Газовая промышленность № 02 2018

Многолетний отечественный и зарубежный опыт бурения, ремонта и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях свидетельствует о том, что одним из определяющих условий эффективности их освоения является обоснование заданного перепада давления в системе «скважина – пласт» (депрессии на пласт). Диапазон изменения депрессии выбирается из условий предупреждения возможных осыпей, обвалов и других осложнений, вызывающих нарушение целостности ствола скважины, а также из экологических требований [1, 2].

В Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности устанавливается допустимая депрессия на стенки скважины при бурении, не превышающая 15 % эффективных скелетных напряжений, – разность между горным и пластовым (поровым) давлением [2].

В целях повышения эффективности разведочного и эксплуатационного бурения необходимо для каждого конкретного случая устанавливать оптимальный диапазон изменения репрессии и депрессии, при которых, с одной стороны, исключалось бы или сводилось к минимуму отрицательное воздействие промывочной жидкости на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород призабойной зоны пласта-коллектора (ПЗП), а с другой – обеспечивался проектный дебит скважины при ее освоении без разрушения пласта-коллектора и других осложнений.

Вместе с тем опыт разработки месторождений Крайнего Севера (МКС) и Прикаспийской впадины показал, что в 75 % скважин степень вовлечения в разработку вскрытой продуктивной толщи не превышает 50 %, а в скважинах, вскрывших валанжинские отложения МКС, средняя степень освоения не превышает 33 %.
Треть скважин имеет степень освоения менее 20 %. Для обеспечения проектного дебита углеводородов (УВ) эксплуатация таких скважин происходит при повышенных депрессиях, что приводит к их преждевременному обводнению, разрушению коллектора в ПЗП, дополнительным затратам на капитальный ремонт и выводу в бездействующий фонд [3].

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

Степень освоения скважин определяется как качеством вскрытия пластов и горно-геологическими условиями их залегания, так и петрофизическими характеристиками горных пород в ПЗП и физико-химическими свойствами насыщающих их пластовых флюидов.

Существующие технологии вскрытия продуктивных пластов в режиме репрессии давлений в системе «скважина – пласт» не предотвращают проникновения промывочной жидкости, ее фаз и компонентов в ПЗП.

Для обеспечения оптимальных режимов эксплуатации скважин необходимо проводить геолого-технологические мероприятия (ГТМ) в целях восстановления и улучшения ФЕС ПЗП во всех вскрытых интервалах.

За многие десятилетия в России и за рубежом накоплен большой опыт проведения работ по интенсификации притока УВ в скважины. Однако эффективность применяемых технических решений часто бывает невысокой из-за отсутствия или недостоверности результатов комплексных исследований скважин и пластов, а также из-за недостаточной технической оснащенности буровых и добывающих предприятий [1, 3–5]. Для низкопродуктивных скважин работы по интенсификации притока УВ связаны с декольматацией ПЗП и удаления из нее фильтрата бурового раствора, а также сообщением ПЗП с удаленной зоной пласта фильтрационными каналами, создаваемыми при гидравлическом разрыве пласта (ГРП) или физико-химических (кислотных
и др.) обработках.

Для достижения высокой эффективности работ по интенсификации притока УВ и увеличения продуктивности скважин необходимо учитывать изменение свойств горных пород в ПЗП и пластовых флюидов в разные периоды строительства и эксплуатации скважин. Величина депрессии при освоении скважин должна определяться с учетом постоянно изменяемых напряженного состояния ПЗП и ФЕС, которые существенно отличаются от их первоначальных значений.

В литературе [6–9] величину депрессии при опробовании, испытании и освоении скважин рекомендуется выбирать с учетом величины репрессии бурового раствора на пласт, глубины его проникновения в ПЗП, в размере до 50 % от величины пластового давления, а также по критерию устойчивости горных пород, который определяется на основе проведения газогидродинамических исследований (ГГДИ). При создании повышенных депрессий увеличивается сжимаемость пород в ПЗП, что затрудняет приток УВ в скважину. В процессе эксплуатации месторождения уменьшается пластовое давление, что также приводит к увеличению напряженного состояния ПЗП, снижению продуктивности и дебитов скважин.

МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

Автором был обобщен опыт эксплуатации ряда месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ) России в терригенных и карбонатных коллекторах и построены зависимости безразмерного параметра напряженного состояния горных пород продуктивных пластов (П_нс) от коэффициента аномальности пластового давления К_а.

Безразмерный параметр П_нс определяется по формуле:

,                                        (1) 

где p_гор – горное давление вышележащих пород, МПа; p_пл – пластовое давление, МПа.

Коэффициент аномальности пластового давления:

,                                        (2) 

где p_гст – гидростатическое давление столба воды плотностью 1000 кг/м³, МПа.

Для анализа использовались результаты освоения и эксплуатации вертикальных и наклонно-направленных скважин с зенитным углом не более 30º. Такие скважины составляют большинство на нефтяных и газовых месторождениях и ПХГ. В обсаженных скважинах боковое горное давление уравновешивается прочностью обсадных труб. Поэтому изменение напряженного состояния ПЗП определяется средним нормальным напряжением, равным вертикальной и горизонтальной составляющей.

Результаты расчетов приведены в табл. 1 и на рис. 1 и 2.

Анализ результатов расчетов параметра П_нс для различной аномальности пластового давления позволяет установить следующее:

• напряженное состояние возрастает с уменьшением величины К_а (рис. 1, 2);

• напряженное состояние терригенных и карбонатных горных пород увеличивается по гиперболической зависимости при снижении коэффициента аномальности пластового давления;

• для терригенных коллекторов месторождений значения П_нс выше, чем для ПХГ. Для карбонатных пород характер кривых несколько иной – до величин К_а ≥ 0,9 кривые совпадают с кривыми для терригенных коллекторов, а при К_а < 0,9 значения параметров П_нс для ПХГ и месторождений незначительно отличаются друг от друга;

• интенсивность роста величины П_нс для терригенных коллекторов значительно увеличивается при К_а < 0,6, а для карбонатных коллекторов происходит плавный рост этого параметра.

Выбранный безразмерный параметр напряженного состояния горных пород П_нс учитывает его изменение для различных значений коэффициента аномальности пластового давления Ка, то есть в различных горно-геологических условиях залегания залежей УВ и на различных стадиях эксплуатации. С уменьшением пластового давления по мере разработки месторождения возрастает величина скелетных напряжений, коллектор сжимается и дебит уменьшается. Это происходит не только по причине падения пластового давления, но и из-за дополнительного воздействия депрессии на пласт, при котором поровые каналы и трещины в ПЗП (в непосредственней близости от стенки скважины) подвергаются более интенсивному сжатию, что увеличивает остаточную водонасыщенность и снижает фазовую проницаемость для УВ.

При освоении скважины и снижении p_пл в ПЗП за счет понижения забойного давления (создание депрессии на пласт) напряженное состояние горных пород также будет увеличиваться в соответствии формулой (3):

,                         (3)

где ∆р_деп – величина депрессии на ПЗП, при которой начинается приток газа или нефти в скважину.

Величина ∆р_деп на сегодняшний день может быть оценена только на основе результатов комплексных исследований скважин.
В табл. 2 и 3 приведены результаты этих исследований, взятых из работ [1, 5, 15–18], и определены величины параметра П_нс для соответствующих значений p_пл и ∆р_деп.

ПЕЛЯТКИНСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

На Пеляткинском газоконденсатном месторождении (ГКМ) основными продуктивными пластами являются три эксплуатационных объекта [1, 15] – пласты СД-IV (2383–2424 м); СД-VIII (2574–2618 м) и СД-IXa (2625–2631 м).

Терригенные породы суходудинской свиты представлены переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Значения ФЕС горных пород продуктивных объектов и величины вскрытой перфорацией эффективной газонасыщенной толщины пластов приведены в табл. 2, где также приводится изменение дебитов и удельных коэффициентов продуктивности. Анализ приведенных результатов ГИС и ГГДИ позволил установить следующее:

• максимальные удельную продуктивность и дебиты имеют скважины, вскрывшие пласт СД-IV, что можно объяснить более высокими значениями (по ГИС и керну) проницаемости ПЗП при незначительных притоках пластовой воды;

• в пределах изменения депрессии от 0,59 до 1,28 МПа для скв. 826 (СД-IV) дебит линейно увеличивался от 294,4 до 634,2 тыс. м³/сут, при сравнительно незначительном изменении удельного коэффициента продуктивности от 26,32 до 29,57 тыс. м³/(МПа·сут·м);

• проницаемость горных пород в ПЗП была значительно выше, чем в других скважинах (К_пр = 57,2·10^-3 мкм² при m = 16,2 %);

• по скв. 822, 823, 833 (СД-IV и другие пласты) дебит возрастал с увеличением депрессии нелинейно (с уменьшением темпа роста), а удельный коэффициент продуктивности по всем анализируемым скважинам существенно не менялся. По восьми скважинам удельный коэффициент продуктивности незначительно уменьшался с ростом ∆р_деп, а по трем скважинам оставался практически неизменным;

• пять скважин (50 %) из десяти имеют пониженную удельную продуктивность Куд.прод ≤ 3,5 тыс. м³/(МПа·сут·м), в них максимальный дебит не превышал 187,0–357,1 тыс. м³/сут при повышенных депрессиях 6,58–14,6 МПа;

• в скважинах с пониженной удельной продуктивностью не следует увеличивать депрессию на ПЗП, а необходимо проводить работы по интенсификации притока УВ, в том числе бурить дополнительные боковые стволы.

Для оценки величины оптимальной (граничной) депрессии были построены представленные на рис. 3 графики зависимости параметра П_нс и – коэффициента снижения давления в ПЗП во время создания депрессии при освоении и эксплуатации скважины, равного отношению забойного давления к гидростатическому, – от относительной депрессии на пласт р'деп = ∆р_деп/p_пл.

Согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) были приняты неодинаковые оптимальные значения ∆р_деп для скважин Пеляткинского ГКМ:

• для пласта СД-IV в скв. 826 – 1,4 МПа; в скв. 822 – 4,1 МПа; в скв. 823 – 4,7 МПа; в скв. 833 – 7,5 МПа;

• для пласта СД-VIII в скв. 831 – 4,0 МПа; в скв. 832 – 4,6 МПа; в скв. 401 – 7,0 МПа; в скв. 827 – 7,6 МПа; в скв. 824 – 8,8 МПа;

• для пласта СД-IXa в скв. 825 – 4,2 МПа; в скв. 829 – 14,6 МПа.

Таким образом, выбранные значения ∆ изменялись в зависимости от продуктивности скважин (табл. 2 и рис. 3). Значения ∆р'деп вычислялись для ∆ (по проекту) и для максимальных ∆, полученных на основе ГГДИ. Из рис. 3 следует, что данные по скважинам всех трех пластов (СД-IV, СД-VIII, СД-IXa) ложатся на линии 1 и 2 в пределах 0,02 ≤ ∆р'деп ≤ 0,6.

В интервале 0,02 ≤ ∆р'деп ≤ 0,28 параметр П_нс изменяется в пределах 1,3–1,5, а в интервале 0,28 ≤ ∆р'деп ≤ 0,6 происходит более интенсивный рост параметра напряженного состояния П_нс в пределах 1,5–3,25. Поэтому значения П_нс = 1,5 при ∆р'деп = 0,28 и = 0,68 следует считать граничными, с изменением которых начинается более интенсивный рост напряженного состояния ПЗП. Повышение депрессии более
6,5 МПа (28 % от пластового давления) для низкопродуктивных скважин неэффективно. Приведенные результаты могут быть основанием для выбора оптимальной депрессии на различных этапах освоения скважин при разведке и разработке месторождений.

ЧАЯНДИНСКОЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Подобные результаты были получены при освоении и пробной эксплуатации разведочных скважин на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ). Основные продуктивные газовые, газоконденсатные и газоконденсатонефтегазовые залежи приурочены к сложнопостроенным терригенным коллекторам ботуобинского, хамакинского и талахского горизонтов [1, 16–18]. В статье рассматриваются результаты освоения скважин ботуобинского продуктивного горизонта, пробуренных в газовой зоне (скважины, пробуренные на нефтяные оторочки ботуобинского горизонта, в анализ не вошли).

Продуктивные терригенные отложения ботуобинского горизонта Чаяндинского НГКМ характеризуются неравномерной фациальной изменчивостью, которая связана с неоднородностью литологического состава, неравномерным засолонением пород, большим диапазоном изменения ФЕС по площади и разрезу. Сложность геологического строения Чаяндинского НГКМ вызвана также наличием тектонических нарушений и блоковым делением продуктивных горизонтов. Также необходимо отметить, что во всех газоконденсатных залежах ботуобинского горизонта разведочными скважинами не вскрыты газоводяные контакты (ГВК). Пластовая вода данного горизонта опробована в девяти скважинах, расположенных в районе нефтяных оторочек, и в двух скважинах, находящихся за контуром продуктивности. Обобщенные характеристики по группам скважин в газовой зоне ботуобинского горизонта приведены в табл. 3.

Исходя из коэффициента удельной продуктивности скважины объединены условно в четыре группы (по результатам опробования и испытания) [1]:

• I группа: 6 скважин: 180-05, 321-01, 321-06, 321-3, 321-41, 321-43 (209,9 ≥ Куд.прод ≥ 33,6 тыс. м³/(МПа·сут·м); = 74,5 тыс. м³/(МПа·сут·м));

• II группа – 10 скважин: 765, 180-01, 321-03, 321-08, 321-09, 321-10, 321-15, 321-16, 321-20, 321-30 (22,3 ≥ Куд.прод ≥ 10,8 тыс. м³/(МПа·сут·м); = 15,7 тыс. м³/(МПа·сут·м));

• III группа – 7 скважин: 180-06, 321-05, 321-1, 321-11, 321-19, 321-47, 321-47 (9,1 ≥ Куд.прод ≥ 5,5 тыс. м³/(МПа·сут·м); = 7,5 тыс. м³/(МПа·сут·м));

• IV группа – 7 скважин: 180-02, 213-01, 321-25, 321-45, 321-5, 321-50, 321-52 (3,7 ≥ Куд.прод ≥ 0,03 тыс. м³/(МПа·сут·м); = 1,1 тыс. м³/(МПа·сут·м)).

Из табл. 3 видно, что для скважин I–III групп при относительно одинаковой вскрытой эффективной толщине пласта и меньшей депрессии дебит выше, чем для скважин IV группы.

Установлена положительная тенденция влияния проницаемости на продуктивность. Так, проницаемость по керну ПЗП самой низкопродуктивной скв. 321-45 ( = 0,03 тыс. м³/(МПа·сут·м)) составляет К_пр = 49·10–3 мкм² (по керну), а проницаемость ПЗП высокопродуктивной скв. 321-30 ( = 209,9 тыс. м³/(МПа·сут·м)) равна 673,4·10–3 мкм² (по керну).

В скважинах I и II групп нет острой необходимости в интенсификации, так как увеличение депрессии приводит к росту их дебита и продуктивности (за исключением скв. 321-5). Например, с увеличением депрессии в скв. 321-01 с 0,79 до 1,34 МПа дебит увеличился с 410,9 до 550 тыс. м³/сут.

В скважинах с коэффициентом удельной продуктивности менее 10 тыс. м³/(МПа·сут·м) необходимо проводить интенсификацию как после их заканчивания бурением, так и в процессе эксплуатации – после длительного и сложного капитального ремонта скважин (КРС) или после вывода их из консервации, когда скважины не выходят на режимные (проектные) параметры эксплуатации. Из рассмотренных разведочных скважин Чаяндинского НГКМ, условно отнесенных к III и IV группам по удельной продуктивности, 11 скважин находятся в консервации.

Таким образом, опыт освоения скважин, пробуренных на газовую часть залежей в ботуобинском горизонте Чаяндинского НГКМ показал, что более чем в 30 % скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, требуется интенсификация притока и доведение их дебитов до 250–300 тыс. м³/сут при депрессии на пласт 2,0–3,0 МПа [1].

Графики изменения напряженного состояния горных пород ботуобинского горизонта в ПЗП Чаяндинского НГКМ и коэффициента от изменения относительной депрессии, возникающей в процессе освоения и последующей отработки, при вызове притока УВ приведены на рис. 4.

Из рис. 4 видно, что, как и в случае освоения скважин на Пеляткинском ГКМ, имеет место рост интенсивности П_нс в точках с координатами ∆р'деп = 0,25, П_нс = 2,23 и = 0,57. Поэтому при выборе оптимальной депрессии необходимо учитывать приведенные характеристики изменения напряженного состояния в зависимости от литотипа пород-коллекторов, ФЕС и условий осложнений в ПЗП.

