Газовая промышленность Специальное издание 2020

С 2008 г. ООО «Газпром добыча Кузнецк» реализует в Кемеровской обл. – Кузбассе совместный инновационный проект ПАО «Газпром» и Администрации Кемеровской обл. по добыче метана из угольных пластов.

Метан – главный «враг» шахтеров с начала эры добычи угля, но он же служит важным энергоносителем. В Советском Союзе еще в конце 50-х гг. на одной из шахт Караганды опробовались технологии по удалению угольного метана посредством бурения дегазационных скважин с дневной поверхности. Такие разработки были внедрены и в Кузбассе, своеобразным итогом этого стало создание в 1993 г. «Геологопромысловой компании Кузнецк» – первой в России компании, целью деятельности которой стала заблаговременная дегазация угольных пластов на территории Кузбасса.

В конце 90-х гг. пробурены первые исследовательские скважины, разработана региональная Программа добычи углеводородного сырья в Кемеровской обл.

В 1998 г. выездная комиссия во главе с заместителем Председателя Правления РАО «Газпром» В.В. Ремизовым посетила тестово-оценочную скважину УМ-1 на Талдинской площадке и признала целесообразными совместные дальнейшие действия РАО «Газпром» и Администрации Кемеровской обл. по всему комплексу исследований и освоения метана угольных пластов Кузбасса.

В 2000 г. ОАО «Газпром» и Администрация Кемеровской обл. заключили договор по реализации совместного Проекта по добыче метана из угольных пластов Кузбасса, а в 2001 г. Президент РФ В.В. Путин дал Поручение по организации промышленной добычи метана в Кузбассе.

В 2003–2004 гг. на Талдинской площадке пробурены скважины УМ-1.1, УМ-1.2, УМ-5.1 и УМ-5.2, работы по которым финансировались ДОАО «Газпром промгаз» по программе НИОКР. По опыту их положительной эксплуатации «Газпромом» принято решение о развитии проекта, и в декабре 2008 г. ООО «Геологопромысловая компания Кузнецк» преобразована в 100 %-ное дочернее общество ОАО «Газпром» – ООО «Газпром добыча Кузнецк».

НОВАЯ ЭПОХА

Главными задачами на начальных этапах признаны отработка технологий добычи и использования метана. В России отсутствовал опыт промышленной добычи метана угольных пластов, поэтому и решение задач от проектирования до внедрения технологий пришлось начинать с нуля, адаптируя зарубежный опыт к условиям угольных залежей Кузбасса, проводя эксперименты и опытные работы, которые не всегда бывали успешными.

Торжественный запуск первого в России метаноугольного промысла в опытно-промышленную эксплуатацию состоялся в феврале 2010 г. на Талдинской площади с участием Президента РФ Д.А. Медведева, Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера и Губернатора Кемеровской обл. А.Г. Тулеева.

В то время Талдинский промысел, на объектах которого и проводилась обкатка технологий и их совершенствование, состоял из семи разведочных скважин, установки предварительной подготовки газа (УППГ), автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС) и двух газопоршневых электростанций (ГПЭС) мощностью 1,063 и 1,36 МВт.

В том же году начаты работы по освоению залежей метана перспективной Нарыкско-Осташкинской площади. Началу основного объема работ по бурению разведочных скважин на новой территории предшествовали значительные подготовительные работы в условиях лесов и гористого рельефа, сложных грунтов и отсутствия инфраструктуры. Было построено 52,6 км технологических дорог, 4 моста, 32,2 км ЛЭП, 13 площадок скважин, УППГ, две ГПЭС «Звезда» по 1,1 МВт, мини-АГНКС, вахтовый поселок и другие необходимые промысловые объекты.

На площади пробурены 26 разведочных скважин различных конфигураций, в том числе две – с горизонтальной проводкой по угольному пласту.

В процессе строительства, эксплуатации скважин и пробной добычи были предусмотрены подбор и отработка комплекса технологий извлечения метана, исследования фильтрационно-коллекторских свойств углей, выбор наиболее перспективных участков, поиск и оценка запасов и ресурсов метана угольных пластов, подбор и обкатка оборудования, которое сможет безотказно работать в таких суровых условиях, отработка режимов скважин, обучение кадров и многое другое. И все это в суровых условиях Сибири, где температура воздуха зимой на промысле доходит до –55 ˚С, а летом до 40 ˚С.

Одним из важных результатов проделанной работы стал Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, которым в ноябре 2011 г. введено изменение к «Общероссийскому классификатору полезных ископаемых и подземных вод», учитывающее метан угольных пластов как самостоятельный вид полезного ископаемого.

По итогам геологоразведочных работ государственной комиссией по запасам полезных ископаемых России на государственный баланс поставлено 240 млрд м3 запасов метана угольных пластов промышленных категорий С1+С2. Общий потенциал ресурсной базы в границах лицензионной площади предприятия оценивается в 5,7 трлн м3, а общие ресурсы угольного метана в Кузбассе – в 13 трлн м3, почти столько же, сколько у крупнейшего в мире Уренгойского месторождения. По оценкам, в целом Россия обладает ресурсами метана угольных пластов в размере более 80 трлн м3, что больше, чем у США и Китая вместе взятых.

С учетом накопленного опыта строительства и освоения разведочных скважин Талдинского и Нарыкско-Осташкинского месторождений последующие работы сосредоточились на внедрении инновационных технологий. Например, в 2013 г. опробована и показала положительные результаты колтюбинговая технология проведения гидроразрыва пласта (ГРП), позволившая значительно снизить временные затраты на производство работ: теперь ГРП 5–6 интервалов в скважине производится за сутки по сравнению с несколькими днями на один ГРП при использовании традиционной технологии. При проведении ГРП опробовано использование жидкостей с минимальным кольматирующим воздействием на коллектор, что позволяет значительно снизить экологические риски.

Кроме того, были пробурены первые в России две горизонтальные скважины с проходкой по угольным пластам и попаданием в ствол третьей, вертикальной скважины. Система скважин показала эффективность применения горизонтальных скважин и позволяет в разы увеличить объем добываемого метана за счет увеличения площади коллектора.

Но главное – она позволяет совмещать работы по добыче газа и угля на разных горизонтах, адаптировать расположение скважин к раскройке шахтных полей, развести два разных технологических процесса и в пространстве, и во времени и, таким образом, провести заблаговременную дегазацию угольных пластов до начала горных работ, и более того – поддерживать процесс оттока газа из горных выработок в процессе горных работ. Такая технология значительно снижает метановую опасность в шахтах и очень важна для угольного Кузбасса.

Непрерывная наработка компетенции в области управления работой скважины и отработки технологий повышения газоотдачи позволили обеспечить прирост дебита газа средней скважины до 8–11 тыс. м3/сут, что вполне коррелирует с дебитами однотипных скважин известных метаноугольных месторождений в Канаде, Китае, Австралии и США. При этом немаловажным аспектом стало признание разработанных решений на государственном уровне. ООО «Газпром добыча Кузнецк» получены патенты Российской Федерации на многие отработанные решения – от простых технических до систем «умная скважина».

ПЕРСПЕКТИВЫ

Внедрение всех новых эффективных технологий, кроме цели безопасности труда шахтеров, преследует и другую – повысить эффективность добычи и сократить затраты, сделать проект экономически более привлекательным и в конечном итоге дать стране дешевый газ – метан.

В 2018–2019 гг. в содружестве с ООО «Газпром геологоразведка» и передовыми китайскими компаниями в области бурения метаноугольных скважин и разработки завершено проектирование строительства трех систем пилотных (демонстрационных) скважин с одной из наиболее передовых на сегодняшний день конструкций в мире. Начало их бурения (ожидается в 2020 г.) и последующая эксплуатация позволят отработать промышленные технологии освоения Нарыкско-Осташкинского месторождения, повысить эффективность технико-экономических показателей разработки в целях получения большей инвестиционной привлекательности этого масштабного для региона проекта.

Согласно созданной в 2016 г. Программе газифи-кации Кемеровской обл., в перспективе Кузбасс должен не только полностью сам удовлетворять свои потребности в природном газе в текущем объеме потребления (4 млрд м3/год), но и существенно расширить рынок сбыта газа (до 6,84 млрд м3) за счет газификации населения области, уровень которого в 2019 г. составлял всего 2 %, а также путем использования метана для электрогенерации и в качестве автомобильного топлива. Причем использование газомоторного топлива в виде сжиженного природного газа считается одним из приоритетных направлений, поскольку заправка тяжелой карьерной техники более дешевым метаном позволит снизить себестоимость добычи главного богатства Кузбасса – угля, а значит, повысить его конкурентоспособность (и поставки) на мировых рынках.

«Проект по добыче метана из угольных пластов в Кузбассе является одним из перспективных направлений в стратегии социально-экономического развития Кемеровской обл., – отметил заместитель Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелов. – Его реализация позволит увеличить степень газификации Кемеровской обл., повысить безопасность труда шахтеров, дать региону газомоторное топливо и электроэнергию, улучшить экологическую обстановку в регионе и создать новые рабочие места».

В результате проведенных исследований и опытно-промышленных работ ООО «Газпром добыча Кузнецк» на практике доказало российским скептикам возможность достижения экономически обоснованных дебитов метана угольных пластов, зарекомендовало себя как полноправного члена мирового метаноугольного сообщества.

Перечисленные практические результаты работы ООО «Газпром добыча Кузнецк» – лишь вершина айсберга: промышленная добыча метана на Нарыкско-Осташкинском метано-угольном месторождении планируется в объеме до 1 млрд м3/год. Сегодня Обществом уже также начаты поисково-оценочные работы с бурением шести структурных скважин на Тутуясской площади – одной из самых перспективных в Кузбассе: ожидается, что именно промышленное освоение южной группы метаноугольных месторождений позволит обеспечить собственным газом весь Кузбасс – но это будет уже следующая страница истории.

ООО «Газпром добыча Кузнецк»

650991, РФ, г. Кемерово, Октябрьский пр-т, д. 4, оф. 306

Тел.: +7 (3842) 52-50-48

Факс: +7 (3842) 52-50-48

E-mail: inbox@gazpromdk.ru

www.kuznetsk-dobycha.gazprom.ru

На северо-западе страны активными темпами создается крупный промышленный кластер, которому нет аналогов на территории Российской Федерации. Его ядром станет строящийся в южной части порта Усть-Луга Ленинградской обл. мощнейший комплекс по переработке и сжижению газа. Решение о реализации проекта принято ПАО «Газпром» и АО «РусГазДобыча» в конце марта 2019 г. Ввод в эксплуатацию первой очереди комплекса ожидается в 2023 г., второй – до конца 2024 г.

Оператором проекта определено ООО «РусХимАльянс», созданное на паритетной основе «Газпромом» и «РусГазДобычей».

В ближайшие годы в районе Усть-Луги на территории 1400 га будут построены газоперерабатывающий завод, газохимический комплекс и объекты транспортной инфраструктуры, в том числе логистический комплекс в составе товарно-сырьевой базы, межплощадочной эстакады продуктопроводов и интегрированного морского отгрузочного терминала сжиженного природного и углеводородных газов. Как отмечают участники проекта, объединение в формате единой площадки производства сжиженного природного газа (СПГ) и этана существенно улучшает его экономику и удельные показатели, позволяет значительно снизить ресурсные и ценовые риски.

В сентябре 2019 г. компания специального назначения «РусХимАльянс» и АО «НИПИгазпереработка» (входит в Группу «СИБУР») заключили договор на проектирование объектов газопереработки для интегрированного комплекса по переработке и сжижению природного газа в районе Усть-Луги.

Сырьем для будущего предприятия послужит этансодержащий природный газ, добываемый из ачимовских и валанжинских залежей месторождений «Газпрома» в Надым-Пур-Тазовском регионе и доставляемый по выделенным газопроводам.

В рамках проекта ПАО «Газпром» будет ежегодно реализовывать комплексу сырьевой газ в объеме 45 млрд м3/год. Из него предприятие планирует производить 13 млн т СПГ, около 4 млн т этана, более 2 млн т сжиженных углеводородных газов (СУГ) и 0,2 млн т пентан-гексановой фракции. Оставшийся после переработки природный газ, около 20 млрд м3, поступит в газотранспортную систему «Газпрома».

Произведенная комплексом продукция будет направляться ООО «РусХимАльянс» на реализацию. В частности, товарный метан и СПГ будут поставляться ПАО «Газпром» для дальнейшей реализации на экспорт. Этановая фракция в полном объеме – на газохимический комплекс АО «РусГазДобыча». Сжиженные углеводородные газы ООО «РусХимАльянс» реализует самостоятельно на внутреннем рынке РФ и на экспорт.

Известно, что на пике строительства комплекса привлекут свыше 25 тыс. специалистов, на этапе эксплуатации планируется создать более 5 тыс. постоянных рабочих мест.

Выбранная техническая конфигурация проекта позволит максимизировать экономический эффект для его участников. В первую очередь за счет интеграции на единой площадке производственных мощностей (по добыче, транспортировке и переработке углеводородного сырья), оптимизации промышленной и логистической инфраструктуры комплекса, использования общего морского отгрузочного терминала. Высокая экономическая эффективность – одна из главных отличительных черт проекта. В том числе с точки зрения монетизации запасов газа Надым-Пур-Тазовского региона.

Создание комплекса по переработке этансодержащего газа и производству СПГ в Ленинградской обл. имеет большое значение для социально-экономического развития всей Российской Федерации. Запуск предприятия позволит нарастить российский экспорт СПГ, а также СУГ – на 30–40 %. Существенно увеличится производство этана, который востребован отечественной промышленностью. Производимый заводом этан планируется поставлять на перспективный газохимический комплекс, в создание которого будет самостоятельно инвес-тировать «РусГазДобыча» (компания специального назначения – ООО «Балтийский Химический Комплекс»). Газохимический комплекс будет выпускать свыше 3 млн т полимеров в год.

Плановые производственные показатели

Переработка:

45 млрд м3 газа ежегодно

Производство:

19 млрд м3 товарного газа (С1)

13 млн т СПГ (С1), до 3,8 млн т этановой фракции (С2)

до 2,4 млн т СУГ (С3–С4)

0,2 млн т пентан-гексановой фракции (С5+)

За последние пять лет в России введены в действие несколько заводов по сжижению природного газа. На всех заводах применяются центробежные компрессоры (ЦБК), работающие как в качестве основного, так и в качестве вспомо-гательного оборудования в технологической линии получения сжиженного природного газа (СПГ). В основном используются технологии сжижения зарубежных производителей, ориентированные на импортное оборудование. Впервые в России в 2017 г. было принято решение работать на оте-чественном динамическом оборудовании ЦБК К905-71-1С производства АО «РЭП Холдинг» (рис. 1). Применение компрессора дало возможность развития отечественного турбокомпрессоростроения и выполнения программы импортозамещения для дальнейших проектов заводов СПГ на отечественных технологиях. 

Проектирование опытного образца ЦБК смешанного хладагента выявило ряд недостатков такого типа компрессоров. Проблемы проектирования проточной части ЦБК возникали, прежде всего, из-за недостаточного понимания технологии сжижения природного газа, а также отсутствия опыта экспериментально-исследовательских работ по модельным ступеням рабочих колес. Если для нагнетателя природного газа (ПГ) основная задача – сжатие и перемещение газа по магистральным газопроводам, то для компрессоров СПГ – сжатие холодильного рабочего тела в холодильном замкнутом цикле, в котором начальные условия на входе в компрессор зависят от давления и температуры кипения хладагента. А они, в свою очередь, от дросселирования, температуры и давления конденсации. Следо-вательно, выбор оптимального режима работы ЦБК зависит не только от начальных условий, но и от холодильного коэффициента всей холодильной установки.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛУЧЕНИЯ СПГ

В настоящее время распространены несколько технологий получения СПГ [1]: SMR – цикл со смешанным хладагентом (СХА); C3MR – процесс с предварительным пропановым охлаждением и основным циклом СХА; АР-Х – технологический процесс C3MR, при котором СПГ пере-охлаждается не СХА, а простой и эффективной системой азотного детандера; DMR – процесс с предварительным двухуровневым циклом на первом СХА и основным детандерно-дроссельным циклом на втором СХА; MFC – процесс с предварительным двухуровневым циклом на первом СХА и двумя дроссельными циклами на СХА (рис. 2). 

При исследовании холодильных циклов представленных выше технологий возможно обнаружение влияния характерных параметров (температура кипения и давление) на выбор проточных частей центробежных компрессоров. Например, увеличение давления конденсации приводит к повышению ее температуры в области влажного пара на тепловой диаграмме и повышению температуры переохлаждения жидкой фракции смешанного хладагента перед дроссельным вентилем.

