается вопросом окупаемости затрат и наличием на рынке необходимых типоразмеров регуляторов. Окупаемость затрат на приобретение и установку (которая возможна в рамках текущего или капитального ремонта ГРС) напрямую связана с уровнем загрузки ГРС и, как следствие, с объемом потребляемого газа на подогрев. Внедрение РДУ-Т на стадии проектирования ГРС можно считать еще более эффективным решением;
• замена ремонтируемых трубопроводов на трубопроводы с внутренним гладкостным покрытием является эффективным направлением снижения энергоемкости транспорта газа. Расчеты показали, что замена всех газопроводов ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» на газопроводы с гладкостным покрытием позволит сэкономить только в КЦ с газотурбинным приводом ГПА не менее 24 % от всего объема потребления топливного газа. Данный результат был проверен при расчетах на ПВК «Астра-газ», стационарная модель которого соответствует нормативному документу СТО Газпром 2-3.5-051–2006 [10]. Из результатов работы следует, что применение труб с гладкостным покрытием при замене участков МГ произвольной длины диаметром DN 1000–1400 является гарантированно эффективным мероприятием.
Возвращаясь к данным табл. 2, следует обратить внимание на мероприятия, которые по результатам технико-экономической оценки не были отнесены к экономически обоснованным. В табл. 4 представлены те из них, которые были отнесены к мероприятиям, производящим косвенный эффект энергосбережения, т. е. энергосбережение не является основной целью данных мероприятий, но оно должно быть учтено.
Например, проведение капитального ремонта АВО газа за счет экономии затрат на электроэнергию за 15 лет позволит окупить только 16 % от первоначальных затрат. Поэтому об экономической эффективности только за счет энергосбережения здесь речь не идет, но важно учитывать энергосберегающий эффект при планировании мероприятий.
Полученные данные позволяют ответить на ряд вопросов, касающихся анализа показателей экономической эффективности мероприятий, входящих в состав Программы энергосбережения и повышения экономической эффективности ПАО «Газпром».
В настоящее время в Программе энергосбережения ПАО «Газпром» для части мероприятий планируется экономия ТЭР, но при этом не показаны затраты на ее внедрение. Анализ данных табл. 4 показывает, что данные мероприятия производят так называемый косвенный эффект энергосбережения и связаны, как правило, с реконструкцией оборудования или капитальным ремонтом. Поэтому в настоящее время в Программе энергосбережения учитывается только экономия ТЭР, но не выделяются затраты. Исходя из этого, следует отметить необходимость разработки нормативного или распорядительного документа ПАО «Газпром», регламентирующего порядок финансирования энергосберегающих мероприятий, входящих в Программу энергосбережения и повышения экономической эффективности
ПАО «Газпром», и учет затрат на их проведение. Это позволит наиболее полно оценивать и в дальнейшем реализовывать все элементы потенциала энергосбережения в
ПАО «Газпром».
ВЫВОДЫ
1. Анализ факторов, влияющих на изменение интегрального показателя энергоэффективности ГТС, показал, что в настоящее время актуальна разработка методики оценки доли влияния отдельно выявленного фактора, что позволит более объективно оценивать уровень и потенциал повышения энергоэффективности, сравнивать и управлять данными показателями различных ГТС или газотранспортных объектов.
2. В ПАО «Газпром» разработана методология оценки потенциала энергосбережения технологических объектов, которая в части магистрального транспорта газа прошла апробацию и переоценку при определении потенциала энергосбережения в ООО «Газпром трансгаз Ухта». Следует творчески подходить к этому материалу и осуществлять его дальнейшее развитие. Необходимо предусмотреть возможность поиска и обоснования нестандартных, специфических для исследуемого объекта потенциалов и технологий его реализации. Представляет также интерес разработка эффективных внутрикорпоративных механизмов стимулирования и защиты результатов интеллектуальной деятельности в данной области. Следует отметить необходимость разработки нормативного или распорядительного документа ПАО «Газпром», регламентирующего порядок финансирования энергосберегающих мероприятий, входящих в Программу энергосбережения и повышения экономической эффективности, и учет затрат на их проведение (в том числе и мероприятий, следствием реализации которых является косвенный эффект энергосбережения). Это позволит наиболее полно оценивать и в дальнейшем реализовывать все элементы потенциала энергосбережения в ПАО «Газпром».
3. Наибольший потенциал энергосбережения в ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» приходится на природный газ и составляет примерно 30 % от общего уровня его годового потребления. Представляет также интерес тот факт, что на данный момент (при существующих ценах на ТЭР) только 27,5 % мероприятий от общего технически обоснованного потенциала экономически эффективны.
4. Предложено деление потенциалов энергосбережения ГТС на два основных типа:
• «внутренний», т. е. реализуемый за счет мероприятий по непосредственному воздействию (изменению) на исследуемую систему, газотранспортные объекты или оборудование;
• «внешний», т. е. реализуемый за счет мероприятий, направленных на изменения граничных условий функционирования исследуемой системы через воздействия на смежные системы.
5. «Внешний» тип потенциала был выявлен в ходе анализа интегрального показателя энергосбережения ГТС. Представляет большой интерес предложенный в работе расчетно-технологический метод определения основных элементов потенциала энергосбережения, связанных с воздействием внешних факторов: при увеличении давления газа на входе в ГТС и при оптимизации комплексных планов проведения ремонтных работ.