ВЫВОДЫ

При освоении скважин и создании различной депрессии для вызова притока УВ, последующей их отработке и эксплуатации в ПЗП возрастают дополнительные вертикальные напряжения, которые могут ухудшить ФЕС пористой среды и уменьшить удельную продуктивность.

В определенных пределах роста относительной депрессии на ПЗП параметр напряженного состояния незначительно линейно увеличивается, а затем интенсивность его роста возрастает. Для терригенных коллекторов Пеляткинского ГКМ и Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт) интенсивность роста параметра П_нс возрастает при значениях ∆р'деп более 0,28 и 0,25, соответственно. Значения безразмерного параметра П_нс также близки друг к другу – 1,5 и 2,23, соответственно, что обеспечивает оптимальный режим эксплуатации скважин.

По мере разработки месторождения пластовое давление снижается и напряженное состояние в залежи интенсивно возрастает. Поэтому при эксплуатации скважин следует по возможности (на основании комплексных исследований) ограничивать депрессию на ПЗП. Для обеспечения проектных отборов УВ из залежи необходимо проводить работы по интенсификации притока, в том числе проводить ГРП и проводку боковых горизонтальных стволов в низкодебетных скважинах. 

Таблица 1. Результаты изменения давлений при эксплуатации ряда месторождений и ПХГ России в терригенных и карбонатных коллекторах (по данным [1, 3–5, 7, 10–18])
Table 1. Results of pressure changes during the operation of a number of the fields and underground gas storages of the Russia Federation in terrigenous and carbonate reservoirs (according to [1, 3–5, 7, 10–18])

Таблица 2. Обобщенные результаты освоения скважин Пеляткинского ГКМ
Table 2. Generalized results of well development of the Pelyatkinskoe gas condensate field

Таблица 3. Обобщенные результаты по разведочным скважинам, пробуренным в газовой зоне Чаяндинского НГКМ (ботуобинский горизонт)
Table 3. Generalized results on the exploration wells drilled in the gas zone of the Chayandinskoe oil and gas condensate field (Botuobinsky horizon)

Это не первый и, судя по всему, не последний случай, когда западные партнеры, подчиняясь политизированным директивам лидеров своих государств, отказываются продолжать полномасштабное сотрудничество с российскими энергетическими компаниями. И это еще один повод оценить актуальность проводимых по инициативе российских властей масштабных и комплексных мероприятий по избавлению российской экономики от чрезмерной зависимости от заграничных технологий и импортного оборудования.

Обладая колоссальным научно-производственным потенциалом, российская экономика довольно долго игнорировала эти возможности. Было видно невооруженным глазом, что дешевле и проще импортировать готовые решения и товары, нежели создавать собственные производства. Но тактические выгоды обернулись значительными стратегическими потерями. Дело даже не в санкциях – они-то только помогли привлечь внимание к проблеме. Главное – колоссальное отставание национальной научно-технической и производственной инфраструктуры от растущих и усложняющихся потребностей локомотивных отраслей российской экономики, в том числе ее топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Три года назад для координации работы по импортозамещению в нефтегазовом секторе была создана Межведомственная рабочая группа, объединившая представителей Минпромторга РФ, Минэнерго РФ и других федеральных органов исполнительной власти. Тогда же был сформирован Научно-технический совет из экспертов отраслевых ассоциаций, научных учреждений и промышленных предприятий, перед которым была поставлена задача систематизировать базовые потребности отрасли в технологиях и оборудовании, изучить возможности их производства на российских предприятиях.

Одним из ключевых элементов целенаправленной работы по импортозамещению стала активизация инновационного развития ТЭК в рамках правительственной «Дорожной карты» «Внедрение инновационных технологий и современных материалов в отраслях ТЭК» на период до 2018 г. Весьма эффективным инструментом активизации работ по импортозамещению стал предусмотренный «Дорожной картой» институт национальных проектов. К настоящему времени этот статус, подкрепленный мерами государственной поддержки, присвоен 20 проектам, призванным решать проблему импортозамещения в отраслях ТЭК.

Системная работа по импортозамещению критически важна для нефтегазового сектора страны. В среднем до 80 % закупаемого российскими нефтяниками оборудования поступало из-за рубежа, а по отдельным категориям – до 100 %.

Сейчас в результате целенаправленных усилий ситуация меняется к лучшему опережающими темпами. К настоящему времени доля импортируемого нефтяного оборудования снизилась до 53 % (контрольным ориентиром было 55 %).

Предполагается, что к 2020 г. потребность нефтегазовой отрасли в импорте уменьшится до 40 %. Конечно, и такой уровень не является конечной целью. Но происходящие перемены вселяют определенный оптимизм и позволяют приступать к реализации более амбициозных планов.

Разумеется, ключевую роль в решении задач импортозамещения играют флагманские компании нефтегазового сектора России. Координируя свою деятельность с Минэнерго РФ, они разработали и реализуют корпоративные программы импортозамещения. При этом компании ТЭК не только позиционируют себя как заказчики передовых отечественных технологий и инновационного оборудования, но и сами участвуют в создании новых производств.

Один из самых ярких примеров – создание крупного современного производственного комплекса «Газпромнефть – Каталитические системы». В результате реализации этого инвестиционного проекта стоимостью 18 млрд руб. будут полностью закрыты потребности российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в основных видах крупнотоннажной катализаторной продукции высочайшего качества. Причем на базе высокотехнологичного комплекса будет решаться задача индивидуального подхода к запросам каждого конкретного НПЗ.

«Газпром» активно участвует и в решении задачи создания собственной технологии по сжижению газа. К реализации этого амбициозного проекта российский газовый гигант привлек ряд российских промышленных предприятий и научно-технических центров. Предполагается, что конкретный результат будет получен к 2020 г. Кстати, к настоящему времени по инициативе «Газпрома» в России уже освоено производство спиральновитого теплообменного оборудования, хладостойких сталей для резервуаров хранения сжиженного природного газа.

Кроме того, «Газпром» осуществляет поддержку разработки отечественного оборудования систем подводной добычи. Как ожидается, комплексные испытания не имеющего аналогов
в отечественной практике оборудования пройдут уже в 2020 г. Также «Газпромом» подготовлены предложения по разработке импортозамещаемого оборудования для буровых комплексов морских платформ.

Минувшей осенью «Газпром» договорился с «Росатомом» о совместных действиях, направленных на разработку программного обеспечения в сфере обработки и интерпретации данных сейсморазведки и скважинных исследований, геологического моделирования и подсчета запасов. Это те технологические области, где сейчас российские позиции наиболее уязвимы с точки зрения самодостаточности. Теперь отставание уже не выглядит фатально безнадежным.

Разумеется, приведенные здесь примеры охватывают лишь небольшую часть коллективных усилий по снижению зависимости российского ТЭК от импорта технологий и оборудования.
В эту работу вовлечены все компании нефтегазового сектора, сотни предприятий из сегмента нефтегазового машиностроения, отраслевые научные центры.

Системная работа по импортозамещению в ТЭК началась сравнительно недавно – три года назад. Разумеется, за столь короткое время решить проблемы, копившиеся десятилетиями, невозможно. По-прежнему актуальны комплексный анализ ситуации с зависимостью российского нефтегазового комплекса от импорта технологий и оборудования, обмен опытом, откровенный профессиональный разговор
о возникающих трудностях и путях их преодоления.

Исходя из исключительной важности и сложности решаемых отраслью задач по импортозамещению, тема дальнейшего снижения зависимости сегментов разведки, добычи и переработки от зарубежных поставщиков и разработчиков станет одной из ключевых в повестке дня Национального нефтегазового форума, который пройдет в Москве на площадке «Экспоцентра» 16–18 апреля 2018 г. Одновременно с Форумом состоится 18-я Международная выставка «Нефтегаз-2018», на которой будут демонстрироваться новейшие образцы российской техники, способной успешно конкурировать с зарубежными аналогами. 

Участниками IX Международной научно-практической конференции «Газораспределительные станции и системы газоснабжения» стали более 150 представителей шести производственных департаментов ПАО «Газпром», региональных дочерних газотранспортных предприятий компании, их коллег из республик Беларусь, Молдова, Кыргызстан, ООО «Газпром комплектация», ООО «Газпром проектирование», ООО «Газпром центрремонт», ООО «Газпром газнадзор», отраслевых НИИ и промышленных предприятий.

Конференцию открыло совещание специалистов газотранспортных обществ по вопросам эксплуатации газораспределительных станций (ГРС), в ходе которого обсуждались актуальные вопросы производства, обслуживания, ремонта и диагностического обследования ГРС, а также новые подходы к их проектированию. В своем докладе заместитель начальника Департамента ПАО «Газпром» А.Н. Бронников рассказал о стратегии преодоления зависимости от импорта при поставках материально-технических ресурсов (МТР) и формировании новой методики капитальных ремонтов ГРС в рамках Программы повышения операционной эффективности и сокращения расходов на 2017 г. Им также были обозначены векторы работы на ближайший трехлетний период, такие как совершенствование и оптимизация производственно-хозяйственной деятельности, проведение расчета технически возможной пропускной способности (ТВПС) в целях выявления и использования резервных возможностей оборудования, оптимизация форм обслуживания ГРС в целях сокращения эксплуатационных затрат, актуализация существующей и разработка новой нормативно-технической документации, выявление и перераспределение заявленных потребителями, но не используемых объемов газа в целях оптимизации загрузки ГРС и др.

Парк газораспределительных станций ПАО «Газпром» сегодня по количеству превышает 4 тыс. ед., при этом 75 % ГРС эксплуатируются свыше 20 лет. Как было отмечено в ходе совещания, возраст большинства ГРС и выработанный ресурс требуют к себе повышенного внимания со стороны как газотранспортных компаний, так и надзорных органов. На сегодняшний день в парке еще остается значительный процент неавтоматизированных ГРС блочного исполнения, требующих частичной или полной замены.

В своем выступлении начальник Управления ПАО «Газпром» Р.Ю. Дистанов ознакомил участников совещания с итогами работы по реализации Единой технической политики в области эксплуатации ГРС и ее новыми задачами. В 2017 г. было проанализировано техническое состояние ГРС, работающих на пределе либо с превышением проектных характеристик, сформирован реестр технических возможностей этих станций, содержащий согласованные объемы транспортировки и фактически используемые потребителями объемы газа. Для определения возможностей перераспределения объемов газа, заявленных, но не используемых потребителем, в отчетные формы информационной системы контроля технического состояния объектов «Инфотех» были внесены соответствующие корректировки в приложение «Техническая возможность подачи газа потребителю».

Важным этапом реализации Единой технической политики в области эксплуатации ГРС стал ввод в действие СТО Газпром 2-2.3-1122-2017 «Газораспределительные станции. Правила эксплуатации». Программой НИОКР 2018 г. запланирована разработка еще двух корпоративных стандартов – СТО «Газораспределительные станции. Определение ТВПС» и СТО «Разработка методических рекомендаций по техническому перевооружению ГРС малозатратным способом».

В докладах представителей региональных газотранспортных организаций (Нижнего Новгорода, Самары и др.) рассматривалась важность роли координационно-методических советов при планировании, реконструкции и капитальном строительстве объектов системы газоснабжения. Также была отмечена необходимость тщательной проработки координационно-методическими советами вариантов газоснабжения потребителей, в том числе способом строительства распределительных газопроводов от близлежащих незагруженных ГРС.

В соответствии с решением прошлогоднего отраслевого совещания в г. Минске были утверждены типовые технические требования к автоматизированным газораспределительным станциям нового поколения (АГРС-НП). Одной из особенностей работы таких ГРС станет применение турбодетандерных установок для преобразования энергии сжатия газа в электроэнергию. Положительный опыт внедрения таких установок в настоящее время имеют пять дочерних компаний Группы «Газпром» – 14 турбодетандеров вырабатывают электроэнергию суммарной мощностью 182 кВт.

В 2017 г. совместно с ООО «Газпром СПГ технологии» организована реализация пилотных комплексов производства сжиженного природного газа на ГРС в Сургуте, Тобольске и Московской обл. Реализация проектов позволит увеличить объемы поставок СПГ для автомобильного и железнодорожного транспорта регионов.

В 2017 г. началась реализация единого методологического подхода к проверкам производственных объектов представителями газотранспортных организаций и специалистами ООО «Газпром газнадзор». В дочерних компаниях внедряются электронные формуляры целевых проверок объектов транспорта газа, унифицирующие требования нормативно-технической и эксплуатационно-технической документации к строительству, эксплуатации и ликвидации объектов. Для ГРС такие формуляры уже созданы, и опытом их внедрения с интеграцией в существующую Систему управления техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР) поделился начальник производственного отдела по эксплуатации ГРС ООО «Газпром трансгаз Уфа» А.И. Асадуллин. Им была, в частности, отмечена функциональная возможность формировать ежегодные графики технического обслуживания, планы работ службы на заданный период, а также определять потребность в МТР для проведения плановых работ.

В рамках повышения требований промышленной, а также экологической безопасности и энергосбережения вниманию участников совещания был предложен мобильный лабораторный комплекс, созданный ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» для ремонтно-технического обслуживания предохранительной арматуры ГРС. В работе лаборатории используется программное обеспечение, самостоятельно разработанное специалистами газотранспортной компании, дающее возможность интерактивной фиксации несоответствий. Принципиально схожее оборудование было на следующий день конференции представлено специалистом компании «ИНТРАЛАЙН». Выступавшие в этот день представители заводов и других промышленных предприятий рассказали также о новых разработках в области оснащения ГРС
и о своих достижениях в рамках реализации программы создания АГРС-НП. По итогам работы конференции было, в частности, принято решение испытать созданный ООО «НПП «Авиагаз-союз+» промышленный образец ГРС нового поколения «Исток» на действующей ГРС ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород».

На протяжении работы конференции ее участники могли посетить специализированную выставку, на стендах которой свои решения для ГРС продемонстрировали генеральный спонсор конференции ООО «НПП «Авиагаз-союз+», а также компании ООО «НПП «Технопроект», ООО «НТА-Пром», ООО «Валком», ООО «Турбулентность-Дон», ООО «ИНТРАЛАЙН», ЗАО «ПКТБА», АО «Объединенная металлургическая компания», ООО «Эльстэр Газэлектроника».

В завершающий день работы конференции ее участники посетили ГРС «Елизаветино» и другие производственные объекты ООО «Газпром трансгаз Казань».
В этот день также состоялся визит в Иннополис – наукоград, созданный для развития инновационных высоких технологий.

Следующая Международная научно-практическая конференция «Газораспределительные станции и системы газоснабжения», ежегодное проведение которой было признано целесообразным, пройдет в 2018 г. на базе ООО «Газпром трансгаз Томск».

Организаторы мероприятия выражают благодарность генеральному спонсору конференции ООО «НПП «Авиагаз-союз+». 

30 января в Учебном центре компании General Electric во Флоренции состоялось пятое заседание VIII рабочего Комитета Международного делового конгресса «Современные технологии и перспективные проекты нефтегазового комплекса». Тема встречи была официально обозначена как «Приоритетные направления в создании высокотехнологичного оборудования для добычи, транспортировки, переработки и хранения газа», в кулуарах же она формулировалась как «Умные» решения по всем отраслевым направлениям». 

Открывая первое в этом году заседание VIII Рабочего комитета МДК «Современные технологии и перспективные проекты нефтегазового комплекса», его председатель Виталий Маркелов подвел итоги работы сообщества в 2017 г., назвав ее конструктивной, подтвердившей важность и востребованность данной дискуссионной площадки. Флоренцию члены Комитета посетили по инициативе одного из ведущих мировых производителей силового оборудования – компании General Electric, и первое слово было по традиции предоставлено приглашающей стороне.

Эндрю Эткинсон, коммерческий директор сегмента подводной добычи Baker Hughes, General Electric company (BHGE), ознакомил участников совещания с новыми технологиями повышения эффективности подводной добычи углеводородов в рамках корпоративной модели fullstream. В число озвученных решений вошла стандартизация, сокращающая и унифицирующая номенклатуру расходных материалов и запасных частей для подводного добывающего оборудования, а также повышающая их качество и совершенствующая логистику поставок. BHGE также инвестирует средства в стандартизацию архитектуры манифольдов на базе комплексного проектирования и такие перспективные технологии, как подводное компримирование газа и применение гибких райзеров.

