Территория Нефтегаз № 1-2 2018

В рамках реализации Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» дочерние общества ПАО «Газпром» достигли значительных результатов 

в части уменьшения потерь природного газа при добыче, транспортировке, подземном хранении, переработке и распределении. Экономия природного газа нарастающим итогом за 2010–2016 гг. представлена на рис. 1.

По итогам реализации Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» в 2015 г. экономия природного газа составила 2255,3 млн м3 (табл. 1).

Анализ результатов внедрения комплекса энергосберегающих мероприятий показал, что наибольшая экономия топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) приходится на магистральный транспорт газа. Данный результат, в свою очередь, был достигнут за счет:

• сокращения расхода газа на технологические нужды линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ), газораспределительных станций (ГРС) (37,7 %);

• оптимизации режимов работы технологических объектов газотранспортной сети (ГТС) (20,4 %);

• реконструкции и модернизации технологического оборудования компрессорных станций (КС) (14,5 %);

• улучшения технического состояния газоперекачивающих агрегатов (ГПА) за счет проведения ремонтных работ (13,0 %);

• сокращения потерь газа на технологических объектах КС, ЛЧ МГ, ГРС (8,7 %).

Учитывая, что газораспределительная система России является одной из самых разветвленных и протяженных в мире, величина экономии ТЭР в системе распределения газа может быть увеличена прежде всего за счет уменьшения технологических потерь газораспределительных организаций (ГРО). Именно в системе распределения природного газа видится серьезный энергосберегающий потенциал.

РАСЧЕТ И КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В соответствии с [5] технологические потери Qтп рассчитываются по формуле:

Qтп = Qут + Qнб,                                (1)

где Qут – утечки газа, представляющие собой неорганизованное поступление в атмосферу газа в виде ненаправленных потоков в результате негерметичности оборудования, м3/с; Qнб – мнимые потери газа, обусловленные небалансом системы учета газа, которые носят случайный характер и могут быть как положительными, так и отрицательными, м3. Qнб также называют разбалансом природного газа. Стоит отметить, что величина разбаланса является виртуальным объемом газа, т. е. он не выбрасывается в атмосферу. Причинами разбаланса могут быть погрешность измерений (случайного и неслучайного характера), технологические потери, аварийные ситуации, изменение режимов перекачки газа, некорректный учет газа у населения, закрытие объемов при снятых счетчиках и корректорах (ремонт, поверка), сложность учета газа вследствие перетоков в сетях газораспределения и др. [6–9].

Классификация потерь природного газа в системах газораспределения в соответствии с [2] представлена на рис. 2а.

К мнимым потерям относят количество газа, полученное и полезно используемое потребителем, но неучтенное вследствие несовершенства методов контроля и учета расхода газа и потому неоплаченное.

В свою очередь, действительные потери делятся на:

• эксплуатационные утечки газа в газопроводах и оборудовании, а также потери газа при проведении сливо-наливных операций на газонаполнительных станциях (ГНС), газонаполнительных пунктах (ГНП), автомобильных газозаправочных станциях (АГЗС), резервуарных установках;

• аварийные выбросы газа при повреждении газопроводов и оборудования.

К эксплуатационным утечкам газа относятся потери газа через разъемные соединения (вследствие их негерметичности) на газопроводах, арматуре и оборудовании [2].

В результате выполнения операций коммерческого и оперативного учета газа происходит формирование баланса газа ГРО за отчетный период (сутки, месяц, год), который может быть представлен в виде следующего уравнения [2]:

Qп = Qсн + Qтн + Qав + Qпт + Qпр,              (2)

где Qп – количество поступающего от поставщика газа, м3; Qсн – количество газа, расходуемое на собственные нужды, м3; Qтн – количество газа, расходуемое на технологические нужды, м3;
Qав – количество газа, расходуемое на проведение аварийных работ, м3; Qпт – потери газа в системах газораспределения, м3; Qпр – количество газа, реализованное ГРО промышленным потребителям и населению, м3.

Следует отметить, что несанкционированный отбор и незаконные врезки оказывают существенное влияние на итоговый баланс газа ГРО, при этом являясь физическими потерями газа, однако данная величина не входит ни в действительные, ни в мнимые потери согласно классификации [2].
В связи с этим авторами данной статьи предлагается дополнить имеющуюся классификацию, включив в число действительных потери, обусловленные возможным несанкционированным отбором и незаконными врезками в сети ГРО (рис. 2б).

МЕРОПРИЯТИЯ, НАПРАВЛЕННЫЕ НА СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМЕ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

К числу мероприятий, позволяющих снизить потери природного газа в системе газораспределения, в соответствии с [2] относятся:

• повышение герметичности систем газоснабжения за счет применения новых видов оборудования, арматуры (например, шаровых кранов) и уплотнительных материалов (например, на основе фторопласта), а также совершенствование организации и профилактического обслуживания систем газоснабжения эксплуатационными службами;

• совершенствование материалов и оборудования, применяемого для пассивной и активной защиты от электрохимической коррозии газопроводов, своевременного нахождения повреждений изоляции, включая новые виды изоляционных материалов, современных конструкций катодных станций и приборной техники нового поколения на основе микропроцессоров, а также переход на использование полиэтиленовых труб, не подверженных коррозии;

• использование нового высокотехнологичного оборудования для ГНС, ГНП и АГЗС, обеспечивающего минимальные потери газа;

• совершенствование приборной техники диагностирования и контроля герметичности элементов систем газоснабжения природным и сжиженным газом;

• проведение профилактических мероприятий по предупреждению повреждений подземных и надземных газопроводов строительной техникой и транспортными средствами.

Несколько подходов к решению вопроса снижения потерь природного газа в сетях ГРО предлагается в [4], в котором предложены следующие энергосберегающие мероприятия:

• внедрение систем и технических устройств телемеханики (телеметрии) для контроля и управления технологическими процессами;

• применение схем продувки газопроводов и других объектов систем газоснабжения без сброса газа в атмосферу;

• внедрение оборудования для врезки в газопровод без снижения давления;

• применение в пунктах редуцирования газа (ПРГ) оборудования с увеличенными сроками между техническим обслуживанием и текущим ремонтом;

• внедрение системы оценки технического состояния объектов газораспределительных систем на базе современных средств диагностики и контроля состояния объектов для определения остаточного ресурса и установления предельного срока эксплуатации;

• применение высокочувствительных газоанализаторов для проверки герметичности подземных газопроводов;

• пресечение незаконных врезок, выявление несанкционированного отбора газа;

• использование в сетях газораспределения клапанов безопасности «Газ-Стоп»;

• оснащение ПРГ регулирующим оборудованием в прогрессивной компоновке с последовательной установкой регулятора-монитора и регулятора;

• использование при строительстве и реконструкции линейной части и ПРГ в качестве запорной арматуры вместо традиционных задвижек современных шаровых кранов с необслуживаемыми сальниковыми камерами;

• применение современных прокладочных и уплотнительных материалов для запорно-регулирующей арматуры сетей газораспределения.

Представляется, что перечень, предложенный в [4], более полный. В то же время стоит отметить, что вне зависимости от избранной системы большинство энергосберегающих мероприятий требуют проведения мониторинга технического состояния газопроводов.

МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДАННЫХ БАЛАНСОВОЙ КАРТЫ

В процессе эксплуатации газораспределительной системы должны выполняться следующие регламентные работы по мониторингу технического состояния:

• проверка состояния охранных зон газопроводов;

• технический осмотр (осмотр технического состояния) подземных и надземных газопроводов;

• техническое обследование подземных газопроводов;

• оценка технического состояния подземных и надземных газопроводов;

• техническое диагностирование подземных газопроводов.

Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов устанавливается эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов [1].

Периодичность проведения технических осмотров газопроводов представлена в табл. 2.

Техническое обследование подземных газопроводов делится на плановое и внеплановое.

Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию. Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов – не реже одного раза в 5 лет. Техническое обследование участков стальных газопроводов, не обеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную, должно проводиться не реже одного раза в год.

Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:

• при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;

• при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами электрохимзащиты) в течение календарного года более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев – в остальных случаях.

Техническое обследование подземных газопроводов проводится с применением специальных приборов, позволяющих выявлять места повреждения изоляции и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.

Стоит отметить, что плановое техническое обследование проводится через сравнительно большие промежутки времени, а основания для внепланового обследования имеют очень узкую направленность. То есть даже при наличии утечки газа из-за дефекта, не обнаруженного в ходе технического осмотра газопровода, пройдет довольно много времени до планового технического обследования. За этот период потери газа, с учетом множества сопутствующих факторов, воздействующих на состояние трубопровода, могут оказаться весьма существенными, что отразится на месячном и годовом балансе ГРО.
В связи с этим предлагается проводить анализ системы газораспределения на предмет наличия утечек, учитывая статистические данные по сведению коммерческого баланса газа за определенный период. Для этого необходимо сформировать балансовую карту – статистическую карту, демонстрирующую контрольные границы возможного отклонения величины потерь при сведении баланса газа на отдельной ГРС или системе закольцованных ГРС. При значительном отклонении от границ, обозначенных в балансовой карте, необходимо провести внеплановое техническое обследование подземных газопроводов. Конечно, данные мероприятия целесообразно выполнять, убедившись в корректности учета газа как со стороны поставщика, так и со стороны конечного потребителя.

Если учет газа корректен, верхнюю контрольную границу примем равной ( + ), а нижнюю ( – ), где – среднеквадратичное отклонение, – среднее арифметическое значение Qптi. Среднеквадратичное отклонение характеризует рассеивание значений случайной величины Qпт относительно ее математического ожидания и рассчитывается как:

,                              (3)

где n – количество суток в отчетном периоде.

Для примера рассмотрим данные потерь Qпт за некий отчетный месяц при поставке газа через ГРС № 1.

На основании таблицы (3) и формулы (3) рассчитываются верхняя и нижняя контрольные границы и формируется балансовая карта (рис. 3):

верхняя граница:

+ = –415 + 623 = 208,

нижняя граница:

– = -415 – 623 = –1038.

Внеплановое техническое обследование газопроводов следует проводить при выходе значений Qпт за контрольные границы (на рис. 3 они обозначены красными линиями). В представленном случае требуется проведение внепланового технического обследования газопроводов.

Помимо технического обследования выполняется техническое диагностирование газопроводов на основании результатов оценки технического состояния газопроводов (при условии наличия таких результатов). Оценка технического состояния проводится не реже одного раза в 5 лет для стальных подземных и не реже одного раза в 10 лет – для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных – через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.

Техническое диагностирование делится на плановое и внеплановое.

Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:

• по результатам оценки технического состояния газопроводов;

• по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.

Внеплановое техническое диагностирование газопроводов проводится:

• при изменении категории газопроводов по давлению газа;

• после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;

• после воздействия на газопроводы грунта в результате его деформации (например: просадки, оползневые явления, размывы, пучения);

• после землетрясения силой свыше 6 баллов;

• по решению владельца газопровода;

• по предписанию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору [3].

Последние два пункта являются относительно субъективными причинами для проведения технической оценки. В связи с этим решение о начале проведения диагностических работ можно принимать исходя из результатов анализа балансовых карт, как в случае с внеплановым техническим обследованием. Это позволит получить основания для проведения внепланового технического диагностирования газопровода, в том числе без оценки его технического состояния, что приведет к значительной экономии материальных, трудовых и временных ресурсов.

Таблица 1. Итоги реализации Программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» в 2015 г.

Table 1. Results of implementation of the Energy Saving Program and Energy Efficiency Improvement Program of Gazprom PJSC in 2015

Таблица 2. Периодичность проведения технических осмотров газопроводов

Table 2. Frequency of technical inspections of gas pipelines

Таблица 3. Ежедневные показатели Q_пт, тыс. м³ в течение отчетного месяца

Table 3. Daily indicators Qпт, 1000 m3 during the reporting month

В процессе разработки залежей пластов БВ10–11 отмечается отсутствие согласия между геологическим строением и технологическими параметрами. В связи
с этим была поставлена задача уточнения геологического строения пластов
БВ10–11. Решение данной задачи призвано повысить не только эффективность разработки, но и точность решения других геологических задач.

При разработке решались следующие проблемы: запускные показатели скважин не коррелировали с фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов; наблюдалось интенсивное снижение дебитов жидкости в начальный период работы скважин; преждевременно падали темпы отбора; была выявлена слабая или отсутствующая реакция скважин на закачку. Отмечается определенная закономерность этого несоответствия: северная часть залежи характеризуется высокими начальными дебитами нефти (qн) до 50 м3/сут,
которые практически не снижаются достаточно долго, и заметным влиянием системы поддержания пластового давления (ППД) на дебиты добывающих скважин. В центральной части залежи qн изменяется от 20 до 50 м3/сут, а время отклика добывающих скважин на закачку существенно больше. В южной, самой большой по площади части залежи
qн < 20 м3/сут и отсутствует влияние сис-
темы ППД на добывающие скважины.

