Территория Нефтегаз № 10 2017

Последние два десятилетия наблюдается широкомасштабное внедрение и усовершенствование средств и систем автоматизации в различных отраслях [16]. Развитие уровня автоматизации существенно изменило роль операторов в промышленности. Если раньше операторы работали напрямую с отдельными контурами регулирования установок, то сейчас им приходится обрабатывать, анализировать и интерпретировать массивы непрерывных данных, характеризующих работу предприятий в целом [19] и включающих несколько тысяч технологических параметров. При этом оператор должен учитывать многосвязность и сложную динамику объектов регулирования как результат реакции на управляющие и возмущающие воздействия [15].

Современные распределенные системы управления, системы усовершенствованного управления и оптимизации предназначены для снижения нагрузки на оператора с точки зрения объема обрабатываемой информации. Одновременно повышаются требования к глубине понимания технологии и принципов работы современных методов управления технологическими процессами. Исследование [28] показало, что около 60 % контуров автоматического регулирования на заводах по всему миру работают неэффективно из-за человеческого фактора. В отчете компании Honeywell [26] показано, что ежегодно в США около 20 млрд долл. теряется по причине нештатных аварийных ситуаций, половина которых связана с ошибками оперативного персонала.

Исследования [24, 27, 31] показывают, что потеря операторами автоматизированных технологических процессов навыков и умений является распространенным явлением, что снижает уровень безопасности предприятия [23, 24, 31]. Особенно эта проблема актуальна для редко повторяющихся операций [11], таких, например, как нормальный пуск и останов. Как правило, отсутствие практики приводит к снижению скорости реакции и правильности действий оператора, при этом оператор начинает больше пользоваться декларативными знаниями, чем процедурными [17], что требует значительных затрат внимания и усилий.

Обучение операторов является актуальной и сложной задачей, в решении которой задействованы глубокое понимание требований, предъявляемых к современным операторам, и соответствующие образовательные программно-технические средства.

В РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина совместно с нефтегазодобывающими компаниями и производителями программно-аппаратных средств автоматизации ведутся исследования и работы, направленные на создание компьютерных тренажерных комплексов (КТК), удовлетворяющих современным требованиям и стандартам. Тренажеры включают технологические процессы от разработки месторождений и добычи углеводородов до их подготовки и транспорта конечному потребителю [1, 2, 6, 7, 8].

Одной из основных задач КТК является формирование и поддержание в актуальном состоянии ментальной модели оперативного персонала.

МЕНТАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

Ментальная модель действий современных операторов должна позволять решать такие задачи, как [20]:

• оценка нового состояния технологического процесса и выработка управляющих воздействий с учетом влияния динамики изменения взаимосвязанных технологических параметров [29, 30];

• умение расставлять приоритеты между стратегическими и оперативными задачами с учетом ограничений со стороны технологии [13];

• понимание принципов работы систем усовершенствованного управления для контроля их работы и эффективного управления технологическим процессом [20];

• взаимодействие с командой для согласованного формирования траектории действий [20];

• умение фильтровать поток сигнализации во время возникновения нештатных ситуаций [20], справляться с повышенной умственной нагрузкой [29], выделять в потоке нужную информацию и на основании ее анализа принимать квалифицированные решения на базе сформированной ментальной модели оператора.

Для формирования ментальной модели оператора используются различные подходы.

ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ МЕНТАЛЬНОЙ МОДЕЛИ ОПЕРАТОРА

Процесс формирования ментальной модели операторов должен включать следующие компоненты [20]:

• изучение методов и алгоритмов, используемых при управлении технологическим процессом;

• имитация различного характера неисправностей с возможностью их подробного изучения и отработки правильных действий для их локализации и устранения;

• управление технологическим процессом в условиях критической нагрузки на систему управления;

• отработка командных действий, синхронизация действий оперативного персонала и полевых инженеров (механиков).

Широко распространенным в мировой практике обучения оперативного персонала является назначение вновь принятых сотрудников на должность полевых инженеров [32]. В этом случае сотрудники формируют свою ментальную модель на основе собственного практического опыта работы, происшествий и нештатных ситуаций, изучают технологическое оборудование, его назначение и место в общей цепочке технологического процесса. Как правило, в этом случае обучение в теоретическом классе занимает несколько недель, затем роль инструктора полевых инженеров выполняют опытные операторы [22]. Недостаток такого подхода заключается в отсутствии четкой выстроенной методологии обучения, что вносит элемент случайности в закрепляемые навыки и знания, их объем сильно зависит от опытности старших операторов и ситуаций, с которыми обучаемые сталкиваются во время своей деятельности [21].