В своем докладе Массимилиано Чеккони, директор по аддитивному производству BHGE, рассказал об изготовлении сборочных элементов и запасных частей к силовому оборудованию методом трехмерной печати. Эта новейшая технология послойного лазерного напыления сегодня активно внедряется в нефтегазовый сектор, расширяя номенклатуру и ассортимент изделий. Представитель BHGE поделился успешным опытом корпоративных исследований в области аддитивных технологий и разработки материалов для напыления, соответствующих международным стандартам нефтегазовой промышленности. Начиная с 2013 г. две приобретенные GE итальянские компании, специализировавшиеся ранее на выпуске авиационных запасных частей, печатают на 3D-принтерах высокопрочные и термостойкие детали для газотурбинных двигателей и другого высокотехнологичного нефтегазового оборудования. На сегодня ассортимент выпускаемой продукции превышает 1500 ед.,, в их число входят форсунки, лопатки ротора турбокомпрессора, детали камеры сгорания и другие высокотехнологичные изделия. При том что пока еще критичным для трехмерной печати по сравнению с высокоточным литьем является значительно больший срок изготовления детали наряду с ее меньшим ресурсом, экологические преимущества аддитивных технологий вкупе с удешевлением процесса уже становятся очевидными. В контексте выступления Массимилиано Чеккони участниками заседания был рассмотрен вопрос изготовления методом 3D-печати керамических форм для турбинных лопаток, что на сегодняшний день является «слабым звеном»
в работе специализированных металлургических заводов.

Доклад члена Правления, начальника Департамента ПАО «Газпром» Вячеслава Михаленко был посвящен сотрудничеству российской энергетической компании с General Electric по проекту освоения лицензионного производства в России газоперекачивающего агрегата «Ладога-32» на базе газотурбинного двигателя MS5002Е. В этом году проекту исполняется 10 лет, в настоящее время выпуск американской газотурбинной силовой установки освоен на производственной площадке «РЭП-Холдинг» в Санкт-Петербурге. Сегодня на компрессорных станциях газопровода «Бованенково – Ухта» работают 29 ГПА «Ладога», а срок эксплуатации первых двух агрегатов, смонтированных в 2011 г. на КС «Грязовец» и «Вавожская», составляет семь лет. За это время был накоплен опыт обслуживания и ремонта установок, освоен выпуск расходных материалов и запасных частей, выявлены и в сотрудничестве с коллегами из GE устранены конструктивные недостатки.

«Наиважнейшей на сегодня задачей является изготовление турбин для ГПА «Ладога» из 100 % отечественных комплектующих и 100 % российских материалов», – отметил Вячеслав Михаленко.

ТРУБОПРОВОДЫ РЕАЛЬНЫЕ И ВИРТУАЛЬНЫЕ

Заместитель генерального директора трубопроводной компании АКОО PetroChina – дочерней организации CNPC (Китайской национальной нефтегазовой корпорации – КННК) Хуан Цзэцзюнь ознакомил аудиторию с опытом разработки, практического применения, а также с перспективами развития системы SCADA для автоматизированного управления нефтяными и газовыми трубопроводами Китая. Как национальный монополист по транспортировке углеводородов PetroChina отвечает также за локализацию производства элементов необходимой инфраструктуры. Сегодня в Китае налажено производство спиральных труб из высокопрочной стали Х80, 30-мегаваттных ГПА с электрическим и газотурбинным приводом, 2,5-мегаваттных насосов-нагнетателей, 48-дюймовых шаровых кранов. Ведутся эксперименты с использованием труб диаметром 1400 мм. Газотранспортная система (ГТС) КНР общей протяженностью около 40 тыс. км дистанционно управляется из центрального диспетчерского центра в Пекине. Используемый в качестве базового программного обеспечения софт SCADA позволяет операторам контролировать около 6 тыс. объектов ГТС (общим числом около 200 тыс. датчиков) в режиме реального времени. По словам г-на Цзэцзюня, диспетчер может дистанционно получать информацию о давлении и расходе газа, перекрыть трубопровод запорным краном, остановить и запустить ГПА. Контроль также возможен и в автоматическом режиме.

Система SCADA была протестирована и введена в промышленную эксплуатацию в 2016 г., ее архитектура предусматривает наличие всех необходимых структурных составляющих, таких как центр обработки данных, информационно-аналитические подсистемы и базы данных. Также предусмотрена интеграция с системами, базирующимися на других платформах, что немаловажно, к примеру, при транспортировке газа по Восточному маршруту из России.

Применению новых технологий при реализации крупнейших инвестиционных проектов был посвящен доклад члена Правления, начальника Департамента ПАО «Газпром» Сергея Прозорова. В числе таких проектов были отмечены центр газодобычи в Якутии, Бованенковское месторождение Ямала, газопровод «Северный поток – 2» и др. Важнейшими инструментами повышения надежности и эффективности объектов добычи, транспортировки, переработки и хранения газа докладчик назвал Систему менеджмента качества ПАО «Газпром», прошедшую международную сертификацию по стандарту ISO 9001:2015, и Систему добровольной сертификации «ИНТЕРГАЗСЕРТ».

Руководитель бизнес-группы газовых турбин холдинга Mitsubishi Hitachi Power Systems Синдзи Мори ознакомил аудиторию с инновационным решением применения турбины H100 в качестве привода для компрессора на заводе по производству сжиженного природного газа (СПГ). Тематику СПГ затронул в своем выступлении и заместитель генерального директора корпорации SINOPEC Се Дань. Он проанализировал современное состояние газового рынка Китая, демонстрирующего устойчивую динамику роста в последние годы, и рассказал о так называемых виртуальных трубопроводах – логистике перевозок и хранения СПГ в модульных 20-футовых контейнерах как альтернативе традиционным стационарным газотранспортным системам.

Современным технологиям ротационного оборудования для применения в добыче и транспортировке природного газа было посвящено выступление Энрико Энхардта, управляющего директора ООО «МАН Дизель и Турбо Рус». Он, в частности, представил участникам заседания новую линейку газовых турбин MGT6100/6200, законтрактованных к поставке в Россию и Казахстан в 2018–2019 гг. С новинками глубоководного бурового и добывающего оборудования, с технологиями и некоторыми результатами научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ собравшихся ознакомила вице-президент китайской компании MSP/Drilex International Лю Пингнан. Передовые технологии интенсификации добычи газа, а также технологии интегрированного управления проектами разработки комплексных месторождений стали темой выступления Гёкхана Сайга, президента компании Schlumberger в России и Центральной Азии.

Заседание завершил доклад заместителя генерального директора ООО «Камелот Паблишинг» Эльвина Ахадова, посвященный Международному конкурсу «Нефтегазовые проекты. Взгляд в будущее». На сегодняшний день организованный VIII Рабочим комитетом МДК ежегодный конкурс молодых ученых перешел из проектной фазы к стадии реализации, и о его начале будет официально объявлено в ближайшее время. 

Запас материально-технических ресурсов (МТР) является необходимым элементом производственной деятельности и одним из наиболее дорогостоящих активов дочерних обществ ПАО «Газпром».

Средние значения соотношения стоимости запаса МТР и расходной части платежного баланса дочерних обществ ПАО «Газпром» за 2011–2015 гг. по основным направлениям деятельности (добыча газа, газового конденсата, нефти; транспортировка газа; подземное хранение газа; переработка газа, жидких углеводородов) составили 3–9 %.

В то же время в дочерних обществах ПАО «Газпром» по ряду позиций номенклатуры сохраняется тенденция к росту сверхнормативных остатков МТР. Представляется актуальной задача оптимизации уровня запаса МТР в ПАО «Газпром», приводящей к снижению затрат на создание и хранение этих запасов. Для целей настоящей статьи под термином «запасы МТР» понимаются запасы МТР на производственно-эксплуатационные нужды и капитальный ремонт.

Для решения этой задачи целесообразно использовать аппарат теории управления запасами [1] и адаптировать его положения к условиям производственной деятельности ПАО «Газпром».

ПРОСТЕЙШАЯ ЗАДАЧА ОПТИМИЗАЦИИ УРОВНЯ ЗАПАСА МТР

Решение простейшей задачи оптимизации уровня запаса МТР состоит в определении таких объемов и моментов поставок МТР, которые минимизируют суммарные затраты предприятия Z(q) на создание и хранение запаса МТР в течение определенного периода времени (года):

при затратах Z(q) min,          (1)

где: q – объем поставки МТР;
С_з – стоимость заказа партии МТР; R – расход МТР за определенный период времени; С_х – стоимость хранения единицы МТР в единицу времени; T – определенный период времени.

Решение этой задачи возможно при введении ограничений, которые сводятся к следующим упрощающим предположениям:

• между моментами заявки на МТР и поставки на склад дочернего общества проходит определенное время, связанное с мероприятиями по оформлению заказа и доставкой МТР.
  В данной модели предполагается, что пополнение запаса (поставка МТР) происходит в момент заявки (мгновенно);

• расход МТР в дочернем обществе зависит от множества факторов и может меняться в течение определенного периода деятельности общества, в частности при изменениях производственной программы. В данной модели предполагается, что расход МТР равномерный в течение этого периода;

• в дочернем обществе может возникнуть ситуация, когда необходимые МТР отсутствуют на складе. В данной модели дефицит запаса МТР не допускается;

• поставщики могут делать скидки на цены при закупке оптовых партий МТР для дочерних обществ. В данной модели предполагается, что цены на МТР не зависят от объема поставки.

В результате решения задачи определяются оптимальный объем поставки МТР q_о и моменты (даты) поставок в течение года.

В реальных условиях производственной деятельности дочерних обществ часть или все эти ограничения могут не выполняться.

ВАРИАНТЫ МОДЕЛЕЙ ОПТИМИЗАЦИИ УРОВНЯ ЗАПАСА МТР

Среди множества моделей аппарата теории управления запасами МТР для условий производственной деятельности ПАО «Газпром» целесообразно применение следующих основных видов моделей.

Модель с дефицитом запаса МТР. В данной модели допускается отсутствие (дефицит) запаса МТР на складе в течение некоторого периода времени, что может привести к финансовым потерям от простоев производства в дочерних обществах ПАО «Газпром»: 

при затратах Q(q,s) min,       (2)

где s – уровень запаса МТР; С_п – потери производства от дефицита запаса МТР.

Ограничения модели:

• время от момента заявки до пополнения запаса известно и постоянно;

• расход МТР равномерный в течение всего периода;

• цены на МТР не зависят от объема поставки.

Модель с неравномерным расходом МТР. В данной модели также допускается дефицит запаса МТР и, кроме того, предполагается, что расход МТР неравномерный и задается распределением вероятности его значений в течение всего периода.

Дискретный уровень запаса вычисляется по формуле:

,                         (3) 

непрерывный уровень запаса:

при Z(s) min,                                 (4)

где P(R) – вероятность R; f(R) – плотность вероятности R.

Ограничения модели:

• время от момента заявки до пополнения запаса известно и постоянно;

• цены на МТР не зависят от объема поставки.

Модель с оптовыми скидками на цену МТР. В этой модели предполагается, что производитель или продавец МТР устанавливает скидки на цену при закупке оптовой партии МТР, т. е. цены МТР зависят от объема их поставки:

,

при затратах Z(q) min,          (5)

где К – цена МТР; P – процент от цены МТР за хранение (включая налоги, страховые взносы и др.).

Ограничения модели:

• пополнение запаса происходит в момент заявки (мгновенно);

• расход МТР равномерный в течение всего периода;

• дефицит запаса не допускается.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

При решении задачи оптимизации уровня запаса необходимо провести анализ номенклатуры МТР на основе принципа Парето [2]. Согласно этому принципу номенклатура запаса МТР разбивается на классы, для которых используются различные методы управления запасами (таблица). Из данных таблицы следует, что в условиях производственной деятельности ПАО «Газпром» применение моделей оптимизации запаса целесообразно для основных видов номенклатуры МТР, поставляемых централизованными поставщиками ПАО «Газпром»: ООО «Газпром комплектация» и ООО «Газпром центрремонт».

Одной из важнейших проблем использования моделей оптимизации является определение величин удельных затрат на создание и хранение запаса МТР: С_з и С_х. Для этого необходимо провести анализ затрат дочерних обществ основных направлений деятельности ПАО «Газпром» для идентификации затрат на создание и хранение запаса МТР с использованием нормативно-методических документов ПАО «Газпром».

В частности, затраты на создание запаса МТР предусматривают переговоры с поставщиками, оформление заявок, агентских поручений и договоров поставок, транспортные расходы и др. Затраты на хранение запаса МТР представлены содержанием складов и складского оборудования, в том числе платой за энергоснабжение, отопление, воду, канализацию, а также заработной платой персонала склада, налогами и страховыми взносами, платой за производственные фонды, административно-управленческими расходами. Кроме того, следует учитывать потери от иммобилизации средств в запасах и издержки вследствие порчи продукции, ухудшения качества, уценки, списания, естественной убыли.

ВЫВОДЫ

Решение задачи снижения затрат на создание и хранение запаса МТР за счет использования моделей оптимизации должно осуществляться на всех уровнях ПАО «Газпром», имеющих отношение к материально-техническому обеспечению производственно-хозяйственной деятельности.

На уровне структурных подразделений ПАО «Газпром» предпринимаются такие шаги, как выделение лимитов на закупки МТР в ПАО «Газпром»; согласование заявок дочерних обществ на поставки МТР.

На уровне централизованных поставщиков ПАО «Газпром» выполняется свод заявок от дочерних обществ на оптимальные объемы и сроки поставок МТР классов А и В на плановый период; заключение договоров с внешними поставщиками на приобретение МТР классов А и В с использованием оптовых закупок и импортозамещения; формирование плана поставок МТР классов А и В в дочерние общества ПАО «Газпром» в соответствии с их заявками.

На уровне дочерних обществ ПАО «Газпром» проводятся:

• определение потребности дочернего общества в МТР классов А, В и С на плановый период;

• определение объема и срока поставок МТР классов А и В с применением моделей оптимизации;

• формирование заявок на оптимальные объемы и сроки поставок МТР классов А и В на плановый период;

• заключение прямых договоров с внешними поставщиками на МТР классов В и С.

На уровне структурных подразделений дочерних обществ ПАО «Газпром» необходимо:

• определение потребности подразделения в МТР классов А, В и С на плановый период;

• формирование заявок на объемы поставок МТР классов А и В на плановый период;

• заключение прямых договоров с внешними поставщиками на МТР классов В и С.

Экономический эффект от внедрения в дочерних обществах ПАО «Газпром» моделей оптимизации уровня запаса МТР достигается за счет сокращения затрат на закупку МТР в связи со снижением уровня запаса МТР в дочерних обществах ПАО «Газпром» и снижения затрат дочерних обществ ПАО «Газпром» на создание и хранение запаса МТР.

Наряду с этим внедрение в ПАО «Газпром» моделей оптимизации уровня запаса МТР позволит повысить уровень обоснованности управленческих решений в сфере материально-технического обеспечения и снизить объем сверхнормативных остатков МТР в этих дочерних обществах. 

Методы управления запасами материально-технических ресурсов, распределенных по принципу Парето

Management methods of material and technical resources distributed according to the Pareto principle

Повышение качества диагностического обследования газоперекачивающих агрегатов (ГПА) – одна из ключевых целей ООО «Газпром трансгаз Москва» в области эксплуатации технологического оборудования. На сегодняшний день существуют две основные задачи, решение которых позволит качественно повысить уровень параметрической диагностики некоторых типов ГПА, – определение оптимальной методики расчета мощности и достоверность значения коэффициента расхода конфузора.

В 2016 г. специалистами ООО «Газпром трансгаз Москва» в рамках комплексных теплотехнических испытаний проведен сравнительный анализ существующих методик расчета мощности ГПА ГТК-25ИР. Поскольку рассматриваемые методики основаны на математических вычислениях, для их объективной оценки необходимо прямое измерение определяемого параметра. Так, в случае определения мощности лучшим решением является применение бесконтактного измерителя крутящего момента (БИКМ). По результатам анализа данных, полученных в ходе теплотехнических испытаний, была определена наиболее оптимальная методика расчета [1], удовлетворяющая всем предъявляемым требованиям: удобство расчета в условиях эксплуатации и точность конечных результатов. Но для однозначного применения указанной методики в качестве основной необходимо проведение повторных испытаний в целях подтверждения расчетов, выполненных на основе показаний БИКМ, по результатам которых проводился анализ существующих методик.
В статье [2] подробно описана работа, проведенная специалистами ООО «Газпром трансгаз Москва», по определению оптимальной методики расчета мощности ГПА ГТК-25ИР.

Коэффициент расхода конфузора является определяющим параметром расчета выходных теплотехнических показателей ГПА при условии проведения параметрической диагностики без специализированного вспомогательного оборудования типа БИКМ и ультразвукового расходомера газа. При обеспечении необходимой точности штатного измерительного оборудования и использовании коэффициента расхода конфузора, рассчитанного с достаточной точностью, погрешность определения выходных теплотехнических параметров ГПА не превышает 5 %.