Методы исследования

Утвержденная геологическая модель (УГМ) построена на основе гипотезы горизонтально-слоистого осадконакоп-
ления отложений нижнего неокома.
В настоящей работе построение модели пластов БВ10–11 проведено на основе предположения, что отложения нижнего неокома имеют клиноформное строение. Клиноформы – геологические тела, образующие латеральный ряд полого налегающих друг на друга геологических тел. Возраст их омолаживается от области питания к центру бассейна [1].

Геологическое строение неокома в Западной Сибири изучалось, уточнялось и детализировалось в работах многих авторов: А.Л. Наумова, Ю.В. Брадучана, Л.Ш. Гиршгорна, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Карогодина и многих других (рис. 1) [1–4].
К настоящему времени в целом сформирована принципиальная сейсмогеологическая модель неокомских отложений Западной Сибири [5–7], предполагающая западные и восточные падения клиноформ. Разделяет их осевая зона неокомского глубоководного бассейна, для которой характерно некомпенсированное осадками прогибание.

Анализ варианта корреляции УГМ с позиции клиноформного строения отложений показал наличие существенных ошибок при выделении границ: в модели отсутствует привязка к реперу, не учтены общие закономерности строения продуктивной части пластов БВ10–11, следствием неправильной корреляции стало объединение разных пластов
в один пласт.

При анализе петрофизической модели также выявлен ряд недостатков: в основе лежит весьма ограниченное количество керновых исследований. Отбор керна в интервале рассматриваемых отложений выполнен в пяти скважинах в центральной и южной частях месторождения (общая проходка по пласту БВ10 составляет 51,1 м, средний процент выноса керна – 32,5 %, по пласту БВ11 общая проходка – 57,6 м, вынос –
30,2 %) (рис. 2).

Северная часть залежи, а также зона между центральной и южной частями по керновым данным не исследованы. Таким образом, выборка нерепрезентативна. В петрофизической модели не учтена слоистая глинистость горных пород, что существенно искажает модель. Также следует отметить низкое качество регистрации методов радиоактивного каротажа и удельного электрического сопротивления (УЭС), недостаточный объем исследований методами аккустического (АК) и плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-п), большой процент некачественных исследований (около 24 %) и некачественная интерпретация данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Согласно керновым и каротажным данным породы пластов характеризуются высоким содержанием кварца (36 %), полевых шпатов (33 %), кальцита (8 %) и сидерита (3 %), что негативно сказывается на точности показателей ГИС (рис. 3).

Геологические характеристики пластов БВ10–11 приведены в табл. 1. Из этих данных видно, что пласт характеризуется лучшими значениями нефтенасыщенных толщин и проницаемости. Коллекторы пласта БВ11 низкопроницаемые. Визуальный анализ фотографий керна из новой скважины (рис. 4) говорит о высокой расчлененности пластов БВ10–11.

Решение поставленной задачи

Уточнение геологической модели, или авторская модель (АМ), начато с переинтерпретации сейсмических данных
и данных ГИС. УГМ создана с использованием сейсмических данных компании «Татнефтегеофизика». Они характеризуются большим количеством помех (footprint-эффект). В основу авторской модели вошли более качественные сейсмические исследования, проведенные компанией WesternGeco в 2003 г. Этими исследованиями охвачена вся площадь залежи. Согласно этим данным изучаемые пласты осложнены довольно большим числом тектонических нарушений. При этом качество полевых данных позволило достаточно точно оценить параметры этих разломов: направления простирания и амплитуды (рис. 2).

По результатам переинтерпретации ГИС на основании клиноформного строения авторами при корреляции выделены дополнительные нефтенасыщенные пропластки (рис. 5). На рис. 5б довыделенные пропластки коллектора показаны красным цветом. Отметим, что при корреляции использован принцип хроностратиграфичности разреза. Хроностратиграфия – раздел стратиграфии, имеющий дело с установлением относительного возраста и возрастных соотношений геологических тел [8]. Хронологическое расчленение последовательности слоев производится
в соответствии с геохронологической шкалой, что в дальнейшем дает возможность сопоставить одновозрастные отложения.

Были выделены и использованы локальные реперы (зональные литолого-стратиграфические реперы, разделяющие регрессивные циклиты), определена ориентировка склона шельфа (северо-восток), учтены выдержанные трансгрессивные глинистые пачки, являющиеся границами максимального затопления. Выделены отдельные пласты: , , , БВ11, БВ12.

По результатам корреляции построен геологический разрез, существенно отличающийся от разреза УГМ. Черным цветом на рис. 6 показаны границы пластов предыдущей геологической модели.

Повышение точности отметок пластов, а также привлечение данных по новой скважине позволило уточнить петрофизическую модель (рис. 7). Из приведенной на рис. 7 информации видно, что данные гидродинамического исследования скважин (ГДИС) неинформативны (R2 = 0,03). Петрофизические зависимости по модели 2009 г. и по АМ тесные: коэффициент детерминации зависимости коэффициента проницаемости Кпр от коэффициента пористости Кп, по новым керновым данным, составляет
0,68 д. ед., а по утвержденной модели –
0,80 д. ед., и, как видно из рис. 7, и зависимости, и графики существенно различаются (данные и график по новым керновым данным на рисунке показаны зеленым цветом, а по утвержденной модели – красным). Это свидетельствует о недоизученности петрофизической зависимости.

На основании более точных данных сейсмической разведки и скважинных данных была построена авторская 3D-модель (3D АМ), как указано выше, на основе клиноформной модели строения отложений нижнего неокома.

В 3D АМ существенно уточнена геомет-
рия пластов в разрезе, заметно увеличились нефтенасыщенные толщины, незначительно увеличились значения фильтрационно-емкостных свойств.

Пласт имеет неоднородную литологическую характеристику: пере-
слаивание (часто тонкое) различных типов пород (песчаников, алевролитов и аргиллитов), высокое содержание глинистого цемента, слюды. Аргиллит серый, плотный, крепкий, горизонтально-слоистый. Песчаник темно-серый, мелкозернистый, плотный, алевритистый, глинистый, слабослюдистый, слабокарбонатный с многочисленными линзами глинистого материала, с включениями пирита.

Общая толщина пласта в среднем составляет 12,3 м (при диапазоне 6,1–21,3 м); суммарные эффективные толщины – в среднем 4,0 м (0,4–
13,7 м); эффективные нефтенасыщенные толщины – в среднем 3,6 м (0,4–13,7 м); коэффициент песчанистости в среднем по пласту составляет
0,33 д. ед. (0,03–0,96 д. ед.); расчлененность по пласту в среднем равна
2,6 (от 1 до 8 шт.); коэффициент начальной нефтенасыщенности – в среднем 0,49 д. ед. (0,31–0,76 д. ед.).

Проницаемая часть пласта БВ11 представлена аргиллитами и песчаниками. Аргиллит серый, темно-серый до черного, плотный с горизонтальными прослоями светло-серых песчаников. Песчаник светло-серый, мелкозернистый с нефтепризнаками. Аргиллиты внутри пропластков и в перемычках темно-серые, серые, тонкоотмученные с текстурой однородной, линзовидной. Микрослоистость обусловлена неравномерным распределением алевролита и углистого материала. Также встречается биогенная микрослоистость, обусловленная деятельностью мельчайших илоедов. Основная масса слагается хлоритом, гидрослюдой. Присутствуют смешаннослойные образования иллит-монтмориллонитового ряда. Строение оптически ориентированное, местами беспорядочное, со средним и низким содержанием набухающих слоев.

Общая толщина пласта БВ11 в среднем составляет 13,2 м (изменяется в диапазоне 6,0–20,2 м); суммарные эффективные толщины – в среднем
3,0 м (0,6–12,1 м); эффективные нефтенасыщенные толщины – в среднем
2,9 м (0,6–11,4 м); коэффициент песчанистости в среднем по пласту составляет 0,23 д. ед. (0,04–0,77 д. ед.); расчлененность по пласту в среднем равна 2,4 (от 1 до 9 шт.); коэффициент начальной нефтенасыщенности –
в среднем 0,46 д. ед. (0,31–0,62 д. ед.).

Анализ результатов исследований и рекомендации

Графики зависимости запускного дебита жидкости от нефтенасыщенной толщины с учетом довыделенных коллекторов по АМ показывают хорошую корреляционную зависимость
(рис. 8б). Для УГМ такой зависимости нет (рис. 8а). Это говорит о более высокой точности, а значит, и о более высоких прогностических свойствах АМ. Отметим, что повышение точности авторской модели обусловлено двумя факторами: 1) использованием большего объема данных, часть которых имеет меньшую неопределенность; 2) все расчеты проведены на основе принципиально иной седиментологической модели – клиноформного строения залежи, при корреляции использован принцип хроностратиграфичности. Накопленный за последние 15–20 лет опыт в области геологического моделирования убедительно показал, что только адекватная гипотеза о седиментологии отложений представляет единственную объективную основу для интерпретации и верификации разных видов данных.

Как следует из геологического строения пластов БВ10–11, представленного в 3D АМ,
отсутствие взаимовлияния между добывающими и нагнетательными скважинами объясняется вскрытием разных пластов. Авторская модель дает более точные обоснования для изменения системы заводнения и проектирования геолого-технических мероприятий.

Корреляция клиноформно построенных отложений только по скважинным данным достаточно субъективна. При корреляции разрезов скважин необходимо учитывать следующие положения модели глубоководной седиментации:

1) ориентировка склона шельфа
в исследуемом районе (обычно субмеридиональная), наличие одного или нескольких источников поступления песчаного материала с поверхности шельфа в период формирования подводного конуса выноса;

2) наличие заметного углового несогласия между ачимовскими песчаными телами, аккумулирующимися у подножия шельфа, и поверхностью склона, представленного глинистыми осадками, приблизительное постоянство наклона их границ;

3) циклическая активизация турбидитных потоков [8].

Таким образом, при детальной корреляции пластов c клиноформным строением можно рекомендовать:

• рассматривать стратиграфические границы ачимовских тел как автономные по отношению к изохронным склоновым фациям;

• использовать множество опорных стратиграфических границ (реперов), представленных глинами, прослеживать часть их в качестве основных реперов и подбирать наиболее оптимальные локальные реперы;

• использовать принцип примерного постоянства угла наклона кровли песчаных тел вдоль вектора перемещения осадков;

• использовать принцип аналогии, согласно которому закономерности, выявленные на хорошо изученных бурением участках ачимовской толщи, переносятся на менее изученные участки с аналогичными условиями седиментации [8].

Для дальнейшего уточнения геологической 3D-модели необходимо увеличение объема керновых данных. Для этого рекомендуем:

• бурение двух скважин в центральной и северной частях месторождения с отбором керна – 30 м (вынос 100 %);

• проведение стандартного каротажа: электрического (ПС), нейтронного (НК), гамма-каротажа и ГГК-п, УЭС многозондового, на вертикальном фонде (на кусте), дополнительно кавернометрии (диаметр скажины – ДС), АК, микрозондирования (МКЗ), микробокового (МБК) и бокового каротажа (БК);

• проведение специального каротажа: гидродинамического (ГДК), ядерно-магнитного (ЯМК), акустического широкополосного (АКШ);

• определение физических свойств пород и потоковых характеристик пластов БВ10–11;

• создание уточненной петрофизической модели пластов БВ10–11 с использованием новых керновых данных
и расширенного комплекса ГИС;

• переинтерпретацию ГИС всего фонда скважин с учетом новой петрофизической модели. Дополнительно рекомендуется провести гидропрослушивание и трассерные исследования для определения гидродинамической связи участков залежи.

Уточнение петрофизической модели
с привлечением новых керновых данных и данных по вновь пробуренным скважинам позволит провести переинтерпретацию ГИС по всему фонду скважин, что позволит построить более точную трехмерную геологическую модель. Дальнейшее уточнение 3D геологической модели позволит существенно повысить эффективность разработки.

Бохайванский бассейн находится на востоке Китая в пределах Северо-Китайского кратона, который сложен архейским и протерозойским метаморфическим фундаментом, обнажающимся на западе и севере бассейна в провинции Хэбэй и на востоке и юге
в провинции Шаньдун (рис. 1). Структура домезозойского фундамента бассейна простирается с востока на запад [1]. Согласно результатам сейсмических исследований, данным бурения и изучения керна во вскрытом геологическом разрезе в основном присутствуют породы кайнозоя [2].