Рассмотрим холодильные циклы [2] указанных технологий по тепловой диаграмме. Наиболее часто применяемая технология SMR – цикл с СХА. Термодинамический цикл показан на рис. 3.

Следующий по распространенности C3MR – процесс с предварительным пропановым охлаждением и основным циклом СХА. На рис. 4а, б представлен двухкаскадный холодильный цикл, состоящий из пропанового и многокомпонентного циклов.

Последним в списке находится холодильный цикл AP-X с азотным детандером (рис. 5). В данной технологии участвуют три каскада: первый каскад – в процессе предварительного охлаждения (рис. 5а); второй – простой холодильный цикл с однократным дросселированием жидкой фракции смешанного хладагента (рис. 5б); третий каскад – с пропановым детандером (рис. 5в).

Оставшиеся две технологии DMR и MFC используют аналогичные представленным выше холодильные циклы, но в более сложных взаимодействиях и каскадах. Из всех технологий самая распространенная и простая – SMR – цикл с СХА. Компания «РЭП Холдинг» спроектировала, изготовила и поставила центробежный компрессор К905-71-1С (рис. 6). Это один из первых в России компрессоров смешанного хладагента. Первая секция содержит четыре ступени сжатия, вторая – три. Корпус – типа «баррель». Газ после сжатия в первой секции охлаждается в промежуточном газоохладителе. Герметичность цилиндра компрессора обеспечивается с помощью «сухих» газодинамических уплотнений. Опорный и опорно-упорный подшипники компрессора – масляные.

ОПЫТ АО «РЭП ХОЛДИНГ» ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ЦБК К905-71-1С

При выборе новой проточной части ЦБК обычно полагаются на опыт существующих подобных проточных частей. В случае отсутствия таковых следует строго придерживаться критериев подобий, включающих полное подобие процессов сжатия, либо приближенное моделирование. Известно, что при полном подобии процессов сжатия обеспечивается равенство двух критериев – чисел Эйлера Eu и показателя степени m при политропном процессе [3]. Для этого необходимо выполнение трех условий, определяющих политропный КПД ηпол, коэффициент расхода φ2r, коэффициент изменения удельного объема kvk: ηпол=η′пол; ϕ2r=ϕ′2r; kvk=k′vk.При приближенном подобии значения показателей степени натуры и модели различны, но значения коэффициента изменения удельного объема газа kvk = k’vk равны. Полагая, что различие между Eu и Eu’ не велико или эти числа достаточно большие и течение автомодельно, тогда:

               (1)

где величина     зависит от трех параметров: ε, m и m′. Если ε мало отличается от 1,0, то β При m>m′ величина βm возрастает с ростом ε и наоборот.

Эквивалентная частота вращения ротора ЦБК при приближенном подобии определяется таким образом:

               (2)

где Zнэ, Rнэ, Tнэ – коэффициент сжимаемости, газовая постоянная и температура соответственно модельного газа; Zн, Rн, Tн – коэффициент сжимаемости, газовая постоянная и температура соответственно реального газа; nном – номинальная частота вращения ротора на газе. 

Газодинамические испытания ЦБК проводятся в целях подтверждения расчетных параметров проточных частей на номинальном режиме и соответствия газодинамических характеристик требованиям технического задания или технических условий, а также накопления опытных данных для создания новых компрессоров. В настоящее время газодинамические испытания осуществляются по утвержденным программами методикам, основанным на международных регламентах и стандартах испытаний компрессоров и эксгаустеров. Так, например, широко известный стандарт ASME PTC 10 (США) [3] позволяет производить испытания в условиях, которые невозможно реально обеспечить на стенде предприятия. В этом стандарте отсутствуют указания на методику приведения опытных результатов к гарантийным условиям, а в случае, когда речь идет о подобиях процессов сжатия в неохлаждаемых проточных частях реальных газов и испытаний этих проточных частей на воздухе на открытом контуре, никаких четких указаний не следует. Имеются некоторые рекомендации по измерениям давления и температуры сжимаемой среды по полным параметрам, однако, как правило, при испытаниях эти измерения проводятся на всасывающем и нагнетательном трубопроводах, где скорости газа настолько малы, что достаточно измерять статические параметры. В ASME PTC 10 некорректно учитывается время прогрева ЦБК во время выхода компрессора на установившийся режим, т. е. не принимается соотношение между массой корпуса и внутренней мощностью [4].

Международный стандарт ISO-5389 «Турбокомпрессоры – правила опытной проверки эксплуатационных качеств» [4] служит базовым регламентом для испытаний ЦБК на стенде предприятий. Стандарт охватывает области испытаний ЦБК на реальном газе и газе, близком к совершенному, а также позволяет пересчитывать полученные опытные данные на гарантийные и другие условия работы ЦБК. В документе указываются методы, учитывающие реальность газов и отклонения чисел Маха и Рейнольдса при пересчете газодинамических характеристик. В стандарте приведены примеры пересчета газодинамических характеристик ЦБК при различных условиях испытаний и разных газах. В этом случае необходимо определиться с возможностью стенда, который позволит провести испытания ЦБК либо на замкнутом контуре в условиях, близких к реальным, либо провести испытания на открытом контуре на воздухе. В основном испытания ЦБК природного газа осуществляются на открытом контуре на атмосферном воздухе, следовательно, на эквивалентных частотах вращения ротора ЦБК nэкв ниже, чем номинальные рабочие частоты вращения nном. При этом проблемы прочности рабочих колес не возникают из-за низких окружных скоростей, вопрос только в обеспечении подобий течений в на-турных и эквивалентных условиях, т. е. выполнении критерия подобия Эйлера и показателя степени.

Эквивалентная частота вращения ротора ЦБК может быть и выше, чем номинальная частота вращения ротора на реальном газе. В случае если nэкв > nном, то требуется проверка допустимости работы на эквивалентных скоростях по условиям прочности рабочих колес. Эти вопросы возможно решить с помощью замкнутого контура на модельном газе, например, СО2 или хладагенте R134a, который можно при давлении, близком к атмосферному, полагать совершенным газом. Тем не менее стоимость испытаний на замкнутом контуре гораздо выше, чем при воздушных испытаниях, поэтому вопрос о создании того или иного стенда должен решаться отдельно в каждом конкретном случае и при определенном финансировании.

Возможности заводского стенда не позволили испытать ЦБК на замкнутом контуре на модельном газе. Поэтому испытание проводилось при рабочих частотах вращения ротора, соответствующих номинальной частоте вращения (nном = 6200 об/мин). Конечно, эта частота вращения не соответствует эквивалентной частоте вращения ротора nэкв из-за условий прочности рабочих колес. При этом нарушаются условия газодинамического подобия, следовательно, полученные газодинамические характеристики не соответствовали реальности. Эти критерии и определяют условия проведения газодинамических испытаний на замкнутом контуре.

Для обеспечения приближенного моделирования при пересчете газодинамических характеристик с воздуха на реальный газ (смешанный хладагент) можно прибегнуть к следующему способу, заключающемуся в пересчете газодинамических характеристик при разных частотах вращения ротора на сходственных режимах ϕ2r = ϕ′2r и предположении равенства политропных КПД ηпол = η′пол. Получив на воздухе на номинальных оборотах nном газодинамические характеристики, т. е. зависимости степени сжатия ε политропного КПД ηпол и повышения температуры Δt от объемной производительности Q, по формулам, указанным ниже, получим безразмерные характеристики:

               (3)

               (4)

               (5)

               (6)

               (7)

               (8)

Обозначения приняты как в работе [5].

Имея безразмерные характеристики, полученные при испытании на воздухе на рабочих оборотах, пересчитав их на условия реального газа по формулам, указанным в исследовании [5], получим размерные характеристики ЦБК на смешанном хладагенте. При пересчете газодинамических характеристик, полученных на воздухе при эквивалентной частоте вращения ротора, принятой равной номинальной частоте вращения ротора nэкв = nном, определяются характеристики ЦБК при частоте вращения ротора, соответствующие:

               (9)

Далее необходимо пересчитать получившиеся газодинамические характеристики на частоте вращения ротора n на номинальную частоту вращения ротора nном по формулам:

               (10)

               (11)

               (12)

Таким образом, применяя основные критерии подобия и методы пересчета газодинамических характеристик, имеем возможность получить параметры компрессора на номинальной частоте вращения ротора и на условиях технического задания. Именно такой способ пересчета характеристик, полученных при испытании на воздухе при условии, когда nэкв > nном, применен для ЦБК К905-71-1С.

При производстве данного агрегата по требованию заказчика все цельнофрезерованные пространственные рабочие колеса отдельно подвергались разгонным испытаниям на специальном стенде. Материал колес 12Х2ГМФБРЧА КП 75 ГОСТ 4543. Испытания осуществлялись при подъеме оборотов на 115 % от максимальной длительной скорости вращения ротора. После испытаний проводился контроль основных размеров и цветная дефектоскопия (ЦД) рабочих колес. Результаты ЦД одного из колес показаны на рис. 7. После разгонных испытаний каких-либо заметных отклонений в состоянии колес не выявлено. В конструкции компрессора применены виброустойчивые опорные подшипники скольжения сегментного типа с плавающим сепаратором (рис. 8), обладающие повышенной демпфирующей способностью [6]. Для соединения турбины с компрессором разработана сухая пластинчатая муфта (рис. 9). Экспериментально полученные характеристики осевой и угловой жесткости муфты представлены на рис. 10. Анализ крутильных колебаний системы «турбина – трансмиссия – компрессор» показал (рис. 11), что в диапазоне частоты вращения от 0 до 7000 об/мин находится одна критическая частота крутильных колебаний, равная (220 р/с) 2100 об/мин, значительно отстроенная от рабочей частоты вращения (nраб = 6200 об/мин). По критическим частотам изгибных колебаний ротор компрессора с существенным запасом отстроен от рабочих частот вращения. В качестве иллюстрации отстройки на рис. 12 приведена диаграмма Кэмпбелла для изгибных колебаний ротора. На рис. 13 представлена полученная на стенде завода-изготовителя амплитудно-частотная характеристика вибрации ротора компрессора, свидетельствующая о низком уровне вибрации агрегата и хорошем соответствии расчетных и экспериментальных данных. Расчетная первая критическая скорость 2208 об/мин, экспериментальная – 2180 об/мин. Ротор компрессора гибкий, с отстройкой второй критической скорости от рабочей частоты вращения на уровне 25 %.

Для данного агрегата выполнены расчеты границы динамической устойчивости колебаний ротора на сегментных подшипниках скольжения [7–9]. Результаты анализа устойчивости от воздействия возбуждающих газодинамических сил по API 617 [3] продемонстрированы на рис. 14, из которого следует, что ротор работает в устойчивой зоне со значительным запасом. На приведенном графике Qа = 4,3 · 106 Н/м – газодинамическая поперечная сила по API 617; Q0 = 6,8 · 106 Н/м – пороговое значение газодинамической поперечной силы, при котором возможна потеря устойчивости; R – параметр сопротивления системы; Е – параметр возбуждения [6].

Отметим, что из обработки резонансной кривой (рис. 13) следует, что декремент колебаний находится на уровне

Выйдя на рынок чуть больше 10 лет назад, ООО «Сочинское монтажное предприятие «Южтехмонтаж» стало стремительно развиваться и быстро завоевало репутацию надежного партнера для представителей многих отраслей промышленности России. Сегодня труд сочинских специалистов востребован по всей стране, во всех регионах, где возводят масштабные и наиболее сложные объекты.

ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ОТРАСЛЕЙ

Компания начала свою работу в 2007 г. с выполнения монтажно-сварочных работ на объектах нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности России. С первых шагов на рынке сочинцы взяли самую высокую планку и со временем зарекомендовали себя как коллектив, которому по плечу задачи любой сложности.

Сегодня ООО «Сочинское монтажное предприятие «Южтехмонтаж» специализируется в области строительства, реконструкции и ремонта объектов российской нефтепереработки, химии и нефтехимии, а также металлургии, пищевой отрасли, объектов производства стройматериалов и машиностроения, гражданского
строительства.

За время работы организация выполнила большой объем работ на многочисленных объектах в различных регионах России. В этот список входят: терминал по приему, хранению и регазификации сжиженного природного газа (СПГ) в Калининградской обл., нефтеперекачивающая станция «Уренгойская», ООО «РН-Туапсинский НПЗ»,
АО «Сызранский НПЗ», ООО «Афипский НПЗ», ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»,
ПАО «Новороссийский морской торговый порт», ООО «ИПП», ООО «Новороссийский мазутный терминал» и др.

Ключевые виды деятельности СМП «Южтехмонтаж» – изготовление и монтаж металлоконструкций, конструкций стальных резервуаров объемом 2–100 тыс. м3, монтаж технологического оборудования и трубопроводов, нестандартного оборудования, металлоконструкций каркасов зданий. Компании доверяют выполнение функций генерального подрядчика.

С момента основания организации ее специалисты изготовили и смонтировали свыше 1 млн м3
резервуаров, 20 тыс. т металлоконструкций,
100 км трубопроводов, 4 тыс. т оборудования.

Сегодня СМП «Южтехмонтаж» – стабильное предприятие с достаточным опытом и ресурсами, которое имеет допуски для работы на объектах ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть»,
ПАО «ЛУКОЙЛ» и других заказчиков, предъявляющих предельно высокие требования к качеству работ.

ПРОФЕССИОНАЛИЗМ КОМАНДЫ

Главный потенциал роста компании, ее главный ресурс – это люди, считает генеральный директор ООО «СМП «Южтехмонтаж» Д.И. Пуручиди. Именно поэтому в подготовку персонала вложено очень много сил.

В итоге на предприятии сформировалась слаженная профессиональная команда. Как отмечает руководитель, коллектив создавали буквально по крупицам, приглашая самых лучших, компетентных, способных специалистов со всего региона.

Здесь трудятся инженерно-технические работники, монтажники и сварщики высочайшего класса, что позволяет компании оперативно
и качественно выполнять каждый проект. Большое внимание по-прежнему уделяется обучению и повышению квалификации персонала.

За свой труд специалисты СМП «Южтехмонтаж» не раз были награждены почетными грамотами Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства России и званием «Почетный строитель».

Предприятие обладает крепкой производственной базой, которая включает парк современной спецтехники, высокопроизводительное технологическое оборудование, собственные лаборатории по диагностике объектов строительства и контролю качества продукции. Компания держит руку на пульсе новых тенденций, применяя передовые технологии и материалы.

Заказчики высоко оценивают профессионализм коллектива, хорошую техническую оснащенность предприятия и продолжают эффективное сотрудничество с сочинскими строителями.

В ПАРТНЕРСТВЕ С «ГАЗПРОМОМ»

Специалисты ООО «СМП «Южтехмонтаж» участвуют в ряде приоритетных для страны строек.

В конце 2016 г. сочинским предприятием был заключен договор на монтаж 11 оболочек большого диаметра методом полистовой сборки на объекте «Терминал по приему, хранению и регазификации сжиженного природного газа (СПГ)
в Калининградской области».

Оболочки использовались в качестве свай при строительстве причала и волнолома терминала. Стоит отметить, что это первый российский строительный проект, в котором используются сваи-оболочки подобного размера.

Работа СМП «Южтехмонтаж» выполнялась
в сжатые сроки и потребовала высокого профессионализма в организации и проведении работ.

За четыре месяца собственными силами на площадке строительства было изготовлено
11 оболочек общим весом 2883,79 т.

В период с апреля 2018 г. по октябрь 2019 г.
ООО «СМП «Южтехмонтаж» выполнило комплекс работ по монтажу и гидравлическому испытанию резервуаров и понтонов РВСП-10 000 м3 в коли-
честве 4 шт. и РВСП-30 000 м3 в количестве 3 шт. на строительстве объекта «Нефтеперекачивающая станция «Уренгойская».

За время проведения работ ООО «СМП «ЮТМ» зарекомендовало себя не только как надежный и профессиональный подрядчик, но и показало хорошую организацию и качество выполняемых работ, тем самым получив высокую оценку своей работы со стороны генерального подрядчика ООО «СГМ». 

Сегодня СМП «Южтехмонтаж» – стабильное предприятие с достаточным опытом и ресурсами, которое имеет допуски для работы на объектах
ПАО «Газпром», ПАО «НК «Роснефть»,
ПАО «ЛУКОЙЛ», Федерального агентства по государственным резервам и других заказчиков, предъявляющих предельно высокие требования к качеству работ.