На сегодняшний день для расчета выходных параметров ГПА по данным, полученным в ходе теплотехнических испытаний без применения специализированного вспомогательного оборудования, специалисты обращаются к нормативной или технической документации на центробежные нагнетатели (ЦБН) и ГПА для использования значения коэффициента расхода конфузора. В случае с ГПА ГТК-25ИР для расчета мощности применяют нормативное значение коэффициента расхода конфузора согласно СТО Газпром 2-1.20-122–2007 [3].

ПЕРВЫЙ ЭТАП ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ГПА ГТК-25ИР

На первом этапе теплотехнических испытаний ГПА ГТК-25ИР [2] ООО «Газпром трансгаз Москва» был сделан вывод о необходимости актуализации значения коэффициента расхода конфузора для парка ГПА ГТК-25ИР.

Прежде чем проводить актуализацию коэффициента расхода конфузора, необходимо выполнить анализ степени его влияния на точность расчета мощности, а также определить другие составляющие, оказывающие значимое влияние на точность расчета.

Дальнейший анализ влияния значения коэффициента расхода конфузора на точность определения мощности, развиваемой газотурбинной установкой (ГТУ), проводится согласно СТО Газпром 2-1.20-122–2007 [3] и при условии использования только штатных средств измерения ГПА.

Мощность на муфте «ГТУ – нагнетатель» определяется следующим выражением: 

N_e = N_i + ∆N_м,                               (1) 

где N_i – внутренняя мощность ЦБН, кВт; ∆N_M – мощность, теряемая на механические потери, кВт.

Внутренняя мощность ЦБН:

,                         (2)

где k – показатель адиабаты; z_ср – среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа; R – газовая постоянная, кДж/кг·К; T_1н, Т_2н – абсолютная температура газа на входе и выходе группы ЦБН, К; G_н – массовый расход газа в нагнетателе, кг/с.

Массовый расход газа в нагнетателе:

,                                        (3)

где А_к – размерный коэффициент расхода конфузора, м^2,5/мин; ∆P_к – разность (перепад) давлений на конфузоре, кг/м²; ρ_1н – плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м³.

Таким образом, с учетом выражений (1)–(3) очевидно, что точность коэффициента расхода конфузора прямо пропорционально влияет на точность определения мощности.

Все составляющие для определения мощности, развиваемой ГТУ, кроме коэффициента расхода конфузора, являются измеряемыми параметрами или функциями измеряемых параметров. При условии обеспечения требуемой точности штатного измерительного оборудования большой вклад в конечный результат расчета мощности вносит именно коэффициент расхода конфузора.

Согласно выражению (3) очевидно, что уточнение коэффициента расхода конфузора будет оптимальным (влияние точности измерительного оборудования будет минимизировано) при прямом замере расхода газа. В настоящее время наибольшей точностью обладают ультразвуковые расходомеры газа. Поскольку причин отклонения значения коэффициента расхода конфузора от нормативного значения может быть несколько (в том числе и конструктивных), произведенная ранее корректировка коэффициента расхода конфузора [2] для конкретного ГПА ГТК-25ИР требует подтверждения. С учетом изложенного ООО «Газпром трансгаз Москва» приняло решение о проведении повторных теплотехнических испытаний, дополненных применением БИКМ и ультразвукового расходомера.

ВТОРОЙ ЭТАП ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ ГПА ГТК-25ИР

В 2017 г. в рамках второго этапа проведены теплотехнические испытания с применением БИКМ и ультразвукового расходомера «Гиперфлоу-УС» другого ГТК-25ИР, находящегося в эксплуатации ООО «Газпром трансгаз Москва».

Расчет эффективной фактической мощности ГПА ГТК-25ИР проводился согласно ранее определенной основной методике расчета СТО Газпром 2-3.5-253–2008 [1] и, соответственно, по программному комплексу «КТС ГПА Ingoil» (разработан ООО «Ингойл» в 2005 г. по техническому заданию ООО «Газпром трансгаз Москва»), в основе которого лежит [1], с использованием нормативного значения коэффициента расхода конфузора А_к = 55,7 м^2,5/мин. Также расчет мощности проводился по показаниям БИКМ и «Гипер-флоу-УС». Результаты расчета эффективной фактической мощности и коэффициента технического состояния (КТС) по мощности приведены на рисунке (здесь Т_пр.0 – приведенная температура продуктов сгорания за свободной турбиной, К; N^ф_{е. пр.конф} – приведенная фактическая мощность, определенная по [1] с использованием нормативного значения коэффициента расхода конфузора А_к = 55,7 м^2,5/мин для нагнетателя PCL-804-2, входящего в состав ГПА ГТК-25ИР; N^ф_{е. пр.УЗР} – приведенная фактическая мощность, определенная по показаниям ультразвукового расходомера газа «Гиперфлоу-УС»; N^ф_{е. пр.УЗР} – приведенная фактическая мощность, определенная по показаниям БИКМ) и в таблице.

Эффективная фактическая мощность, определенная по показаниям БИКМ, составила 17 320 кВт, по показаниям ультразвукового расходомера «Гиперфлоу-УС» – 16 770 кВт. Расхождение результатов расчета мощности, определенной по БИКМ и «Гиперфлоу-УС», составляет менее 3,5 %, что не превышает их суммарную погрешность определения мощности. Таким образом, экспериментально получено взаимное подтверждение результатов расчета мощности по показаниям двух независимых средств измерения.

Наблюдается существенное отклонение результатов расчета эффективной фактической мощности согласно СТО Газпром 2-3.5-253–2008 [1] с применением нормативного значения коэффициента расхода конфузора А_к = 55,7 м^2,5/мин от результатов расчета эффективной фактической мощности по показаниям БИКМ и «Гиперфлоу-УС». Подобная картина наблюдалась и на первом этапе теплотехнических испытаний. Данный факт может объясняться особенностью серии поставки ГПА данного типа в ООО «Газпром трансгаз Москва».

Результаты теплотехнических испытаний первого и второго этапов свидетельствуют о необходимости актуализации нормативного значения коэффициента расхода конфузора для ГПА ГТК-25ИР. Процедуру уточнения коэффициента расхода конфузора по результатам второго этапа испытаний целесообразно проводить по показаниям «Гиперфлоу-УС». Итоговый коэффициент расхода конфузора должен учитывать результаты как первого этапа испытаний, когда уточнение проводилось по показаниям БИКМ путем обратного пересчета, полученное значение составило А_к = 61,21 м^2,5/мин, так и второго.

ВЫВОДЫ

Коэффициент расхода конфузора, определенный по показаниям «Гиперфлоу-УС», равен А_к = 61,28 м^2,5/мин. Итоговым коэффициентом расхода конфузора, рассчитанным как среднеарифметическое значение, принят А_к = 61,25 м^2,5/мин.

В ООО «Газпром трансгаз Москва» утверждено скорректированное значение коэффициента расхода конфузора для нагнетателя PCL-804-2, входящего в состав ГПА ГТК-25ИР.

Опыт, полученный ООО «Газпром трансгаз Москва» на примере ГТК-25ИР, свидетельствует о необходимости актуализации нормативного значения коэффициента расхода конфузора для некоторых типов ГПА, эксплуатируемых в ПАО «Газпром». Определенный с достаточной точностью коэффициент расхода конфузора и достоверность показаний штатных средств измерений позволяют определить основные теплотехнические параметры ГПА с удовлетворительной точностью. Погрешность их определения не превышает 5 %. Это позволит избежать необходимости применения специальных средств измерения типа БИКМ и ультразвукового расходомера, что благоприятно повлияет на экономическую составляющую диагностического обслуживания ГПА. 

Эффективная фактическая мощность и КТС по мощности
Effective actual power and maintenance factor by power

Диагностика магистральных газопроводов (МГ) является неотъемлемой частью работ по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР). При этом постановка диагностических работ в отечественной газотранспортной системе (ГТС) имеет принципиальные особенности по сравнению с европейскими газопроводами в связи с ее значительной протяженностью и эксплуатацией в регионах со сложными природно-климатическими условиями.
В технологическом плане также необходимо отметить, что ГТС функционирует в едином гидравлическом режиме, значительное число транзитных газопроводов большой протяженности (3–4,5 тыс. км)
диаметром 1420 мм проходят из районов Крайнего Севера в центральную часть России и Европу.
В числе особенностей конструктивных решений газопроводов следует выделить неравнопроходные участки, крутоизогнутые отводы, прямые врезки, а также обратить внимание на значительное число газопроводов-отводов (около 36 тыс. км), в том числе однониточных. Все эти факторы, с учетом единства требований по надежности и безопасной эксплуатации ГТС, потребовали разработки концепции диагностики МГ и технических решений по ее реализации.

По-видимому, впервые цели и задачи диагностики МГ были сформулированы в работе [1]. Непосредственно концепция диагностики и ее формирование как системы были изложены в 1994 г. в Отраслевой программе «Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов России», разработанной на основе анализа практического отечественного
и зарубежного опыта, выполнения научно-исследовательской работы (НИР) и натурных обследований. Реализация программы позволила перейти от отдельных разноплановых работ по диагностике к комплексной инспекции в рамках отрасли, что представлено на схеме на рис. 1.

При выполнении программы диагностических работ были выявлены новые темы, касающиеся эффективности проведения диагностики, оценки работоспособности газопроводов при наличии дефектов и определения срока службы газопроводов. Указанные задачи были в основном реализованы в Отраслевой программе «Диагностическое обслуживание и повышение надежности магистральных газопроводов, объектов добычи и переработки газа» (1998–2003 гг.), в которой в отдельном разделе было предусмотрено создание и плановое применение внутритрубной инспекции.

ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ

В 2000–2003 гг. были разработаны и получили промышленное внедрение отечественные внутритрубные магнитные дефектоскопы компаний НПО «Спецнефтегаз» и ДОАО «Оргэнергогаз», которые можно отнести к дефектоскопам первого поколения.

В настоящее время в парк дефектоскопов вошли устройства третьего поколения с использованием магнитного и ультразвукового принципа, в том числе для обнаружения стресс-коррозионных трещин. Одно из таких устройств – магнитный дефектоскоп диаметром 1420 мм с продольным намагничиванием – представлено на рис. 2. Были созданы и наружные сканеры-дефектоскопы, позволяющие выполнять диагностику труб при проведении капитального ремонта участков газопроводов (рис. 3).

Для диагностики газопроводов используется парк современных дефектоскопов, способных проводить инспекцию стандартных участков. Но возможности внутритрубной дефектоскопии (ВТД) ограниченны, основные трудности ее применения относятся к анализу проблемных участков (рис. 4).

Следует обратить внимание на представленные в нижней части рис. 4 дефектоскопы с электромагнитно-акустической технологией (ЭМАТ) для оценки состояния защитного покрытия трубопроводов и дефектоскопы с высоким разрешением для уточнения гео-метрии трубы с последующим расчетом напряженно-деформированного состояния (НДС), разработанные фирмой ROSEN Group (Германия). Эти дефектоскопы расширяют область применения ВТД, но значительно удорожают диагностические обследования. В этой же компании также сформулированы рекомендации по выбору типа дефектоскопов для диагностики трубопроводов различных диаметров и величин рабочего давления, что показано на рис. 5 [2].

Отдельной составляющей в диагностике является электрометрия, направленная на оценку состояния электрохимической защиты, коррозионной активности грунтов и прогноз коррозионной опасности отдельных участков. Следует отметить многообразие электрометрических методов, включая методы переменного и постоянного тока, сопротивлений и электрохимические методы. Также в ПАО «Газпром» выполняются работы по геотехнической диагностике для контроля положения трубопроводов, состояния участков трассы, анализа возможных процессов эрозии, размывов траншеи, вертолетные обследования газопроводов с использованием лазерных и тепловизионных комплексов в целях поиска утечек, видеосъемки и анализа состояния охранных зон и минимально безопасных расстояний [2].

Таким образом, в техническом плане в отрасли сложилась система комплексной диагностики МГ, позволяющая контролировать состояние ГТС.

ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ

В то же время необходимо проанализировать «узкие места» и, исходя из анализа, рассмотреть концепцию развития диагностических работ с позиций повышения надежности и экономичности. Внутритрубная диагностика как основа инспекции имеет следующие принципиальные ограничения:

• около 40 % эксплуатируемых газопроводов (проблемные участки) не охвачено ВТД (рис. 4), около 36 тыс. км газопроводов-отводов не могут обследоваться методами ВТД;

• область применения стандартных ВТД ограничена диапазоном давлений не ниже 2 МПа, диаметрами и толщинами стенок (рис. 5);

• применение усовершенствованных ВТД, например ЭМАТ, относится к дорогостоящим мероприятиям (в 2–3 раза дороже стандартных ВТД).

В организационном плане недостаточно видна оперативная связь планирования диагностических и ремонтных работ. На практике по результатам диагностики выбираются приоритетные для ремонта участки, а во времени исполнения диагностических работ имеются разрывы в год и более, что существенно снижает их эффективность.

На основе диагностических работ выявляются отдельные потенциально опасные участки, но оценка надежности газопровода в целом – от промысла до потребителя – не выполняется.

На транзитных газопроводах или в коридорах газопроводов инспекцию технического состояния выполняют разные исполнители с применением различных технических средств, что приводит к погрешностям как по привязке дефектов к месту измерений, так и по оценке их опасности.

Опыт показывает, что формирование и оценка результатов (технический отчет) по газопроводу в целом занимают длительное время, и этот факт не позволяет получить реальную картину технического состояния на текущий год и затрудняет планирование.

В настоящее время в технико-экономическом плане внутритрубная диагностика достигла своего предела. В связи с этим наряду с ВТД необходимо рассмотреть перспективные диагностические работы с использованием наземных средств.

НАЗЕМНЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ

В настоящее время в нефтегазовой отрасли имеется ряд современных наземных комплексов для бесконтактной диагностики трубопроводов с поверхности земли, позволяющих выявлять дефекты изоляционного покрытия, пространственное положение, параметры токов и намагниченности. В числе таких приборов можно отметить отечественные приборные комплексы «Орион», КМД-01М, М1, магнитометры, измерители концентраторов напряжений.

Среди зарубежных средств получил распространение комплекс, использующий метод измерения градиента напряжения постоянного тока (метод DCVG), который позволяет достаточно точно выявлять повреждения изоляции и ранжировать их по степени опасности, при этом комплекс имеет высокую производительность – до 10–12 км в день.

В последние годы в нефтяной отрасли и, частично, в ПАО «Газпром» применяется высокоскоростной метод дистанционной магнитной локации, разработанный отечественными специалистами в компании ООО НПП «Техносфера-МЛ» (Зеленоград, Россия) [3]. Этот метод на базе автоматизированного комплекса «Орион-3» позволяет в одном приборе за один проход с высокой точностью и скоростью обследования производить автоматический сбор данных о состоянии изоляционного покрытия, пространственном положении трубопровода и имеет низкие затраты.

Анализ технических характеристик указанных приборных комплексов показывает, что их возможности при соответствующей доработке могут быть расширены, в том числе включая зарубежный метод DCVG, а также оценку НДС участков газопроводов с коррозионными дефектами. Несколько бригад за рабочий сезон одним типом комплекса могут выполнить обследование транзитного газопровода и выдать результаты о техническом состоянии газопровода в целом с высокой точностью и низкими, по сравнению с ВТД, затратами. При этом с применением наземных комплексов можно обследовать фактически любые участки газопроводов, перемычки, подводные и автомобильные и железнодорожные переходы газопроводов, а также газопроводы-отводы.

В целях оптимизации диагностических работ следует провести сравнительные испытания современных наземных комплексов для выявления мобильного автоматизированного комплекса, отвечающего требованиям точности, скорости обследований, перечня измерительных параметров.

В итоге сочетание использования наземных комплексов с ВТД при централизованном планировании дает возможность на новом уровне оценить работоспособность МГ.

КОНЦЕПЦИЯ РАЗВИТИЯ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ РАБОТ

Концепция развития диагностических работ направлена на совершенствование проведения диагностики, уровня ее планирования и снижение затрат при выполнении инспекции и капитального ремонта. Основной целью концепции является получение знаний о надежности каждого газопровода в целом – от промысла до потребителя – и обеспечение оперативной информацией о техническом состоянии газопроводов для планирования ремонтных работ.

Для реализации концепции следует применить новый подход к диагностическим работам, а именно:

• осуществлять планирование работ на основе принципа обследования газопровода в целом за один сезон с применением скоростных наземных комплексов и использованием стандартных ВТД (там, где это возможно);

• выявить области работ наземных средств и ВТД для конкретных газопроводов и составить реестр диагностических работ в рамках ГТС;

• обеспечить на основе автоматизированной обработки данных в этот же сезон оперативную связь диагностики и планирования ремонтных работ;

• сформулировать критерии приоритетности проведения диагностических и ремонтных работ, исходя из того, что обоснование и планирование этих работ должно выполняться на основе принципа оперативности (в режиме онлайн) и комплексного анализа.