Кайнозойские отложения разделены на шесть ярусов (рис. 2). Этот стандарт стратиграфической схемы применяется по всему бассейну. Тем не менее, следует отметить, что выделенные
в Бохайванском бассейне ярусы и свиты не соответствуют стандартному
и международному определению литолого-стратиграфической единицы и могут включать в себя разнообразные породы, литология которых сильно различается в разных частях одного и того же прогиба. Так, горизонт Ша-3 в пределах одного прогиба содержит разные горные породы, в частности озерные турбидиты и наземные конгломераты аллювиального конуса. Эти отложения в большей степени различаются литолого-стратиграфическими,
а не хроностратиграфическими признаками. Горизонты условно названы по наименованию яруса и пронумерованы числовыми индексами. Например, Kон-3 представляет собой самый нижний горизонт яруса кондиан, а Kон-1 залегает в верхней части этого яруса.

Кайнозойские литолого-фациальные комплексы, особенно относящиеся
к ранней стадии кайнозойского рифта, сильно изменены. Как правило, районы, расположенные вблизи центров отдельных депрессий, содержат более высокую долю темных аргиллитов и песчаников, образовавшихся в глубоких озерных или переходных обстановках осадконакопления. На периферийной территории преобладают песчаники, сформировавшиеся в аллювиальных или мелководных озерных обстановках.

Палеоценовый отдел:
ярус кондиан

Ярус кондиан состоит из трех горизонтов: Кон-3, Кон-2 и Кон-1. Палеоценовое осадконакопление депрессии Хуанхуа началось с отложения горизонта Кон-3 яруса кондиан (рис. 2). В центральной части депрессии мощность яруса превышает 1000 м и постепенно уменьшается по направлению к краю депрессии:
194 м на поднятии Понан и 50 м на участке Почон. Отложения яруса кондиан могут полностью отсутствовать, например в районе Бохайван.

Горизонт Кон-3. В составе литологии горизонта Кон-3 преобладают крупнозернистые конгломераты и песчаники, а верхняя часть горизонта сложена глинистыми пластами мощностью до
50 м. Мощность горизонта Кон-3 в целом изменяется от 245 до 500 м. Горизонт является самой мощной толщей, хотя, как уже указано выше, может полностью отсутствовать в разрезах некоторых поднятий депрессии. Горизонт Кон-3 накапливался в основном в обстановках конусов выноса и мелких озер [4]. Конусы выноса формировались в полуграбенах.

Горизонт Кон-2 согласно залегает на горизонте Kон-3 и состоит из темно-серых аргиллитов, переслаивающихся тонкими угольными пластами, углеродистыми сланцами, нефтеносными сланцами и мелкими базальтами. В кровельной части горизонта
в большинстве случаев расположены фиолетово-коричневые аргиллиты.
В отложениях встречена фауна остракод: Eucypris wutuensis, Quercodites, Cypris changyiensis, Cyprois palusteris, Paracandona Species, Limnocythere.

Мощность горизонта Кон-2 составляет 120–200 м, хотя в разрезах некоторых поднятий и блоков отложения отсутствуют в связи с размывами или перерывами в осадконакоплении. Наличие темных аргиллитов и нефтеносных сланцев в этом горизонте свидетельствует
о том, что обстановка осадконакопления представлена бескислородными озерными условиями. Здесь углеводородные материнские породы образовались из нефтеносных сланцев [5].

Горизонт Кон-1 состоит из прослоев аргиллитов, лититовых аркозов
и песчаных конгломератов. В центре депрессии в составе горизонта Кон-1 преобладают гипсоносные аргиллиты, которые к краевым зонам депрессии переходят в красные аргиллиты и песчаные аргиллиты. Возраст определен по фауне остракод: Суpris niushanensis, Cypris changyiensis, Cyprois palusteris, Limnocythere weixianensis, а также комплексу спор: Ephedripites, Ulmipollenites minor, Rhoipites, Schizaeoisporites. Отложения горизонта Kон-1 представляют собой комплекс аллювиального конуса выноса и эвапоритового озера, мощностью до 300 м.

Средне-верхний эоценовый отдел: ярус шахецен

Ярус шахецен включает четыре горизонта: Ша-4, Ша-3, Ша-2 и Ша-1. Возраст и разделение этого яруса на горизонты обсуждаются. Авторы работы [5], например, установили, что только горизонт Ша-4 относится к эоценовому отделу, а остальные горизонты приурочены к олигоцену. Другие исследователи, в частности [6], считают, что все четыре горизонта относятся к эоцену.

В пределах депрессии Гуанланфан авторы работы [7] рассматривают горизонт Ша-4 в качестве границы палеоцена и эоцена, и поэтому разделили его на две толщи: нижнюю и верхнюю. Согласно данным работы [8] горизонт Ша-4 разделен на три части, сгруппирован с ярусом кондиан и включен в расширенный горизонт Ша-3.

В любом случае абсолютный возраст яруса шахецен в основном является
эоценовым. Следует отметить, что лишь немногие китайские геологи не используют признанные международные разбивки для возрастов стандартных систем или отделов. Например, авторы работы [7] указывают возраст олигоцена в 40 млн лет, что почти на 5 млн лет раньше международного стандарта.

Авторами статьи для яруса шахецен принимается схема, имеющая четыре горизонта, которые относятся к эоцену, кроме горизонта Ша-1, являющегося олигоценовым. Пласты яруса Шахецен широко распространены в зоне депрессии Xуанхуа. Их мощность достигает 2000 м.

Горизонт Ша-4. В целом нижняя часть этого горизонта состоит из красных аргиллитов с прослоями тонких песчаников. В середине горизонта установлено локальное несогласие, над которым расположены пласты голубовато-серых аргиллитов, алевролитов и песчаников с гипсом и галитом. В верхней части горизонта залегают карбонатные породы и нефтеносные сланцы. На территории бассейна этот горизонт обычно имеет мощность от 0 до 600 м.

В зоне депрессии Почон, которая испытывала погружение, развиты прибрежные и неглубокие озерные фации. В обстановках аллювиальных и относительно неглубоких озер залегают отложения известковистых эвапоритов. Аллювиальные осадки и отложения неглубоких озер перемежаются
с фациальными отложениями соленого озера. В переходно-морской зоне развиты разнообразные комплексы низших фораминифер.

Многие литологические фации этого горизонта подобны нижележащему горизонту кондиан, но горизонт Ша-4 более широко распространен на территории бассейна и является переходным между ярусом кондиан и вышезалегающим горизонтом Ша-3.

Горизонт Ша-3 состоит преимущественно из темных песчаников и аргиллитов с пропластками песчаных сланцев, мелкозернистых песчаников и нескольких слоев известняка в его подошвенной части. Этот горизонт содержит наиболее важные углеводородные материнские породы бассейна. Мощность горизонта Ша-3 обычно составляет 400–500 м. Скорость седиментации горизонта Ша-3 в Бохайванском бассейне в течение кайнозойской эры была самой высокой.

Несколько фациальных комплексов озерных и прибрежных фаций были установлены авторами работы [5].
В результате интенсивного рифтогенеза и изменения обстановки осадконакопления на более влажную в это время на территории формируются озерные фации, покрывавшие около 60–80 % территории прогибов. Начальные глубокие озерные турбидитные фации сменяются на речные-дельтовые с уменьшением амплитуды падения вверх по разрезу.

Глубокие озерные фации широко развиты в прогибах Донгиинг, Ляоси, Донгпу
и Цикоу. Эти фации состоят из типичного турбидитного комплекса глубоких озер и содержат аргиллиты, обогащенные органикой. Внутри отложений хорошо развита ритмическая слоистость.

Горизонт Ша-2 состоит из серых
и темно-серых аргиллитов с прослоями биокластических известняков и обогащенных органикой сланцев. На краю бассейна литологический состав пород меняется на аркозы и конгломераты. Горизонт Ша-2 в основном согласно залегает на горизонте Ша-3, но в некоторых местах видны перерывы в осадконакоплении и несогласия, в том числе в прогибах Циуанг и Ляохэ. В районе Даминтун отложения горизонта Ша-2 полностью отсутствуют. Мощность горизонта сильно изменяется: от 30–80 м на юге до 400–550 м на западе бассейна. Но в целом горизонт Ша-2 представляет собой один из наиболее важных нефтяных горизонтов Бохайванского бассейна.

Внутри горизонта Ша-2 присутствуют крупнозернистые песчаники с прослоями красных аргиллитов, что связано
с регрессивными условиями осадконакопления – аллювиальными, дельтовыми и мелководными озерными фациальными обстановками. Озерные осадки занимают около 10–20 % от общей площади осадконакопления горизонта [5]. Дельтовые фации особенно важны
и подразделяются на фации надводных аллювиально-дельтовых равнин, подводных дельтовых равнин, морского края и подводного склона дельтового комплекса. Скорость осадконакопления горизонта Ша-2 значительно ниже по сравнению с горизонтом Ша-3 [7].

Горизонт Ша-1 представляет собой верхнюю часть яруса шахецен. Этот горизонт, как правило, состоит из темных аргиллитов с небольшой долей карбонатов в подошве. Терригенные плотные породы встречены в краевых частях депрессии. В депрессиях или районах вблизи Бохайского залива развиты прослои глубоководных турбидитов, представленных темными песчаниками и аргиллитами. На долю общей стратиграфической мощности приходится около 30 % песчаников
(в основном гравийные аркозы, мелко-
и среднезернистые песчаники).

Горизонт Ша-1 широко распространен по всей территории депрессии и согласно залегает на более древних пластах. В депрессиях вблизи Бохайского залива этот горизонт имеет минимальную мощность 200 м, в большинстве прогибов, как правило, достигает 300–430 м.

Горизонт Ша-1 представлен трансгрессивным разрезом [9]. Погружение территории проходило относительно равномерно, но, несмотря на то что нефтяные сланцы распространены повсеместно, они представлены более тонкими прослоями и обладают более низкими коллекторскими фильтрационно-емкостными свойствами по сравнению с горизонтом Ша-3.

Олигоценовый отдел:
ярус донин

Ярус донин залегает согласно на ярусе шахецен. В его составе выделяются три горизонта: Дон-1, Дон-2 и Дон-3. Породы яруса донин представлены переслаиванием зеленовато-серых и фиолетово-красных глин с пластами гравелитистых песчаников. Литология отложений и мощность (100–
800 м) заметно меняются по латеральному и вертикальному направлению. Во всех крупных прогибах три горизонта яруса донин в основном представлены отложениями дельтовых фаций – регрессивной последовательностью от преобладающей озерной фации до рифтовых отложений.

Вверх по разрезу осадочные отложения представлены несколькими циклами. Мощность каждого цикла составляет около 200 м. Осадконакопление в районе бассейна происходило в обстановке глубокого озера. Речные отложения накапливались по направлению к надводным участкам края бассейна. Горизонт Дон-3 локально формировался в ограниченной морской обстановке. Он представлен переходными фациями от озерных к дельтовым. В конце олигоценовой эпохи региональное выветривание и эрозия в различной степени повлияли на формирование горизонта Дон-1.

Горизонт Дон-3 согласно залегает на отложениях яруса шахецен. Преобладают темно-серые глины с прослоями песчаников. Мощность изменяется от 0 до 420 м. Встречена фауна остракод: Berocypris subtriata, Dongyingia longicostata, Dongyingia laticostata, Hebeinia subtriangularis, Cueporeticulata, Megacypris longiquadrata.

Горизонт Дон-2. В составе горизонта Дон-2 выделяются две группы отложений: верхняя и нижняя. Нижнюю часть слагают породы, представленные серыми песчаниками с прослоями серых глин. Породы верхней части в основном представлены глинами, содержащими серые мелкозернистые песчаники. Мощность изменяется от 100 до 280 м. Содержится фауна остракод: Dongyingia florinodosa, Dongyingia inflexicostata, Dongyingia labiaticostata, Dongyingia biglobicostata, Dongyingia floricostata, Dongyingia inspolita, Chinocypris guangraoensis.

Горизонт Дон-1. Породы горизонта Дон-1 представлены в нижней части беловато-серыми песчаниками, в верхней – переслаиванием темно-серых глин и мелкозернистых песчаников. Мощность горизонта не превышает 0–110 м. В составе отложений встречена фауна остракод: Chinocypris dongyingensis, Chinocypris xingdianensis.