ООО «Сочинское монтажное предприятие «Южтехмонтаж»

354000, РФ, Краснодарский край,
г. Сочи, ул. Кубанская, 12Б, оф. 2

Тел.: +7 (862) 262-58-08

Е-mail: office@smp-utm.ru

Доп. офис: 352801, РФ, г. Туапсе,
ул. Кошкина, д. 20

Тел.: +7 (861) 675-94-65

www.smp-utm.ru

Создание для самого западного региона России независимого маршрута поставок – не имеющий аналогов технически сложный проект государственного значения. С поставленной в 2013 г. президентом страны задачей «Газпром» справился в довольно короткие сроки, учитывая масштаб производственных процессов. 8 января 2019 г. в Калининградской обл. запущены в работу терминал по приему газа и плавучая регазификационная установка «Маршал Василевский» – энергобезопасность региона выведена на принципиально новый уровень. При этом работа по повышению надежности газоснабжения Калининградской обл. и, в частности, расширению подземного хранилища газа продолжается.

ЗАШЛИ С МОРЯ

Прежде самый западный регион Российской Федерации обеспечивался только лишь газом, который поступал по транзитному газопроводу Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград. Учитывая особенности географического положения Калининградской обл., отсутствие общих границ с основной территорией страны, было принято решение обеспечить альтернативный вариант газоснабжения потребителей – сжиженным природным газом (СПГ), доставляемым в регион по морю.

Специально для этого в 5 км от берега из высокопрочного бетона на 177 сваях длиной 40 м каж-дая возвели стационарный терминал по приему газа с волноломом. Подобных в российской энергетике прежде не было. Волнолом – уникальное сооружение, способное обеспечить защиту терминала от сильных балтийских штормов, которые часто сопровождают эту территорию. Он имеет сложную конструкцию. По всей его длине на дне уложено каменное основание – «постель», на котором установлены 29 металлических цилиндров диаметром 20 м, высотой 21 м и массой более 200 ткаждый. Внутри они заполнены щебнем, а снаружи обработаны антикоррозийным полимерным материалом. Со стороны моря цилиндры укреплены насыпью из камней (весом до 6 т каждый) и более чем 20 тыс. специальных железобетонных блоков – тетраподов (весом от 7,8 до 25 т каждый).

На терминале расположено оборудование для приема газа с плавучей регазификационной установки (ПРГУ) – ключевого элемента инфраструктуры проекта. Глубина моря около причала достигает 19 м, потому у судна есть возможность швартовки.

Единственная в России ПРГУ называется «Маршал Василевский». Судно способно не только перевозить СПГ, но также и переводить его в газообразное состояние прямо на борту. «Маршал Василевский» соответствует ледовому классу Arc4, может плавать во льдах толщиной до 0,8 м и предназначен для эксплуатации в качестве морского судна неограниченного района плавания и плавучего средства для хранения, транспортировки, регазификации. Установка построена под надзором Российского морского регистра судоходства и Судового регистра Ллойда, выполнена по типу судов 2G, определенному Международными правилами постройки и оборудования судов, транспортирующих сжиженные газы.

Процесс регазификации начинается после швартовки судна к причалу, СПГ, переведенный в газообразное состояние, поступает в действующую газотранспортную систему через газопровод-подключение протяженностью 13 км, после чего доставляется потребителям или закачивается в Калининградское подземное хранилище (ПХГ).

ГЕРМЕТИЧНЫЙ ПРИРОДНЫЙ РЕЗЕРВУАР

Калининградское ПХГ – еще одна важная составляющая проекта, направленного на обеспечение энергетической безопасности самого западного региона страны.

Будучи первым в России хранилищем, созданным в отложениях каменной соли, Калининградское ПХГ обладает рядом преимуществ по сравнению с ПХГ в истощенных месторождениях или водоносных пластах. Дело в том, что соляные каверны – это идеальный по герметичности резервуар, потому что соляной купол непроницаем для газа. Кроме того, соль обладает способностью самостоятельно «заживлять» трещины и разломы. Строительство ПХГ началось в 2009 г., в сентябре 2013 г. «Газпром» завершил первую очередь, состоящую из двух подземных резервуаров и необходимых компрессорных мощностей. В декабре 2017 г. введены в эксплуатацию еще два резервуара.

Для подключения ПХГ к газопроводу Минск – Вильнюс – Каунас – Калининград был построен 26-километровый газопровод-отвод. Подземное хранилище также соединено с морским терминалом и имеет возможность получать газ с ПРГУ «Маршал Василевский». Работа по расширению ПХГ продолжается. К 2025 г. количество резервуаров планируется увеличить до 14. В результате ПХГ выйдет на проектную мощность: объем оперативного резерва газа – 800 млн м3, производительность – 12 млн м3/сут.

Что важно, Калининградское ПХГ можно оперативно переключать из режима отбора в режим закачки и обратно (мультицикличность), в короткие сроки выводить на максимальную произво-дительность.

Благодаря реализации данного проекта Калининградская обл. стала полностью автономна и может решать все задачи в сфере энергетики и потребления не только первичного источника, но и электроэнергии.

Следуя постоянно растущим требованиям нефтегазовых компаний к качеству продукции для строительства нефтегазовых скважин, Объединенная металлургическая компания (АО «ОМК») в марте 2016 г. приняла решение реализовать масштабную инвестиционную программу по реконструкции, техническому перевооружению и созданию новых производств нефтегазопроводных труб на Выксунском металлургическом заводе (АО «ВМЗ»).

Программа включает модернизацию всех действующих в ОМК мощностей по выпуску электросварных OCTG-труб, улучшение системы контроля качества продукции для нефтегазового сектора топливно-энергетического комплекса и расширение продуктовой линейки, включая производство нового для компании вида продукции – насосно-компрессорных труб для добычи нефти и внутрискважинных работ.

ЦЕНТР ФИНИШНОЙ ОТДЕЛКИ ТРУБ

Остановимся подробнее на одном из нескольких проектов программы техперевооружения трубных цехов предприятия, а именно на проекте центра финишной отделки труб. До недавнего времени ВМЗ производил обсадные трубы диаметром от 146 до 245 мм, но с момента запуска центра финишной отделки ситуация изменилась.

Проект финишного центра ориентирован на выпуск труб диаметром 139,7–426 мм повышенного качества с толщиной стенки 6,2–14 мм для нефтегазового сектора, в том числе для обустройства скважин с любыми типами муфтовых соединений, включая соединения класса SEMI PREMIUM и PREMIUM для сложных условий добычи, и группами прочности до Р110. Проектная мощность центра финишной отделки труб составляет 150 тыс. т продукции в год.

Финишный центр обладает современной системой технологического контроля, что позволяет предлагать клиентам продукт, отвечающий самым высоким требованиям. Входной контроль обеспечивает полную проверку необработанной трубы. При выявлении брака трубы маркируются определенным цветовым кодом, обозначающим конкретный дефект, после чего автоматически отправляются в секцию инспектирования со станцией ремонта, которая оборудована трубоотрезным станком. Если оставшаяся длина трубы позволяет ее дальнейшую обработку, труба снова задается в линию.

Центр оборудован системой контроля геомет-рических параметров трубы, которая считывает информацию по каждой трубе и диагностирует любые несоответствия техническим требованиям.

Трубы в обязательном порядке проходят ультразвуковой неразрушающий контроль тела и концевых участков трубы. Те из них, которые соответствуют всем нормам, отправляют в участок нарезки, где проверяется их качество путем визуального и инструментального осмотра. Далее труба перемещается в установку магнитопорошкового контроля (МПК) концевых участков труб с резьбой, которая позволяет выявить продольные и поперечные дефекты на внешних и внутренних поверхностях трубы согласно стандарту. Годные трубы после МПК задаются в муфтонаверточный/муфтозатяжной станок.

Финишный центр производит резьбовые соединения согласно следующим стандартам:

по API Spec 5CT/ГОСТ 31446-2017: BC, ОТТМ, ОТТГ;

по ТУ ВМЗ: собственная линейка резьбовых соединений ВМЗ-1, ВМЗ-4.

Все трубы проходят гидростатическое испытание. Максимальное испытательное давление – 75 МПа.

Трубы после прохождения всех производственных участков поступают в установку измерения длины и массы с последующим нанесением маркировки. После взвешивания и измерения длины труба отправляется в систему автоматизации и прослеживания, где проверяют соответствие размера допустимому диапазону и требованиям API/ISO.

Отличительная особенность новой производственной системы от аналогичных заключается в наличии системы потрубного прослеживания трубы, которая поможет существенно повысить качество продукции. Еще одно преимущество центра состоит в том, что линия спроектирована таким образом, что в нее может быть встроено дополнительное оборудование, необходимое для производства резьбовых соединений новых поколений. Например, это дает возможность нанесения защитных покрытий резьбового соединения, таких как фосфатное, термодиффузионное оцинкование, и сухих резьбоуплотнительных смазок, улучшающих потребительские свойства и экологичность продукции. Помимо этого, в условиях финишного центра имеется возможность нанесения на наружную поверхность трубы с муфтой консервационного защитного покрытия на основе УФ-отверждаемого лака, позволяющего защищать трубы от атмосферной коррозии на период транспортирования и хранения.

С ЗАБОТОЙ ОБ ОКРУЖАЮЩИХ

ОМК придает первостепенное значение мерам по минимизации негативного влияния своей деятельности на окружающую среду. В финишном центре применяются энергосберегающие системы вентиляции и отопления, а ограждающие конструкции цеха изготовлены из современных тепло- и звукоизоляционных материалов. Линия имеет полностью замкнутый водооборотный цикл.

На всех участках цеха используются локальные системы фильтрации воздуха и проводится обработка фундамента специальными составами, исключающими возможность попадания загрязняющих веществ в грунтовые воды, что сводит к минимуму внешнее воздействие на окружающую среду.

НОВАЯ ПРОДУКЦИЯ

Финишный центр уже освоил новый для компании вид продукции – обсадные трубы диаметром 324 мм с резьбовыми соединениями ОТТМ и «Батресс». Готовые изделия успешно показали себя в опытно-промышленных испытаниях на нефтегазовой скважине, расположенной на территории Ханты-Мансийского АО. Кроме того, центром финишной отделки трубы освоено резьбовое соединение на обсадные трубы диаметром 426 мм, используемые в качестве колонн-направлений на нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Крайнего Севера.

В 2019 г. обсадные трубы размером 426 мм в хладостойком исполнении с резьбой «Батресс», изготовленные в финишном центре, успешно прошли испытания на соответствие требований СТО Газпром 2-4.1-158–2007. От ООО «Газпром ВНИИГАЗ» получено положительное заключение о качестве труб, на основании которого обсадные трубы производства АО «ВМЗ» допущены к применению на месторождениях дочерних обществ ПАО «Газпром», а технические условия на обсадные трубы включены в реестр поставщиков трубной продукции.

Собственное производство обсадных труб со сложными видами резьбы в центре финишной отделки снизит зависимость нефтегазового сектора от импортной продукции и позволит разрабатывать уникальные виды резьбы, в том числе и премиального сортамента.

АО «ОМК»

115184, РФ, г. Москва, Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-71/72

E-mail: info@omk.ru, sales@omk.ru

www.omk.ru

В 2011 г. газопровод «Северный поток» напрямую соединил Россию и Европу. В 2018 г. европейским потребителям по нему поставлен рекордный объем природного газа – 58,8 млрд м3. Это стало самым высоким показателем загрузки газопровода с начала эксплуатации, что наглядно продемонстрировало его высокую востребованность со стороны европейских стран. «Северный поток – 2» позволит удвоить пропускную способность пролегающего через Балтийское море маршрута и повысить надежность поставок газа в Европу. Протяженностью около 1230 км, газопровод берет начало в районе Усть-Луги Ленинградской обл. и пройдет вдоль действующего «Северного потока» по дну Балтийского моря с выходом на территории Германии в районе Грайфсвальда.

К строительству газопровода приступили в 2018 г. Однако этому предшествовал длительный и кропотливый процесс подготовки проекта. Еще в 2012 г. было принято решение об экономической целесообразности и технической возможности строительства «Северного потока – 2». Его оператором выступила компания Nord Stream 2 AG.

Новый экспортный газопровод проходит через территориальные воды и (или) исключительные экономические зоны пяти государств: России, Финляндии, Швеции, Дании и Германии. В международных консультациях приняло участие большее количество стран, в том числе Польша, Литва, Латвия и Эстония.

Учитывая требования национального законодательства каждого из государств, через которые проходит газопровод, ключевое значение имела тщательная подготовка проекта. В первую очередь речь идет о проведенных масштабных высокотехнологичных исследованиях морского дна и окружающей среды для определения оптимального маршрута, который обеспечит безопасную эксплуатацию нового газопровода с минимальным воздействием на экологию. Проведенные компанией Nord Stream 2 AG экологические исследования Балтийского моря стали самыми широкомасштабными в истории: охвачено 71 тыс. км моря. Для выбора оптимального маршрута также были решены вопросы, которые могут повлиять на укладку газопровода. В частности, для обеспечения безопасности во время строительства и эксплуатации газопровода в коридоре его прокладки были обезврежены боеприпасы; выполнена укладка бетонных матрасов, т. к. «Северный поток – 2» пересекает действующие силовые и телекоммуникационные кабели на 39 участках (три из которых в России), а также два газопровода – «Северный поток» и Baltic Connector. Вообще же с момента строительства первого газопровода «Северный поток» технологии сбора и анализа данных значительно шагнули вперед. При реализации «Северного потока – 2» в арсенале оператора проекта больше технических возможностей, например, модернизированные исследовательские суда, построение 3D-моделей морского дна и обнаруженных объектов и др.

Строительство «Северного потока – 2» началось в 2018 г. и продолжается по настоящее время. Для одной нитки необходимо 100 тыс. 12-метровых труб весом 24 т каждая. На борту специализированных судов трубы сваривают и укладывают на дно моря. Каждый сварной стык проходит ультразвуковой контроль. На внут-реннюю поверхность труб наносится антифрикционное покрытие для снижения трения потока газа. Снаружи – антикоррозийное покрытие, а затем – утяжеляющее бетонное покрытие для обеспечения дополнительной защиты и устойчивости газопровода на морском дне. Газопровод имеет неизменный внутренний диаметр 1153 мм и толщину стенки до 41 мм.

В связи с тем что последней страной, выдавшей разрешение на строительство в своих водах, стала Дания (Датское энергетическое агентство 30 октября 2019 г. выдало компании Nord Stream 2 AG разрешение на строительство газопровода по юго-восточному маршруту), большинство оставшихся работ должны быть произведены в ее акватории (длина отрезка пересечения исключительной экономической зоны Дании по утвержденному маршруту составляет 147 км). Компания Nord Stream 2 AG на каждом этапе работала с ведущими мировыми поставщиками, придерживаясь самых строгих стандартов в области охраны труда, промышленной безопасности, охраны окружающей среды и социальной ответственности для защиты чувствительной экосистемы Балтийского моря и затронутых проектом сообществ.

В феврале 2020 г. Nord Stream 2 AG обнародовала результаты ежегодного экологического мониторинга, который подтверждает, что строительство газопровода «Северный поток – 2» не оказало непредвиденного воздействия на объекты наблюдения и не повлияло на экологию Балтийского моря. В целом результаты наблюдений подтверж-дают, что воздействия носили локальный и кратковременный характер и их уровень оставался допустимым, в соответствии с отчетом об оценке воздействия на окружающую среду. Около 40 независимых специализированных подрядчиков вели наблюдения за воздействиями на морскую экосистему. Помимо прочего, вдоль маршрута газопровода велись наблюдения за абиотической (такие как качество воды и подводные шумы) и социоэкономической средой (например, культурное наследие и судоходство) до, во время и после строительства. В докладе отражены результаты экологического мониторинга таких строительных работ, как трубоукладка, выемка грунта и обратная засыпка, обезвреживание боеприпасов и устройство каменной наброски, проводимых в России, Финляндии, Швеции и Германии в 2018 г.

К концу 2020 г. объем инвестиций Nord Stream 2 AG в проведение экологических изыс-каний, анализа, мониторинга и природоохранной деятельности превысит 100 млн евро. Мониторинг будет продолжен в течение нескольких лет после ввода газопровода в эксплуатацию.