Другой способ подразумевает обучение персонала сразу на рабочем месте после небольшого вводного инструктажа [12].

Важным опытом подготовки профессиональных кадров является обучение в рамках специализированной профессиональной подготовки в технических училищах и центрах. Сводный анализ распространенных подходов к обучению показывает, что стандартные методики обучения сложным системам, таким как РСУ и СУУТП, не дают нужного уровня понимания для эффективной эксплуатации обозначенных систем.

Согласно теории экспериментального обучения [21] для формирования устойчивой обобщенной ментальной модели оператора знания о частных случаях должны проходить цикл, представленный на рис. 1.

С учетом сложности поставленных задач в современной подготовке специалистов активно используются КТК для отработки навыков операторов в штатных и нештатных режимах работы технологического процесса [25].

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНЫХ ТРЕНАЖЕРНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ ОБУЧЕНИЯ ОПЕРАТОРОВ

Актуальность внедрения

Предприятия нефтегазовой отрасли в соответствии c [10] относятся к опасным производственным объектам. В зависимости от класса опасности к объектам предъявляются соответствующие требования по обеспечению промышленной безопасности, направленные на предупреждение аварий и обеспечение готовности к локализации и ликвидации последствий аварий.

Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 11 марта 2013 г. № 96 утверждены Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности [11], которыми регламентируется приобретение персоналом практических навыков безопасного выполнения работ, предупреждения аварий и ликвидации их последствий на объектах I и II категорий взрыво-
опасности с использованием КТК.

В числе прочего правилами регламентируется решение с помощью КТК таких задач, как:

• имитация технологических объектов с помощью динамических моделей;

• предоставление реальных средств управления;

• возможность отработки сценариев пуска, плановой и аварийной остановки в типовых и аварийных ситуациях, созданных на основании технологических регламентов и других технологических нормативов. Сценарии разрабатываются для создаваемых и реконструируемых объектов проектной организацией, а для действующих производств – организацией, эксплуатирующей опасные производственные объекты, по согласованию с проектной организацией – разработчиком проекта или с проектной организацией, специализирующейся на проектировании данных технологических процессов;

• формирование результатов проведения обучения.

Обучение на КТК должен проходить персонал:

• вновь принимаемый;

• со стажем самостоятельной работы на установке менее двух лет;

• с перерывом в работе более одного месяца.

КТК позволяют обучать операторов с использованием имитационной модели реального технологического объекта и имитировать нештатные ситуации с заданной частотой, что невозможно на реальном объекте [14]. Тренажеры позволяют контролировать траектории обучения персонала и уровень знаний обучаемых в части мероприятий по предотвращению и ликвидации аварийных ситуаций.

В последнее время КТК благодаря государственным мерам и сложившейся конъюнктуре на мировом рынке энергоносителей активно внедряются на отечественных предприятиях. Согласно [5] активное внедрение компьютерных тренажеров на российском рынке продолжится.

Назначение и состав компьютерного тренажерного комплекса для нефтегазовой отрасли

Процессы нефтегазовой отрасли представляют собой последовательность сложных технологических операций, основной целью которых является обеспечение эффективной и безопасной эксплуатации нефтегазовых месторождений, а также производства, преобразования, распределения, отпуска энергии, тепла и продуктов нефтепереработки и нефтехимии необходимого качества потребителям.

Комплекс мер по эксплуатации технологических процессов приводится в технологическом регламенте, где описана необходимая последовательность действий. Для знания и выполнения данных операций необходима реализация соответствующего комплекса мер по обучению персонала и контролю качества знаний в соответствии с технологическим регламентом.

В результате анализа технологических регламентов процессов подготовки нефти и газа к транспорту был составлен перечень приоритетных учебно-тренировочных задач (УТЗ) для обучения операторов установок подготовки нефти (УПН) и установок комплексной подготовки газа (УКПГ) (табл. 1).

Была поставлена задача задействовать когнитивное, ситуативное и социально-познавательное обучение студентов при изучении дисциплины «Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти» по направлению «Нефтегазовое дело». Для решения этой задачи разработано учебно-методическое обеспечение, позволяющее последовательно, совмещая теоретическую базу с практическими занятиями, изучать и закреплять технологические, причинно-следственные, алгоритмические и пространственные взаимосвязи у обучающихся [3].