Миоценовый отдел:
ярус минхуачен

Литологически миоценовые отложения представлены по территории всей депрессии более равномерно, чем палеогеновые. Это связно с условиями медленного термического погружения и незначительного сбросообразования в миоценовую эпоху, поскольку в палеогеновый период происходили активные тектонические подвижки, связанные с образованием высокоамплитудных разломов [10].

Во время осадконакопления отложений минхуачен миоценового яруса на большей части депрессии Хуанхуа были развиты обширные речные системы, аллювиальные конусы выноса формировались на переднем участке горы Яньшань в районе депрессии Бэйтан.

В нижней части яруса минхуачен
в основном развиты серые и беловато-серые гравелистые песчаники
с массивной текстурой и прослоями глин и фиолетово-красных и зеленовато-серых алевролитов. В верхней части яруса породы представлены беловато-серыми песчаниками с прослоями глин. Мощность яруса минхуачен изменяется от 100 до 180 м. В породах встречается фауна остракод: Candoniella albicans, Limnocythere cincture, Ilyocypris manasensis, а также спорово-пыльцевой комплекс: Magnastriatites, Ovoidites, Betulaepollenites и др.

Плиоценовый отдел:
ярус гуантон

Плиоценовый ярус гуантон согласно залегает на отложениях яруса минхуачен. Он состоит из серых до красно-серых илистых аргиллитов с прослоями песчаника, а также нескольких слоев базальта. Мощность яруса изменяется от 200 до 300 м. Обстановка осадконакопления представлена извилистой речной системой. Отложения содержат фауну остракод: Cyprinotus formalis, Ilyocypris aspera, Ilyocypris biplicata
и комплекс спор.

Четвертичная система

После неогена депрессия Хуанхуа продолжает медленно опускаться
с накоплением осадков мощностью 80–
150 м. Отложения большей части бассейна представлены лессами и аллювиальными породами. Эти отложения сгруппированы в ярус пингюан. В северо-западной части бассейна развиты депоцентры четвертичного флювиального осадконакопления, достигающие 500 м.

Заключение

Продуктивные пласты депрессии Хуанхуа несогласно залегают на более древних отложениях, неравномерно распространены по площади изучаемой территории, в краевых зонах имеют минимальные мощности, вплоть до полного их отсутствия вследствие размыва.

В литологическом плане преобладают континентальные породы в двух основных ассоциациях: серые песчаники
и аргиллиты, богатые органическим веществом и образованные в аллювиальной, дельтовой и озерной обстановках; пурпурно-красные и пестрые песчаники и аргиллиты, образованные в пролювиальной обстановке.

Кайнозойские литолого-фациальные комплексы в основном формировались в аллювиальных или мелководных озерных обстановках.

ОСОБЕННОСТИ АНАЛИЗА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ
В V И VI ГОРИЗОНТАХ

Анастасиевско-Троицкое месторождение находится в западной части Краснодарского края, в тектоническом отношении связано с одноименной антиклинальной складкой, расположенной в центральной части Западно-Кубанского прогиба.

В промышленную эксплуатацию Анастасиевско-Троицкое месторождение введено в 1954 г. Эксплуатация осуществ-
лялась на основании технологических схем, проектов разработки и доразработки, составленных в 1954–1994 гг. Во всех технологических документах, кроме проекта доразработки 1994 г., предусматривалась первоначальная выработка нефтяной части залежи при преимущественном вытеснении нефти подошвенной водой. Но в то время экономическая ситуация в регионе потребовала других решений – обеспечения региона газом.

На сегодняшний день для повышения эффективности освоения нефтяных пластов месторождения авторами статьи был выбран комплексный подход, основанный на детальном анализе разработки и построении геологической модели. Новый способ систематизации первичной информации о работе скважин, предложенный проф. И.П. Чоловским, успешно опробован и показал хорошие результаты при проведении анализа разработки трудноизвлекаемых запасов залежи нефти, приуроченной
к отложениям баженовской свиты Гальяновского и Назымского месторождений в Западной Сибири.

Этот способ основан на расчленении всего времени эксплуатации скважин на чередующиеся индивидуальные периоды (ЧИПы). Продолжительность каждого индивидуального периода (ИП) определяется временем, в течение которого основные параметры работы скважины находятся в пределах установленных значений.

Однако применительно к анализу разработки залежей нефти в V и VI горизонтах указанный метод потребовал модернизации. Это связано с тем, что здесь на работу скважин оказывает воздействие большое количество разнонаправленных природных и техногенных факторов.

Исследования показали, что для условий работы скважин на V и VI горизонтах ЧИПы целесообразно образовывать, принимая в качестве базового парамет-
ра степень обводненности добываемой продукции, устанавливаемой для каждого ИП. Наиболее четко закономерность в динамике обводненности продукции скважин на этих объектах проявляется при выделении пяти последовательных ИП со следующей степенью обводненности:

1) безводный период <1 %;

2) слабая обводненность 1–10 %;

3) средняя обводненность 10–50 %;

4) высокая обводненность 50–85 %;

5) максимальная обводненность >85 %.

ЛОКАЛИЗАЦИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Пользуясь предложенной методикой, авторы статьи выделили ИП для каждой из 64 скважин и составили сводную таблицу, в которой была отражена продолжительность каждого периода (в годовых интервалах) и объем отобранной за этот период нефти, воды, а также суммарное количество жидкости.

По данным этой таблицы построены графики, отражающие ту же информацию –
накопленную добычу нефти и воды за конкретный ИП, а также обозначенную кривой степень обводненности продукции (рис. 1).

Исходя из этой информации, для каж-
дой скважины был посчитан водонефтяной фактор (ВНФ), отражающий степень промывки пласта. В целом можно судить, что промывки как таковой не было, поскольку максимальные значения несколько превышают 1,
а минимальные составляют около 0,001. Это означает, что практически все скважины работали при невысокой обводненности, и как только появлялась вода, их работу прекращали. Отсюда можно сделать вывод, что в пластах осталось достаточное количество нефти, которую можно извлечь.

Проанализировав ВНФ всех скважин, авторы смогли локализовать остаточные запасы по принципу «меньшая промывка соответствует наличию большего количества нефти».

По завершении начального этапа изучения геологического строения стало понятно, что полученные результаты совпадают с результатами анализа разработки: участки с лучшими коллекторскими свойствами совпадают с участками с большей промывкой.

Для оценки макронеоднородности пород, слагающих продуктивные пласты, из их числа были выделены породы, являющиеся и не являющиеся коллекторами. Граничным значением этого параметра принят коэффициент пористости Кп, приблизительно равный 15,5–16,0 %.

Для оценки микронеоднородности была проведена дифференциация пород-коллекторов по степени их пористости, поз-
волившая выделить три группы:

• малопродуктивный коллектор, Кп – от 15,5 до 20 %;

• высокопродуктивный коллектор, Кп – от 20 до 28 %;

• суперколлектор, Кп – 28 % и более.

На рис. 2 достаточно четко прослеживается взаимосвязь между работой скважин и геологическим строением залежи VI горизонта. На рис. 2а показана работа скважин (в качестве примера взяты семь скважин участка наиболее полно выработанных запасов) – цветами показаны различные этапы обводненности, а ширина столбца отражает объем добычи нефти за этот период. А на
рис. 2б представлены типы коллекторов в этих же скважинах. Посмотрим на
скв. 344, 584 и 762. В разрезе присутствуют довольно мощные пропластки так называемого суперколлектора, общая мощность коллекторов в этих скважинах колеблется от 26 до 31 м,
и исходя из рис. 2а, очевидно, что
в этих же скважинах довольно высокий дебет в период высокой обводненности. В скв. 678, 757, 758 в достаточном количестве присутствуют малопродуктивные коллекторы и полностью отсутствует суперколлектор. По этим скважинам, очевидно, изначально дебиты были ниже, а в период высокой обводненности еще снизились.

На основании совмещения результатов, полученных в ходе анализа разработки, с данными о геологическом строении стало возможным выделить эксплуатационные участки с различными параметрами, такими как ВНФ, коэффициент изменения дебита, мощность коллекторов и др., что позволило локализовать остаточные запасы. В итоге мы получили пять эксплуатационных участков: два на Анастасиевской (Западной) части месторождения (4-Зап и 5-Зап) и три – на Троицкой (1-В, 2-В, 3-В). На Троицкой самым выработанным по запасам является 1-В, с ним связано наименьшее количество остаточных запасов, а самым перспективным является участок 3-В.

Изначально была принята пликативная модель месторождения, но Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в Предкавказье, для которого характерно широкое распространение залежей, имеющих блоковое строение. Перед авторами статьи стояла задача выявить разломы V и VI горизонта.

ОБОСНОВАНИЕ РАЗЛОМОВ

Обоснование разломов проводилось на основе детальной корреляции, выполненной по всем скважинам обоих горизонтов.

Например, на рис. 3 весьма показательно изображен взброс (разрыв с крутопадающим сместителем, по которому висячее крыло поднято относительно лежачего) в скв. 779. В соседних скважинах – 781 и 1772 – на каротажных диаграммах по кривой самопроизвольной поляризации (ПС) выделяется нормальный разрез, а в скв. 779 – повторение разреза, что позволяет уверенно указать взброс.

В некоторых скважинах также выявлены взбросы, в некоторых, напротив, сбросы, вместе образующие систему разломов сбросово-взбросового характера.

ВЫВОДЫ

Исходя из степени выработанности отдельных эксплуатационных участков, в которых локализованы остаточные запасы, можно определить наиболее перспективные для дальнейшего освоения зоны. Применительно к Анастасиевско-Троицкому месторождению проведена работа по выяснению разломной структуры нефтеносных пластов месторождения, что в корне меняет взгляд на дальнейшую разработку.

Для более успешного освоения Анастасиевско-Троицкого месторождения необходимо совместить результаты анализа разработки без учета дизъюнктивных нарушений с разработкой с их учетом и сформировать новую технологическую схему.

ФАКТОРЫ, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДА

Перемещения трубопроводов являются одной из главных причин неисправного состояния подводных переходов магистральных газопроводов (ПП МГ). Известно, что процессы перемещения трубопровода провоцируются различными воздействиями, обусловленными качеством строительства и условиями эксплуатации подводного перехода.

В связи с этим при диагностике технического состояния ПП МГ необходимо:

• определить причины изменения положения трубопровода, т. е. нагрузку на трубопровод, приведшую к изменению его положения;

• обеспечить мониторинг и ограничение нагрузки на трубопровод.

На стадии эксплуатации подводного перехода основной причиной непроектного перемещения трубопровода является возникновение отличного от расчетного [1–3, 9] напряженно-деформированного состояния (НДС) материала стенки труб, а именно его продольной составляющей.

Проанализируем влияние продольной составляющей напряжения материала стенки трубы, вызванной не учтенной нормами [1–3] нагрузкой со стороны транспортируемого потока, на изменение положения трубопровода.

РАСЧЕТ ПРОДОЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СТЕНКИ ТРУБЫ

Фактическое значение продольного напряжения стенки трубы, вызванного воздействием транспортируемого газа, на участке ПП МГ рассчитывается как сумма [4, 5]:

= + ,                                    (1)

где – нормативное продольное напряжение, МПа [1–3]; – не учитываемое нормами напряжение, МПа, вызванное воздействием транспортируемого потока.

Величина рассчитывается по формуле [4, 5]:

,                                              (2)

где N – не учтенная нормами осевая сила, Н, действующая со стороны транспортируемого потока; Fr – площадь кольца поперечного сечения трубы, м2; – напряжение изгиба, вызванное силой N, МПа.

Тогда фактическое значение продольного напряжения (1) равно:

,                              (3)

где µ – коэффициент Пуассона материала стенки трубы; – кольцевое напряжение материала стенки трубы от нормативного (рабочего) давления, МПа.

Значения N, и принципиально зависят от траектории движения транспортируемого потока – положения трубы на стадии эксплуатации [6] –
и, в свою очередь, ведут к изменению положения трубопровода [4, 5]. Для ответа на вопрос, каким образом связаны процессы изменения и положения трубопровода, выполним расчетно-экспериментальное исследование этой взаимосвязи.

Проанализируем результаты измерений положения нитки газопровода
1020 × 16 мм на участке ПП МГ, проведенные за период 2003–2014 гг.
Характеристика подводного перехода: ширина реки 150 м, дно сложено из несвязанных грунтов, давление транспортируемого газа P = 7,4 МПа.

Для данного подводного перехода нормативное напряжение, вызванное давлением транспортируемого потока, в соответствии с [1–3] не зависит от положения трубопровода и равно:

,                              (4)

где Rвн, н – соответственно, внутренний радиус и толщина стенки трубы, мм.