В ходе анализа сроков строительства объекта «Магистральный газопровод (интерконнектор) «Граница Болгарии – граница Венгрии» – части газопровода «Турецкий поток» определено, что строительство подводного перехода магистрального газопровода через реки Дунай и Великая Морава методом микротоннелирования не позволит завершить его в директивные сроки. В связи с этим решено заменить метод строительства на альтернативный, более современный способ – автоматизированную щитовую проходку трубопроводом. Он имеет ряд преимуществ по сравнению:

а) с методом микротоннелирования:

прокладка трубопровода осуществляется одновременно с проходкой скважины;

исключается необходимость строительства глубоких стартовых и приемных шахт и применение бетонных колец для формирования тоннеля;

стоимость строительства уменьшается;

б) с методом наклонно-направленного бурения:

прокладка трубопровода производится одновременно с проходкой скважины;

появляется возможность строительства в галечниковых, валунных, скальных грунтах;

расход бурового раствора и, соответственно, утилизируемых отходов бурового раствора, бурового шлама сокращается.

Ввиду отсутствия в настоящее время сметных норм на данные виды работ в федеральной и корпоративной сметно-нормативной базе принято решение о разработке с проведением нормативных наблюдений временных элементных сметных норм (ВЭСН) на строительство подземного перехода методами автоматизированной щитовой проходки трубными секциями и автоматизированной щитовой проходки трубопроводом. 

Временные элементные сметные нормы предназначены для расчета лимита затрат на строительство переходов трубопроводов указанными способами и должны отражать необходимый перечень технологических операций и оптимальные затраты человеческих, технических и материальных ресурсов.

Рассмотрим более детально особенности сметного нормирования и технологии строительства переходов трубопроводов методом автоматизированной щитовой проходки трубопроводом (трубными секциями).

ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ МЕТОДОМ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ЩИТОВОЙ ПРОХОДКИ ТРУБОПРОВОДОМ (ТРУБНЫМИ СЕКЦИЯМИ)

В настоящее время данный метод активно применяется при строительстве переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия как на территории РФ, так и за ее пределами. Технология выполнения работ заключается в непрерывном продавливании механизированным щитом заранее подготовленного трубопровода, когда проходка ведется трубопроводом, или последовательно наращиваемых трубных секций в процессе проходки, когда работы осуществляются с трубными секциями. Отличительная особенность рассматриваемого способа от других методов строительства подводных переходов – одновременная разработка земляных масс (грунтов) и прокладка рабочего трубопровода. За счет этого снижается время выполнения работ и влияние геологических условий на процесс строительства, что значительно уменьшает возможность возникновения технологических осложнений.

Ввиду новизны метода и отсутствия его нормативного обеспечения на данный момент существует несколько его наименований:

Метод автоматизированной щитовой проходки трубопроводом (трубными секциями) введен в ПАО «Газпром» при разработке ВЭСН и согласован подрядными организациями, ведущими строительство данными методами;

Метод кривых (в соответствии с патентом ООО «Подзембурстрой» [1]);

Метод Direct Pipe (в соответствии с патентом Herrenknecht AG [2]);

Горизонтальное направленное бурение щитом (в соответствии с СП 249.1325800.2016 [3]).

Проектными и подрядными организациями в рабочей документации для обозначения методов автоматизированной щитовой проходки трубопроводом и автоматизированной щитовой проходки трубными секциям используются термины: строительство микротоннеля с технологической крепью из стальной трубы; микротоннелирование рабочим трубопроводом.

Схема ведения работ методом автоматизированной щитовой проходки трубопроводом приведена на рис. 1 [4].

Технология заключается в следующем. На первом этапе сооружают стартовый котлован, который в зависимости от глубины, геологических условий, уровня грунтовых вод и других факторов выполняют с креплением стенок либо без крепления. 

На втором этапе производят монтаж оборудования. В стартовом котловане монтируют установку продавливания трубопровода. Собирают, монтируют и проверяют работоспособность механизированной проходческой установки (МПУ). Трубопровод приваривают к МПУ и монтируют внутритрубные коммуникации. Монтируют блок подготовки и регенерации бурового раствора, коммуникации, емкости и т. д. После монтажа оборудования проверяют его работоспособность, с помощью геодезических приборов определяют и корректируют положение контрольных точек МПУ.

После проведенных подготовительных работ приступают к проходке скважины. В передней части МПУ смонтирован породоразрушающий инструмент для механической разработки грунта.

В целях снижения сил трения и охлаждения породоразрушающего инструмента, а также для транспортирования выбуренной породы по системам трубопроводов на сепарационную установку в процессе бурения в большинстве случаев применяют воду.

Для подачи воды и транспортирования пульпы от МПУ до сепарационной установки используют транспортные линии подачи воды и транспортирования пульпы, емкость для хранения воды, группу насосов.

Для обеспечения устойчивого ствола скважины и снижения силы трения между контактирующими в скважине поверхностями применяют буровой раствор, которым заполняют пространство между скважиной и МПУ, трубопроводом.

ОСОБЕННОСТИ СМЕТНОГО НОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ МЕТОДОМ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ЩИТОВОЙ ПРОХОДКИ ТРУБОПРОВОДОМ (ТРУБНЫМИ СЕКЦИЯМИ)

Как отмечалось выше, сейчас не существует единого нормативного документа корпоративного, федерального или межгосударственного уровня, регламентирующего технологию строительства переходов методами автоматизированной щитовой проходки трубопроводом и автоматизированной щитовой проходки трубными секциям. Нормативная база ПАО «Газпром» представлена «Инструкцией по строительству и ремонту подводных переходов магистральных газопроводов «Методом кривых» при проектировании, строительстве и ремонте» [5]. Документ имеет область применения при длине скважины перехода не более 350 м и предполагает использование гнутых отводов при монтаже трубопровода. Инструкция не регламентирует технологию производства работ, выбор породоразрушающего инструмента, режимы проходки, конструкцию стартовых котлованов.

Поэтому специалисты, ведущие проектные работы, испытывают значительные затруднения из-за отсутствия методик расчетов необходимых толкающих усилий для продавливания трубопровода, сжимающих усилий захвата установки продавливания труб, что в значительной мере влияет на определение толщины стенки и марки стали прокладываемого трубопровода. При неоптимальном выборе толщины стенки и марки стали трубопровода возможны его повреждения в процессе буровых работ. Кроме того, для данного метода нет методики расчета объема воды и бурового раствора, требований для выбора бурового раствора и породоразрушающего инструмента в зависимости от геологических условий и др.

Специалистами АО «Газпром промгаз» разработаны технологические карты, устанавливающие оптимальные параметры технологического процесса, затраты трудовых, технических и материальных ресурсов. Введено понятие «механизированный проходческий комплекс» (МПК) аналогично понятию «буровая установка» в наклонно-направленном бурении и бурении скважин на нефть и газ. Установлены типовой состав МПК (МПУ, установка продавливания трубопровода, узел приготовления и подачи бурового раствора, узел отделения шлама, система транспорта шлама, дизельные электростанции) и численно-квалификационный состав бригады (12–17 чел.). Если при расчете сметной стоимости бурения скважин на нефть и газ механические, технические и коммерческие скорости бурения – величины расчетные и устанавливаются в проектной документации, то в сборнике ВЭСН технические скорости использованы как нормируемые значения, т. к. в проектной документации эти показатели в настоящее время не рассчитываются. Стоимость машино-часа МПК рассчитана в зависимости от диаметра трубопровода и длины скважины, что сделано впервые для общестроительных работ, к которым сейчас относят метод автоматизированной щитовой проходки трубопроводом (трубными секциями).

Нормативные наблюдения проведены за строительством восьми переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, в том числе на объектах ПАО «Газпром»:

подводные переходы магистрального газопровода (интерконнектора) «Граница Болгарии – граница Венгрии» – части газопровода «Турецкий поток» через р. Дунай – один переход (рис. 2) и р. Великая Морава – два перехода (рис. 3). Строительство подводного перехода магистрального газопровода наружным диаметром 1220 мм и протяженностью 1417 м через р. Дунай ОАО «Белтрубопроводстрой» осуществило за 34 дня, что стало европейским рекордом строительства перехода по протяженности;

подводный переход магистрального газопровода Моздок – Грозный наружным диаметром 720 мм через р. Терек (рис. 4). Строительство подводного перехода протяженностью 362 м проходило в сложных геологических условиях, характеризующихся наличием гравийно-галечниковых и глинистых грунтов, высоким уровнем грунтовых вод. На этом объекте впервые проходка велась обетонированной трубой Ду 1000.

Контроль за проведением работ осуществлялся специалистами Департамента инвестиций и проектирования ПАО «Газпром» и ООО «Газпром инвест».

В соответствии с анализом опыта строительства переходов трубопроводов предварительно рассчитаны технические скорости проходки скважины при следующих условиях:

технические характеристики установки продав-ливания трубопровода соответствуют максимальному ожидаемому усилию продавливания с требуемым коэффициентом запаса, принятым 1,75;

рецептура бурового раствора обеспечивает необходимую устойчивость стенок ствола скважины и требуемое снижение коэффициента трения между стенками скважины и трубопроводом;

породоразрушающий инструмент соответствует горно-геологическим условиям проходки;

нагрузка на породоразрушающий инструмент, крутящий момент, гидравлическая программа промывки соответствуют проектным (расчетным) данным для интервалов проходки;

система навигации обеспечивает требуемую точность измерения координат;

производство работ ведется в круглосуточном режиме.

Аналитические исследования и нормативные наблюдения показали, что в процессе строительства перехода трубопровода отмечаются закономерности: с увеличением длины скважины техническая скорость проходки уменьшается; с увеличением площади забоя технические скорости проходки уменьшаются; в порядке возрастания номеров групп грунтов по буримости (1–4) скорость проходки уменьшается.

Технические скорости проходки методом авто-матизированной щитовой проходки трубопро-водом рассчитаны на основании обработки данных нормативных наблюдений и выявленных зависимостей от площади забоя и длин переходов. А при проходке трубными секциями дополнительно учтено время на расхаживание рабочего трубопровода при остановке на сварку, контроль и изоляцию сварного стыка.

Учитывая опыт строительства Herrenknecht AG, выбраны установки проталкивания трубопровода в зависимости от длины проходки и диаметра трубопровода. В работе [4] получены следующие усилия проталкивания трубопровода:

при строительстве семи переходов трубопроводов наружным диаметром 1067 мм усилия проталкивания трубопровода составили 0,88–1,37 кН/м²;

при строительстве 11 переходов трубопроводов наружным диаметром 1219 мм усилия проталкивания трубопровода составили 0,69–1,47 кН/м²;

при строительстве двух переходов трубопроводов наружным диаметром 1422 мм усилия проталкивания трубопровода составили 1,37–1,77 кН/м².

Среднее усилие проталкивания трубопровода – 1,18 кН/м² [4]. 

Сегодня в мире не существует общепринятой методики определения усилия проталкивания. Множество факторов, таких как геология, буровой раствор, плавучесть, человеческий фактор, оказывают влияние на необходимое усилие проталкивания. Рассчитать и учесть все факторы на стадии проектирования невозможно, поэтому расчет выбора установки продавливания трубопровода принят по среднему усилию проталкивания с коэффициентом запаса 1,75. По данным Herrenknecht AG [4], в большинстве стран мира принят коэффициент безопасности, применимый к усилию проталкивания 1,5. В некоторых странах он равен 2. В Российской Федерации часть нормативных документов по наклонно-направленному бурению определяют коэффициент запаса по тяговому усилию при протаскивании трубопровода в скважину равным 2, другие рекомендуют интервал от 1,5 до 2. 

ВЫВОДЫ

1. Метод автоматизированной щитовой проходки трубопроводом (трубными секциями) – новый в области строительства переходов и осуществляется путем продавливания механизированным щитом заранее подготовленного трубопровода или последовательно наращиваемых трубных секций. Данный метод обладает следующими преимуществами по сравнению с методом наклонно-направленного бурения:

прокладка трубопровода производится одновременно с проходкой скважины;

появляется возможность строительства в галечниковых, валунных, скальных грунтах;

расход бурового раствора и, соответственно, утилизируемых отходов бурового раствора и шлама сокращается.

2. Переход через р. Дунай в Сербии, построенный «Белтрубопроводстроем» за 34 дня в рамках строительства магистрального газопровода (интерконнектора) «Граница Болгарии – граница Венгрии» протяженностью 1417 м, стал третьим в мире и первым в Европе по протяженности.

3. Специализированной организацией АО «Газпром промгаз» проведены нормативные наблюдения за строительством восьми переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом автоматизированной щитовой проходки трубопроводом (трубными секциями) и разработаны ВЭСН «Устройство закрытого подземного перехода методами автоматизированной щитовой проходки трубными секциями и автоматизированной щитовой проходки трубопроводом длиной перехода до 1500 м для стальных трубопроводов Ду 1000, Ду 1200, Ду 1400». 

4. Отсутствие методик расчетов, определяющих толкающие усилия для продавливания трубопровода, сжимающие усилия захвата установки продавливания труб, объем воды и бурового раствора, требования для выбора бурового раствора и породоразрушающего инструмента в зависимости от геологических условий и др., вызывают значительные затруднения при проектировании переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия методом автоматизированной щитовой проходки трубопроводом, что свидетельствует о необходимости разработки ряда нормативных документов. 

Новый экспортный газопровод «Турецкий поток», пролегающий по дну Черного моря, считается важнейшим проектом обеспечения надежных поставок энергии потребителям в Турции, Южной и Юго-Восточной Европе. «Турецкий поток» состоит из двух ниток, общая проектная мощность которых составляет 31,5 млрд м3 – данного объема достаточно, чтобы обеспечить бытовые потребности 15 млн средних домохозяйств. Первая нитка предназначена для поставок газа в Турцию, вторая – в страны Южной и Юго-Восточной Европы транзитом через турецкую территорию. Это первый морской газопровод, состоящий из труб диаметром 81 см, уложенных на глубину более 2 км. Торжественно запущенный 8 января 2020 г., «Турецкий поток» уже к 27 января пропустил первый миллиард кубометров газа.

К строительству газопровода приступили 7 мая 2017 г. со стороны российского побережья Черного моря. Газ подается в «Турецкий поток» благодаря компрессорной станции (КС) «Русская», расположенной недалеко от г. Анапы Краснодарского края. Мощность данной КС – 224 МВт, объект обеспечивает необходимое давление для транспортировки газа по обеим ниткам газопровода на расстояние более 930 км, вплоть до самого побережья Турции. После чего газ попадает в приемный терминал, построенный рядом с населенным пунктом Кыйыкёй. Здесь измеряется объем получаемого российского газа, его температура, давление и проверяется состав. Только после этих процедур газ поступает в газотранспортную систему Турции.

«Турецкий поток» – технологически уникальный проект, его воплощение потребовало нетривиальных подходов. Дело в том, что в Черном море весьма сложные условия для прокладки трубопроводов. Связаны они не только с глубиной, но и с существенным содержанием сероводорода в воде, который обладает коррозионным действием. Кроме того, морской участок газопровода проходит по крутому склону на границе континентального шельфа в российских водах.

Тем не менее укладку морского газопровода выполнили за 15 мес., работы завершили в нояб-ре 2018 г. с опережением графика. Для решения технических сложностей при реализации проекта ПАО «Газпром» применило ряд инноваций в сфере глубоководной укладки труб.

ГЛУБОКОЕ ПОГРУЖЕНИЕ

Ведущие трубопрокатные заводы разработали особую конструкцию трубы. Толщина стенки трубопровода – 39 мм – обеспечивает достаточную прочность для сопротивления не только внутреннему давлению газа, но и внешнему давлению воды, а также силам, действующим на трубопровод при укладке в условиях экстремальной глубины воды. Для борьбы с лавинным смятием труб в результате инцидента при строительстве или аварийной ситуации каждые 4 км устанавливались гасители, имеющие толщину стенки 74 мм, достаточную для того, чтобы остановить распространение смятия. Выбранный внешний диаметр труб – 813 мм – обеспечивает эффективную поставку необходимых объемов газа при оптимальном давлении.

Для укладки трубопровода применялись последние достижения инженерной мысли в судостроении. Работы были начаты судном Audacia. 23 июня 2017 г. на глубоководном участке эстафету перехватило (и далее осуществляло трубоукладочную кампанию по утвержденному маршруту в круглосуточном режиме) крупнейшее в мире строительное судно Pioneering Spirit. За счет своей конструкции оно способно работать в условиях, недоступных для других судов, что обеспечивает сокращение общей длительности простоев при строительстве морских газопроводов. Возможна работа с однотрубными и двухтрубными секциями со средней скоростью укладки около 5 км в сут, тогда как средняя скорость по отрасли составляет 3,7 км в сут. Pioneering Spirit позволило сэкономить для проекта «Турецкий поток» порядка 6 мес. Судно поставило рекорд скорости укладки труб за 1 сут – 6,3 км, когда на каждый сварной стык приходилось менее 3 мин. Для обеспечения качества сварные швы проходили проверку ультразвуком.