Выполнение указанных работ позволит охватить диагностикой все магистральные и технологические газопроводы, газопроводы-отводы и различные проблемные участки, что, в свою очередь, даст возможность усовершенствовать систему управления техническим состоянием и целостностью ГТС.

Таким образом, разработка новой концепции диагностических работ на МГ позволит сформировать оперативную и экономичную систему контроля технического состояния, в которой акцент сделан на оценке надежности и безопасности транзитных газопроводов и коридоров в целом – от промысла до потребителя. При этом в режиме реального времени обеспечивается эффективная база для проведения ремонта, что в итоге создает условия для оптимизации режимов транспорта газа. 

Централизованное управление плавучим заводом по производству сжиженного природного газа (СПГ) наряду с управлением другими заводами СПГ необходимо для достижения таких целей, как:

• поддержание безопасной работы системы;

• поддержание стабильности управления системой во избежание нарушения процесса и сжигания газа в факеле;

• поддержание максимальной производительности завода СПГ в условиях суточных и сезонных колебаний температуры окружающей среды.

Большинство береговых и прибрежных плавучих заводов по производству СПГ получают газ через протяженные (более 100 км) сети трубопроводов, создающие большой резервный запас газа, поэтому любые сбои в работе установки СПГ или источника газа можно урегулировать с помощью систем управления, а трубопровод и надводные системы обработки могут рассматриваться отдельно друг от друга. Отличительной чертой большинства плавучих сооружений СПГ в открытом море является ограниченный запас газа в коротких выкидных линиях (длиной менее 5 км) и стояках, проложенных от подводного устья скважины до входа в блок предварительной подготовки газа. Короткий трубопровод и небольшой запас газа могут привести к возникновению значительных динамических взаимодействий между сжижающей установкой завода СПГ и подводными скважинами, в частности скважинами с высоким расчетным давлением (более 30 МПа) и глубоководными скважинами (на глубине более 1500 м). Таким образом, конструкция и система управления подводной системой и надводными процессами плавучего комплекса СПГ должны рассматриваться как единая система, а не по отдельности.

СУТОЧНАЯ АМПЛИТУДА КОЛЕБАНИЙ

Как и у береговых заводов СПГ, у плавучей системы производительность по сжижению зависит от мощности газовой турбины, которая передается холодильным компрессорам. Все газовые турбины имеют стандартную мощность по ISO [1], которая может регулироваться в соответствии с конкретными условиями месторождения, например температурой окружающей среды, влажностью и т. п. В то время как проектный вариант установки основывается на определенных условиях окружающей среды, сама установка должна работать в полном диапазоне годовых температур. Мощность, передаваемая любой газовой турбиной, изменяется примерно на 1 % на каждый градус (1 ºC) температуры. На рис. 1 показано фактическое изменение мощности на
13 % в диапазоне изменения температур 20–34 ºC. Таким образом, производительность завода СПГ зависит как от суточных, так и от сезонных колебаний температуры окружающей среды. Операторы завода СПГ стремятся максимизировать свою производительность и, соответственно, доход, поэтому система управления настроена на максимальное производство СПГ в любое заданное время за счет использования располагаемой мощности газовой турбины.

В основном температура окружающей среды изменяется быстрее c восходом и закатом Солнца. Именно в эти периоды вышеупомянутая зависимость прослеживается наиболее четко.
На рис. 2 показан типичный профиль суточных температур окружающей среды для жаркого экваториального пояса, демонстрирующий суточные колебания температуры до 10 ºC. В настоящем исследовании применялся данный профиль температур.

Каждая подводная скважина оснащена гидравлическим дроссельным клапаном. Для подвода сырьевого газа к плавучим платформам добычи, хранения и отгрузки или непосредственно к береговым заводам СПГ подводные дроссельные клапаны на скважинах обычно работают в фиксированном положении без функции активного управления, так как операторы предпочитают свести применение дроссельных клапанов к минимуму.

В первые годы работы дроссельные клапаны эксплуатируются в условиях большого перепада давления в заблокированном потоке, следовательно, обратное давление выкидной линии не воздействует на поток. В этот начальный период для многих газовых месторождений характерно давление скважины 30–40 МПа. Производительность завода СПГ и подача сырьевого газа на входные устройства зависят от температуры окружающей среды. Обратное давление выкидной линии будет изменяться вместе с производительностью, поскольку давление в линиях растет при низкой производительности завода СПГ и падает при высокой производительности.

При отсутствии активного управления подводными дросселями амплитуда колебаний может быть значительной, особенно ранним утром и по вечерам, во время быстрого изменения температуры окружающей среды. Это приводит к росту и падению давления в выкидных линиях и стояках, так как надводный редукционный клапан настроен на поддержание постоянного давления подачи сырьевого газа на входные устройства.

Для определения величины изменения давления подачи газа в верхней части стояка при стандартных рабочих условиях и без применения активного управления подводными дросселями с помощью программы OLGA [2] была создана модель системы скважин, выкидных линий и стояков. Результаты создания данной модели показали, что в стандартном сценарии давление на входе испытывает существенные изменения: от начального значения 10 МПа до 8 МПа и затем более чем до 14 МПа, поскольку температура окружающей среды поднимается, снижая тем самым среднюю скорость производства. Изменения давления на входе, вызванные суточными колебаниями температуры, показаны на рис. 3.

Когда давление в верхней части стояка превышает 50 % давления скважины, подводный дроссельный клапан выходит из режима дросселирования, а возможные утечки блокируются обратным давлением.

Уровень колебания давления зависит от изменения интенсивности потока, длины выкидной линии (более протяженные линии с большим запасом газа сглаживают колебания) и производительности выкидной линии (интенсивный поток увеличивает приемистость).

УСЛОВИЯ НА ВХОДЕ

Давление подачи сырьевого газа во входные устройства завода СПГ обычно регулируется, чтобы поддерживать давление 6,5–7,0 МПа, необходимое для предварительной подготовки. В поворотном блоке плавучей системы сжижения газа используются надводные дроссели для регулирования давления сырьевого газа, подаваемого в устройства предварительного отбора газа (УПОГ). Затем станция понижения давления продолжает снижать давление сырьевого газа до уровня, необходимого для установки предварительной подготовки СПГ.

Температура газа на входе в верхней части стояка будет зависеть от температуры газа в скважине, глубины морского дна, длины выкидной линии, типа используемой системы обогрева или изоляции выкидной линии (при наличии), рабочего давления и расхода. Температура газа в выкидных линиях приблизительно равна температурам придонного слоя и продолжает понижаться в стояке в результате эффекта Джоуля – Томсона. Таким образом, основным фактором, ограничивающим значение давления на входе надводных сооружений, являются более низкие температуры потока после надводного дросселя из-за эффекта Джоуля – Томсона. Далее температура газа продолжает падать в результате снижения давления в зоне надводных дросселей. Для глубоководных месторождений риск заключается в том, что температура потока после надводного дросселя становится настолько низкой, что это приводит к образованию гидрата и (или) льда.

На многих глубоководных месторождениях считается нормой постоянный ввод в скважину метилэтиленгликоля (МЭГ) для снижения риска гидратообразования, однако существует определенный предел, допускающий использование МЭГ в данных целях, поскольку это вещество также может замерзать. Температура замерзания МЭГ в зависимости от его концентрации в воде показана на рис. 4.

При 90%-ной концентрации МЭГ, с учетом определенного интервала отклонений от этого значения, должна применяться минимальная рабочая температура около –20 ºC для предотвращения замерзания МЭГ и образования гидрата и (или) льда в потоке после надводных дросселей. В зависимости от требуемого дросселирования надводного потока и температур флюида необходимо тщательно подбирать концентрацию МЭГ для предотвращения замерзания МЭГ с низкой концентрацией. Также необходимо обратить внимание на минимальную расчетную температуру компонентов вертлюга и, в частности, его уплотнений.

С помощью модели были определены температуры на входе для ряда потоков и давлений в неизолированных выкидных линиях различной длины. Исходя из результатов с учетом минимальной температуры на входе около –10 ºC, давление на входе в надводной части должно быть снижено до 10 МПа во избежание падения температур до чрезвычайно низкого уровня после надводного дросселя. Это значит, что рабочий диапазон давления для сценариев с похожими условиями (глубоко-водное месторождение в холодном климате) довольно ограничен – от 7 до 10 МПа. Даже самые незначительные суточные колебания приведут к превышению данного диапазона давления, особенно через несколько дней работы, когда средняя температура отклонится от первоначального значения.

На основании данного анализа в рамках определенных условий был сделан вывод о том, что управление системой без активного управления подводными дросселями нецелесообразно, если только газ не подогревается на участке до надводных дросселей. В ходе исследования определено, что в качестве решения данной проблемы предпочтительно разработать систему активного управления подводными дросселями, а не подогревать газ или рассматривать другие возможности. Активное управление подводными дросселями для регулировки давления на входе в надводные сооружения в допустимом диапазоне потребует выполнения ежедневной операции по частичному открытию/закрытию. Предполагалось, что это будет рабочая операция, не требующая частого выполнения, и грубая настройка будет дополняться точной регулировкой за счет использования надводных дросселей.

Помимо суточных колебаний в работе системы необходимо учитывать более резкие кратковременные воздействия. Отключение одной компрессорной линии сжижающей установки приведет к почти мгновенному сокращению общего расхода приблизительно на 50 % и, соответственно, к быстрому росту давления на входе. Подобная ситуация может считаться наиболее жестким режимом работы, к которому необходимо адаптировать установку.

КОНЦЕПЦИЯ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ

Схема централизованного управления стандартными плавучими сооружениями СПГ для регулирования скорости производства сжиженного газа приведена на рис. 5. Показаны основные цепи управления производства газа. Скорость производства устанавливается регулятором температуры на выходе сжижающей установки. Другие регуляторы обеспечивают управление по принципу обратной связи
с различными участками системы для поддержания давления (и уровней) в пределах требуемого диапазона, с соответствующей реакцией на скорость, установленную температурным регулятором сжижающей установки.

Блок предварительной подготовки газа (удаление CO2, осушка, удаление ртути и т. п.) работает при фиксированном давлении на входе, заданном установкой предварительной подготовки для завода СПГ. Важно поддерживать стабильность данного давления во избежание нарушения процесса и ненадлежащего функционирования блока предварительной подготовки. Понижение давления в деметанизаторе осуществляется с помощью направляющих лопаток на входе турбодетандера.

После удаления тяжелых углеводородов компрессор с электроприводом поднимает давление, заданное при регулировке скорости, перед входом в сжижающую установку. После охлаждения
и сжижения сырьевого газа давление снижается в испарительной емкости. Из данной емкости СПГ направляется на хранение, а выделяемый газ сжимается для использования в качестве топлива.

Управление производительностью установки сжижения осуществляется с помощью хладагента во время ее работы. Как уже было отмечено, циркуляция хладагента зависит от мощности, передаваемой через приводы газовой турбины, которая, в свою очередь, зависит от температуры окружающего воздуха, при меньшей располагаемой мощности при повышенных температурах. Следовательно, производительность завода СПГ напрямую зависит от располагаемой мощности газовой турбины.

Общая производительность управляется регулятором температуры, расположенным на выходе потока СПГ из сжижающей установки. Этот регулятор поддерживает температуру СПГ на заданном уровне путем регулирования расхода сырьевого газа в линии с охлаждением имеющимся хладагентом. В нормальном режиме управления заводом СПГ данный регулятор включает последовательно регулятор расхода. При недостаточной хладопроизводительности температура продукта начинает расти, и регулятор температуры понижает температуру выходящего потока.

В зависимости от общей производительности, установленной данным регулятором температуры, другие цепи управления процессом действуют для поддержания рабочего давления на заданном уровне. Давление в деметанизаторе устанавливается параметрами направляющих лопаток на входе турбодетандера (и обводным клапаном Джоуля – Томсона), в то время как давление в сжижающей установке задается скоростью дожимного компрессора.

Основная функция регулятора подводного дросселя заключается в поддержании давления на входе в верхнюю часть стояка в пределах заданного диапазона с небольшим запасом на допустимые отклонения. Для соблюдения данного диапазона требуется постоянный контроль запаса газа, т. е. объем газа, поступающего в систему, должен соответствовать объему газа, выпускаемого из системы. Разница даже в 1–2 % в течение нескольких часов может привести к выходу давления из установленного диапазона.

Основной функцией регулятора надводного дросселя является поддержание требуемого заданного давления в УПОГ. В большинстве случаев применяется несколько надводных дросселей (по одному на каждую выкидную линию), и они регулируются одновременно с целью поддержания давления в верхней части всех стояков на уровне, близком к значению в нормальном режиме работы. Одновременное регулирование надводных дросселей нацелено на использование полного объема подводной системы для поглощения несбалансированности составляющих потока для минимизации необходимости управления подводными дросселями.

Главная функция станции понижения давления заключается в поддержании постоянного стабильного давления в блоках предварительной подготовки СПГ. Данная цепь управления должна быть относительно быстродействующей ввиду меньших объемов между УПОГ и станцией понижения давления, должна иметь точную регулировку давления в УПОГ посредством надводных дроссельных клапанов и более грубую регулировку подводными дросселями. Для обеспечения постоянного давления в блоке предварительной подготовки газа в аномальных условиях иногда может потребоваться наличие альтернативных регуляторов.
В случае чрезмерного превышения установленного значения нормального давления для регулировки в условиях временного нарушения процесса может использоваться регулятор сброса, открывающий клапан сброса отходящих газов на факел. В случае падения давления в результате недостаточного объема газа, поступающего из скважин, скорость производства СПГ, устанавливаемая регулятором температуры, может быть скорректирована для установки более низкой скорости производства.

СОЗДАНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

В целях обеспечения доказательств описанной концепции и наглядной демонстрации надежности предлагаемой схемы управления с помощью программного обеспечения UniSim [3] была создана динамическая модель системы от устья скважины до выпуска СПГ. Модель, построенная на основе реального месторождения, включала куст скважин, выкидные линии, стояки, поворотный блок, основные надводные технологические установки и связанные цепи управления. Чтобы проверить точность проектирования подводного участка динамической модели UniSim
с помощью программы OLGA, обычно используемой для проверки гидродинамических расчетов, были добавлены смоделированные гидравлические процессы многоступенчатой подводной системы.

Скважины представлены в виде источников газа с постоянным давлением, подающих одинаковый упрощенный состав газа при заданной температуре. Различные давления скважины и объемы выкидных линий означают, что скорости изменения давления отличаются от стояка к стояку. Поскольку рассматриваются выкидные линии, не имеющие изоляции, газ охлаждается до температуры, близкой к придонной.

Подводные дроссельные клапаны представлены клапанами со стандартным коэффициентом расхода. Для данного типа клапана стандартное время открытия составляет 10 с/шаг, полное открытие/закрытие достигается за 130 шагов, или около 21 мин. Надводные дроссели смоделированы как стандартные линейные регулирующие клапаны со временем открытия/закрытия 20 с.
За основу для моделирования УПОГ и сосудов, расположенных ниже по потоку, взяты расчетные размеры.

Подводные дроссели регулируются для поддержания давления на входе в пределах ±0,5 МПа от установленного значения. Каждый подводный дроссель управляется в соответствии с давлением на входе их собственного стояка. Когда давление в верхней части стояка достигает верхнего предела диапазона, соответствующий дроссельный клапан закрывается на один шаг (0,77 %, в эквиваленте 130 шагов полного хода). Если давление в верхней части стояка падает до нижней границы диапазона нечувствительности, подводный дроссель открывается на один шаг. Частота шагов хода подводных дроссельных клапанов в модели ограниченна, чтобы не превысить ограничения по нарастающей производительности скважины. Логическая схема модели также не допускает превышения максимально допустимого расхода газа каждой скважины.

Давление в УПОГ регулируется путем управления надводными дросселями для поддержания заданного значения, в то время как давление газа, поступающего в блок предварительной подготовки, регулируется клапанами станции понижения давления.

РЕЗУЛЬТАТЫ ДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Для проверки стабильности предлагаемой схемы управления модель была испытана при различных сценариях динамической работы. Некоторые из основных рассматриваемых сценариев включают:

• суточные колебания в течение типичных суток и суток с наихудшими условиями (высокотемпературные колебания);

• отключение оборудования, вызвавшего 50 % потери производительности сжижающей установки;

• регулируемое постепенное снижение до 50 % производительности с последующим выводом на полную мощность;

• отключение одной из скважин.

В каждом случае определялось число шагов подводного дроссельного клапана, влияние на расход газа и жидкости в выкидных линиях, а также давление на входе в систему.