Расчет осевой силы N и напряжения (2) выполнен по системе уравнений, обобщающих весь класс нормативных деформаций [7, 8].

В таблице представлены изменения значений отношения максимального по длине ПП МГ не учтенного нормами [1–3] продольного напряжения (2)
|max к нормативной составляющей продольного напряжения:

                                                               (5)

и максимального по длине ПП МГ фактического значения продольного напряжения (3) |max к кольцевому нормативному напряжению:

                                                               (6)

по годам эксплуатации.

Из представленных в таблице результатов расчетно-экспериментального исследования следует, что:

1) изменение положения трубопровода во времени сопровождается снижением не учтенного нормами продольного напряжения (2), вызванного давлением транспортируемого потока газа;

2) в соответствии с законами механики труба стремится занять положение, соответствующее минимальному значению составляющей продольного напряжения (2) и, следовательно, минимальному значению фактического напряжения (3);

3) минимальное значение составляющей продольного напряжения (2) на данном ПП МГ за период исследования не достигает значения нуля и остается высоким.

Изменение вертикального положения исследуемого трубопровода
в 2003–2014 гг. и последовавшее за этим снижение значений продольного напряжения в нем представлены на рисунке.

Таким образом, за указанный период времени не учитываемая нормами нагрузка со стороны транспортируемого потока газа инициировала продольное напряжение материала стенки труб, превышающее сопротивление остальных сил, действующих на трубопровод, – балластировки, грунта, температурного перепада и т. д., –
и тем самым приводила к перемещению трубопровода. Значение продольного напряжения (2) остается высоким по состоянию на 2014 г. и, следовательно, может быть причиной дальнейшего изменения положения трубопровода. Достаточно ли оставшегося на 2014 г.
продольного напряжения (2) трубопровода для преодоления других действующих на трубу сил? Ответ на этот вопрос могут дать расчеты сил, противодействующих перемещению трубопровода, и результаты приборных обследований ПП МГ с 2015 г.

ВЫВОДЫ

Полученные результаты анализа изменения технического состояния подводного перехода позволяют сделать следующие выводы.

1. Не учтенное нормами продольное напряжение (2) является одной из причин непроектного перемещения трубопровода на стадии эксплуатации.

2. Выявлена тенденция взаимосвязи напряжения (2) и изменения положения трубопровода: совершая перемещение под воздействием напряжения (2), трубопровод стремится занять положение, соответствующее минимально возможному в данных условиях эксплуатации (при соответствующей схеме нагружения) значению напряжения (2).

3. Для исключения непроектного перемещения трубопровода при эксплуатации подводного перехода на стадии проектирования капитального ремонта ПП необходимы учет и минимизация значения напряжения (2), в частности за счет определения положения трубопровода, соответствующего минимальному значению напряжения (2).

4. Напряжение (2) возникает не только на участках ПП – оно возникает во всех трубопроводных системах, в частности в [1]. Поэтому одной из задач технического обслуживания и, в частности, технической диагностики ПП должно быть определение положения трубопровода во времени.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НАПРАВЛЯЮЩЕГО АППАРАТА ЦЕНТРОБЕЖНОГО ТИПА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ ВЫНОСОМ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ИЛИ БОЛЬШИМ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕМ

В настоящее время производители погружных электроприводных центробежных насосов для добычи нефти ведут работы по созданию малогабаритных установок 3-го и 2А габаритов, в том числе для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра. В качестве рабочих колес в малогабаритных установках используются центробежные ступени закрытого типа с малыми проходными каналами, ширина которых, как правило, составляет 3,5–4,5 мм, что негативно сказывается на работе насоса при эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей или большим газосодержанием.

Одним из технических решений данных проблем является применение ступеней с открытыми рабочими колесами и осевыми лопатками [1].

Особенностью конструкции открытых ступеней является наличие осевых лопаток, расположенных от области выхода потока жидкости из рабочего колеса до его входа в центробежный направляющий аппарат.

Применение направляющих аппаратов осевого типа (рис. 1а) в таких ступенях не является эффективным, так как в таком аппарате происходят значительные потери давления, что ведет к снижению напора ступени. Кроме того, при ударном воздействии потока на лопасти направляющего аппарата осевого типа образуются вихри и происходит турбулентное течение жидкости, что снижает гидравлический коэффициент полезного действия (КПД) ступени.

Поэтому было принято решение применить направляющий аппарат центробежного типа (рис. 1б).

Направляющий аппарат центробежного типа позволяет переводить кинетическую энергию потока в потенциальную с минимальными потерями давления. Такие аппараты значительно уменьшают скорость потока жидкости и увеличивают напор, а также повышают КПД ступени, что является преимуществом в сравнении с направляющими аппаратами осевого типа.

Ступень центробежно-осевого насоса имеет следующие преимущества перед стандартными центробежными ступенями:

• возможность перекачивать пластовую продукцию с высоким газосодержанием на приеме насоса;

• снижение вероятности засорения насоса механическими примесями;

• меньшие осевые габариты.

В РГУ нефти и газа (НИУ) имени
И.М. Губкина разработана центробежно-осевая ступень электроприводного погружного центробежного насоса для добычи нефти с открытым лопастным рабочим колесом в габарите 2А,
с номинальной подачей 25 м3/сут –
ЭЦНО-2А-25 (рис. 2).

ВЛИЯНИЕ ВЯЗКОСТИ ПЕРЕКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ НА КОМПЛЕКСНУЮ ХАРАКТЕРИСТИКУ МАЛОГАБАРИТНЫХ ОТКРЫТЫХ СТУПЕНЕЙ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Важным фактором, влияющим на характеристику лопастного насоса, является вязкость перекачиваемой жидкости.
В настоящее время существуют различные методики пересчета характеристики центробежных насосов с воды на вязкую жидкость, причем наибольшее распространение получила методика, предложенная П.Д. Ляпковым [2].

Кроме того, существует зависимость характеристики насоса на вязкой
жидкости от числа Рейнольдса Re: чем оно меньше, тем сильнее пересчетная характеристика отклоняется от характеристики насоса на воде [2–5]. Предложенные П.Д. Ляпковым и другими авторами пересчетные коэффициенты были получены на основе испытаний определенных типов рабочих ступеней и не всегда дают хорошую сходимость при пересчете характеристики на вязкую жидкости. Так, П.Л. Янгулов, испытывая ступени 5-го габарита из чугуна
и полимерных композитных материалов на разных вязкостях, получил настолько значительные расхождения с методикой П.Д. Ляпкова, что ему пришлось вывести новые формулы пересчета комплексной характеристики ступеней [6, 7].

Для изучения влияния вязкости перекачиваемой жидкости на комплексную характеристику малогабаритных открытых ступеней установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в лаборатории скважинных насосных установок кафед-
ры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина были проведены испытания опытных образцов ступеней ЭЦНО-2А-25, изготовленных из стали 40Х13 (рис. 2). Схема стенда для снятия комплексной характеристики ступеней насосов представлена на рис. 3.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ОПЫТНЫХ ОБРАЗЦОВ СТУПЕНЕЙ ЭЦНО-2А-25, ИЗГОТОВЛЕННЫХ ИЗ СТАЛИ 40Х13

Испытания по получению комплексной характеристики проводились по специальной методике [7]. Количество уровней расходов жидкости (подачи насоса) составляло не менее восьми. Испытания начинались при полностью закрытой задвижке на нагнетательном патрубке 7 (рис. 4) и проводились до режима «полностью открытая задвижка». Число повторов экспериментов, составляющих серию для построения осредненной комплексной характеристики, было равно пяти. При испытании в сборке использовалось шесть рабочих ступеней.

Испытания проводились при следующих значениях динамической вязкости: 1; 15 и 27 мПа.с. Изменения вязкости модельной жидкости в процессе испытаний составляли не более 5 %. Частота вращения вала электродвигателя поддерживалась с помощью станции управления «Электон-5» на уровне
2910 об/мин.

При испытаниях на стенде определялись:

• величины давления жидкости на входе и выходе из сборки ступеней;

• расход модельной жидкости;

• момент на валу стенда, частота вращения ротора насоса.

На основании этих величин строятся такие характеристики ступеней, как зависимость напора Н, мощности N и КПД насоса от расхода Q – H(Q), N(Q), (Q).

Комплексные характеристики опытного образца ступени ЭЦНО-2А-25, полученные в результате исследований, представлены на рис. 4–6.

В ходе испытаний получены следующие результаты:

• для воды с вязкостью 1 мПа.с при оптимальной подаче насоса Q = 25 м3/сут
напор одной ступени Н = 1,33 м,
КПД = 17,2 %;

• для жидкости с вязкостью 15 мПа.с при оптимальной подаче насоса
Q = 20 м3/сут напор одной ступени
Н = 1,4 м, КПД = 10,2 %;

• для жидкости с вязкостью 27 мПа.с при оптимальной подаче насоса
Q = 15,7 м3/сут напор одной ступени
Н = 1,54 м, КПД = 6,4 %.

Анализ результатов испытаний показал, что в ряде случаев при работе на вязкой жидкости характеристики ступеней центробежно-осевого насоса значительно отличаются от пересчетных характеристик, построенных для этих же ступеней с использованием формул П.Д. Ляпкова.

По полученным в результате эксперимента характеристикам были определены коэффициенты пересчета основных рабочих показателей ступеней при их работе на вязких жидкостях. Для этого брались значения в рабочих точках, соответствующих оптимальному режиму (максимальный КПД),
а также точки с подачами, равными
0,8 и 1,2 от оптимальной подачи. Для этих точек определялись значения напора, мощности и КПД, после чего определялись пересчетные коэффициенты по каждому из рабочих параметров по формулам (1):

.                              (1)

Результаты определения пересчетных коэффициентов сведены в табл. 1.

Анализ результатов определения коэффициентов пересчета при работе на вязкую жидкость показал, что при повышении вязкости коэффициенты пересчета уменьшаются (рабочие показатели снижаются до 16 % от первоначального своего значения).

Авторами было проведено сравнение коэффициентов пересчета при работе насоса на вязкую жидкость, полученных на основании методик, предложенных П.Д. Ляпковым [2, 8, 9] и П.Л. Янгуловым [7]. Результаты сравнения представлены в табл. 2–4.

Коэффициенты пересчета, полученные по методике П.Л. Янгулова [7], сведены в табл. 4.

На рис. 7–9 представлены графики зависимости пересчетных коэффициентов от вязкости перекачиваемой жидкости при оптимальной подаче, полученных
в результате эксперимента и по различным методикам пересчета.

Для вязкости 27 мПа.с отклонение пересчетных коэффициентов, полученных по методике П.Д. Ляпкова [2, 8], от экспериментальных доходит до 97,23 %;
для коэффициентов, полученных по методике П.Д. Ляпкова с учетом Re [9], –
до 14,19 %; для коэффициентов, полученных по методике П.Л. Янгулова [6], –
до 85,73 %.

Из этого был сделан вывод о том, что при создании малогабаритных ступеней с открытыми рабочими колесами пересчет характеристик при работе на вязкой жидкости по существующим методикам дает очень большие погрешности. Поэтому на сегодняшний день есть необходимость экспериментального определения коэффициентов пересчета характеристик при работе на вязкой жидкости для данного вида ступеней лопастных насосов.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
ПО СРАВНЕНИЮ С ВЕРТИКАЛЬНЫМИ
И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫМИ

Эра освоения подземного пространства Западной Сибири высокотехнологичной геонавигацией нефтяных
и газовых скважин сложной пространственной архитектуры началась 15 июля 1990 г., когда за 30 сут на Самотлорском месторождении построили и ввели
в эксплуатацию первую горизонтальную скважину с протяженностью горизонтального ствола 209 м по пласту трудноизвлекаемой нефти [1].

По мнению зарубежных специалистов,
к числу экономических преимуществ использования горизонтальных скважин (ГС) по сравнению с вертикальными или наклонно-направленными скважинами (ННС) относятся следующие [2]:

• для добычи того же объема нефти требуется бурение меньшего количества ГС, чем ННС;

• более высокий дебит нефти и в результате меньшая стоимость добычи барреля нефти.

Авторы отечественных публикаций
в качестве основных преимуществ разработки месторождений с применением ГС по сравнению с ННС обычно указывают [3]:

• более равномерное стягивание контура нефтеносности, что увеличивает конечную нефтеотдачу;

• более высокий охват пласта вытеснением;

• более высокое значение предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подош-
венной водой и газовой шапкой;

• снижение градиента скорости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение вероятности возможных осложнений при эксплуатации скважин.