Для соединения линейного участка газопровода в России с морским участком, проложенным по дну Черного моря в условиях крутого склона, австрийская строительная компания STRABAG SE предложила инновационную технологию микротоннелирования, предполагающую бурение двух закрепленных бетоном шахт через твердые каменные пласты. Работа компании STRABAG по строительству микротоннелей для проекта «Турецкий поток» в 2017 г. была отмечена премией в сфере строительства тоннелей New Civil Engineer.

Завершающий стык, соединяющий морскую и прибрежную секции «Турецкого потока», был сварен в Турции в марте 2019 г. Техническая операция, которая называется надводный захлест, включала в себя подъем прибрежной и глубоководной секций с морского дна на специальную платформу над водой и их сварку в единую нитку газопровода. Общий вес, который был поднят во время работ, составил около 409 т. После тщательной проверки сварного шва нитка газопровода была уложена на морское дно на глубину 32 м. Данная операция была проведена на обеих нитках в российских водах в январе-феврале 2019 г. и завершена у турецкого побережья в том же году.

ПРЯМАЯ ДОРОГА

Подтверждением качества проделанной по проекту «Турецкий поток» работы стал тот факт, что благодаря применению сверхсовременных производственных процессов и строгому контролю качества на всех этапах агентство DNV-GL освободило ПАО «Газпром» от необходимости проводить гидроиспытания. «Турецкий поток» стал первым морским газопроводом, удостоенным такого признания. Оператором проекта «Турецкий поток» выступила компания South Stream Transport B.V. Подрядчик строительства обеих ниток морского участка газопровода «Турецкий поток» – Allseas Group, считающаяся мировым лидером в укладке подводных трубопроводов и строительстве подводных соору-жений.

Церемония запуска газопровода стала по-настоящему историческим событием. В мероприятии приняли участие Президент Российской Федерации В.В. Путин, Президент Турецкой Республики Реджеп Тайип Эрдоган, Президент Республики Сербия Александр Вучич, Премьер-министр Республики Болгария Бойко Борисов, Министр энергетики РФ А.В. Новак, Министр энергетики Турецкой Республики Фатих Денмез, Председатель Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллер. В режиме телемоста присо-единились Председатель Совета директоров и генеральный директор BOTAŞ Бурхан Озджан; заместитель Председателя Правления, начальник Департамента 623 ПАО «Газпром», Главный исполнительный директор, член Совета директоров компании South Stream Transport B.V. О.Е. Аксютин. Как было отмечено во время церемонии, ввод в эксплуатацию «Турецкого потока» с учетом экспорта по «Голубому потоку» открыл дорогу для прямых бестранзитных поставок всего газа «Газпрома», который требуется Турции. Европа получила новый надежный маршрут поставок трубопроводного российского газа.

В ноябре 2019 г. в газотранспортных дочерних обществах ПАО «Газпром» внедрили новую энергосберегающую технологию – мобильные компрессорные станции. Проект реализуется ООО «Газпром инвестпроект» и решает задачу снижения объемов стравливаемого в атмосферу природного газа.

Сохранение газа, подлежащего стравливанию при подготовке газопровода к ремонту, – одна из важнейших задач в области энергоэффективности. На протяжении многих лет для ее решения использовались различные способы выработки газа, но ни один из них не снимал вопрос эффективного сохранения ресурсов.

Новые результаты в области энергосбережения были достигнуты с запуском проекта по использованию высокотехнологичных мобильных компрессорных станций (МКС). Перекачивая газ из одной нитки магистрального газопровода в другую, МКС обеспечивает выработку до давления 10 кг и сохраняет максимальный объем природного газа.

СОХРАНЕНИЕ НА НОВОМ УРОВНЕ

Мобильная компрессорная станция включает в себя современный комплекс основного и вспомогательного оборудования.

Основное оборудование – две мобильные компрессорные установки, в каждой из которых используется компрессор высокого давления мощ-ностью 695 кВт и газопоршневой двигатель мощностью 750 кВт. При давлении 65 кг каждая компрессорная станция способна перекачивать до 100 тыс. м3 газа в час.

Автономность и мобильность компрессорной установки обеспечивает вспомогательное оборудование. В его составе передвижная авторемонтная мастерская со спутниковым оборудованием, которое позволяет экипажу связываться с диспетчерским центром из самых отдаленных точек страны и обеспечивает доступ к корпоративной сети. Кроме того, в составе комплекса быстроразъемные шлейфы, укомплектованные гибкими рукавами высокого давления. Они позволяют за сутки соединить точки врезки на расстоянии до 200 м без применения специального оборудования и сварочных работ.

Для бесперебойной работы станции ее круг-лосуточно обслуживает экипаж МКС. Для этого в комплекс вспомогательного оборудования включен передвижной жилой модуль. В нем есть кухня, столовая и спальня. Он рассчитан на 5 чел. и способен сохранять тепло при температуре до –45 оС.

С ЗАБОТОЙ О ПРИРОДЕ

«Главная задача проекта – сохранить ресурсы и повысить экологическую безопасность. Высокая производительность, мобильность и автономность МКС решают эти задачи, позволяя сохранять до 650 млн м3 газа в год», – отметил исполняющий обязанности Генерального директора ООО «Газпром инвестпроект» А.С. Афанасьев.

Работы по сохранению газа с использованием МКС начались в ноябре 2019 г. Первым предприятием, на объектах которого применили технологию, стало ООО «Газпром трансгаз Югорск». В зоне производственной деятельности Пелымского линейного производственного управления магистральным газопроводом при помощи МКС удалось сохранить 2,7 млн м3 газа.

В 2020 г. работы продолжились на объектах ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Москва». На данный момент сохранено более 76 млн м3 газа.

СИЛЬНАЯ КОМАНДА

Технологический цикл работ по спасению газа – 10 дней: за это время проводится монтаж и демонтаж шлейфа, подключение компрессорной установки и перекачка. Все работы по сохранению газа обеспечивает экипаж МКС, в котором всего 5 человек.

Экипаж МКС – это мультипрофессиональная команда, каждый член которой имеет удостоверение машиниста кран-манипуляторной установки, стропальщика и права категории СЕ. Руководит экипажем мастер. Он обеспечивает безопасность на площадке, организует работы и взаимодействует с диспетчерским центром. Четыре машиниста передвижного компрессора раскладывают шлейф, работают с кран-манипуляторной установкой, сопровождают работы по перекачке и проводят ремонты.

«Успех проекта во многом зависит от команды: от ее профессионализма, сплоченности и, конечно, нацеленности на общий результат. Именно таким является каждый экипаж МКС», – подчеркнул руководитель проекта ООО «Газпром инвестпроект» Т.Р. Шакиров.

Сохранение природного газа с использованием МКС – это эффективное бизнес-решение, которое соответствует высоким экологическим стандартам и решает задачу по минимизации объемов стравливаемого газа с максимальным экономическим и экологическим эффектом. 

ООО «Газпром инвестпроект» – ЕДИНСТВЕННЫЙ ПОСТАВЩИК услуг по использованию МКС для сохранения газа при проведении ремонтных работ. Инвестиционное решение по проекту принято в октябре 2017 г. на основании разработанного ООО «Газпром инвестпроект» технико-экономического обоснования.

На данный момент в программе по сохранению природного газа с использованием МКС участвуют 13 газотранспортных дочерних обществ. Ежегодный планируемый объем сохраняемого при помощи МКС газа – 640 млн м3.

ООО «Газпром инвестпроект»

196158, РФ, г. Санкт-Петербург, Пулковское ш., д. 40, корп. 4, лит. Д

Тел.: +7 (812) 455-19-31

Факс: +7 (812) 455-19-35

E-mail: info@gazprominvestproject.ruwww.investproekt.gazprom.ru

Развитие Единого информационного пространства Группы «Газпром» основано на внедрении перспективных информационных и коммуникационных технологий. После утверждения Стратегии информатизации ПАО «Газпром» в 2008 г. последовательно осуществлялась модернизация телекоммуникационной среды ПАО «Газпром» как транспортной основы для функционального развития информационного пространства компании.  

Параллельно с Единой ведомственной сетью передачи данных развернута обособленная сеть видео-конференц-связи верхнего уровня. Для обеспечения дочерних обществ и предприятий Группы «Газпром» услугами защищенной подвижной радиотелефонной связи на базе сети оператора мобильной связи ПАО «МегаФон» создана и развивается сеть MVNO Группы «Газпром». Дальнейшее развитие Единого информационного пространства ПАО «Газпром» планируется с учетом концепции Четвертой промышленной революции («Индустрия 4.0»).

Постоянное развитие Единого информацион-ного пространства (ЕИП) Группы «Газпром» ведется в рамках Стратегии информатизации ПАО «Газпром», утвержденной в 2008 г. [1]. При этом реализуется взаимосвязанное внедрение передовых информационных и коммуникационных (инфокоммуникационных) технологий. 

В результате реализации Стратегии [1] введено в эксплуатацию 46 информационно-управляющих систем (ИУС), позволяющих автоматизировать такие наиболее значимые бизнес-процессы, как диспетчерское управление, управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования, инвестициями, финансами, закупками, бюджетированием, бухгалтерским и налоговым учетом, маркетингом и сбытом, имуществом и персоналом.

Для обеспечения потребностей в вычислительных ресурсах созданных систем построен Центр обработки данных Группы «Газпром», удовлетворяющий требованиям информационной безопасности, высокой производительности, интегрируемости и доступности. 

Закончен очередной этап модернизации телекоммуникационной среды ПАО «Газпром» – Единой ведомственной сети передачи данных (ЕВСПД) – как транспортной основы для функционального развития ЕИП Группы «Газпром». В основу ЕВСПД заложена двухуровневая структура: верхний уровень – ЕВСПД ВУ и региональный – РСПД. Оборудование ядра ЕВСПД реализовано с использованием двух взаимозаменяемых, территориально разнесенных узлов, расположенных на площадках «Наметкина» и «Развилка».

Скорость магистральных каналов ЕВСПД на раз-ных этапах развития составляла 256 кбит/с, 512 кбит/с, 2 Мбит/с. С 2014 г. началось выполнение комплекса мероприятий по переходу ЕВСПД на высокоскоростные каналы связи, организованные по технологии Ethernet. В настоящее время к ЕВСПД подключено более 250 предприятий и их территориальных подразделений, а также представительства ПАО «Газпром» в Алжире, Бразилии, Китае, Бельгии, Казахстане, Латвии и Молдове. Общая пропускная способность каналов связи составляет 6,7 Гбит/с.

Параллельно с ЕВСПД развернута обособленная сеть видео-конференц-связи верхнего уровня(ВКС ВУ). Доступ региональных узлов ВКС организован по спутниковым каналам связи, которые предоставлены АО «Газпром космические системы». Для организации широкополосного доступа в интернет развернута сеть станций спутниковой связи в удаленных вахтовых поселках для работников ПАО «Газпром». Коллективный доступ абонентов к сети обеспечивается с использованием технологии беспроводного доступа Wi-Fi. Около четырех десятков вахтовых поселков ПАО «Газпром» имеет доступ в интернет на скорости до 10 Мбит/с.

Для обеспечения дочерних обществ и предприятий Группы «Газпром» услугами защищенной подвижной радиотелефонной связи в 2019 г. ООО «Газпром связь» получена лицензия Федеральной службы по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций на оказание услуг подвижной радиотелефонной связи по схеме MVNO (Mobile virtual network operator) на базе сетей операторов мобильной связи ПАО «МегаФон», ПАО «Мобильные ТелеСистемы», ПАО «ВымпелКом», ООО «Т2 Мобайл». 

По состоянию на начало 2020 г. Администрации ПАО «Газпром» и его дочерним обществам выдано более 95 000 SIM-карт для обеспечения работников услугами подвижной радиотелефонной связи, в т. ч. в рамках реализации национальных проектов по добыче, транспортировке и переработке углеводородов дочерним обществам ПАО «Газпром» выдано более 5000 SIM-карт.

Пользователям сети MVNO доступны следующие услуги:

комплекс стандартных услуг в сетях стандартов 2G/3G/4G;

сервисы «Персональный бюджет» и «Корпоративный кабинет»;

онлайн-оплата услуг с использованием платформ ПАО «Сбербанк» и ПАО «Газпромбанк»;

онлайн-контроль тарификации вызовов;

доступ к платформе ГЛОНАСС/GPS (более 27 000 SIM-карт) и М2М (более 8000 SIM-карт);

возможность соединений между абонентами корпоративной мобильной связи и абонен-тами стационарной сети связи (FMC-технология) в Москве и Санкт-Петербурге;

защищенный мессенджер VIP Net Connect – приложение для защищенного общения корпоративных пользователей («голос» и отправка текстовых сообщений с вложениями) – успешно протестирован в 2019 г.;

начаты работы по внедрению платформы «Интернет вещей» при оказании услуг мобильной связи в рамках предоставления М2М-услуг [2].

Достигнутые результаты по информатизации соз-дали основу для широкого внедрения цифровых технологий при реализации Комплексной целевой программы развития ЕИП на период 2018–2022 гг. [3]. Основными целевыми ориентирами программы послужили внедрение автоматизированных решений на всех уровнях управления и эволюция возможностей ЕИП, соответствующая современным тенденциям перехода к цифровой экономике.

Совет директоров ПАО «Газпром» в феврале 2019 г. поручил Правлению продолжить работу по внед-рению передовых цифровых технологий в деятельность Группы «Газпром» с учетом концепции Четвертой промышленной революции («Индустрия 4.0») [4], которая находится на начальном этапе. Движущими силами Четвертой промышленной революции стали такие перспективные и взаимо-связанные технологии, как квантовые вычисления, блокчейн и технология распределенного реестра, «Интернет вещей», искусственный интеллект и роботы, био- и нейротехнологии, виртуальная и дополненная реальность и др. [5].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате реализации Стратегии информатизации ПАО «Газпром» создано и непрерывно развивается Единое информационное пространство Группы «Газпром». Введено в эксплуатацию 46 ИУС, позволивших автоматизировать наиболее значимые бизнес-процессы, реализуется переход ЕВСПД на высокоскоростные каналы связи, организованные по технологии Ethernet. ООО «Газпром связь» предоставляет работникам предприятий Группы «Газпром» услуги подвижной радиотелефонной связи по схеме MVNO. Успешно реализуется Комплексная целевая программа развития ЕИП на период 2018–2022 гг.

ООО «Газпром связь»

117997, РФ, г. Москва, ул. Наметкина, д. 16, ГСП-7

Тел.: +7 (495) 428-40-40

E-mail: gazpromsvyaz@gazprom.ru

www.svyaz.gazprom.ru

Расположенное на п-ове Ямал севернее Бованенковского Харасавэйское месторождение по праву считается уникальным. С его запуском связывают открытие новых перспектив для развития отрасли, укрепления экспортного потенциала России, дальнейшую газификацию страны и рост национальной экономики в целом. Освоение началось в марте 2019 г. Переход к этапу промышленной добычи запланирован на 2023 г. Запасы Харасавэйского месторождения составляют 2 трлн м3 (по сумме категорий С1 и С2). Проект его разработки рассчитан на 108 лет, а это значит, что газ на данной территории будет добываться до 2131 г. Харасавэй – стратегическое месторождение для развития нового центра газодобычи на Ямале.

Харасавэйское газоконденсатное месторождение (ГКМ) преимущественно находится на суше, однако около 20 % его запасов приходится на шельф. Для разработки части, расположенной в акватории Карского моря, с берега будут построены скважины с горизонтальным окончанием. Таким образом, ПАО «Газпром» также приступает и к освоению Приямальского шельфа.

На старте проекта Харасавэя предполагается строительство установки комплексной подготовки газа, дожимной компрессорной станции, кустов эксплуатационных газовых скважин, транспортной и энергетической инфраструктуры.

На Харасавэйском ГКМ уже созданы объекты жизнеобеспечения, в частности вахтовый жилой комплекс и электростанция. Менее чем за три месяца построена временная автодорога – зимник – протяженностью 100 км, которая соединила Харасавэй и Бованенково. Именно по ней проехала первая партия строительной и вспомогательной техники (бульдозеры, самосвалы, экскаваторы, трубоукладчики, плетевозы, вахтовые авто-мобили), необходимой для первоочередных производственных работ на месторождении согласно плану на 2019 г. Зимой для доставки материалов и оборудования на месторождение также задействовали железную дорогу Обская – Бованенково. Летом завозить грузы возможно морским и речным транспортом.