Сценарий воздействия суточных колебаний температуры. Рассматриваемая ситуация предполагает высокую (до 10 ºC) амплитуду суточных колебаний температуры. Изменения расхода и давления в верхней части стояка, смоделированные в программе UniSim для данной ситуации, показаны на рис. 6 и 7. Рис. 6 демонстрирует суммарный расход, поступающий в УПОГ со всех выкидных линий.

За счет точной регулировки давления на станции понижения давления и УПОГ даже при высокой амплитуде суточных колебаний расход газа на входе в УПОГ эффективно поддерживает заданную скорость производства СПГ. По мере снижения расхода с началом закрытия дроссельного клапана давление во всех выкидных линиях растет. При допуске повышения давления необходимость использования подводных дросселей сначала снижается, но при достижении зоны нечувствительности требуется привести в действие подводные дроссели для адаптации к последующим изменениям заданного расхода.

Система управления поддерживает постоянное давление в УПОГ (надводные дроссели) и в блоках предварительной подготовки газа (станция понижения давления). Для данного сценария с высокой амплитудой суточных колебаний температуры требуется выполнить большее число шагов хода подводных дросселей.

Сценарий сокращения производства на 50 %. Возможность управления в случае внезапного сокращения производства на 50 % (например, в результате снижения хладопроизводительности сжижающей установки на 50 %) представлена на рис. 8 и 9. Данная ситуация основывается на постепенном снижении производства на 50 % в течение приблизительно 15 мин, отражающем термическую инерцию в теплообменниках сжижающей установки. Для более эффективного управления системой в данном случае, а также во избежание потенциальных проблем с отказом выкидной линии, некоторые скважины отключаются с некоторым опозданием.

Быстрое сокращение расхода газа регулируется с помощью временного повышения давления в УПОГ, в то время как давление в блоке предварительной подготовки остается неизменным. Во избежание роста давления выше 10 МПа во время снижения отбора газа из скважины срабатывает блокировка по высокому давлению на стояке, в результате чего для поддержания давления УПОГ на заданном уровне происходит сброс небольшого количества отходящих газов на факел. Необходимость сжигания газов на факеле зависит от допустимых скоростей снижения отбора газа из скважин.

Сценарий постепенного снижения и увеличения производительности. Данный сценарий моделирует запланированное постепенное снижение скорости производительности завода СПГ со 100 до 50 %, за которым следует период выдержки, а затем постепенное увеличение производительности до 100 %. Данная ситуация отражает частичное отключение линии сжижения для проведения планового техосмот-
ра. Смоделированная в программе UniSim динамическая реакция входной системы на данную ситуацию представлена на рис. 10 и 11.

Результаты показывают, что давление в УПОГ и блоках предварительной подготовки во время снижения и увеличения производства остается постоянным.

Сценарий отключения скважины. В случае отключения одной из эксплуатационных скважин (например, при закрытии центральной или боковой задвижки) остальные скважины могут увеличить скорость отбора, тем самым поддерживая заданный уровень (рис. 12 и 13).

После отключения одной скважины или выкидной линии давление в остальных выкидных линиях быстро падает, а работающие скважины увеличивают производительность для поддержания давления. Несмотря на то что в УПОГ наблюдаются некоторые колебания давления, в блоке предварительной подготовки давление можно поддерживать на стабильном уровне. В данной ситуации реакция системы ограничена заданным пределом скорости увеличения отбора газа из скважины. Имитация более быстрых допустимых изменений показывает, что при отключении скважины можно добиться нормальной производительности завода СПГ.

Серьезность последствий зависит от доли общих потерь сырьевого газа при отключении одной скважины. Для систем, эксплуатирующих несколько скважин, последствия будут небольшими. Если одна скважина является источником, подающим бóльшую часть сырьевого газа, производство будет снижено до уровня, соответствующего максимально возможному расходу из остальных скважин. В обоих сценариях система управления способна восстановить стабильную работу.

Жидкостное пробкообразование. Одним из побочных эффектов суточных колебаний температуры и других рабочих ситуаций является изменение интенсивности потока жидкости на входе в УПОГ во время роста и падения давления в выкидных линиях, что может привести к формированию пробок. Интенсивность такого пробкообразования была изучена отдельно с помощью программы OLGA. Такие перебои при поступлении жидкости в нормальных условиях эксплуатации показаны на рис. 14. На основании созданной модели были рассчитаны интенсивность пробкообразования и размер пробок при различных сценариях. Полученные результаты, в свою очередь, были использованы для сверки с размерами УПОГ и требуемыми значениями интенсивности слива. Пробкообразование также наблюдается во время усиления перепадов давления в верхней части стояка.

ВЫВОДЫ

Исследование Kellogg Brown & Root Limited подтвердило наличие отдельных рабочих аспектов при непосредственном соединении плавучего комплекса СПГ с подводной системой через короткие выкидные линии и стояки с малым запасом газа. На основе динамического моделирования продемонстрировано следующее: во всех рассмотренных сценариях с помощью системы активного управления подводными дроссельными клапанами можно добиться стабильных рабочих условий в блоках предварительной подготовки СПГ и сжижающей установке. Сочетание надводных дросселей и станции понижения давления позволяет производить грубую и точную регулировку давления в блоке предварительной подготовки газа, а также обеспечивает возможность качественного управления во всех рассмотренных сценариях.

Необходимые операции по регулировке подводных дроссельных клапанов сводятся к минимуму, однако некоторые манипуляции потребуется выполнять для каж-
дой системы ежедневно. Количество шагов открытия/закрытия установлено в пределах возможностей дроссельных клапанов.

Работа была выполнена в виде исследования для доказательства концепции. Предложенная схема управления может быть оптимизирована дополнительными опциями, которые необходимо изучить на предмет поведения в рабочих условиях конкретного проекта, поскольку каждая опция будет иметь небольшие отличия.

Данная работа подчеркивает, что при проектировании сложного комплекса СПГ важно рассмат-
ривать подводные и надводные процессы как единое целое, а не как отдельные системы. Акцент делается на необходимости внимательного отношения к деталям для обеспечения надежной, эффективной и долгосрочной эксплуатации. 

АКТУАЛЬНОСТЬ ИССЛЕДОВАНИЯ

Конфигурация подземных трубопроводных систем, коммуникаций и оборудования промышленных площадок, например насосных, компрессорных, газораспределительных станций (ГРС), представляет собой сложную взаимосвязанную систему электродов, соединенных посредством грунта и наружных электрических связей. В соответствии с требованиями нормативной документации [1] часть их подлежит защите от коррозии средствами электрохимической защиты (ЭХЗ). При этом некоторые электроды этой системы (защитные заземления электрооборудования, свайный фундамент, стальная арматура и пр.) могут конструктивно включаться в схему активной защиты, вызывая экранирование натекания защитных токов на сооружения, требующие ЭХЗ, и влечет за собой многократный рост потребления электроэнергии установками катодной защитой. Практика показывает, что до 90–95 % защитного тока натекает на защитные заземления (ЗЗ), что на порядок снижает работоспособность и срок службы анодных заземлений, а также приводит к тому, что даже в случае выполнения требований по обеспечению требуемой степени защищенности трубопроводов по величине потенциала «труба – земля» [1] коэффициент загрузки преобразователей станций катодной защиты по току и мощности превышает 0,7–0,8. Это снижает их надежность и приводит к невозможности обеспечения эффективной ЭХЗ в среднесрочной перспективе при частичном уменьшении величины переходного сопротивления изоляции трубопроводов. В связи с этим задача выбора эффективных схем ЭХЗ и повышения энергоэффективности противокоррозионной защиты трубопроводов промышленных площадок в целом становится все более актуальной, а ее решение – все более востребованным.

ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ

На практике для снижения влияния защитных заземлений на работу катодной защиты наиболее часто используются заземляющие устройства из оцинкованных материалов. Недостаток этого решения заключается в его низкой эффективности, поскольку применяют не чистые металлы, а их сплавы, что позволяет сместить потенциал защитного заземления в отрицательную сторону на величину около 0,5–1,0 В. Этого, как правило, недостаточно для обеспечения эффективной катодной защиты подземных сооружений.

В качестве действенной меры в отдельных случаях можно отметить применение электроизолирующих вставок для разделения заземляемых и изолированных от грунта трубопроводов [2–4]. У данного техническое решения есть следующие недостатки: высокая стоимость вставок и ограничения на возможность их монтажа в процессе эксплуатации в стесненных условиях; более низкая надежность электроизолирующей вставки по отношению к трубе, вызванная сложностью конструкции и большим количеством элементов; низкая стойкость к декомпрессии; возможность применения электроизолирующих вставок только при новом строительстве или при реконструкции эксплуатируемых объектов.

Цель данной работы состояла в разработке устройства для разделения контуров защитного заземления и катоднозащищаемых объектов, а также в его испытании в лабораторных и промышленных условиях.

В зарубежной практике защиты трубопроводных систем от коррозии имеется достаточно большой опыт использования устройств, предназначенных для гальванического разделения объектов, объединенных в общую систему [5–10]. Такие устройства можно классифицировать на три типа (рис. 1):

• поляризационная ячейка (polarization cell, PC) – устройство, представляющее собой электрохимический переключатель, состоящий из пар из нержавеющей стали или никелевых пластин, погруженных в раствор гидроксида калия. Поляризационная ячейка предназначена для препятствия протеканию постоянного тока и обеспечения беспрепятственного протекания переменного тока;

• заменитель поляризационной ячейки (polarization cell replacement, PCR; DC decoupling device, DCDD) – устройство, построенное на полупроводниковых дискретных элементах. Его назначение состоит в одновременном обеспечении высокого сопротивления по постоянному току и низкого сопротивления или неразрывности по переменному току цепей заземления. За счет развязки цепей системы катодной защиты от системы заземления создаются условия для снижения величины протекающего в цепи заземления тока катодной защиты до минимально необходимого уровня. Внутри корпуса устройства размещены ограничительные диоды и конденсаторы. По сравнению с поляризационными ячейками их заменитель не имеет в составе опасных электролитов и не нуждается в техническом обслуживании;

• полупроводниковое устройство развязки (solid state decoupler, SSD) предназначено для предотвращения протекания тока до заданного порога напряжения при прохождении тока любого рода. В случае возникновения напряжения, превышающего пороговое значение, устройство мгновенно переключается в режим короткого замыкания, обеспечивая защиту от перенапряжения. Основное назначение устройства развязки заключается в гальваническом разделении заземляющей шины от трубопроводов (для повышения эффективности катодной защиты), а также в обеспечении защиты от перенапряжения для обслуживающего персонала. Подобные устройства могут быть выполнены на диодах или варисторах [5].

На практике рассмотренные типы устройств выполняют, как правило, функцию защиты изолирующих фланцевых соединений от разрушения, например при ударе молнии. Сравнительный анализ технических характеристик устройств для гальванической развязки (табл. 1) позволил выявить их особенности и недостатки.

Устройства в виде поляризационных ячеек требуют постоянного контроля уровня раствора гидроксида калия, а также его периодической замены. По этой причине данный тип устройств не может использоваться на территории опасных производственных объектов. Устройства, выполненные в виде полупроводниковых элементов, не требуют специального технического обслуживания и могут быть использованы во взрывоопасных зонах. Они обеспечивают неразрывность цепи, в которую устанавливаются. Впрочем, варианты различных конфигураций данных устройств ограничены производителями по величине порогового напряжения срабатывания и току короткого замыкания. Это затрудняет и ограничивает выбор параметров, требуемых для конкретной задачи – разделения контуров защитного заземления и системы катодной защиты подземных трубопроводов.

В связи с изложенным разработка новой конструкции устройства, предназначенного для гальванической развязки систем защитного заземления и катоднозащищаемых объектов, является актуальной научно-технической задачей. К числу основных требований, которым должно соответствовать разрабатываемое устройство, относятся:

• отсутствие необходимости подключения источника питания для обеспечения работы устройства;

• обеспечение падения напряжения постоянного и переменного тока на устройстве, позволяющее привести величину потенциала «труба – земля» к требуемому значению;

• подключение устройства в систему защитного заземления должно обеспечивать неразрывность электрической цепи, не оказывая воздействия на работоспособность системы защитного заземления (сопротивление растеканию защитных заземлений должно оставаться в пределах, нормируемых [11]);

• для изготовления основного блока устройства должны быть использованы твердотельные приборы.

КОНСТРУКЦИЯ УСТРОЙСТВА

Исходя из заявленных требований в целях использования при разработке основного блока устройства гальванической развязки систем защитного заземления и катоднозащищаемых объектов были выбраны полупроводниковые элементы. При этом из всех рассмотренных разновидностей наиболее целесообразно применение диодов. Основным блоком устройства для разделения контуров катодной защиты
и контуров защитных заземлений и молниезащиты является блок силовых диодов. Он обеспечивает требуемое падение напряжения между защищаемым сооружением и защитным заземлением (примерно 1–5 В), что позволяет минимизировать влияние защитных заземлений на эффективность катодной защиты, снижает расход электроэнергии на катодную защиту, а также уменьшает нагрузку на преобразователи станций катодной защиты и дает возможность избежать ускоренной потери металла анодных заземлений. Если на сооружении появляется напряжение переменного или постоянного тока свыше 1–5 В, протекающий через диоды и защитное заземление ток резко возрастает, что не допускает появления на защищаемом сооружении напряжения, опасного для жизни и здоровья персонала.

Диоды, входящие в состав основного блока устройства, включены встречно-параллельно. Это позволяет пропускать через устройство переменный или пульсирующий ток, а также постоянный ток произвольной полярности. Помимо этого появляется возможность изменять падение напряжения на устройстве путем изменения количества включенных последовательно диодов.

В зависимости от материала защитного заземления и близости его расположения к анодному заземлению выбирают требуемое минимальное падение напряжения на устройстве, что может быть обусловлено типом и количеством диодов, включенных последовательно.

На рис. 2 представлена схема подключения устройства для гальванической развязки в разрыв цепи защитного заземления. При наличии контура защитного заземления (5), расположенного между катоднозащищаемым объектом (1) и анодным заземлением (6), в штатном режиме работы станции катодной защиты (СКЗ) (3) подземного сооружения защитный ток распределяется как на защищаемое сооружение (1), так и на контур защитного заземления (5), т. е. проявляется эффект экранирования токов катодной защиты контуром защитного заземления. Устройство для гальванического разделения контуров катодной защиты и защитного заземления (4) устанавливают в разомкнутую цепь защитного заземления. Блок силовых диодов обеспечивает требуемое падение напряжения между защищаемым сооружением и контуром защитного заземления.

ИСПЫТАНИЯ ПРОТОТИПОВ УСТРОЙСТВА

Для оценки влияния устройств с различной структурой, подключенных в разрыв электрической цепи между защитным заземлением и защищаемым подземным сооружением, на абсолютное значение потенциала «труба – земля» и величину силы тока, натекающего на защитное заземление, необходимо проведение лабораторных испытаний, а также испытаний на действующих объектах.

Для лабораторных испытаний были изготовлены прототипы устройства, состоящие из двух, четырех, шести и восьми диодов Д305 (рис. 3а). В качестве опытного образца устройства для промышленных испытаний изготовлена сборка, состоящая из четырех силовых диодов Д161-320 (рис. 3б).

Испытания проводились в следующем порядке:

• выбор участка, на котором наблюдается наиболее выраженный эффект экранирования катодного тока защитными заземлениями;

• измерение электрометрических характеристик защищаемого трубопровода при работе ЭХЗ в штатном режиме;

• установка устройства в цепь защитного заземления энергоиспользующего оборудования (одним выводом к защитному заземлению, другим – к защищаемому подземному сооружению);

• измерение электрометрических характеристик защищаемого трубопровода после подключения устройства.

Лабораторные испытания проводились на экспериментальном стенде на базе ФГБОУ ВО «УГТУ» (рис. 4). Стенд представляет собой емкость (2500 × 600 мм), заполненную увлажненным песчаным грунтом на глубину 115 мм. В емкость помещен предварительно изолированный полимерной лентой участок трубопровода (длина – 2000 мм; D_н = 25 мм; толщина стенки – 2 мм, марка стали – 09Г2С). Имитация катодной защиты осуществляется путем подключения источника питания постоянного тока и анодного заземления, представляющего собой стальную пластину площадью 100 см². В качестве имитаторов защитных заземлений использовались образцы из меди и оцинкованной стали, площадь поверхности которых составляет S_ЗЗ = 12,8 см². Установка защитных заземлений производилась вблизи точки дренажа на расстоянии 50 мм от защищаемого трубопровода и 200 мм от анодного заземления.

Измерение разности потенциалов «труба – земля» выполнялось последовательно, за счет перемещения медносульфатного электрода сравнения по точкам I, II, III, IV, V вдоль рассматриваемого участка трубопровода (расстояние между точками – 400 мм) с использованием в качестве измерителя универсального вольтметра В7-78/1.