Курс построен в тесной связке теории и закрепления знаний на компьютерном тренажерном комплексе. Исследования [4] подтверждают, что предварительная теоретическая подготовка дает положительный эффект уже в первой итерации работы с тренажером. Теоретическая подготовка включает демонстрацию мультимедийных материалов (рис. 2) общей схемы технологического процесса, в том числе на КТК в динамике демонстрируется работа установок, что формирует ментальную модель зависимостей изменения технологических параметров от возмущающих и управляющих воздействий. На лекционных занятиях последовательно по блокам рассматриваются физические принципы работы установок и ситуации по оперативному управлению.

Методика проведения обучения с применением компьютерного тренажерного комплекса

В обучении участвовали студенты 4-го курса бакалавриата очной формы обучения. Основные характеристики методики проведения обучения приведены в табл. 2.

График обучения (рис. 3) включал теоретическую составляющую, режим тренировки и экзамена.

Решение учебно-тренировочных задач осуществлялось с помощью разработанного в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина компьютерного тренажера, операторский интерфейс которого дублирует реальное рабочее место оператора технологического процесса. Пример операторского интерфейса установки подготовки нефти приведен на рис. 4.

Для получения полных знаний о сложном технологическом процессе (ТП) и формирования устойчивой ментальной модели оператора по управлению ТП процесс обучения работе с тренажерным комплексом был разделен на следующие этапы:

• изучение физических основ ТП подготовки нефти и газа к транспорту;

• изучение принципа действия используемого технологического оборудования;

• изучение основ автоматизации ТП;

• изучение регламента ТП;

• ознакомление с элементами операторского интерфейса и принципами управления технологическим процессом.

В ходе лекционных занятий ТП рассматривается по блокам с точки зрения технологии и подходов к управлению. Во время практических занятий рассматриваются решения задач по управлению ТП с применением тренажерного комплекса.

На практических занятиях обучаемые знакомятся с элементами операторского интерфейса и исследуют реакцию ТП на различные управляющие и возмущающие воздействия. В частности, УТЗ низкого уровня сложности (в режиме тренировки, табл. 2) рассчитано на 1 академический час. Цель таких тренировок – закрепить умения управления ТП с помощью операторского интерфейса.

УТЗ имеет следующую структуру:

• этапы – каждое УТЗ разделено на несколько этапов. Например, при пуске УПН выделены этапы: заполнение нефтью блока входной ступени сепарации; подача деэмульгатора в поток скважинной продукции; заполнение нефтью блока предварительного отстоя и т. д. Разделение УТЗ на этапы позволяет алгоритмизировать последовательность эталонных действий и оценивать соответствие действий пользователя эталонным;

• название блока – в рамках одного этапа может быть задействовано более одного блока, указание названия блока помогает обучаемому визуально ориентироваться в тренажерном комплексе;

• управляющие воздействия – основная графа, где приводятся действия, которые обучаемый должен совершить для решения поставленной перед ним задачи в соответствии с регламентом;

• регулируемые и контролируемые параметры – приводятся параметры, за которыми обучаемый должен следить в процессе осуществления управляющих воздействий;

• ожидаемое состояние системы – для понимания обучаемым цели осуществляемых управляющих воздействий описывается новое ожидаемое состояние технологического процесса;

• критерии выполнения этапа – указывается новое ожидаемое состояние технологического оборудования, запорно-регулирующей арматуры и системы в целом по завершении этапа.

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ ТРЕНАЖЕРНОГО КОМПЛЕКСА В УЧЕБНЫЙ ПРОЦЕСС

Анализ результатов выполнения УТЗ низкого уровня сложности

Для уверенного использования операторского интерфейса обучаемым требуется 4–8 попыток выполнения УТЗ в режиме тренировки. На это уходит около 2–4 академических часов. После ознакомления обучаемого с тренажерным комплексом для выполнения УТЗ с результатом 80–100 % требуется 1–4 попытки в режиме оценки действий. Исследование динамики выполнения УТЗ показывает, что время изучения тренажерного комплекса у первых обучаемых больше, чем у приступающих к обучению позже. Это объясняется тем, что на начальном этапе требуется время для определения наиболее сложных задач выполнения УТЗ и фиксации правильного решения. Затем эти знания передаются на уровне учебной группы, что сокращает время выполнения УТЗ.