Последнее преимущество наиболее критично при применении способов механизированной добычи нефти, так как при сопоставимых по величине дебитах жидкости вследствие значительной площади контакта поверхности горизонтального участка скважины
с поверхностью слабосцементированного коллектора вынос песка из ГС будет меньше, чем из ННС. Данное преимущество признают многие авторы, однако влияние типа вскрытия слабосцементированного терригенного коллектора на показатели эксплуатации оборудования, применяемого при механизированной добыче в целом,
и установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в частности мало изучено. Низкая изученность влияния типа вскрытия на наработку оборудования явилась причиной полного отсутствия каких-либо рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН в ГС, пробуренных на пласт со слабосцементированным коллектором.

В целях изучения данного актуального для промысловых инженеров вопроса был проведен сравнительный анализ наработки на отказ и видов износа рабочих ступеней (РС) УЭЦН, работающих в ГС и ННС, пробуренных на относительно слабо сцементированный пласт Самотлорского нефтяного месторождения.

ВЛИЯНИЕ ТИПА ВСКРЫТИЯ КОЛЛЕКТОРА НА НАРАБОТКУ ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА

Одной из основных проблем разработки пласта Самотлорского месторождения является литологическая неоднородность коллекторов по площади месторождения, где основные продуктивные породы представлены глинистыми алевролитами с линзовидной слоистостью. Данные породы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой остаточной и начальной водонасыщенностью, повышенной вертикальной анизотропией и очень плохой связанностью [4].

По состоянию на 01.01.2018 г. действующий фонд ГС и ННС на пласт ,
эксплуатируемых с использованием УЭЦН, составил 366 и 2001 скважин, соответственно. Средняя длина горизонтального участка ГС составляет 512 м.
В целях интенсификации добычи нефти на части ГС и большинстве ННС были проведены операции гидравлического разрыва пласта.

Одной из основных проблем эксплуатации УЭЦН в скважинах пласта является присутствие в добываемой жидкости абразивных частиц, из которых 80 % составляют алевролитовые фракции песка диаметром до 0,1 мм,
16 % – песчаные фракции диаметром более 0,1 мм и 4 % – обломки горных пород диаметром более 0,25 мм [5]. Изучение минералогического и гранулометрического состава выносимых частиц было произведено на части ННС и отдельных ГС методом изучения фильтрата добываемой жидкости с помощью микроскопа. К настоящему времени на основании накопленной информации по составу проб определено, что в среднем в составе выносимых из скважин частиц доля кварца и плагиоклаза составляет около 50 %. Концентрация абразивных частиц (КАЧ), присутствующих
в добываемой жидкости, по скважинам ННС варьирует от 23 до 800 мг/л при среднем значении 112 мг/л. Достаточного количества исследований по КАЧ применительно к ГС еще не проведено. Поскольку при выполнении настоящего исследования было необходимо проанализировать работу УЭЦН на большом числе скважин, по части которых исследования КАЧ еще не проводились, было принято решение оценивать негативное действие абразивных частиц на основании анализа видов и степени износа рабочих ступеней (РС) насосов. Такой подход, предложенный в [6], во многом более рационален, так как позволяет провести анализ на основании имеющейся информации по дефектации оборудования без траты средств на исследования по изучению количества и качества присутствующих в добываемой жидкости абразивных частиц.

Для эксплуатации скважин на Самотлорском месторождении используются в основном насосы с рабочими колесами плавающего типа двухопорной конструкции из материала нирезист тип
1 с радиальными подшипниками, установленными на валу через 0,5 м (группа Н-2 по техническим требованиям
ПАО «НК «Роснефть»). Эксплуатация данного оборудования в условиях присутствия в добываемой жидкости большого количества абразивных частиц приводит к осевому и радиальному износу рабочих колес, радиальному износу валов [6], гидроабразивному износу рабочих колес и направляющих аппаратов насосов и защитных гильз газосепараторов [7]. Наиболее яркой демонстрацией негативного влияния песка при эксплуатации скважин группы пластов АВ Самотлорского месторождения являются случаи полного разрушения защитных гильз и корпусов центробежных газосепараторов роторного типа [7].

Для выполнения анализа по ННС и ГС были проанализированы следующие данные:

• количество полетов УЭЦН по газосепараторам;

• количество полетов УЭЦН по всем узлам, за исключением насосно-компрессорных труб;

• количество случаев гидроабразивного износа РС насосов;

• количество случаев радиального
и осевого износа РС;

• количество случаев одностороннего износа ступиц рабочих колес и направляющих аппаратов.

При выполнении данного анализа не учитывались случаи повторных ремонтов, остановки УЭЦН для проведения геолого-технических мероприятий,
а также отказа по причине негерметичности насосно-компрессорных труб.

В табл. 1 представлены статистические данные по количеству полетов по газосепараторам роторного и вихревого типов при эксплуатации УЭЦН в ННС и ГС. Из этих данных видно, что все полеты по газосепаратору произошли только при эксплуатации УЭЦН в ННС
и только в случаях применения газосепараторов роторного типа. Случаи полетов по газосепаратору при эксплуатации оборудования в ГС не зафиксированы как при выполнении настоящего анализа, так и при анализе статистических данных за последние пять лет. Поскольку основной причиной, вызывающей разрушение газосепараторов, является гидроабразивный износ, величина которого прямо пропорциональна диаметру абразивных частиц [8], можно сделать вывод, что при эксплуатации УЭЦН в ГС КАЧ размером более 0,1 мм и обломков горных пород в добываемой жидкости ниже, чем в ННС.

В табл. 2 представлены сведения по случаям полетов УЭЦН по всем элементам, за исключением насосно-компрессорных труб, в процентах от рассмотренного количества отказов. Данные демонстрируют зависимость увеличения количества полетов по мере увеличения номинальной подачи используемого типоразмера ЭЦН при эксплуатации в ННС. Частота полетов УЭЦН при эксплуатации ГС значительно ниже, и случаи полетов, скорее всего, носят случайный характер. Следует отметить, что количество полетов УЭЦН благодаря действию технологических служб АО «Самотлорнефтегаз» постепенно сокращается. В соответствии
с рекомендациями, разработанными по результатам проведенных исследований по изучению процесса деградации расходно-напорных характеристик ЭЦН, при резком снижении подачи на 15–
20 % УЭЦН останавливается, благодаря чему бóльшая часть потенциально возможных случаев полета предотвращается. Одной из основных причин полетов УЭЦН является вибрация, вызванная радиальным износом деталей вследствие попадания мелких алевролитовых фракций песка в радиальные сопряжения. На основании представленных
в табл. 2 сведений по частоте полетов по элементам УЭЦН можно сделать вывод о меньшей концентрации в добываемой жидкости мелких алевролитовых фракций песка при эксплуатации УЭЦН в ГС по сравнению с ННС.

В табл. 3 собраны сведения по количеству и проценту зафиксированных при дефектации случаев гидроабразивного и радиального износов РС по УЭЦН, эксплуатируемых в ННС и ГС.

Из этих данных видно, что случаи гидроабразивного износа, т. е. промывы рабочих колес и направляющих аппаратов при эксплуатации УЭЦН в ННС, имеют место даже на типоразмерах с номинальной подачей 15 м3/сут.
С использованием методики, предложенной в [9], можно определить, что для данного значения расхода жидкости при внутреннем диаметре эксплуатационной колонны 150 мм
и вязкости добываемой жидкости 1 сП до приема насоса дойдут частицы песка диаметром 0,1 мм. При внутреннем диаметре эксплуатационной колонны скважины 100 мм до приема насоса будут доходить частицы песка диаметром 0,15 мм. Поэтому причины возникновения гидроабразивного износа РС в УЭЦН с небольшими номинальными подачами за период их эксплуатации в 600–700 сут в ННС легко объяснимы.

Сложнее объяснить зафиксированные случаи гидроабразивного износа РС при эксплуатации УЭЦН с номинальными производительностями 25–35 м3/сут
в ГС. В соответствии с результатами исследования ученых Университета Талса (США) при движении водогазовой смеси в горизонтальной трубе со скоростью 0,05 м/с (данная скорость имеет место при расходе 35 м3/сут по горизонтальному хвостовику с внутренним диаметром 100 мм) частицы песка диаметром 0,045 мм и крупнее должны полностью оседать в виде неподвижной подушки или дюн [10]. При увеличении скорости движения жидкости до 0,38 м/с, что для нашего случая соответствует расходу 270 м3/сут, песчаные дюны начинают перемещаться. Факт перемещения песка по горизонтальному участку скважины подтверждают и исследования компании EV, на сайте которой размещен видеоролик, зафиксировавший процесс движения песка в виде дюн по горизонтальному участку скважины. Однако механизм движения частиц песка диаметром менее 0,045 мм не изучался. Учитывая слишком малый диаметр частиц алевролитовых фракций и их относительно малую концентрацию, можно предположить, что большая часть песка диаметром менее 0,045 мм
движется в горизонтальном участке так же. В данном случае возможно постепенное накопление песка в районе «пятки» ГС (по принятой у инженеров по бурению терминологии так называется точка Т2 входа в горизонтальный участок) и возникновение при определенных условиях залповых выбросов. Следует отметить, что если наличие залповых выбросов песка в период вывода на режим УЭЦН в ННС Самотлорского месторождения было ранее изучено, то аналогичные исследования по ГС еще не проводились. Кроме того, механизм возникновения гидроабразивного износа рабочих ступеней ЭЦН в настоящее время до конца не изучен, и у научного сообщества отсутствует единое мнение о влиянии на данный процесс концентрации и диаметра абразивных частиц. Вполне возможно, что гидроабразивный износ могут вызывать даже мелкие алевролитовые фракции песка, особенно при резком повышении КАЧ в период их залповых выбросов. На данном этапе без проведения дополнительных исследований сложно сформировать достоверное мнение о причинах возникновения гидроабразивного износа РС при эксплуатации УЭЦН с но-
минальной подачей 25–35 м3/сут в ГС.

При эксплуатации УЭЦН с номинальной производительностью 15–80 м3/сут
в ННС доля случаев с выявленным гидроабразивным износом почти всегда выше, чем при эксплуатации в ГС, при этом, как показано в табл. 3, средняя наработка оборудования с зафиксированными случаями гидроабразивного износа сопоставима. Наработка УЭЦН с номинальной производительностью более 100 м3/сут, эксплуатируемых
в ННС, с зафиксированными случаями гидроабразивного износа значительно ниже наработки в ГС. Это можно объяснить тем, что при расходе жидкости более 80 м3/сут до приема насоса уже доходят самые крупные абразивные частицы диаметром 0,25 мм. Наиболее вероятной причиной большей наработки УЭЦН с номинальными подачами более 100 м3/сут в ГС является меньший по сравнению с ННС вынос крупных фракций песка из пласта и оседание части их в горизонтальном стволе.

Для рассматриваемого случая, когда
в добываемой из пласта жидкости присутствуют в основном мелкие алевролитовые фракции, доминирующими видами износа РС являются осевой
и радиальный [6]. Причем, как было показано в [6], наиболее часто имеют место случаи с несколькими видами износа одновременно. Например, осевой
и радиальный износы практически всегда происходят одновременно. Какой-либо закономерности в части изменения доли осевого износа оборудования, эксплуатируемого в ННС и ГС, выявить не удалось, так как данные виды износа были зафиксированы при дефектации практически всех УЭЦН. Сложность заключается и в факте наличия в одном насосе РС с разной степенью износа, например с осевым износом более и менее 1 мм. Учитывая приведенные доказательства меньшей концентрации абразивных частиц в жидкости, добываемой из ГС, можно сделать вывод, что осевой
и радиальный износы возникают в случае присутствия в добываемой жидкости мелких алевролитовых фракций песка в любых, даже самых небольших концентрациях. Не случайно зарубежными специалистами содержание абразивных частиц в добываемой жидкости более
50 мг/м считается большим. Интересным фактом, установленным в ходе исследований, является то, что односторонний износ валов насосов и РС при эксплуатации в ННС составил в среднем 13,6 % от рассмотренных случаев и только 4,5 %
при эксплуатации в ГС. Можно утверж-
дать, что на процесс одностороннего износа в большей степени влияет количество присутствующих в добываемой жидкости абразивных частиц, чем величина зенитного угла в интервале подвески УЭЦН, которая в ГС намного выше среднего зенитного угла в ННС.
С учетом того, что все оборудование как в ННС, так и в ГС спускается в ровный участок ствола, с темпом набора кривизны редко превышающим 2–3 мин на 10 м, фактор влияния изгиба валов на возникновение одностороннего износа нельзя полностью отрицать, но в целом можно считать менее значимым.