Результаты измерения показали, что распределения защитного потенциала «труба – земля» существенным образом зависит от наличия гальванической связи с заземлителями, но подключение в разрыв цепи разработанного устройства снижает влияние заземлителя. При этом эффект возрастает с увеличением количества диодов, обусловливающих величину падения напряжения на диодной сборке (рис. 5, 6, здесь 2d – два диода, 4d – четыре диода, 6d – шесть диодов, 8d – восемь диодов).

Измерение силы тока, натекающего на защитное заземление, выполнялось с применением универсального вольтметра РВ7-22А и также показало зависимость от материала заземления и количества диодов в устройстве (табл. 2).

Действующими объектами, выбранными для испытания разработанного устройства, стали территория ГРС Арзамасского линейно-производственного управления магистральных газопроводов и площадка кранового узла, входящего в состав линейной части системы магистральных газопроводов «Бованенково – Ухта».

Трубопроводная обвязка оборудования, входящего в состав ГРС, представлена надземными и подземными трубопроводами. Подземная часть трубопроводной системы подлежит ЭХЗ, которая осуществляется путем подключения СКЗ. Система защитного заземления представляет собой замкнутый контур, выполненный из стальной полосы.

Испытания проводились при работе средств ЭХЗ в нормальном рабочем режиме. Параметры СКЗ: выходное напряжение U_вых = 7,8 В; сила тока I = 2,9 А.

На первом этапе были проведены измерения потенциала «труба – земля» в различных точках трубопроводной системы ГРС (рис. 7). На втором этапе устройство устанавливалось в разрыв цепи одиночного защитного заземления, подключенного к общему заземляющему контуру ГРС в точках 16, 17. После подключения устройства проводились повторные измерения потенциала «труба – земля» в точках 1–17.

Как видно из рис. 8, подключение устройства в разрыв цепи защитного заземления в точках 16 и 17 позволило добиться увеличения абсолютного значения потенциала «труба – земля»
в среднем на 0,14 В.

При вводе в эксплуатацию на территории кранового узла, входящего в состав системы МГ, отмечена недостаточная степень защиты от коррозии, что вызвано наличием контактов трубопроводов с контуром защитного заземления, выполненного в виде стальной полосы (контакты импульсных трубок и блоков управления кранами с корпусами кранов). Наибольшее экранирование токов катодной защиты отмечено на крановой обвязке камеры пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД) (рис. 9).

Для проведения испытаний были разработаны различные варианты опытных образцов устройств, конструкции которых состояли из четырех (4d), шести (6d), восьми (8d), двенадцати (12d) и шестнадцати (16d) диодов (рис. 10). В точке наиболее выраженного проявления экранирования токов катодной защиты в разрыв цепи защитного заземления подключались поочередно различные опытные образцы устройства. При этом в остальных рассматриваемых точках были устранены контакты с системой защитного заземления. Результаты измерений потенциала
«труба – земля» показали существенное уменьшение экранирующего влияния контура защитного заземления при установке различных типов устройств для гальванической развязки в точке 3, соответствующей месту размещения КПП СОД.

Также при испытании различных типов устройств были проведены измерения величины силы тока, натекающего на защитное заземление со стороны системы ЭХЗ трубопроводов (табл. 3).

Определено, что при установке устройств для гальванической развязки в цепь защитного заземления в точке происходит снижение потенциала «труба – земля» по абсолютной величине и уменьшение экранирующего влияния контура защитного заземления.

Таким образом, можно сделать вывод, что применение разработанного технического устройства для гальванической развязки электрических цепей анодных и защитных заземлений позволяет исключить негативное взаимное влияние защитных заземлений и повысить эффективность противокоррозионной защиты трубопроводов. Для достижения требуемой величины разности потенциалов «труба – земля» и уменьшения силы тока в цепи «трубопровод – защитное заземление» выбор типа и количества полупроводниковых диодов, входящих в состав устройства, осуществляется в зависимости от величины и условий натекания тока, материала электродов заземлений и их расположения относительно катоднозащищаемого сооружения.

ВЫВОДЫ

1. Сформулированы требования к техническим параметрам и конструктивным элементам устройства, позволяющего осуществить гальваническую развязку систем ЭХЗ и защитного заземления.

2. Разработана конструкция устройства для разделения контуров защитного заземления и катоднозащищаемых объектов, обеспечивающего уменьшение величины тока, натекающего на защитные заземления.

3. Разработаны методики проведения испытаний прототипов устройства для гальванического разделения катоднозащищаемых объектов и контуров защитного заземления с различной структурой в лабораторных условиях и на действующих объектах нефтегазовой отрасли.

4. Проведены испытания прототипов устройства для гальванического разделения катоднозащищаемых объектов и контуров защитного заземления в лабораторных условиях и на действующих промышленных площадках ГРС и кранового узла. Установлено, что путем увеличения числа диодов в диодной сборке устройства можно добиться повышения абсолютного значения потенциала «труба – земля» до нормируемого значения и снизить величину силы тока, натекающего на защитное заземление, имеющее электрическую связь с катоднозащищаемым сооружением. 

Таблица 1. Основные характеристики устройств, предназначенных
для гальванической развязки
Table 1. Main characteristics of devices for galvanic isolation

Таблица 2. Результаты измерения силы тока, натекающего на защитное заземление
Table 2. Results of measuring the intensity of current flowing to the protective grounding

Таблица 3. Результаты измерений силы тока, натекающего на защитное заземление со стороны ЭХЗ трубопроводов
Table 3. Results of measuring the current flowing to the protective grounding from the cathodic protection of pipelines

Экологический мониторинг в ООО «Газпром добыча Надым» осуществляется на основании Программ локального экологического мониторинга (ЛЭМ) окружающей среды на четырех лицензионных участках: Бованенковский, Медвежий, Юбилейный, Ямсовейский. К числу объектов мониторинга относятся атмосферный воздух, снежный покров, поверхностные воды, донные отложения, почвы. Нормативной базой для проведения экологического мониторинга является СТО Газпром 2-1.19-415–2010 [1].

Определение химического состава компонентов окружающей среды необходимо для комплексной оценки экологического состояния. Вместе с тем временные затраты на проведение химических анализов по определению состава вод значительны. Количество веществ-загрязнителей, способных влиять на экологическое состояние биоты, с каждым годом растет, синтезируются новые вещества, которые могут быть токсичнее исходных ингредиентов.

Помимо анализа химического состава вод, не дающего возможности оценки степени влияния талых снеговых вод, поступающих с водосбора в аквасистемы, на биологические объекты, предусматриватся использование такого метода, как биотестирование (процедура установления токсичности среды с помощью тест-объектов), являющегося приоритетным в случаях, когда действующий фактор, т. е. показатель состояния природной среды:

• не может быть измерен;

• является трудноизмеряемым по ряду обстоятельств;

• может быть измерен, но не поддается моделированию в лабораторных условиях. Подчеркивается, что «актуальность и широкая распространенность биологического мониторинга обусловлена простотой и низкой стоимостью этой группы методов оценки качества компонентов природной среды» [1].

Кресс-салат (Lepidium sativum) является одним из наиболее часто используемых тест-объектов (рис. 1) в фитотестировании для биотестирования вод, донных отложений почв, природных и техногенных субстратов, воздействия синтезируемых химических веществ и их смесей, радиационного воздействия.

В настоящее время методы фитотестирования помимо экологической токсикологии начинают широко использоваться в практике экологического мониторинга. Например, такой подход опробован при анализе поверхностных вод и стоков предприятий и в ходе экологического мониторинга влияния биологических очистных сооружений Республики Башкортостан [2, 3].

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ

Целью исследования является интегральная оценка степени выявления потенциальной токсичности поверхностных и талых вод в местах сброса сточных вод в сравнении с природными естественными водами рек Крайнего Севера, а также талых снеговых вод разной степени загрязнения в зоне воздействия нефтегазоконденсатных промыслов и урбанизированных территорий. Сравнение результатов оценки экологического состояния компонентов природной среды, полученной при использовании физико-химических и биоиндикационных методов, в данной работе осуществлено на следующих объектах мониторинга:

• снежный покров, отобранный в условно-фоновых (УФ), условно-контрольных (УК) и контрольных (К) точках, установленных Программой производственного экологического мониторинга на объектах ООО «Газпром добыча Надым», с использованием снегомера, в районах Медвежьего, Ямсовейского и Бованенковского нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ);

• поверхностные воды – приемники сточных вод Медвежьего НГКМ (р. Нгева-Яха, левый приток первого порядка р. Ныда, в которую осуществляется сброс очищенных стоков газового промысла (ГП) № 6; р. Хе-Яха, левый приток р. Ныда, – приемник сбрасываемых очищенных сточных вод ГП № 8). Местоположение точек, периодичность отбора, перечень определяемых показателей были определены графиком лабораторного контроля за составом сточных вод, работой очистных сооружений и влиянием сточных вод на водоем ООО «Газпром добыча Надым», в соответствии с которым отбор осуществлялся раз в месяц в летний период (в июне, июле, августе) в 500 м выше и ниже точки сброса сточных вод.

Параллельно изучался химический состав поверхностных вод и снежного покрова лабораторией отдела физико-химических исследований Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Надым».

Оценка результатов фитотестирования была проведена по следующим параметрам кресс-салата: всхожесть семян (VCH, %); средний сухой вес проростков (W, мг); средняя длина проростков (L, мм). Проанализировано 8190 растений вида кресс-салат, выполнено 24 570 измерений.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Фитотестирование снежного покрова

Снежный покров относится к депонирующим средам. Снег является одним из наиболее информативных индикаторов состояния окружающей среды, поскольку в течение 6–9 мес накапливает все загрязняющие вещества, поступающие как трансгранично, так и локально. Доля снегового питания в районах Крайнего Севера России составляет 70–80 %, соответственно, все накопленные загрязняющие компоненты впоследствии поступают с водосборов в аквасистемы. В снежном покрове определялось 19 химических показателей. В табл. 1 представлены данные химического состава талых снеговых вод по наиболее важным биогенным компонентам.

Для снежного покрова нормативы допустимых концентраций отсутствуют, но результаты показателей железа (0,1 мг/дм³) и марганца (0,01 мг/дм³) соответствуют нормативам качества воды водных объектов рыбохозяйственного значения (для Крайнего Севера) [4]. Результаты анализов химического состава талых снеговых вод идентичны химическому составу поверхностных вод. Показатели химического состава талых снеговых вод по Медвежьему, Ямсовейскому и Бованенковскому НГКМ друг от друга отличались незначительно, и значения находились в пределах погрешности. Среди всех параметров химического состава наибольшие значения концентрации хлоридов зафиксированы для Бованенковского НГКМ, что обусловлено близким расположением к Карскому морю. При этом корреляции между средней длиной проростков (рис. 2) и большинством показателей химического состава не отмечалось.

Полученные результаты параметров кресс-салата показали небольшое стимулирующее влияние на длину проростков для снежного покрова, отобранного на условно-фоновых (107 %) и условно-контрольных участках (101 %) Медвежьего НГКМ и в условно-контрольных точках Бованенковского НГКМ (111 %) (рис. 2).

Результаты измерений средней длины и сухого веса проростков для остальных проб снежного покрова выявили тенденцию к снижению определяемых величин. Результаты по средней длине проростков, полученных на талой снеговой воде с территории месторождений, следующие: 85–107 % для Медвежьего, 88–100 % для Ямсовейского и 81–111% для Бованенковского НГКМ.

Данные фитотестирования позволяют констатировать, что снег, отобранный на месторождениях Общества, достаточно чистый. Химический состав проб снежного покрова свидетельствует о том же. Средняя длина проростков, выращенных на талой снеговой воде с территории Медвежьего и Ямсовейского НГКМ, и водопроводной воде, практически одинакова.

Фитотестирование поверхностных вод

Поверхностные воды относятся к миграционным средам. Это более подвижная среда, взвешенные вещества и соединения, поступившие с территории водосборов, могут как переноситься водотоком на разные расстояния, так и оседать на дно, где будут формировать ареалы вторичного загрязнения. В поверхностных водах определялось 15 показателей химического состава, данные по наиболее важным биогенным компонентам представлены в табл. 2.

Если сравнивать химический состав воды каждой из рек выше и ниже точки сброса сточных вод, то небольшие различия в значениях показателей находились в пределах статистической погрешности методики анализов. Таким образом, можно констатировать, что сброс очищенных сточных вод не влиял на химический состав как биогенных, так и остальных элементов.

Результаты измерений по показателям рН и аммоний-ион (NH⁴+) изменялись с июня по август для обеих рек как выше, так и ниже точек сброса. Результаты анализов химического состава талых снеговых вод идентичны химическому составу поверхностных вод.

Далее для вод обеих рек была проведена интегральная оценка загрязнения и рассчитан гидрохимический индекс загрязнения воды (ИЗВ) [5]. При интегральной оценке загрязнения поверхностных вод используется ИЗВ, расчитываемый по формуле (1) и представляющий собой среднюю долю превышения предельно допустимой концентрации (ПДК) по строго лимитированному числу индивидуальных ингредиентов, имеющих утвержденные ПДК:

,                                        (1)

где K – ИЗВ; n – число показателей, используемых для расчета индекса; C_i – концентрация компонента (в ряде случаев – значение физико-химического параметра), мг/дм³; Pi – установленная величина норматива ПДК для соответствующего типа водного объекта, мг/дм³.

ИЗВ для исследуемых рек рассчитывался по шести показателям: рН, биохимическое потребление кислорода (БПК5), аммонийный азот, железо, нефтепродукты, растворенный кислород.

Таким образом, проведенный анализ выявил высокую степень корреляции для р. Нгева-Яхи между длиной проростков кресс-салата и интегральной оценкой загрязнения (табл. 3).

Результаты исследований параметров семян кресс-салата при их проращивании в водах р. Нгева-Яха и р. Хе-Яха показали следующее: всхожесть проростков семян кресс-салата была высокой на протяжении всего исследуемого периода, при измерениях сухого веса и всхожести проростков достоверных отклонений от контроля не наблюдалось; самым информативным из исследуемых параметров оказалась средняя длина проростков, но в августе достоверных отклонений от контроля по средней длине проростков не наблюдалось у обеих рек.

Для р. Нгева-Яха средняя длина проростков представлена на рис. 3. В июне наблюдалась минимальная средняя длина проростков в большинстве вариантов исследования. Возможно, это связано с более низкими температурами в период проведения исследования (21,2 ºС), высокой концентрацией аммоний-ионов и низкой концентрацией нитрат-ионов (NO^3–) и фосфат-ионов (PO₄^3–), что могло способствовать угнетению роста длины проростков. При разбавлении пробы результаты приближаются к значениям контроля.

В июле фиксируется стимулирующее действие. Возможно, это связано c более высокой температурой среды в период проведения эксперимента (23,5 ºС).
В июле в два раза выше концентрация нитрит-ионов по сравнению с июнем.

Для р. Хе-Яха средняя длина проростков представлена на рис. 4.
В июне контроль достоверно отличается от всех видов разбавления. Наблюдалось стимулирующее действие вод. Возможно, такой стимулирующий эффект был обусловлен более высоким уровнем фосфатов. При разбавлении пробы результаты приближаются к значениям контроля.

В июле достоверных отклонений от контроля не наблюдалось. Высокий рост средней длины проростков связан с более высокими температурами в период проведения исследования по сравнению с июнем (23,5 ºС).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании рассмотренных данных по Медвежьему, Ямсовейскому, Бованенковскому НГКМ метод фитотестирования может применяться для проведения экспресс-анализа степени токсичности талых снеговых и поверхностных вод в районах Крайнего Севера.

Полученные данные для талых снеговых вод и поверхностных вод методом фитотестирования и проведения стандартного химического анализа показали сопоставимые результаты. При сбросе очищенных сточных вод в поверхностные воды рек территории Медвежьего НГКМ ухудшения качества вод не происходит. 

Таблица 1. Химический состав талых снеговых вод
Table 1. Chemical composition of snow melt waters

* УЭП – удельная электропроводимость.

EC – electric conductivity.

Таблица. 2. Химический состав поверхностных вод
Table 2. Chemical composition of surface waters

Таблица. 3. Индекс загрязнения воды для р. Нгева-Яха

Table 3. Water pollution index for the Ngeva-Yakha River    

Стратегической целью энергосберегающей политики ПАО «Газпром» на период 2011–2020 гг. является эффективное использование энергетических ресурсов для устойчивого роста компании, повышения энергоэффективности и конкурентоспособности, укрепление внешнеэкономических позиций. Для реализации поставленной цели в соответствии с Концепцией энергосбережения [1] решается ряд задач, одной из которых является контроль за энергоэффективностью технологических объектов компании. Для этого в ПАО «Газпром» функционирует корпоративная система отчетности в сфере энергосбережения, включающая отчетность о показателях энергоэффективности технологических процессов и оборудования по всем видам деятельности.