По результатам выполнения УТЗ «Изменение режима» в четырех учебных группах на завершающем экзаменационном этапе в среднем на выполнение УТЗ со 100%-м результатом уходило около 30 мин.

При увеличении скорости выполнения до 20–25 мин процент правильных действий уменьшался до 88,6 %. В основном ошибки были связаны с нарушением норм ведения технологического режима.

Анализ результатов выполнения УТЗ высокого уровня сложности

На выполнение УТЗ высокого уровня сложности (табл. 2), даже с учетом полученного опыта работы с операторским интерфейсом на УТЗ низкого уровня, требуется больше попыток и времени. Так, для формирования соответствующей ментальной модели у обучаемого и выполнения УТЗ с результатом выше 80 % требовалось 5 и более попыток. При этом время, затрачиваемое на выполнение УТЗ, варьировалось от 1 ч 40 мин (менее 5 попыток) до 1 ч 16 мин (более 5 попыток).

Исследование показало, что существенный рост базовых умений работы с ТП наблюдается до 5-й попытки, когда активно формируется базовая ментальная модель действий оператора [21]. Затем начинаются формирование профессиональных навыков и процесс более тонкого изучения ТП.

Нужно отметить, что выполнение УТЗ как низкого, так и высокого уровня сложности осуществлялось с использованием обучаемым методического обеспечения с описанием последовательности действий. Причем обучаемый заранее знал, какой сценарий ему сейчас предстоит отрабатывать.

ВЫВОДЫ

Современные системы управления позволяют повысить эффективность эксплуатации технологических процессов. Для безаварийной работы с такими системами требуется высокая квалификация оперативного персонала. На современном технологическом уровне развития для подготовки оперативного персонала активно используются КТК. Использование КТК дает возможность сформировать ментальную модель оператора у новых сотрудников и дополнять, актуализировать знания и умения у штатных сотрудников.

В рамках исследования проведено обучение студентов с минимальным набором знаний и навыков оперативного персонала. В результате обучения по предлагаемой методике студенты получили теоретические знания, подкрепленные практическими навыками, позволяющие успешно решать УТЗ.

Сформулированы следующие составляющие, необходимые для эффективного обучения с помощью КТК.

• Методики обучения должны включать:
  
• детализированный график траектории обучения;
• предварительную теоретическую подготовку перед практическими занятиями;
• глубокое погружение в изучение динамики объектов ТП с использованием динамической имитационной модели;
• проведение контрольных мероприятий по качеству усвоения и закрепления знаний и умений, полученных в рамках обучения на КТК, возможность своевременной коррекции траектории обучения в зависимости от результатов проверок;
• контроль самостоятельности выполнения УТЗ;
• систему мотивирования за отработку навыков оператора на КТК и качество выполнения заданий.

• Функционал программного обеспечения должен включать:
• адекватность поведения имитационной модели реальному технологическому процессу;
• идентичность места обучения реальному рабочему месту оператора;
• возможность альтернативных вариантов решения УТЗ;
• сбор и анализ статистической информации траекторий обучения большого числа обучаемых;
• сохранение промежуточных состояний выполнения УТЗ по этапам, возобновление выполнения с точки сохранения, а также отмену неверных действий вследствие большой инерционности ТП и частых ошибок обучаемых во время выполнения заданий.

Таблица 1. Перечень учебно-тренировочных задач

Table 1. List of the training tasks

Таблица 2. Характеристики методики проведения обучения

Table 2. Characteristics of the training methodology

Предложенная Международной ассоциацией буровых подрядчиков (МАБП) единая система кодирования буровых долот существенно упростила идентификацию инструментов, изготавливаемых различными фирмами. Основу кода составляют три цифры. Первая цифра кода долот с алмазно-твердосплавным вооружением (долот PDC) соответствует максимальной прочности горных пород при одноосном сжатии, для которых предназначено долото. Для шарошечных долот это первые две цифры кода.
В отечественной практике основное применение получило определение твердости горных пород методом статического вдавливания штампа. Оба показателя – и прочность при одноосном сжатии, и твердость по штампу – являются прочностными, но определяются они при разном напряженном состоянии горной породы. В первом случае напряженное состояние простое, а во втором случае – сложное. Кроме того, на корреляцию между этими показателями влияют пористость и коэффициент Пуассона горной породы, а также масштабный эффект [1, 2].