На рисунке представлена диаграмма распределения средней наработки УЭЦН по диапазонам номинальной производительности при их эксплуатации
в ННС и ГС. Представленные данные наглядно демонстрируют тренд снижения средней наработки при увеличении номинальной производительности УЭЦН, эксплуатируемых в ННС. Зависимость наработки УЭЦН, эксплуатируемых
в ГС, от диапазона их номинальной производительности отсутствует.

ВЫВОДЫ

Подводя итоги сравнительного анализа проблем, вызванных присутствием абразивных частиц в добываемой жидкости при эксплуатации УЭЦН в ННС и ГС, можно сделать следующие выводы:

1) количество абразивных частиц, попадающих в оборудование при эксплуатации ГС, ниже, чем при эксплуатации ННС;

2) первой причиной меньшего выноса песка из ГС по сравнению с ННС является значительно меньшая скорость течения жидкости через призабойную зону вследствие значительно большей площади фильтрации;

3) второй причиной является гравитационное оседание наиболее крупных песчаных фракций и обломков горных пород при движении по горизонтальному участку ствола скважины. Процессу гравитационного осаждения крупных частиц песка в значительной мере способствуют достаточная протяженность горизонтальных участков, низкая скорость движения жидкости, а также низкая вязкость добываемой из пласта жидкости, обусловленная низкой вязкостью нефти (1,6 мПа.с).

Основной целью проведенных исследований являлась разработка практических рекомендации по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН для технологов цехов добычи
АО «Самотлорнефтегаз», в первую очередь следующих:

1) более дорогие по стоимости и более устойчивые к гидроабразивному износу газосепараторы вихревого типа целесообразно использовать для комплектации УЭЦН, планируемых для эксплуатации в ННС;

2) более дешевые, но менее абразивоустойчивые газосепараторы роторного типа допускается использовать для комплектации УЭЦН, планируемых для эксплуатации в ГС. При этом необходимо принимать к сведению, что с учетом выявленных фактов гидроабразивного износа РС УЭЦН риски гидроабразивного перерезания корпусов газосепараторов сохраняются и повышаются по мере увеличения расхода жидкости;

3) более дорогие насосы компрессионного типа или пакетной сборки, имеющие бóльшую устойчивость к радиальному
и осевому износу (группа НЗ по техническим требованиям ПАО «НК «Роснефть»), целесообразно использовать преимущественно в ННС. Это позволит снизить вероятность полетов УЭЦН и увеличить наработку на отказ за счет снижения радиального и осевого износов РС;

4) ГС можно эффективно эксплуатировать с применением более дешевых УЭЦН с рабочими колесами плавающего типа из материала нирезист тип 1, с промежуточными подшипниками на валу, установленными через 0,5 м (группа Н2 по техническим требованиям
ПАО «НК «Роснефть»). При этом снижать степень радиальной стабилизации путем увеличения расстояния между промежуточными подшипниками в целях минимизации вероятности полетов оборудования не следует;

5) погружные сепараторы песка (ПСП) целесообразно использовать в ННС всего диапазона дебитов. Однако по мере роста номинальной подачи насосов риски гидроабразивного перерезания корпуса ПСП увеличиваются. Необходимо разработать и испытать ПСП с повышенной стойкостью к гидроабразивному износу;

6) поскольку горизонтальный ствол скважины является своего рода гравитационным сепаратором песка, комплектация УЭЦН с номинальной подачей менее 50 м3/сут ПСП при эксплуатации ГС будет малоэффективна. С учетом того, что эффективность ПСП при работе с углом наклона 45° снижается при расходах жидкости менее 75 м3/сут, применение данных устройств целесообразно при эксплуатации в ГС УЭЦН
с номинальной производительностью 80 м3/сут и выше;

7) при планировании на ГС мероприятий по увеличению отбора жидкости путем спуска УЭЦН с большей номинальной подачей, учитывая повышенный риск выноса отложившегося в горизонтальном стволе песка, следует предусматривать комплектацию ПСП.

Основным показателем экономической эффективности любого проекта является значение NPV (чистая приведенная стоимость), которое главным образом зависит от полученной выручки и понесенных затрат. Обычно в качестве выручки для проекта бурения ГС определенной длины принимается добыча нефти [11]. Понесенные затраты включают затраты на строительство ГС, на обустройство куста и на погружное оборудование.
В ходе проведенного в настоящей работе анализа установлено, что для конкретного случая эксплуатации слабосцементированного коллектора пласта Самотлорского месторождения средняя наработка на отказ УЭЦН с номинальными подачами более 60 м3/сут
в ГС выше средней наработки в скважинах ННС на 26 %, что позволяет значительно сократить операционные затраты на подземный ремонт, ремонт отказавшего оборудования. Расчеты показывают, что увеличение наработки на отказ по скважинам Самотлорского месторождения с УЭЦН на 26 % увеличивает NPV проекта на 185 тыс. руб.
в год на 1 скв. за счет снижения операционных затрат на подземный ремонт. При этом можно использовать оборудование меньшей стоимости, т. е. более простое по конструкции, а следовательно, более дешевое в ремонте. С учетом данного фактора увеличение NPV составляет уже 300 тыс. руб. руб/год на 1 скв. Таким образом, к описанным выше преимуществам использования ГС по сравнению с ННС можно добавить возможность снижения операционных затрат при эксплуатации слабосцементированных пластов с невысокой вязкостью нефти с применением УЭЦН. Это важное преимущество необходимо учитывать при выполнении экономических расчетов по обоснованию бурения ГС на слабосцементированные пласты.

Все разработанные рекомендации приняты специалистами АО «Самотлор-
нефтегаз» к использованию в рамках реализации проекта повышения эффективности эксплуатации механизированных скважин.

Газовики рассматривают ННГ как природный газ на устье добывающей газовой скважины – с низким уровнем давления, недостаточным для подачи газа на компрессорную станцию или установку подготовки газа.

Нефтяники понимают под низконапорным газом попутный нефтяной газ (ПНГ) с концевых ступеней сепарации нефти, не обладающий уровнем давления, необходимым для его транспортировки от установки подготовки нефти (УПН) до газоперерабатывающего завода или автономного энергоцентра месторождения.

Например, у газа концевой ступени УПН Варандейского месторождения (фото 1) давление практически отсутствует, и транспортировку ПНГ здесь обеспечивает компрессорная станция низкого давления «ЭНЕРГАЗ» (фото 2).

Понятие ННГ не сводится только к уровню давления газа как важному фактору добычи. Эксперты предлагают
и иные варианты определений ННГ. Так, к низконапорным промысловым газам относят запасы газовых и газоконденсатных месторождений, промышленное использование которых при глубоком компримировании и магистральном транспорте становится экономически нерентабельным.

Более емким видится определение, привязанное одновременно к экономическому и к техническому аспекту. Низконапорный газ – это газ, присутствующий в технологических схемах разработки, добычи и переработки продукции месторождений, вовлечение которого
в промышленный оборот достигается решением специальных технических задач и дополнительными затратами.

Проблема обозначена

Проблема добычи и использования ННГ состоит в следующем. Давление газа
в пласте снижается по мере его выработки. И возникает момент, когда давления газа, поступающего из скважин, недостаточно для его подачи в газопроводы без проведения подготовительных мероприятий. Из-за весомых затрат ННГ становится неконкурентоспособным – по совокупной цене добычи, газоподготовки и доставки к конечному потребителю. При этом в категорию «низконапорного» попадает 15–20 % запасов природного газа, доступного к добыче.

Задача эффективного использования ННГ обостряется по мере истощения крупных месторождений. По экспертным данным, объем ННГ на выработанных газовых месторождениях только
в Западной Сибири исчисляется триллионами кубометров. По разрабатываемым месторождениям Ямало-Ненецкого АО объемы ННГ превышают 2 трлн м3,
а в целом по автономному округу составляют более 5 трлн м3.

Аналогичная ситуация возникает с попутным нефтяным газом, когда при разгазировании и сепарировании нефти
в категорию попадают значительные объемы ПНГ – ценного углеводородного сырья. К примеру, если 11 лет назад (2007 г.) на Вынгапуровском месторождении остаток низконапорного попутного газа (НН ПНГ) оценивался в объеме 90 млрд м3, то на Медвежьем к 2020 г. прогнозируется 310 млрд м3. Проблема станет повсеместной уже к 2025 г.

Ситуацию обостряет увеличение доли так называемого «жирного» газа
в общем объеме добычи. За метановым «сухим» газом – пока преимущество. Для него не требуются специальные системы по выделению этан-, пропан-, бутановых и более тяжелых фракций, поэтому не возникает вопрос их дальнейшего использования. Но к 2030 г. около половины добываемого газа будет «жирным». Переориентация на добычу «жирного» газа выдвигает новый приоритет – переоснащение промыслов для подготовки к транспортировке и переработке газового конденсата – важного сырья для газохимии.

Но эта проблема требует отдельного рассмотрения. Мы же вернемся к теме НН ПНГ.

Использовать максимально

Разгазирование нефти возможно уже
в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин. При движении продукции из скважин по нефтегазопроводам также происходит выделение ПНГ. В итоге поток пластовой нефти переходит из однофазного состояния в двухфазное – разгазированная нефть и попутный нефтяной газ. Это достигается за счет падения давления и изменения температуры пластовой жидкости. Объем газа, выделяемого из пластовой нефти, увеличивается.

Однако совместное хранение или транспортировка нефти и ПНГ экономически нецелесообразны. Объем выделяемого газа в несколько раз превышает объем жидкости. Потребовались бы огромные герметичные емкости и трубопроводы большого диаметра. Поэтому на объектах добычи и подготовки нефтегазовый поток разделяют на два – нефтяной
и газовый. Разделение потока происходит в специальных аппаратах – сепараторах, где создаются условия для максимального отделения ПНГ от нефти.

Выделяемый газ нуждается в подготовке на специальном технологическом оборудовании. Подготовка ПНГ – это комплекс мероприятий: осушка, удаление механических примесей, сероочистка, отбензинивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше), удаление негорючих компонентов газа (азот, диоксид углерода), охлаждение, компримирование.

Предварительно подготовленный ПНГ обычно распределяется так. Часть идет на нужды промысла – подается на подогреватели нефти, применяется в качестве топлива для газопоршневых или газотурбинных электростанций (фото 3), котельных. Часть транспортируется потребителям, к примеру на газоперерабатывающий завод для получения продуктов газохимии (если ГПЗ находится в районе добычи нефти). Используется ПНГ и для обратной закачки в пласт для повышения нефтеотдачи (система «газлифт»).

Еще вчера эта схема сводилась к использованию ПНГ 1-й ступени сепарации. ПНГ 2-й и последующих ступеней, как правило, сжигался на факелах, так как газ с последних ступеней более сложен в подготовке.

Такой ПНГ по плотности и содержанию компонентов С3+выше значительно «тяжелее» газа 1-й ступени. Например, плотность газа 2-й ступени может превышать 1700 г/м3, а содержание С3+выше –
1000 г/м3. Соответственно, количество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ 2-й и последующих ступеней гораздо больше, чем те же показатели в газопроводе 1-й ступени. Газ концевых ступеней отличается высоким содержанием механических примесей и капельной влаги. И ко всему прочему его еще надо компримировать.

Таким образом, рациональное использование ПНГ последних ступеней сепарации требует дополнительной инфраструктуры для сбора и подготовки, что повышает себестоимость газа и снижает рентабельность. Поэтому ряд компаний не шли на эти затраты и вынужденно самоустранялись от утилизации НН ПНГ.

Ситуация изменилась после января
2009 г., когда правительство ввело жесткий норматив утилизации ПНГ на уровне 95 %. Вопрос, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно. И срабатывают не только экономические санкции
(табл. 1) – ценится и экологическая репутация нефтяных компаний.

При снижении добычи нефти максимальное использование ПНГ приобретает особый вес. Учитывая, что НН ПНГ занимает значительную долю в потерях попутного газа, нефтегазодобывающие компании внедряют современные технологии его утилизации. Многие уже убедились в верности своего стратегического выбора.

Эффективность обеспечит «ЭНЕРГАЗ»

Итак, ПНГ со 2-й и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственное давление не превышает 0,4–0,5 МПа и не позволяет транспортировать ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или подавать его в трубопровод до головной компрессорной станции, направляющей газ стороннему потребителю.