6. Технико-экономический анализ показал целесообразность дальнейшей адаптации и внедрения ряда уже применяемых, а также относительно новых для компании энергосберегающих мероприятий:
• эвакуации (утилизации) газа из отключаемых участков газопроводов;
• оптимизации работы АВО газа КЦ;
• повышения уровня рабочего давления в ГТС;
• внедрения технологии подогрева топливного газа ГПА с помощью теплообменников «газ-масло» от масла ГПА при исключении из работы подогревателя топливного газа;
• внедрения регуляторов давления газа с теплогенератором при исключении из работы подогревателя газа на ГРС;
• замены ремонтируемых трубопроводов МГ на трубопроводы с внутренним гладкостным покрытием в целях сокращения затрат на топливный газ.
7. Оценка потенциала энергосбережения представляет собой творческий поиск технически и экономически обоснованных направлений снижения энергоемкости производств, специфических не только по направлениям деятельности ПАО «Газпром», но и по системам или объектам одного отдельного направления. Исходя из этого, полностью стандартизировать процесс, превратив его в алгоритм элементарных действий, представляется неконструктивным. Следует организовать процесс поиска и обоснования решений по повышению энергоэффективности таким образом, чтобы результаты были использованы при формировании управленческих решений (в том числе в вопросах эффективности затрат). Потенциал энергосбережения не является постоянной величиной.
В связи с этим, учитывая принятые в ПАО «Газпром» циклы планирования, для принятия эффективных управленческих решений в области энергосбережения ПАО «Газпром» целесообразно проводить оценку потенциала энергосбережения в каждой газотранспортной организации раз в 5 лет.
8. Результаты работы по определению потенциала энергосбережения в транспорте газа, а также по другим направлениям производственной деятельности ПАО «Газпром» могут быть использованы при дальнейшем совершенствовании политики и концепции энергосбережения Общества.
Таблица 1. Структура внутреннего потенциала экономии газа
Наименование статьи потенциала экономии газа |
Экономия в год |
|
тыс. м³ |
% |
|
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования КС |
675 310 |
48,4 |
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования ЛЧМГ |
304 100 |
21,8 |
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования газораспределительных станций (ГРС) |
9207 |
0,7 |
Оптимизация технологических режимов объектов ГТС, в том числе при более глубоком охлаждении газа на выходе КЦ существующими АВО газа |
215 600 |
15,4 |
От мероприятий по поддержанию энергетической эффективности технологического оборудования на нормативном (проектном) уровне за счет ремонта |
35 400 |
2,5 |
От мероприятий по утилизации газа, стравливаемого при проведении ремонтов на ЛЧМГ и в КЦ |
152 100 |
10,9 |
От мероприятий по использованию возобновляемых энергетических ресурсов (ВЭР) |
4770 |
0,3 |
Итого |
1 396 487 |
100 |
Таблица 2. Оценка экономически обоснованного потенциала энергосбережения в ООО «Газпром трансгаз Ухта»
Наименование статьи потенциала экономии газа |
Потенциал, тыс. м³ |
% |
|
Технически реализуемый |
Экономически обоснованный |
||
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования КC |
675 310 |
0 |
0,0 |
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования ЛЧМГ |
304 100 |
17 472 |
5,7 |
От мероприятий по реконструкции технологического оборудования ГРС |
9207 |
4174 |
45,3 |
Оптимизация технологических режимов объектов ГТС, в том числе при более глубоком охлаждении газа на выходе КЦ существующими АВО газа |
215 600 |
215 600 |
100,0 |
От мероприятий по поддержанию энергетической эффективности технологического оборудования на нормативном (проектном) уровне за счет ремонта |
35 400 |
0 |
0,0 |
От мероприятий по утилизации газа, стравливаемого при проведении ремонтов на ЛЧМГ и в КЦ |
152 100 |
139 950 |
92,0 |
От мероприятий по использованию ВЭР |
4770 |
4770 |
100,0 |
Итого по ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» |
1 396 487 |
381 966 |
27,5 |
Таблица 3. Мероприятия по реализации экономически обоснованного потенциала
Наименование мероприятия |
Экономия, тыс. м³/год |
% |
Утилизация газа из отключаемых под стравливание газа участков МГ перед началом ремонтных работ с помощью МКУ |
139 950 |
36,6 |
Оптимизация режимов работы АВО газа для более глубокого охлаждения газа на выходе КЦ в целях сокращения затрат на топливный газ |
130 300 |
34,1 |
Оптимизация режима работы ГТС (повышение давления газа, равномерная загрузка КЦ, снижение потерь работы сжатия в шлейфах и перемычках, более полное использование располагаемых мощностей КЦ, оптимизация работы газового компрессора по политропному КПД) в целях сокращения затрат на топливный газ |
85 300 |
22,3 |
Снятие технологического ограничения по разрешенному рабочему давлению в МГ в целях сокращения затрат на топливный газ |
17 000 |
4,5 |
Внедрение технологии подогрева топливного газа ГПА с помощью теплообменников «газ-масло» от масла ГПА при исключении из работы подогревателя топливного газа |
4770 |
1,2 |
Внедрение регуляторов давления газа с теплогенератором при исключении из работы подогревателя газа на ГРС |
4174 |
1,1 |
Замена ремонтируемых трубопроводов МГ на трубопроводы с внутренним гладкостным покрытием в целях сокращения затрат на топливный газ |
472 |
0,1 |
Итого |
381 966 |
100,0 |
Таблица 4. Мероприятия, имеющие косвенный эффект энергосбережения
Наименование мероприятия |
В % окупаемости всех затрат за счет энергосберегающего эффекта |
Горизонт планирования (лет) |
Комплексный ремонт ГПА |
39 |
3 |
Капитальный ремонт АВО газа |
16 |
15 |
Замена регенераторов ГПА |
14 |
15 |
Реконструкции ГПА с ГТУ |
13 |
15 |
Реконструкции системы агрегатной автоматики |
17 |
15 |
← Назад к списку