Повышение точности принятия технических решений требует использования соответствующих характеристикам долот методов измерения показателей механических свойств горных пород. Для выбора буровых долот нужен единый обобщенный показатель, характеризующий прочностные свойства горной породы и область применения долот. Таким показателем может быть прочность горной породы, выраженная в кодах МАБП. В табл. 1 приведена одна из прочностных классификаций горных пород по системе МАБП.

Границы прочностных групп горных пород при одноосном сжатии соответствуют верхним границам областей применимости буровых долот. Но единого обозначения групп горных пород и разных по конструкции долот нет. Преобразуем табл. 1 так, чтобы группы горных пород соответствовали обозначениям буровых долот по системе МАБП. Результаты преобразования представлены в табл. 2, из которой становится очевидным, что обозначения разных долот для горных пород одинаковой прочности разные, а для горных пород нужна единая система. В качестве такой системы предлагается использовать порядковый номер кода с шагом, равным шагу кодов шарошечных долот, как это показано в четвертой колонке таблицы. Особенностью долот PDC является то, что в пределах группы с одним кодом по мере увеличения прочности горных пород и диаметра долота увеличивается число лопастей долота.

Методом регрессии нетрудно показать, что прочность горной породы Н в кодах МАБП линейно зависит от ее прочности на одноосное сжатие. При измерении прочности породы в kpsi зависимость Н от σ_сж имеет вид: 

Н = 0,384 σ_сж,                                       (1) 

а при измерении в МПа: 

Н = 0,0556 σ_сж,                                    (2) 

при этом коэффициент детерминации R² > 0,99.

Рассмотрим особенности выбора на примере долот PDC с использованием показателя прочности горной породы в кодах МАБП. Долота PDC, первая цифра кода которых 1, применяются в горных породах с прочностью до 4 кодов включительно. Долота PDC, первая цифра кода которых 2, применяются в горных породах с прочностью до 8 кодов включительно. Долота PDC, первая цифра кода которых 3, применяются в горных породах с прочностью до 12 кодов включительно. Долота PDC, первая цифра кода которых 4, применяются в горных породах с прочностью до 16 кодов включительно.

При построении номограммы для определения первой цифры кода долота PDC величины H_вmax горной породы взяты по верхним границам групп, т.е. равными 

H_^вmax = 4Н_д,                                      (3) 

где Н_д – первая цифра кода долота. Верхняя граница диапазона прочности горной породы рассматриваемого интервала бурения рассчитывается по формуле 

Н_в = Н_ср + ts,                                      (4) 

где Н_ср – среднее арифметическое, а s – среднеквадратическое отклонение прочности горной породы; t – параметр распределения Стьюдента с вероятностью 0,95. В приближенных расчетах можно принять t = 2.

В технической литературе только для долот PDC НПП «БУРИНТЕХ» имеются данные о границах областей применимости долот в категориях. При этом отношения Н_в/Н_ср составляют:

• для долот с первой цифрой кода 1 – 0,62;

• для долот с первой цифрой кода 2 – 0,63;

• для долот с первой цифрой кода 3 – 0,75;

• для долот с первой цифрой кода 4 – 0,81.

Используем эти данные для расчета средних значений прочности горных пород в кодах для построения номограммы выбора долота PDC. Методика построения таких номограмм подробно изложена в [3]. Вид номограммы приведен на рис. 1. Ключ к номограмме прорисован пунктиром. Например, средняя прочность породы Н_ср = 5,8 кода, а для верхнего значения прочности породы имеем два случая: 1) H_в1 = 7,5 кода: 2) H_в2 = 10 кодов. Из рис. 1 видно, что в первом случае следует выбрать и долото с кодом 2, а во втором – с кодом 3. Кроме того, из рис. 1 видно, что области применимости долот перекрываются незначительно, что делает расчет среднего значения прочности не обязательным, можно использовать только верхнее значение прочности породы.

Этот выбор не является окончательным. Ранее нами было отмечено, что число лопастей долота PDC зависит не только от прочности горной породы, но и от диаметра долота. На рис. 2 представлены данные, соответствующие «Номенклатуре алмазных долот НПП «БУРИНТЕХ» [4, 5], в соответствии с которыми чем больше прочность горной породы, тем большее число лопастей должно иметь долото. Кроме того, чем больше диаметр долота, тем больше число лопастей (на рис. 2 это обусловило разброс точек).
В [3] было показано, что в одном и том же интервале бурения долота с меньшим числом лопастей показывают более высокую механическую скорость бурения, но несколько уступают по проходке на долото долотам с большим числом лопастей.