В этой ситуации технологическая задача компримирования НН ПНГ решается комплексно. Месторождения оснащаются так называемыми малыми компрессорными станциями (КС) или компрессорными станциями низких ступеней сепарации (СКНС), основу которых составляют компрессорные установки (КУ) низкого давления. Когда же давление газа близко к вакууму (от –0,05 до 0,01 МПа), на КС и СКНС применяются вакуумные компрессорные установки (фото 4).

Надежная работа КУ обеспечивается специальными инженерными решениями – с учетом состава и качества газа, условий эксплуатации и индивидуальных проектных требований. Начиная
с 2007 г. такой опыт накоплен в Группе «ЭНЕРГАЗ», специализирующейся на технологических проектах комплексной газоподготовки. Инженеры «ЭНЕРГАЗа» тщательно учитывают особенности компримирования НН ПНГ, используя, как правило, установки на базе винтовых маслозаполненных компрессоров.

Инженерные решения

Назовем факторы, осложняющие процесс компримирования низконапорного ПНГ, и рассмотрим решения этих проблем.

Необходимость доочистки. Несмотря на то что в компрессорную установку поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации высокоэффективных агрегатов и не позволяет достичь на выходе установленных проектных параметров по чистоте. Поэтому возможности основных элементов системы фильтрации КУ (газомасляного сепаратора и коалесцентных фильтров) расширяются за счет дополнительной комплектации:

• на входе газа устанавливается двухступенчатый фильтр-скруббер (рисунок), оснащенный автоматической дренажной системой;

• на выходе из КУ ставят дополнительные фильтры тонкой очистки газа. Они, как и скруббер, встраиваются в существующий блок-модуль, что обеспечивает компактное размещение оборудования;

• в технологическую схему установки может включаться узел осушки газа;

• в особых случаях вместе с КУ могут также поставляться компактные адсорбционные, абсорбционные или рефрижераторные осушители газа
в отдельном укрытии (фото 5).

Риск образования конденсата. Работа компрессорных установок на тяжелом («жирном») газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования внутри системы. Возникает две проблемы:

1) растворение в масле большого количества углеводородов, ведущее к повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке;

2) образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, приводящее
к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие 1 кг газа.

Задача решается следующим способом:

• проводятся детальный анализ компонентного состава газа и расчеты
в специальной программе, создающей теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить параметры расширения рабочего диапазона температур масла и газа, позволяющие превысить точку образования росы для перекачиваемого газа;

• в маслосистеме КУ используется более вязкое масло.

Негативное влияние крайне низкого давления, близкого к вакууму. Компримирование газа с давлением, близким к вакууму (от –0,05 МПа изб.), влечет следующие проблемы:

1) возникает большая разница в давлении на входе и на выходе КУ, вследствие чего давление газа в установке сбрасывается не только через сбросовую свечу, но и через входной трубопровод. При этом происходит унос масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер;

2) под действием вакуума в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоопасность технологического процесса.

Применяемые решения:

• оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали;

• комплектация КУ системой обнаружения кислорода с датчиком, определяющим его содержание в компримируемом газе.

Изменение характеристик исходного газа. По своему составу ПНГ нестабилен. А по условиям некоторых проектов компрессорные установки вообще компримируют смешанный попутный газ, поступающий с разных объектов добывающего комплекса. Соответственно, основные его параметры (состав, плотность, давление, температура точки росы, теплотворная способность) могут меняться. Также изменяются параметры исходного газа, поступающего с одного объекта, в силу климатических изменений, истощения запасов углеводородов, обводненности скважин и т. д. Чтобы контролировать этот процесс (и затем при необходимости варьировать эксплуатационные характеристики КУ), компрессорные установки могут оснащаться следующим дополнительным оборудованием:

• потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа;

• потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам (с устройством отбора проб);

• замерное устройство расхода компримируемого газа.

Тяжелые условия эксплуатации. Нередко компримирование низконапорного ПНГ проходит в тяжелых условиях,
к числу которых относятся:

1) климатические условия, когда минимальная температура воздуха достигает –60 °С, а средняя температура наиболее холодной пятидневки составляет –50 °С;

2) особенности состава газа – например, высокое содержание соединений сероводорода;

3) удаленность (труднодоступность) объектов, что осложняет техническое обслуживание и контроль за ходом эксплуатации оборудования. Поэтому на практике применяются следующие решения:

• выбор варианта исполнения КУ: внутрицеховое (фото 6), контейнерное, арк-
тическое;

• модернизация маслосистемы и применение масел нового поколения;

• усовершенствование системы теплообмена;

• использование специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве компрессорных установок;

• оснащение КУ устройством плавного пуска двигателя;

• резервирование некоторых элементов и узлов оборудования (например, сдвоенные фильтры маслосистемы или насосы системы охлаждения), особенно когда компрессорные станции эксплуатируются без резервной установки.

Реализованные проекты

Начиная с 2007 г. «ЭНЕРГАЗ» поставил и ввел в эксплуатацию 275 технологических установок подготовки и компримирования газа. В электроэнергетике они работают на 171 энергоблоке суммарной мощностью 6293 МВт, в неф-
тегазовой отрасли – подготавливают попутный нефтяной и природный газ на 43 месторождениях.

Компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» функционируют на следующих объектах добывающего комплекса: энергоцентры собственных нужд (ЭСН) на базе ГТЭС
и ГТУ-ТЭЦ; цехи подготовки и перекачки нефти (ЦППН); цехи контрольной проверки нефти (ЦКПН); дожимные насос-
ные станции (ДНС); установки подготовки нефти (УПН); центральные пункты сбора нефти (ЦПС); концевые сепарационные установки (КСУ); центральные перекачивающие станции; транспортные системы жидких углеводородов (ТСЖУ), установки предварительного сброса воды (УПСВ); установки деэтанизации конденсата (УДК), установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

В Группе «ЭНЕРГАЗ» постоянно наращивается уникальный опыт реализации проектов по компримированию низконапорного ПНГ (фото 7). Их география –
от Республики Беларусь до Крайнего Севера и Республики Саха (Якутия). На сегодня в таких специализированных проектах задействовано 117 компрессорных установок (табл. 2), еще 11 КУ готовятся к вводу в действие.

Производственная практика убеждает нас: для рационального применения ПНГ в максимально возможных объемах требуются не только целенаправленные усилия государства, общества и бизнеса, но и слаженная работа профессио-
нального сообщества – нефтяников, проектировщиков, производителей оборудования.

Таблица 1. Повышающие коэффициенты к плате за сверхнормативное сжигание ПНГ

Таблица 2. Компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ», перекачивающие низконапорный ПНГ с давлением до 0,4 МПа (изб.)

В настоящее время компания «Газпром нефть» проводит масштабную модернизацию Омского НПЗ – крупнейшего нефтеперерабатывающего завода
в России (фото 1). Программа направлена на обновление технологических установок, повышение экологической безопасности и энергоэффективности производства. Второй этап модернизации рассчитан до 2020 г. и предполагает реновацию производственных мощностей в целях повышения надежности
и безопасности производственных процессов. Цель программы – не только усовершенствовать процесс производства нефтепродуктов, но и создать на предприятии благоприятные условия для сотрудников, снизить показатели производственного травматизма и профессиональных заболеваний.

В соответствии с этим возникла необходимость применения на предприятии взрывозащищенных электродвигателей с повышенным КПД и сниженным уровнем шума. Федеральная программа импортозамещения требует искать решение этой задачи у отечественных производителей, но российский рынок электрических машин, в отличие от зарубежного, ранее не нуждался в подобном оборудовании. Успешным решением этой задачи стало сотрудничество с концерном РУСЭЛПРОМ, инженеры которого взяли на себя обязательства устранить проблему и выполнили их в срок.

Разработка «малошумного» энергоэффективного электродвигателя (фото 2) потребовала комплексного подхода, так как шумы, сопровождающие работу электрической машины, имеют различную природу.

Во-первых, это механические шумы. Они обычно связаны с работой подшипникового узла и зависят от типа и размера подшипника. Во-вторых, электромагнитные шумы, вызываемые колебаниями магнитопровода статора и ротора под действием магнитного поля. В-третьих, аэродинамические шумы, возникающие в результате работы системы охлаждения и зависящие от частоты вращения
и диаметра вентилятора, а также формы его лопаток. Достичь поставленных целей удалось, пошагово воздействуя на каждую из причин.

Для снижения уровня механических шумов подшипники качения со стальным сепаратором были заменены подшипниками более высокого класса
с латунным сепаратором. Этот металл тяжелее стали и значительно мягче, что позволяет эксплуатировать подшипник в условиях большей нагрузки. Также латунь обладает высокой вибростойкостью. Такой сепаратор обеспечивает идеальный контроль положения вращающихся тел качения даже при наличии неравномерных динамических нагрузок. Все эти преимущества в комплексе существенно повышают качество работы подшипникового узла, снижают уровень исходящего от него шума, нагрева и, как следствие, минимизируют потери.

Борьба с электромагнитными шумами потребовала усовершенствования электромагнитного ядра. Электромагнитный шум имеет широкий частотный спектр и по интенсивности отрицательного воздействия на человека зачастую превосходит механический. Снижение его достигается уменьшением электромагнитных нагрузок, выбором рационального соотношения зубцов статора и ротора, введением скоса пазов, укорочением шага обмотки, что зачастую снижает использование активных материалов.

Особенностью данной работы было то, что все разрабатываемые машины должны были иметь скорость оси вращения 3000 об/мин. Преобладающую роль
в подобных машинах играет аэродинамический шум, и снижение именно его уровня потребовало особого внимания.

Источником шума в данном случае является вентилятор системы охлаждения, являющийся необходимым элементом асинхронных электродвигателей. Он располагается на валу ротора, приводится в движение валом машины
и вращается вместе с ним. В результате происходит охлаждение двигателя. Вне зависимости от системы охлаждения, которая бывает сосредоточенной или распределенной, в стандартных электрических машинах, как правило, применяется центробежный вентилятор
с прямыми лопатками.

«Решение пришло не сразу. Был ряд возможных вариантов, и нужно было выбрать оптимальный, – комментирует один из инженеров проекта, специалист по аэродинамике. – Но основная трудность заключалась в том, что работать пришлось в условиях дефицита времени».

Эффективным решением задачи снижения уровня аэродинамического шума электродвигателя стала разработка нового типа вентилятора (рис. и фото 3), который обеспечивает более высокие объемы подаваемого воздуха, а главное, резкое снижение уровня шума по сравнению с обычным. Также был разработан специальный кожух особой формы с внутренним звукопоглощением.

В результате применения новых технологий уменьшились потери, а КПД увеличился в среднем на 0,7 % от общей мощности двигателя. Это позволило концерну РУСЭЛПРОМ вплотную приблизиться к массовому выпуску машин, соответствующих стандарту энергоэффективности IE3. В настоящее время данная технология применима, если двигатель имеет только одно направление вращения. Но наши инженеры уже разрабатывают технологию, подходящую для применения и на реверсивных машинах.

«Принципиально задача для реверсивных машин уже решена, имеется
в виду аэродинамическая и мощностная эффективность, – утверждает специалист по аэродинамике. – Сейчас идет процесс оптимизации и упрощения конструкции для получения малошумного исполнения».

Следует отметить, что стоимость полученных машин отечественного производства существенно ниже аналогичных по характеристикам, но изготовленных зарубежными производителями.

«Конкуренты не ожидали, что мы справимся с решением поставленной задачи, но мы сделали это, – говорит руководитель проекта, – что в очередной раз доказывает наличие у нас талантливых, прекрасно подготовленных конструкторов и специалистов!»

Комплекс проведенных мероприятий позволил не просто удовлетворить требования заказчика – компании «Газпром нефть» – и произвести «малошумные» низковольтные и высоковольтные взрывозащищенные электродвигатели с повышенным уровнем КПД для модернизации Омского НПЗ. Тем самым совершен прорыв в отечественном машиностроении, так как данная технология применима и к общепромышленным машинам.

В результате командной работы конструкторов РУСЭЛПРОМа получены энергоэффективные электрические машины с уровнем шума 67–79 дБА (в зависимости от высоты оси вращения) и уровнем вибрации около
1 мм/c. Работы в данном направлении продолжаются, и с освоением новой энергоэффективной серии 7А открываются возможности по дальнейшему совершенствованию выпускаемой концерном продукции, соответствующей самым жестким европейским стандартам качества.

В процессе разработки инновационного электродвигателя был решен комплекс задач.

РУСЭЛПРОМ вплотную приблизился к массовому выпуску агрегатов, соответствующих стандарту энергоэффективности IE3.

Новые электрические машины концерна отвечают самым жестким стандартам качества.