В настоящее время сформирована нормативная документация, регламентирующая систему показателей энергоэффективности и методики их оценки для магистрального транспорта газа [2–4].

На основе полученного опыта стало возможным выполнить аналогичную работу и для других сегментов газовой отрасли. На примере ООО «Газпром добыча Ноябрьск» разрабатывается система показателей энергоэффективности для газодобывающих дочерних компаний ПАО «Газпром». Как известно, добыча является вторым предприятием по энергоемкости после магистрального транспорта газа. Суммарное потребление энергоресурсов в этом виде деятельности составляет в последнее время примерно 7,0 млн т у. т. (рис. 1).

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

Важно отметить, что при разработке методики оценки показателей энергоэффективности газодобывающей компании учтено положение ст. 24 Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [5], в котором говорится, что организации, в том числе входящие в топливно-энергетический комплекс, обязаны начиная с 1 января 2010 г. обеспечивать снижение в сопоставимых условиях объема (количества) расходуемых топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), включая природный газ, электроэнергию, тепловую энергию. Это актуально для сложного комплекса объектов и систем газодобывающего общества (ГДО), поскольку абсолютный расход ТЭР зависит от многих факторов, в том числе от внешних условий эксплуатации, определяющих загрузку оборудования. Его снижение не всегда означает повышение эффективности производства, поэтому в качестве показателей (индикаторов), характеризующих энергоэффективность газодобывающих дочерних обществ, используют показатели удельного энергопотребления (энергоемкости) на выполнение технологического процесса
и/или показатели выпускаемой продукции.

На рис. 2 приведена динамика показателя удельного расхода газа на собственные нужды (СН) ООО «Газпром добыча Ноябрьск» на единицу объема добычи газа за период с 1979 по 2014 г. Снижение удельного расхода газа соответствует вводу в эксплуатацию новых месторождений, что означает прирост добычи газа в бескомпрессорном периоде эксплуатации. Рост удельного расхода соответствует вводу в эксплуатацию компрессорных мощностей.

Из анализа приведенного графика следует вывод, что энергоэффективность газодобывающей компании является интегральной характеристикой всех входящих в него газовых промыслов (ГП), которая обусловлена структурой технологических систем, составом производственных и вспомогательных объектов и изменяется в течение всего жизненного цикла по этапам разработки месторождений. Жизненный цикл месторождения включает пять основных этапов (периодов): обустройство месторождения, нарастающую добычу, постоянную добычу, «падающую» добычу, завершающую стадию разработки.

Наиболее энергоемким (наибольшие значения удельных показателей энергопотребления) этапом в производственной деятельности ГП является этап «падающей» добычи. Он характеризуется целым рядом факторов, оказывающих влияние на увеличение энергоемкости производства:

• снижение пластового давления газа;

• обводнение скважин;

• снижение объемов добычи газа;

• увеличение гидравлических потерь в газосборной сети (ГСС);

• накопление жидкостных пробок в системе «скважина – шлейф – коллектор – установка предварительной подготовки газа – межпромысловый газопровод – установка комплексной подготовки газа (УКПГ)»;

• физический износ основных производственных фондов.

В настоящее время в добыче газа ПАО «Газпром» используют только интегральные показатели, характеризующие энергоэффективность на уровне дочерней компании [6]. Пример такого показателя приведен на рис. 2. Интегральные показатели характеризуют изменение общего плана в потреблении энергии. Но эти макропоказатели дают представление лишь о тенденциях изменения энергоэффективности компании
в целом, но не отвечают на вопросы «Почему?» и «Как улучшить?».

После принятия в России ГОСТ Р ИСО 50001 [7] в газодобывающих дочерних компаниях начали проводиться работы, направленные на совершенствование системы управления энергосбережением (энергоменеджмент), включающие ряд направлений, в том числе:

• разработку системы индикаторов (показателей) энергоэффективности;

• оценку показателей энергоэффективности с учетом снижения пластового давления на месторождениях;

• • разработку и внедрение системы мониторинга показателей, характеризующих энергоэффективность технологических процессов и оборудования, на основе автоматизированной информационной системы [8–11].

СТРУКТУРА СИСТЕМЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И МЕТОДИКА ИХ ОЦЕНКИ

Структура системы показателей энергоэффективности представлена на рис. 3 и основана на концептуальной основе, отражающей иерархию показателей от наиболее детальных в основании до интегральных на вершине. Выбор и разработка показателей энергоэффективности являются важным шагом в анализе энергетической ситуации для технологического объекта. Каждый показатель имеет свое назначение, а также ограничения в отношении того, что он может объяснить.

Например, для получения объективной картины на верхнем технологическом уровне (дочерняя компания) требуется набор из показателей нижнего технологического уровня (ГП), которые при анализе смогут соз-
дать основу для формирования политики энергосбережения в организации, дать корректную оценку деятельности эксплуатационных служб.

По своему функциональному назначению показатели энергоэффективности классифицируют на целевые, нормативные и фактические. В структуру системы показателей, характеризующих нергоэффективность общества, входят показатели энергоэффективности и (или) энергоемкости компании, ГП, технологических объектов и технологического оборудования.

Для характеристики энергоэффективности организации используют показатели удельного энергопотребления и (или) показатели энергоэффективности. Основными технологическими процессами
в производственной деятельности газодобывающей компании являются добыча и первичная подготовка газа, комплексная подготовка газа и газового конденсата на технологических УКПГ с получением сухого природного газа и газового конденсата, транспорт газа (промысловый и межпромысловый), компримирование газа. Продукцией ГДО является товарный (подготовленный) газ.

Разработанная система оценки включает три основные иерархические группы фактических показателей, характеризующих:

• энергетическую эффективность ГДО. Показатели первой группы декомпозируют на технологические (удельные показатели энергопотребления и энергоэффективности), стоимостные и индексы (табл. 1);

• энергетическую эффективность ГП. Показатели второй группы декомпозируют на технологические (удельные показатели энергопотребления и энергоэффективности), стоимостные, коэффициенты эффективности ГП, ГСС, УКПГ (табл. 2);

• энергетическую эффективность дожимной компрессорной станции (ДКС) и технологического оборудования. Показатели третьей группы декомпозируют на технологические (удельные показатели энергопотребления и энергоэффективности), коэффициенты эффективности и коэффициенты технического состояния (табл. 3).

Укрупненные (интегральные) показатели (табл. 1) дают общее представление о тенденции эффективности энергопотребления в ГДО. Однако для понимания ключевых факторов, влияющих на энергоэффективность производства и для анализа воздействия на эти тенденции необходимо иметь более подробную информацию на всех технологических уровнях. Эта иерархия важна, поскольку она показывает, каким образом изменения в энергоэффективности на нижнем уровне (например, при изменении в режиме работы оборудования) могут повлиять на показатели энергоэффективности (энергоемкости) на высшем технологическом уровне. Располагая этой иерархией, можно лучше пояснить изменения в энергопотреблении за счет изменений его составляющих. Спуск вниз по технологическим уровням требует обработки большого объема исходных данных и более сложного анализа для обратного укрупнения при подъеме вверх на следующий уровень. Поэтому помимо правильного определения состава показателей, характеризующих энергоэффективность системы, требуется еще и методика их оценки, которая позволит корректно решать поставленные задачи.

ВЫЧИСЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЕ НА ПРАКТИКЕ

Система показателей энергоэффективности ГДО формируется на основе следующих основополагающих принципов:

• методического и информационного единства;

• системности;

• комплексности;

• приоритетности;

• сравнимости в сопоставимых условиях;

• анализа на временном интервале.

Все принципы взаимно дополняют друг друга.

Рассмотрим на примере принцип системности, определяющий функциональную связь показателей энергоэффективности верхнего (первого) технологического уровня с показателями энергоэффективности нижнего (третьего) уровня. Для этого представим удельный расход газа на СН организации (первый технологический уровень) , м³/тыс. м³, во взаимосвязи с показателем удельного расхода газа на СН i-го промысла (второй технологический уровень)  :

                           (1)

где Y – общее число ГП; Ai – весовой коэффициент i-го ГП, рассчитывается по формуле:

,                                        (2)

где  – объем товарного газа i-го ГП;  – объем товарного газа ГДО.

В свою очередь, удельный расход газа на СН ГП , м³/тыс. м³, связан с показателем удельного расхода топливного газа ДКС (третий технологический уровень)  зависимостью:

                      (3) 

где  – относительный расход газа на прочие СН (без топливного газа газоперекачивающего агрегата (ГПА)) ГП, рассчитывают по формуле:

,                                 (4) 

где – расход газа на прочие СН (без топливного газа ГПА) ГП; – расход топливного газа ДКС.

Удельный расход топливного газа ДКС , м³/тыс. м³, связан с  удельным расходом топливного газа i-й ступени ДКС функциональной зависимостью:

                               (5)

где β_i – весовой коэффициент для i-й ступени ДКС, который рассчитывают по формуле:

,                                        (6)

где  – объем компримируемого газа i-й ступени ДКС; – объем компримируемого газа ДКС.

Удельный расход топливного газа ступени сжатия ДКС  м³/тыс. м³, связан с удельным расходом топливного газа i-го ГПА  функциональной зависимостью:

 ,                                 (7) 

где n_гпа – число ГПА в ступени ДКС; α_i – весовой коэффициент i-го ГПА, который рассчитывают по формуле:

,                                        (8)

где  – объем компримируемого газа i-го ГПА.

Таким образом, на основе приведенной аналитической зависимости между показателями третьего технологического уровня и – интегральным показателем первого технологического уровня можно оценивать влияние факторов, действующих на технологическое оборудование, на энергоэффективность системы в целом. Это особенно важно для корректной оценки энергоэффективности ГП, находящихся в условиях падающей добычи газа месторождений. В этих условиях особенно актуален принцип сравнимости в сопоставимых условиях, который используют в методике оценки энергоэффективности с учетом предыдущего принципа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключение следует отметить, что разработка политики и программ в области энергосбережения и повышения энергоэффективности нуждается в подробной информации на уровне конечного потребления, чтобы иметь возможность спрогнозировать и затем оценить результаты программных решений. Предложения по формированию системы показателей энергоэффективности ГДО, представленные в данной статье, могут быть обобщены и использованы во всех газодобывающих дочерних обществах ПАО «Газпром». 

Таблица 1. Перечень показателей, характеризующих энергоэффективность газодобывающего общества
Table 1. List of indicators characterizing energy efficiency of the gas producing company

Таблица 2. Перечень показателей, характеризующих энергоэффективность газового промысла
Table 2. List of indicators characterizing energy efficiency of gas field

Таблица 3. Перечень показателей, характеризующих энергетическую эффективность ДКС и основного технологического оборудования
Table 3. List of indicators characterizing energy efficiency of booster compressor station and main processing equipment

21 февраля исполнилось 60 лет Игорю Борисовичу КУЧМИНУ – основателю и бессменному руководителю завода промышленного газового оборудования «ЭКС-ФОРМА». 

В далеком 1991 г. Игорь Борисович основал компанию «ЭКС-ФОРМА», которая под его руководством прошла путь от небольшого предприятия до одного из крупнейших заводов промышленного газового оборудования. Целью создания компании «ЭКС-ФОРМА» были разработка и производство новых видов промышленного газового оборудования, призванного повысить надежность и безопасность газораспределительной сети страны, поскольку существующее оборудование не отвечало в полной мере современным стандартам качества, надежности и безопасности.

С самого начала руководства предприятия Игорь Борисович взял курс на активное расширение производственных мощностей – строились новые цеха, направлялись инвестиции в техническое оснащение производства, комплектацию предприятия высокоточным обрабатывающим оборудованием с системами ЧПУ.

На базе предприятия было создано собственное конструкторское бюро, которое вело постоянную работу по разработке и внедрению в производство новых образцов продукции.

Все отделы предприятия работали как единый механизм, и первые плоды не заставили себя долго ждать. Под руководством Игоря Борисовича компании удалось впервые в Российской Федерации разработать и запустить в серийное производство регулятор давления газа прямоточной конструкции для сетей газораспределения с давлением до 1,2 МПа. Новинка быстро завоевала популярность на рынке благодаря своей надежной и безотказной работе. Последовали и другие разработки. За короткий срок компании удалось занять прочные позиции на рынке и приобрести репутацию производителя высококачественного оборудования.

Для предприятия инновации всегда были основополагающим принципом развития. Это относится как к разработке новых для отрасли продуктов, так и к применяемым производственным технологиям, логистике, продажам.

Постоянная модернизация собственных мощностей основана на стремлении к созданию в конечном счете производства замкнутого цикла, что позволит предприятию самостоятельно обеспечивать потребность
в комплектующих и заготовках. Для этого приобретаются высокотехнологичное импортное оборудование и станки, совершенствуются технологии всего производственного цикла, в том числе сварки, литья, механообработки, сборки и окраски, вводятся в строй новые производственные и вспомогательные площади.

Особое внимание уделяется качеству выпускаемой продукции. На предприятии внедрена и успешно функционирует система менеджмента качества ISO 9001, организована сертифицированная лаборатория неразрушающих методов контроля, которые сводят практически к нулю количество брака при производстве. Контроль качества выпускаемой продукции и соблюдения всех необходимых нормативов и требований направлен в первую очередь на обеспечение безаварийности функционирования газораспределительных сетей, использующих оборудование компании «ЭКС-ФОРМА».

По инициативе Игоря Борисовича в 2016 г. компания «ЭКС-ФОРМА» запустила внутреннюю программу импортозамещения в целях удовлетворения потребностей отечественного рынка в замене дорогостоящего зарубежного оборудования качественным и надежным отечественным продуктом. Результатом данной программы стал запуск в серийное производство регулятора давления газа для магистральных трубопроводов «РДПВ ЭКФО», который является прямым аналогом итальянского оборудования.

Специалисты компании во главе со своим лидером регулярно демонстрируют достижения предприятия на ведущих промышленных выставках как внутри страны, так и за рубежом: в Германии, Узбекистане, Казахстане, Украине, Беларуси и др.

Развивая экспортные поставки, ООО ПКФ «ЭКС-ФОРМА» достойно представляет Россию на международном рынке. За 15 лет экспортной деятельности компании удалось уверенно выйти на зарубежные рынки.

Деятельность по разработке и внедрению в эксплуатацию новых образцов оборудования неоднократно удостаивалась дипломов, наград, грамот. Продукция компании дважды отмечена дипломом «100 лучших товаров России», Обществом зарегистрированы товарные знаки, исключительное право использования которых принадлежит ООО ПКФ «ЭКС-ФОРМА».
В 2012 г. по представлению генерального директора АО «Росгазификация» Игорь Борисович был удостоен звания «Ветеран газового хозяйства».

Производственную деятельность Игорь Борисович успешно сочетает с научной и изобретательской. Под его руководством были разработаны и запатентованы приборы, не имеющие аналогов в отечественной промышленности, – регуляторы давления газа РДП и РДК, шаровые краны ГШК, подогреватель газовых и жидких сред. В 2014 г. Игорь Борисович успешно защищает кандидатскую диссертацию и становится обладателем ученой степени кандидата технических наук.

Важное место в жизни Игоря Борисовича занимают благотворительность и меценатство. Предприятием на постоянной основе осуществляется материально-техническая поддержка школ в районе расположения завода, детских оздоровительных лагерей.

9 мая 2015 г., в день 70-летия Победы, губернатор Саратовской обл. Валерий Радаев вручил генеральному директору ООО ПКФ «ЭКС-ФОРМА» Игорю Борисовичу Кучмину Благодарственное письмо «За значительный вклад в строительство Музея трудовой славы». Завод «ЭКС-ФОРМА» на безвозмездной основе изготовил и передал в собственность городского «Парка Победы» газорегуляторную установку для газоснабжения Вечного огня.

На своем предприятии Игорь Борисович пользуется заслуженным авторитетом за профессиональное отношение к делу и доброжелательное отношение к коллегам по работе. Своим трудом и накопленным производственным опытом Игорь Борисович заработал для компании безупречную репутацию в прошлом, обеспечив устойчивое положение в настоящем и заложив надежный фундамент перспективного будущего.

Поздравляя своего руководителя с юбилеем, сотрудники компании желают ему здоровья, семейного счастья, сил и энергии для покорения новых вершин! 

ООО «ПКФ «ЭКС-ФОРМА»

410012, РФ, г. Саратов, а/я 1497

Тел./факс: +7 (8452) 52‑21‑31

E-mail: exform@exform.ru

www.exform.ru