Освоение Харасавэйского ГКМ потребовало мобилизации 5,5 тыс. строителей, 2 тыс. ед. техники. На данной территории будет построено 236 скважин, использовано шесть буровых установок последнего поколения отечественного производства «Екатерина», которые показали свою эффективность и надежность на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении.

Для поставки газа с Харасавэя до Бованенково построят 100-километровый газопровод-подключение. Затем газ будет поступать в Единую систему газоснабжения России.

Добывать газ в первую очередь начнут из сеноман-аптских залежей. Проектный уровень – 32 млрд м3 газа в год. В дальнейшем предполагается осваивать более глубокие неоком-юрские пласты. В перспективе п-ов Ямал станет одним из трех основных центров российской добычи газа с потенциально возможной ежегодной производительностью до 310–360 млрд м3 газа.

Как неоднократно отмечали в «Газпроме», мес-торождение отличают сложные геокриологические условия, в частности большая толщина слоя вечной мерзлоты и высокая засоленность грунта. Все это осложняет создание промышленных объектов на территории Харасавэя. Для исключения рисков оттаивания вечной мерзлоты предусмот-рено широкое использование парожидкостных охлаждающих установок, а также теплоизолированных насосно-компрессорных и обсадных труб в конструкции скважин. Замкнутые системы водоснабжения позволят избежать загрязнения почвы и водоемов. Линейные коммуникации месторождения оборудуют специальными переходами для свободного перемещения оленей и миграции диких животных.

АО «ГК НАТЕКС» больше 20 лет выступает партнером ПАО «Газпром» в области телекоммуникаций. Компания хорошо зарекомендовала себя при реализации проектов оборудования различного типа.

АО «ГК НАТЕКС» – ведущий российский разработчик, производитель и поставщик оборудования связи. Компания создана в 1990 г., в основе ее компетенций – научный потенциал Московского инженерно-физического института, который был использован для разработок оборудования. В компании есть мощный центр R&D, производственные мощности, служба технической поддержки. Это позволяет осуществлять оперативный сервис, реализовывать самые смелые идеи по усовершенствованию и модернизации оборудования под задачи конечного заказчика. Накопленный опыт работы с передовыми технологиями связи позволил создавать новые образцы оборудования, которые соответствуют требованиям организации технологической связи ПАО «Газпром».

АО «ГК НАТЕКС», как российский производитель телекоммуникационного оборудования, принял участие в проектах для газоснабжения вновь со-оружаемых электростанций на территории Калининградской области (I этап строительства газопровода-отвода к Талаховской ТЭС от существующего газопровода-отвода на ГРС в г. Советске, II этап строительства газопровода-отвода и ГРС в г. Гусеве, III этап строительства распределительной сети от ГРС в г. Гусеве к Маяковской ТЭС).

В совместной работе с ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» и ООО «Газпром проектирование» АО «ГК НАТЕКС» применило решения, которые входят в Единый реестр материально-технических ресурсов, допущенных к применению на объектах Общества и соответствующих требованиям ПАО «Газпром», а также оборудование, получившее статус ТОРП, а именно: промышленные коммутаторы серии NXI-3000, универсальные конвертеры FlexCON-NG, VoIP шлюзы FG-ACE, телекоммуникационные шкафы, универсальную систему мониторинга и управления FlexGain View. Кроме того, статус ТОРП имеют: мультиплексоры Nateks MMX, FlexGain FOM, РРЛ Nateks Microlink-7m, модемы Orion3, магистральные системы Megatrans, коммутаторы серии NX-51хх.

Перечисленное оборудование обеспечивает надежность связи на всех объектах. Ввод в эксплуатацию трех тепловых электростанций в Калининградской области позволил окончательно решить вопрос энергобезопасности региона.

АО «ГК НАТЕКС» постоянно работает над усовершенствованием имеющихся моделей и расширяет линейки своего оборудования для максимального удобства клиентов. Качественное и надежное оборудование успешно зарекомендовало себя в процессе эксплуатации при различных климатических условиях на четырех континентах.

АО «ГК НАТЕКС»

115516, РФ, г. Москва, ул. Веселая, д. 10, корп. 1

Тел.: +7 (499) 704-32-32

E-mail: info@nateks.ru

www.nateks.ru

Открытое 33 года назад в Иркутской обл. Ковыктинское газоконденсатное месторождение, или как его еще называют – Ковыкта, считается крупнейшим на Востоке России. С размером запасов категории С1+С2 в 2,7 трлн м3 газа и 90,6 млн т газового конденсата (извлекаемые) месторождение относится к категории уникальных. Для формирующегося Иркутского центра газодобычи оно станет ключевым. Наряду с Чаяндинским промыслом, основным для Якутского региона, Ковыкта будет задействована в качестве ресурсной базы для поставок в Китайскую Народную Республику по магистральному газопроводу «Сила Сибири», а также газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока. Месторождение запустят в конце 2022 г. Сегодня оно проходит стадию эксплуатационного бурения. Уникальной Ковыкту специалисты называют не только из-за богатых запасов, но также из-за ряда других особенностей.

КЛАДОВАЯ В ГОРНО-ТАЕЖНОЙ ГЛУШИ

«Газпром» получил лицензию на разработку Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) в 2011 г. Оператором проекта назначили ООО «Газпром добыча Иркутск». Основные технические решения реализованы ООО «Газпром проектирование», которое с 2012 г. ведет на объекте геологоразведочные работы. Генеральным подрядчиком по строительству эксплуатационных скважин Ковыктинского ГКМ выступило ООО «Газпром бурение».

Ковыкта расположилась в горно-таежной местности на Лено-Ангарском плато, в верховьях правобережных притоков р. Лены – Орлинги и Чичапты. Плато характеризуется выровненными водораздельными пространствами и глубоко врезанными речными долинами. Наивысшая отметка составляет 1317 м, самая низкая – 425 м, средняя амплитуда высот – 400–500 м. Речная сеть представлена малыми реками и временными водотоками. Глубокий врез долин определяет большую крутизну склонов, которая колеблется в диапазоне от 10 до 30°. К сложному рельефу местности добавляются непростые метеоусловия: перепады температур здесь могут достигать 25–30 °С, плюс сильный ветер. Все это определило специфику разработки и обустройства месторождения, потребовало внедрения инновационных подходов, которые в перспективе могут быть тиражированы при формировании новых центров газодобычи.

С 2012 г., когда к работе на Ковыкте приступили геологи, пробурено 14 разведочных скважин, с помощью 3D-сейсмики собраны данные с 11,2 тыс. км2. По информации компании «Газпром недра», в 2018 г. на Ковыктинском месторождении завершена полевая электроразведка 3D в объеме 500 км2, на Хандинском и Чиканском участках – около 2,5 тыс. км2 широкоазимутальной сейсморазведочной съемки. На Хандинском участке завершено строительство четырех поисково-разведочных скважин с горизонтальным окончанием и многостадийным гид-роразрывом пласта. Геолого-разведочные работы на Ковыктинском ГКМ продолжаются и сегодня.

Для разработки месторождения применяют наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием (отклонение от вертикали на забое – от 800 до 2500 м). Длина ствола по пласту – 800 м. Строительство скважин двойного назначения на Ковыкте – это пилотный проект, который можно назвать прорывным. Благодаря такому подходу появляется возможность изучить геологический разрез, а также подобрать технологии, которые в будущем могут быть применены для всего эксплуатационного фонда месторождения.

Как отмечали ранее в ООО «Газпром проектирование», в связи с геологическими особенностями для месторождения актуальны четыре варианта конструкций скважин («легкая» и «тяжелая», высокая и низкая альтитуда), и для каждого варианта конструкций предусматриваются соответствующие профили скважин: усредненный профиль скважины со средней глубиной бурения и средним отклонением забоя от вертикали, по которому производится определение основных технико-технологических решений и расчет потребности в материально-технических ресурсах; профиль скважины с максимальной глубиной бурения, по которому производятся расчеты, связанные с выбором грузоподъемности буровой установки, прочностных характеристик бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб; профили скважин с нестандартной конфигурацией, в которых точка входа в пласт по вертикальной проекции совпадает с устьем скважины (отклонение от вертикали на кровле пласта равно нулю).

БУРЕНИЕ – ДЕЛО ТОНКОЕ

Ковыкта – это масштабный проект не только в рамках ПАО «Газпром», но и на территории Российской Федерации в целом, что обусловлено, кроме уникальности месторождения, также динамикой и объемом вводимых в эксплуатацию новых буровых установок.

16 июля 2019 г. состоялся торжественный запуск в эксплуатацию первой буровой установки БУ-6000/400 ЭК-БМЧ «Уралмаш». Техника этой модификации создана для работы в тяжелых климатических условиях.

Учитывая сложное геологическое строение месторождения, для его разработки применяется технология бурения с управляемым давлением в интервале 1500–2100 м, что позволяет достигать плановых механических скоростей бурения при катастрофических поглощениях бурового раствора, а также оперативно контролировать, управлять и удерживать забойное давление при бурении солевого комплекса в секции 245 мм в условиях рапопроявления.

Говоря о сложности геологического строения, следует представлять надсолевую часть разреза, для которой характерно интенсивное поглощение промывочной жидкости, и солевую – с рапоносными структурами. Рапа – пластовая вода с высоким содержанием солей кальция и магния, находящаяся в пласте при аномальном давлении. При проявлениях рапы в результате разности растворимости солей с пластовой и устьевой температурами вблизи устья скважины могут отлагаться кристаллы соли, вплоть до закупорки сечения скважины. В этой связи важной становится работа геологов по картированию зон с возможным рапопроявлением. В случае обнаружения таковых применяют конструкции скважин со спуском и креплением дополнительной колонны, перекрывающей рапоносный горизонт. Для работы в надсолевой части разреза апробирована технология бурения верхнего интервала с аэрацией бурового раствора.

Согласно утвержденной ПАО «Газпром» программе, в период с 2019 по 2025 г. планируется завершить строительство более 200 эксплуатационных скважин с загрузкой до 18 буровых установок. В текущем году предполагается пробурить 31 эксплуатационную газовую скважину. Всего проектом разработки Ковыктинского ГКМ предусматривается бурение около 500 скважин.

ЦЕННЫЕ КОМПОНЕНТЫ

Газ месторождения имеет сложный компонентный состав: кроме метана он содержит пропан, бутан и значительные объемы гелия. Так, в 19 изученных пробах содержание гелия варьируется от 0,23 до 0,36 %. Ценные компоненты ковыктинского газа будут выделяться на Амурском газоперерабатывающем заводе.

Вообще же проект обустройства Ковыктинского месторождения предполагает обустройство трех площадок установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и терминала отгрузки стабильного конденсата. По данным ООО «Газпром проектирование», определена коллекторно-лучевая схема организации сбора газа от 46 кустов газовых скважин к трем площадкам УКПГ и вариант с централизованной схемой стабилизации конденсата и регенерации метанола, когда на УКПГ-3 и УКПГ-4 к транспорту готовится только газ, а выделенная из газа смесь водометанольного раствора и нестабильного конденсата подается по конденсатопроводам на УКПГ-2. Для подготовки газа к транспорту на УКПГ принята технология низкотемпературной сепарации с турбодетандерами. Стабилизация конденсата предусматривается по одноколонной схеме.

Согласно технологической схеме разработки Ковыктинского ГКМ предусмотрено поэтапное наращивание объемов добычи газа до 25 млрд м3/год. Промышленную эксплуатацию месторождения планируется начать в декабре 2022 г., вывести на проектную мощность – в 2033–2034 гг. Газ с Ковыкты будет поставляться на внутренний рынок и в Китай по газопроводу «Сила Сибири». Приступить к подаче ковыктинского газа в газопровод планируется в начале 2023 г.

По материалам пресс-служб ООО «Газпром добыча Иркутск», ООО «Газпром проектирование», ООО «Газпром бурение».

Туронские газовые залежи находятся на глубинах от 700 до 900 м и представлены переслаиванием глинистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых глин.

Характерными особенностями туронских отложений является низкая проницаемость, высокая остаточная водонасыщенность, низкая пластовая температура, высокое содержание монтмориллонита в составе глинистого материала, что вызывает его набухание при взаимодействии с водой.

Эффективная разработка таких отложений предполагает строительство горизон-тальных скважин с возможным проведением многостадийного гидроразрыва пласта.

Для возможности успешной реализации многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) в горизонтальных скважинах проведен комплекс специальных лабораторных исследований, в том числе на образцах керна. Изучены механические свойства пород по данным геоинформационной системы (ГИС) и керна, рассчитан дизайн обработки, проведены работы по подбору жидкости ГРП, проведен ГРП и выполнен сравнительный анализ геометрии трещин по результатам измерений микросейсмического мониторинга.

Для подготовки и качественного проведения ГРП необходимы к применению жидкости разрыва для конкретных геолого-геофизических характеристик пласта в целях минимизации воздействия «продуктов» ГРП на пласт и пропантную набивку трещин. Исследования подтверждают, что наименьшее воздействие на образец оказывает дизельное топливо.

Поскольку углеводородная основа оказывает минимальное воздействие на породу, базовой жидкостью для ГРП выбрано дизельное топливо и определена рецептура геля, подходящая для низких температур.

Для расчета модели развития и геометрии трещины ГРП построена геомеханическая и литологическая модель разреза туронской залежи, которая была скорректирована по данным ГИС, исследованиям керна и анализу ГРП на пилотной скважине. Модель для симулятора трещины ГРП включает геомеханические параметры: напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона и параметры коллектора – проницаемость, пористость и пластовое давление.

Методика расчета реализована в программном продукте симулятора ГРП. В результате получены значения модуля Юнга для коллектора T1–T3 песчаник 0,26 Па, плотной породы 0,34 Па, глины 0,51 Па; коэффициент Пуассона для коллектора T1–T3 песчаник 0,2 отн. ед., плотной породы 0,2 отн. ед., глины 0,3 отн. ед. Корректность рассчитанных значений геомеханических параметров была подтверждена анализом ГИС на соседних скважинах (на пилотной скважине). Модуль Юнга для глинистых пород составляет 0,55 Па; для пород-коллекторов 0,35 Па.

Технология ГРП на углеводородной основе была испытана на пилотной вертикальной скважине и показала увеличение коэффициента продуктивности в 5 раз, после этого был рассчитан дизайн и проведен четырехстадийный ГРП в горизонтальной скважине.

При проведении многостадийного ГРП на туронской залежи выполнялся комплекс микросейсмических исследований, включая поверхностный и скважинный мониторинг. Основной целью данных исследований стало определение геометрии создаваемых трещин, а также сопоставление фактических наблюдаемых результатов ГРП с модельными.

Использовался метод лоцирования микросейсмических событий по первым вступлениям продольной и поперечной волны. Cкоростная модель была построена по данным кросс-дипольного акустического каротажа, проведенного в наблюдательной скважине (рис. 1).

ВЫВОДЫ

В результате проведения скважинного микросейсмического мониторинга ГРП показано, что главный азимут распространения трещин ГРП равен 134°. Для целей МГРП и создания нескольких параллельных трещин оптимальным является азимут бурения горизонтального ствола 225–229°. Максимальные размеры трещин составили 75 м в длину, 82 м в высоту, что подтверждает параметры моделей трещин ГРП, выполненных на симуляторе гидроразрыва (рис. 2).

В результате выполненных работ сформированы требования к жидкостям ГРП, получены статистические данные по увеличению агрессивности концентраций проппанта. В процессе постоянного улучшения от стадии к стадии прирост мгновенного давления закрытия трещины (ISIP) увеличивался и достиг значения 8 кгс/см2, при том что на предыдущих ГРП туронских залежей Южно-Русского месторождения получен средний прирост 3 кгс/см2, сформированы предложения по концентрации геланта и сшивателя, произведен анализ эффективности разнообразных форм трещин ГРП (по параметрам длины, высоты и ширины).

Описанный подход по проектированию и результаты выполненного многостадийного ГРП легли в основу формирования стратегии разработки туронской газовой залежи Южно-Русского месторождения. Практику проведения многостадийного ГРП туронской газовой залежи рекомендовано продолжить.

ОАО «Севернефтегазпром»

629300, РФ, Ямало-Ненецкий АО,

г. Новый Уренгой, а/я 1130

Тел.: +7 (3494) 24-81-06

Факс: +7 (3494) 24-81-16

E-mail: sngp@sngp.com

www.severneftegazprom.com

ПАО «ЧЗПСН-Профнастил» – один из крупнейших производителей строительных конструкций и материалов из металлопроката в России. С 2004 г. компанией проводилась масштабная модернизация производства: введено в строй современное автоматизированное оборудование, построены новые цеха и складские помещения. Завод начал выпуск сэндвич-панелей с минераловатным утеплителем на базальтовой основе, металлочерепицы и элементов водосточной системы, был расширен ассортимент профилированного листа.

Руководство завода постоянно инвестирует в новые технологии и оборудование, что позволяет соблюдать сроки изготовления и поддерживать высокое качество выпускаемой продукции. Для производства продукции завод использует сталь экспортного качества ведущих российских металлургических концернов. Безусловным конкурентным преимуществом ПАО «ЧЗПСН-Профнастил» стала окраска рулонного проката, которая осуществляется на автоматизированной линии по технологии Coil Coating (непрерывная окраска валковым методом). Это позволяет обеспечивать различные виды покрытия в зависимости от агрессивности среды эксплуатации.

Обустройство Чаяндинского месторождения стало знаковым проектом для «ЧЗПСН-Профнастил». Уже третий год завод сотрудничает с подрядчиками и поставляет свою продукцию в Якутию. Для строительства хозяйственных корпусов, цехов и складских помещений с 2018 г. произведено более 50 тыс. м стеновых и кровельных сэндвич-панелей с минераловатным утеплителем и около 20 тыс. м2 профнастила марок НС-44, Н-60. Данные марки профлиста обладают высокими показателями прочности и несущей способности и прекрасно подходят для обустройства кровли промышленных объектов.

Вторым направлением работы стало изготовление и поставка профилей для производства каркасно-наборных сэндвич-панелей. С 2017 г. по настоящий момент заводом «ЧЗПСН-Профнастил» произведено около 100 тыс. м2 высококачественного профнастила для этого объекта. Листы марок С21 и С44 служат для изготовления наборных сэндвич-панелей, а профиль марки С10 – для изготовления узких метровых перегородок внутри помещений.

Чаяндинское месторождение – не первый объект, принадлежащий ПАО «Газпром», на который поставлялась продукция ПАО «ЧЗПСН-Профнастил»: осенью 2018 г. более 19 тыс. м2 профнастила было произведено для сборки каркасно-наборных панелей для обустройства второго опытного участка ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Также завод «ЧЗПСН-Профнастил» тесно сотрудничает с подрядчиками, работающими с площадкой Омского нефтеперерабатывающего завода.

С 2002 г. ПАО «ЧЗПСН-Профнастил» совместно с самарским заводом «Электрощит-Стройсистема» входит в промышленную инжиниринговую группу «Стройсистема». В прошлом году холдинг в два раза увеличил свои производственные мощности, что позволило «Стройсистеме» стать крупнейшим производителем сэндвич-панелей на территории России (по данным агентства INFOline).

Сейчас стратегия холдинга направлена на расширение рынка и выход на международный уровень, а также повышение своих позиций в регионах присутствия и относительную диверсификацию бизнеса.

ПАО «ЧЗПСН-Профнастил» (холдинг АО «Стройсистема»)

454074, РФ, г. Челябинск, ул. Валдайская, д. 7

Тел.: +7 (351) 259-49-49

E-mail: sale@profnasteel.ru

www.стройсистема.рф

Стратегия развития вновь открываемых мес-торождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) определяет главным образом перспективы развития техники и технологий добычи запасов углеводородов на российских месторождениях. Разработка системного подхода позволяет создавать кросс-функциональные команды специалистов исследовательских университетов, индустриальных компаний и государственного сектора в целях интеграции отдельных проектных решений, вовлечения в работу смежных бизнесов, цифровизации систем управления и совершенствования ключевых компетенций для совместного развития научного, человеческого и интеллектуального потенциала на всех уровнях взаимодействия с бизнесом, государством и обществом.

В настоящее время гидравлический разрыв пласта (ГРП) становится неотъемлемой частью высокотехнологичных скважин. Ставка на гид-роразрыв делается как на базовый метод разработки, особенно в случае вскрытия объектов с осложненными условиями добычи, таких как пласты баженовской [1], тюменской, абалакской, ачимовской и других подобных свит.

Разработка ТрИЗ в нашей стране в полной мере еще не коснулась газовых объектов. Например, в качестве перспективных можно рассматривать запасы сенон-туронских залежей Надыма, Ямбурга, а также Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) – одно из крупнейших на востоке России. Чаяндинское НГКМ – базовое для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсная база для газопровода «Сила Сибири» наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской обл. [2]. Но технологии, которые понадобятся завтра, нужно изучать и создавать уже сегодня. Поэтому ГРП может выступать в качестве драйвера для целой области методов и аппаратов при исследовании и разработке упомянутых объектов. Перспективные технологии, новые для российского нефтегазового рынка, но имеющие успешную апробацию в мировой практике, должны привлекать внимание нефтегазовых компаний Российской Федерации для учета наработанного отечественного и зарубежного опыта и создания «местных» вариантов более высокого уровня развития. Все это призвано максимизировать добычу, оптимизировать технико-технологические и экономические показатели разработки вместе с продлением сроков эксплуатации месторождений углеводородов.

ТЕХНОЛОГИЯ «УМНОГО» СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

В настоящее время преобладающее большинство строящихся в России скважин – так называемые горизонтальные скважины (ГС), заканчивание на которых планируется производить с использованием многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Такие скважины наиболее актуальны в случае вскрытия низкопроницаемых горизонтов.

Основные проблемы при строительстве таких скважин – загрязнение пласта технологическими жидкостями, а также заколонные перетоки между соседними зонами МГРП как в процессе производства МГРП (неконтролируемые утечки жидкости и потери геометрии в целевой зоне, аварийная остановка работ), так и впоследствии при добыче флюида из соседних трещин ГРП (затруднение контроля обводнившихся зон, прорывов нежелательной воды и (или) газа в отдельные зоны и др.).

Возможным решением первой проблемы может стать применение буровых промывочных жидкостей (БПЖ), а также тампонажных растворов (ТР) на углеводородной основе с низкими показателями фильтратоотдачи.

Вторая проблема состоит в том, что ствол всегда осложнен перегибами, желобными выработками, осадками шлама на нижней стенке ствола, наличием защемленных зон бурового раствора, и это препятствует качественному креплению горизонтальных скважин. Наличие каверн и неровностей после бурения, образование пленки промывочных жидкостей на стенках скважины предполагает полное замещение ТР оставшихся в скважине БПЖ, а также полное заполнение неровностей скважины и адгезии ТР к ее стенкам и стенкам обсадной колонны. Кроме того, седиментация ТР и наличие водоотделения (в случае использования водных растворов) приводит к тому, что у верхней стенки скважин образовывается канал с жидкостью затворения, в результате чего не происходит полного контакта цементного камня с породой [3]. Для повышения качества крепления горизонтальных скважин ТР должен не только обладать высокой седиментационной устойчивостью, но и не уменьшаться в объеме при твердении. Для горизонтальных скважин характерна малая высота столба ТР в затрубном пространстве, что обуслав-ливает короткий путь осаждения твердой фазы и образование водяного канала даже при очень малых скоростях осаждения частиц. Зазоры на границе стенки скважины с породой, в которых БПЖ остается не удаленной, могут образоваться из-за низких значений эксцентричности обсадной колонны по отношению к стенкам скважины [4]. Наиболее полное замещение происходит при турбулентном режиме течения ТР по затрубному пространству. Тем не менее в узких зонах добиться такого характера течения затруднительно, следовательно, необходимо подбирать рецептуру и параметры ТР совместно с технологией цементирования. При регулировании реологических свойств ТР можно добиться вытеснения буровых промывочных жидкостей из узкого пространства даже при ламинарном режиме течения потока. Также лучшему замещению БПЖ способствует технология цементирования с одновременным вращением хвостовика при прямой схеме прокачки раствора.

В случае вскрытия продуктивного горизонта буровыми растворами на углеводородной основе (РУО), а цементирования наиболее широко применимыми ТР на водной основе потребуется достаточно тщательная и продолжительная промывка скважинного пространства буферной жидкостью для удаления углеводородной пленки с поверхности обсадной колонны и стенок скважины. Стадия промывки будет увеличивать непроизводительное время (НПВ), но и это не гарантирует качественной промывки скважины [5]. Следовательно, могут представлять интерес ТР на углеводородной основе (ТРУО), способные замещать РУО из затрубного пространства без потери своих свойств. Их применение поможет сократить затраты на приготовление специальных буферных жидкостей (промывку можно осуществлять используемым РУО), а также НПВ.

Зарубежный опыт свидетельствует, что значительное влияние на эффективность МГРП оказывают стадии бурения и цементирования. Описанный выше подход будет способствовать значительному повышению добычи углеводородов [6].

ЭЛЕКТРОПРОВОДЯЩИЙ ПРОПАНТ

Информация об охвате объема резервуара трещинами МГРП как по высоте и длине, так и по азимутальной составляющей – один из ключевых драйверов внедрения технологии многостадийного разрыва пласта на горизонтальных скважинах. Имея такую информацию, можно с большей эффективностью располагать горизонтальные скважины друг относительно друга, регулировать количество стадий ГРП и расстояние между ними, а также дизайн каждой конкретной работы по гидроразрыву продуктивного пласта.

Закачка электропроводящего пропанта позволяет получить сведения о сформированной трещине как вблизи, так и в отдалении от ствола скважины [7, 8].

Традиционные методы анализа трещины ГРП – непрямые и дают возможность получить косвенные (полностью или частично) данные о параметрах трещины гидравлического разрыва [9]. Например:

температурный каротаж, акустический каротаж, меченый пропант позволяют определить только высоту трещины вблизи ствола скважины, на отдалении не более 0,5 м;

гидродинамические исследования скважины оперируют в большинстве случаев некорректным для расчетов устьевым давлением, а также подвержены влиянию неидеального поведения трещины;

микросейсмический каротаж и наклонометрия дают возможность определить гидравлические параметры трещины, но не размещение пропанта в ней. Так, закрепленная расклинивающим материалом длина трещины может составлять менее половины от ее гидравлической длины [10]. Существенным ограничением этих методов служит также требование к сравнительно близкому размещению регистрирующих приборов к области разрыва.

В основе рассматриваемого метода лежит зависимость амплитуды составляющих электромагнитного поля от величины и структуры электропроводящего объема, созданного закачанным в пласт пропантом, технология имеет следующий вид [11]:

специальные диэлектрические секции, содержащие сенсоры электромагнитного излучения, встраиваются в горизонтальную часть обсадной колонны, которая впоследствии спускается и цементируется на стадии строительства скважины. Дополнительные сенсоры могут быть размещены на дневной поверхности;

производится спуск в скважину геофизического оборудования – источника искусственного электромагнитного поля. Проходя через диэлектрические секции обсадной колонны, геофизический прибор заставляет электрический ток распространяться через породу, при этом сенсорами фиксируется наведенное электромагнитное поле;

далее проводятся последовательные операции МГРП с использованием электропроводящего пропанта. Размер и количество пропанта подбираются в соответствии с основными принципами дизайна ГРП;

после каждой операции ГРП в скважину снова спускается источник искусственного электромагнитного излучения и регистрируется возникновение вторичного электромагнитного поля в местах наличия электромагнитного материала. Закачанный пропант изменяет траекторию движения электрического тока в пласте, что фиксируется установленными сенсорами.

Описанная технология привлекает своей новизной и перспективностью, т. к. в настоящее время в России отсутствуют производство электропроводящих пропантов, а также методики лабораторного и компьютерного моделирования такого процесса.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СЖИЖЕННОГО CO2

Существует достаточно большое количество объектов, на которых водные жидкости ГРП не могут удовлетворять требованиям, применяемым к жидкостям разрыва, в частности, по их «щадящему» воздействию на продуктивный пласт, а также по степени очистки трещины после ГРП [12]. В таких случаях необходимо рассматривать нестандартные подходы при производстве работ и использование нетрадиционных жидкостей и материалов.

В ряде исследований описывается применение альтернативных традиционным жидкостям для гидроразрыва с водной основой жидкостей на базе сжиженного диоксида углерода.

Жидкости ГРП на основе сжиженного углекислого газа были известны с начала 80-х гг. прошлого века [13]. В процессе своей эволюции они модифицировались иными компонентами, инертными газами [14] и загустителями [15]. К настоящему моменту количество подобных обработок превысило тысячу операций на объектах с широким диапазоном проницаемостей, глубин залегания и пластовых температур (0,1 · 10–3 – 10 мкм2, 1000–3000 м и 10–110 °C соответственно) [15].

Суть технологии довольно проста и заключается в закачке сжиженного неорганического газа в скважину. Фронт закачиваемого флюида создает трещину разрыва, затем на последующих стадиях обработки флюид того же самого типа обеспечивает заполнение созданной трещины расклинивающим материалом, а после проведенной обработки в процессе освоения скважины закачанный флюид автоматически трансформируется в газ и улавливается на поверхности. Сама технология очень похожа на технологию стандартного проведения ГРП, за исключением подготовительной лабораторной стадии, где используется специальное оборудование для тестирования жидкостей, пропантных пачек и кернов; особенностей составления дизайна и графика проведения работ, а также применения специализированного оборудования при промысловых работах.

Эффект от таких обработок обосновывается методами математического и компьютерного моделирования [16, 17], подтверждается лабораторными [18], а также промысловыми работами [19] и достигается за счет:

– инертности технологических жидкостей к породам пласта – отсутствие набухания глин в среде CO2, пониженная тенденция к защемлению в поровом пространстве ввиду низкого поверхностного и межфазного натяжения на границе жидкость ГРП – пластовый флюид/порода;

обеспечения значения фактора остаточной проницаемости трещины ГРП, близкого к 100 %;

доведения эффективной длины трещины до значений, соизмеримых с закрепленной длиной;

легкости и скорости освоения скважины после проведения работ по ГРП вследствие низкой плотности и вязкости жидкости ГРП, а также ее перехода в газообразное состояние в процессе освоения скважины.

Интерес авторов статьи к работе с вышеописанными технологиями обусловлен следующим:

перспективностью применения данной технологии на российских объектах, в частности на туронских водочувствительных залежах [20];

возможностью создания уникального для российского рынка лабораторного оборудования для тестирования жидкостей ГРП на основе сжиженного неорганического газа;

разработкой опытных образцов жидкостей разрыва на основе неорганического газа;

удешевлением существующей технологии за счет исключения необходимости использования специальной промысловой техники путем оптимизации технологии производства работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обзор представленных технологий и обоснование возможности их технико-технологического применения позволяет в первом приближении прогнозировать возможность их развития и последующего внедрения на объектах нефтегазодобычи РФ в целях наращивания ресурсной базы и поддержания объемов добычи углеводородов в долгосрочной перспективе, а также развития научного сектора. Применение «умных» технологий, таких как: совместимые БПЖ и ТР на углеводородной основе при строительстве скважин; специальные расклинивающие агенты с электропроводящим покрытием, позволяющие с меньшей ошибкой оценивать и на основании этой оценки прогнозировать процесс разработки месторождения; использование щадящих жидкостей разрыва на основе углекислого газа, открывают перспективные горизонты исследования и развития технологий добычи ТрИЗ нефти и газа на российских месторождениях.

В целом освоение сложнейшего по геологическому строению и пластовым условиям Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) потребовало особых подходов и применения инновационных технологических решений. В эксплуатацию Чаяндинский промысел был введен 2 декабря 2019 г., одномоментно с событием государственного масштаба – началом поставок газа по магистральному газопроводу «Сила Сибири» в Китайскую Народную Республику. А в конце декабря в трубопроводную систему «Восточная Сибирь – Тихий океан» поступили первые тонны нефти. На проектную годовую производительность – 25 млрд м3 газа, 1,9 млн т нефти и 0,4 млн т газового конденсата – промысел будет выводиться постепенно, по мере роста производственных мощностей.

Обустройство Чаяндинского НГКМ в рамках государственной Восточной газовой программы было поручено ООО «Газпром добыча Ноябрьск», дочернему предприятию Группы «Газпром». На момент начала работ в районе месторождения отсутствовали сетевое электроснабжение, железнодорожное сообщение и автодороги круглогодичного использования, а также сервисно-ремонтные предприятия, что в совокупности с суровыми климатическими условиями создавало определенные сложности в освоении.

Для стабильных поставок материально-технических ресурсов (МТР), необходимых для пионерного выхода, была разработана мультимодальная схема логистики, предусматривающая несколько сезонных вариантов. В период навигации МТР доставлялись железнодорожным транспортом до г. Усть-Кута (Иркутской обл.), а далее – на баржах по р. Лене. Зимой все необходимое для возведения объектов перевозили по федеральному зимнику «Вилюй».

Кроме того, в районе Чаяндинского НГКМ была проложена стволовая автодорога протяженностью 152 км и построено 10 мостов через водные объекты. В пос. Пеледуй возведен речной грузовой причал для обеспечения приемки и временного хранения МТР и оборудования. В целом за 5 лет на чаяндинские стройплощадки доставлено порядка 1,2 млн т груза.

Параллельно буровикам предстояло обеспечить промысел фондом эксплуатационных скважин. Породы Чаяндинского НГКМ состоят из глины, песчаников и солевых отложений, поэтому была подобрана уникальная рецептура буровых растворов, нейтральных к солям. Помимо этого, при бурении применялась безамбарная методика: отходы производства не складировались на площадке, а вывозились на полигон промышленных и бытовых отходов для дальнейшей утилизации.

Скважины Чаянды бурятся роторно-турбинным способом на глубину 3 тыс. м и имеют горизонтальное окончание, которое достигает 600 м, что обеспечивает оптимальную протяженность ствола скважины в продуктивном пласте. В процессе бурения разведочных скважин уточнялись геологические данные о глубине залегания продуктивных горизонтов, изучались фильтрационно-емкостные характеристики залежей. При строительстве эксплуатационных газовых скважин опробовались и уточнялись технологии бурения, проводки скважин, продуктивные характеристики; разрабатывались технологии интенсификации притока и технологические режимы эксплуатации скважин.

В соответствии с проектом обустройства на каждой кустовой площадке пробурено от 2 до 6 скважин. Характерная деталь: расстояние между ними в целях оптимизации затрат меньше, чем, например, на Ямале. Это обусловлено проектными решениями, а также наличием современных комплексов подземного оборудования и системной защитой. Скважины будут работать с одного из трех горизонтов. Наиболее перспективный, с хорошими коллекторскими свойствами – ботуобинский, два других имеют добычные способности чуть ниже.

«УМНАЯ» ИНФРАСТРУКТУРА

Система сбора газа и газового конденсата на Чаяндинском НГКМ будет состоять из 335 скважин, оснащенных необходимой телемеханикой и телеметрией (датчиками давления и температуры, клапанами-регуляторами, клапанами-отсекателями и т. д.). Добыча ведется в дистанционном режиме: эксплуатационный персонал выезжает лишь для проведения профилактических либо ремонтных работ, а также проверки и настройки оборудования. Оператор с пульта на главном щите может управлять всем технологическим процессом, и при необходимости перекрывать фонтанную и запорную арматуру, причем как трубное, так и затрубное пространство.

Это позволяют сделать современные системы мониторинга, которые в режиме онлайн передают параметры добычи, а также модули обвязки скважин и гидравлическая станция, подающая гидравлическую жидкость («агент») для управления исполнительными механизмами как в обвязке куста, так и в обвязке фонтанной арматуры. Таким образом, обеспечивается и высокая автоматизация, и без-упречная безопасность процесса.

Что касается промысловой инфраструктуры, то к моменту пуска промысла были готовы объекты так называемой «красной цепочки» – добычные мощности и объекты подготовки газа и газового конденсата. В первую очередь это установка комплексной подготовки газа № 3 (УКПГ-3) и центральная дожимная компрессорная станция (ЦДКС).

УКПГ-3 – ключевой объект газового промысла, ее площадь составляет 72 га. Установка насчитывает около 300 позиций и включает несколько основных элементов: узел входных шлейфов, установку пробкоприемников с сепараторами, цех низкотемпературной сепарации, установки стабилизации конденсата и регенерации метанола.

Центральная дожимная компрессорная станция состоит из четырех агрегатов по 25 МВт. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) такой мощности используются в дожимном комплексе предприятия впервые. Задача ЦДКС – повысить давление газа до 9,8 МПа для отправки в магистральный газопровод «Сила Сибири», протяженность которого составляет порядка 3 тыс. км. Суточная производительность одного ГПА – 21,3 млн м3 газа.

Кроме того, производственная инфраструктура Чаяндинского промысла включает трубопровод подключения, соединяющий добычную и газотранспортную инфраструктуру, установку подготовки нефти, нефтепровод «Чаянда – ВСТО», приемо–сдаточный пункт, промбазу, химико-аналитическую лабораторию, электростанцию для собственных нужд, котельную. И это далеко не полный перечень объектов, которые были возведены за небольшой промежуток времени, отведенный на обустройство.

ПУТЬ ГАЗА

Газ поступает по газосборной сети в здание входных ниток и пробкоуловителей, куда заведено 14 коллекторов с кустов газовых скважин, и проходит предварительную подготовку: улавливание капельной жидкости и первичную сепарацию – очистку газо-вого потока от водометанольного раствора, газового конденсата и механических примесей.

Далее газ направляется в теплообменник, в котором происходит теплообмен с охлажденным газом. Тем самым снижается температура перед следующим этапом, который проходит в установке низкотемпературной сепарации, где газ осушается и фактически доводится до товарного качества путем охлаждения с помощью дросселирования, двухступенчатой сепарации и турбодетандерных агрегатов. Данная технология впервые используется на газодобывающих объектах ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Подготовленный газ направляется на ЦДКС для компримирования до рабочего давления. Пос-ле он проходит узел коммерческого учета газа, где измеряется его расход и физико-химические показатели, то есть количество и качество добытого сырья перед подачей газа в магистральный газопровод «Сила Сибири».

Для подготовки конденсата предусмотрена установка стабилизации конденсата и резервуарный парк для приемки и отгрузки готовой продукции в нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). Для экономии химреагентов используется установка регенерации метанола. Он будет повторно применяться в технологическом процессе в качестве ингибитора гидратообразования. Процесс стабилизации конденсата предусматривает выделение легких фракций углеводородов (этан, пропан, бутан), которые после компримирования будут также направляться в магистральный газо-провод «Сила Сибири» и далее на Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

НАУЧИТЬ РАБОТАТЬ

Что касается технологических режимов, то они были рассчитаны генеральным проектировщиком – ПАО «ВНИПИгаздобыча» и отражены в том числе в технологических регламентах на эксплуатацию объектов месторождения, соблюдение которых обеспечивает необходимое качество выпускаемой продукции, рациональное ведение процессов, сохранность оборудования и безопасность работ.

В то же время эксплуатационным блоком промысла совместно с производственно-диспетчерской службой Общества в период пусконаладки установок осуществлялась адаптация проектных режимов, проводились с применением прикладных программных продуктов вариативные расчеты технологических режимов работы газопроводов и УКПГ-3, позволяющие провести анализ отклонения от проектных значений.

Не секрет, что реалии вносят свои коррективы, и ноябрьским производственникам необходимо было «научить» работать смонтированное на объекте оборудование, что называется, на реальных «средах». Как пример – центробежные компрессоры ГПА или турбодетандерные агрегаты: моделирование характеристик этих сложных механизмов происходит сначала математическим путем, затем подтверждается при заводских испытаниях на воздухе, и затем уже заявленные параметры работы должны быть проверены при работе в реальных условиях на месторождении. Процесс этот очень сложный и достаточно многогранный.

ПУТЬ НЕФТИ

Помимо газовой, на Чаяндинском НГКМ была сформирована и нефтяная инфраструктура, возведены основные объекты и технологические линии для добычи и подготовки нефти в рамках проекта обустройства нефтяной оторочки ботуобинской залежи Чаянды.

В июле 2019 г. на Чаяндинском месторождении пробурена нефтедобывающая скважина с общей протяженностью ствола 7,3 км, в том числе длиной горизонтального участка 1,5 км. Завершено строительство установки подготовки нефти с химико-аналитической лабораторией, газовой электростанции для собственных нужд мощностью 17,5 МВт.

Сегодня на нефтяной оторочке месторождения уже действуют две скважины, оборудование подготовки нефти и внутрипромысловые трубопроводы протяженностью около 17 км. Путь нефти на сегодняшний день таков. Перед тем как попасть в трубопроводную систему ВСТО, добытое сырье доводится до товарных параметров на установке подготовки годовой производительностью 131 тыс. т, а затем доставляется автоцистернами на УКПГ-3. Там происходит смешение нефти с конденсатом для последующей транспортировки по магистральному нефтепроводу протяженностью 72 км на приемо-сдаточный пункт. Его годовая пропускная способность – более 2 млн т.

Начало полномасштабной разработки нефтяной оторочки Чаяндинского НГКМ планируется в 2020 г. Проект освоения предполагает бурение как минимум 53 высокотехнологичных нефтяных скважин, расширение установки подготовки нефти и строительство напорного нефтепровода для сдачи нефти в ВСТО. Кроме того, будут возведены компрессорная станция и трубопровод для транспортировки попутного нефтяного газа на объекты существующей газовой инфраструктуры Чаяндинского НГКМ. Запуск компрессорной станции в работу запланирован на 2022 г. Далее предстоит разбуривание краевых зон месторождения. В перспективе нефтяной кластер Чаянды будет давать порядка 3 млн т нефтяного эквивалента в год.

«СОЛНЕЧНЫЕ» ТЕХНОЛОГИИ

Как известно, чаяндинский газ имеет сложный компонентный состав, в том числе содержит значительные объемы «солнечного газа» – гелия (около 0,55 %). На Чаянде впервые в России в промышленном масштабе будет использована технология мембранного извлечения гелия из природного газа непосредственно на промысле. Ее суть такова: каскады компрессорных аппаратов прокачивают газ по мембранным элементам, и полученный пермеат (газ, обогащенный гелием) разделяется на две части. Первая с тем количеством гелия, которое необходимо для Амурского ГПЗ, поступает в «Силу Сибири», вторая закачивается в пласт на подземное хранение. Эта методика доказала свою эффективность и работоспособность в ходе опытно-промышленной эксплуатации пионерной установки на Ковыктинском газоконденсатном месторождении в Иркутской обл.

Установка мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК) – это масштабный комплекс зданий, сооружений и оборудования. Помимо трубопроводных эстакад, сюда входит, во-первых, установка теплообменников «газ-газ», предназначенных для промежуточного подогрева сырьевого газа потоком товарного газа для последующего мембранного разделения. Во-вторых, здание технологического замера газа первой ступени, где будут находиться узлы замера и регулирования для равномерного распределения потока сырьевого газа после компримирования на ЦДКС. В-третьих, межступенчатая компрессорная станция, на которой будет сжиматься пермеат до давления 10,2 МПа. Далее он будет подаваться в здание мембранного разделения газа второй ступени.

Блоки, расположенные в здании мембранного разделения газа первой ступени, обеспечивают подготовку товарного газа с остаточным содержанием гелия не более 0,05 моль. Выделенный концентрат с содержанием гелия примерно 36–37 % будет закачиваться в подземное хранилище. Это обусловлено тем, что запланированные к выработке объемы этого инертного газа превышают рыночную потребность, но добытое можно долгосрочно хранить в геологических формациях Чаянды в целях регулирования объемов поставки.

После этого дожимная компрессорная станция обеспечит компримирование пермеатного потока со второй ступени мембранного разделения до давления 16,5 МПа (изб.) для дальнейшей закачки в хранилище. Максимальная производительность установки с учетом подачи на УМВГК газа Чаяндинского и Ковыктинского месторождений составит 31,7 млрд м3/год.

ДЕСТРУКЦИЯ И «СЛОЕНЫЙ ПИРОГ»

Еще до ввода в строй производственной инфраструктуры на Чаянде были готовы объекты экологической направленности: полигон твердых бытовых и промышленных отходов (ТБиПО), водозабор и канализационные очистные сооружения (КОС).

В основе природосберегающих технологий, ре-ализованных на полигоне ТБиПО, – метод «слоеного пирога» с использованием геомембраны, пеноплекса и геотекстиля. На КОС применена современная технология термической деструкции технологических и бытовых стоков. В установке, где температура достигает 1200 оС, происходит превращение тонны стоков в 150 г безопасного пепла. Мощность установки – 300 м3 отходов в сут.

Площадка водозаборных сооружений служит для обеспечения хозяйственно-питьевых и производственных нужд. На ней пробурено пять артезианских скважин, две из которых предназначены для питьевого водоснабжения, а три – для технических нужд. Кроме того, питьевая вода проходит предварительную обработку на молекулярном уровне – через мембранные элементы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данный момент ООО «Газпром добыча Ноябрьск» приступило к работам, рассчитанным на полное развитие месторождения. В перспективе будут завершены строительством еще две установки подготовки газа. Кроме того, продолжается разведочное и эксплуатационное бурение.

В целом Чаяндинский промысел вобрал в себя все лучшее, что есть в отрасли. Технологии, реализованные при обустройстве объектов добычи и подготовки природного газа на Чаяндинском НГКМ, включают в себя все самые перспективные разработки и касаются практически всех этапов технологической цепочки – от разведки до транспортировки. Они объединены одним важным принципом – глобальной автоматизацией процессов.

Кроме того, малолюдные технологии, предполагающие обеспечение контроля над работой оборудования, и комплексное управление объектами в автоматическом режиме способствуют оптимизации численности персонала, сокращению транспортных издержек, отказу от избыточного строительства инфраструктуры, связанной с пребыванием работников на объектах. 

Чаяндинское НГКМ – одно из крупнейших на Востоке России. Месторождение стало базовым для формирования Якутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири» (наряду с Ковыктинским месторождением в Иркутской обл.). Чаяндинское месторождение открыто в 1983 г. (лицензию на разработку «Газпром» получил в 2008 г.). Оно расположено на территории Ленского и частично Мирнинского улусов (районов) Республики Саха (Якутия). По величине извлекаемых запасов (В1+В2) месторождение относится к категории уникальных – 1,2 трлн м3 газа.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

629806, РФ, Ямало-Ненецкий АО, г. Ноябрьск, ул. 40 лет Победы, д. 2

Тел.: +7 (3496) 36-86-07

Факс: +7 (3496) 36-85-14

E-mail: press@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru

www.noyabrsk-dobycha.gazprom.ru

С запуском в эксплуатацию «Силы Сибири» – магистрального газопровода для поставок газа из Якутии в Приморский край и страны Азиатско-Тихоокеанского региона, созданного в рамках совместного проекта ПАО «Газпром» (Россия) и CNPC (Китай) – решается задача государственного масштаба: создание нового региона газодобычи, базирующегося на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях Восточной Сибири.

С самого начала действия договора по «Силе Сибири» компания «Космос-Нефть-Газ» (г. Воронеж) активно включилась в процесс создания нового инновационного оборудования, не уступающего по своим характеристикам мировым аналогам. Одним из приоритетных направлений научно-производственной деятельности компании стала разработка и внедрение блочно-модульного оборудования полной заводской готовности для обвязки скважин. Данный подход реализован и при разработке оборудования для обвязки скважин Чаяндинского месторождения: модулей автоматизированной технологической обвязки, арматурных блоков, манифольдов и т. д.

В качестве центрального элемента обвязки скважин применен модуль автоматизированной технологической обвязки скважин МОС2-12, разработанный специалистами ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» с использованием ранее апробированных решений. Данный модуль предназначен для транспортирования газа от двух скважин к газосборному коллектору куста газовых скважин с обеспечением требуемых параметров и позволяет в реальном масштабе времени полностью автоматизировать и контролировать управление несколькими скважинами. Такое решение обеспечивает эксплуатацию оборудования без постоянного присутствия обслуживающего персонала, значительно улучшает технику безопасности и охрану окружающей среды.

Модуль МОС2-12 (см. рис.) состоит из шкафа управления и манифольдов, установленных на одной общей раме.

Шкаф управления модуля состоит из агрегатного отсека, в котором находятся гидравлическая панель оператора для визуальной информации о состоянии линий управления, электрические пульты управления, блок индикации, устройство связи с объектом (УСО).

Передача информации в систему автоматизированного управления кустами газовых скважин (САУ КГС) о состоянии оборудования шкафа управления и скважин и прием управляющих воздействий осуществляется через УСО по волоконно-оптической линии связи.

Модификации модуля МОС2-12 позволяют управлять работой от одной до трех скважин одновременно. Таким образом, применив несколько модулей МОС2-12 различных модификаций, можно обвязать любой куст газовых скважин с произвольным количеством добывающих скважин. Многие конструкторско-технологические решения применены впервые и защищены патентами РФ на изобретения.

ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ»

394019, РФ, г. Воронеж,

ул. 9 Января, д. 180

Тел/факс: +7 (473) 247-91-00/07

E-mail: office@kng.vrn.ru

www.kng.ru