В соответствии с данными о долотах соответствующих изготовителей [5–8] был выполнен регрессионный анализ и получены следующие зависимости числа лопастей z от диаметра долота D в мм и от прочности H_вmax горной породы в кодах МАБП, определяемой по формуле (3). Для долот ОАО «Волгабурмаш» эта зависимость имеет вид: 

z = 0,0120D + 0,395 H_вmax ;                            (5) 

для долот фирмы Hughes Christensen: 

z = 0,455 H_вmax + 2,588.                  (6) 

Формула (6) получена при осредненном диаметре долот в диапазоне 171,5–311,1 мм.

НПП «БУРИНТЕХ» выпускает два вида инструментов: базовую конструкцию и конструкцию с опциями «Т» и «У», оснащенную резцами повышенной прочности и износостойкости. Соответственно, зависимости z от D и H_вmax разные:

• для базовой конструкции: 

z = 0,00632D + 0,412 H_вmax ;                          (7) 

• для конструкций с опциями «Т» и «У»: 
  

z = 0,0443D + 0,320 H_вmax .                            (8) 

Во всех случаях коэффициент детерминации R₂ > 0,97.

При определении числа лопастей долот для конкретных условий бурения в формулы (5)–(8) следует подставлять не предельное верхнее значение прочности горной породы H_вmax , а Нв, рассчитанное по формуле (4).

В приведенном примере было выбрано долото, у которого первая цифра кода 3. 

Полный код МАБП долота, например, S322. Пусть диаметр долота составляет 200 мм. Верхнее значение прочности горной породы составляло 10 кодов (рис. 1). Тогда долото НПП «БУРИНТЕХ» должно в соответствии с (7) иметь

z = 0,00632.200 + 0,412.10 = 5,38 ≈ 6 лопастей.

Долото ОАО «Волгабурмаш» должно в соответствии с (5) иметь

z = 0,0120.200 + 0,395.10 = 6,35 ≈ 7 лопастей.

Долото Hughes Christensen должно в соответствии с (6) иметь

z = 2,588 + 0,455.10 = 7,14 ≈ 8 лопастей.

Из расчета видно, что различные фирмы для одних и тех же пород могут рекомендовать долота с разным, хотя и близким, числом лопастей. Это может быть обусловлено как использованием различных по прочности и износостойкости резцов, так и целями, которые преследует изготовитель для обеспечения конкурентоспособности инструмента. Например, НПП «БУРИНТЕХ» преследует цель обеспечить высокую механическую скорость проходки при достаточной стойкости долот и, соответственно, проходки на долото, а фирма Hughes Christensen – высокую стойкость и, соответственно, высокую проходку на долото, но при пониженной механической скорости бурения.

ВЫВОДЫ

1. Предложен обобщенный показатель прочности горной породы для выбора вооружения буровых долот в кодах МАБП.

2. Обоснован метод выбора типа вооружения и числа лопастей долот PDC в соответствии с величиной их диаметра и прочностью горных пород в кодах МАБП.

Таблица 1. Классификация горных пород по системе Международной ассоциации буровых подрядчиков

Table 1. Classification of rocks according to the International Association of Drilling Contractors

Таблица 2. Прочность горных пород в кодах Международной ассоциации буровых подрядчиков и при одноосном сжатии и соответствующие коды вооружения долот

Table 2. Strength of rocks in the codes of the International Association of Drilling Contractors under uniaxial compression and the corresponding bit cutting structure codes

Недопущение инфраструктурных ограничений роста экономики – одна из ключевых задач сегодняшнего дня, решению которой следует уделять самое пристальное внимание. Развитие инфраструктуры дает жизнь новым инвестиционным проектам, а доступ к ней населения способствует решению ряда социальных проблем.

Газовая отрасль занимает особое место в социально-экономическом развитии российских регионов. Практически все регионы считают развитие газификации своих территорий основой роста экономики, повышения социально-экономических условий жизнедеятельности. Однако многие регионы сталкиваются с проблемой достижения предельных загрузок ранее построенными объектами газоснабжения, в связи с чем дополнительные поставки газа потребителям, в том числе подключение новых потребителей, становятся невозможными. Такие объекты газоснабжения подлежат реконструкции (расширению), что, как правило, требует значительных капитальных вложений и временных затрат.

В настоящее время особую актуальность приобретает поиск путей повышения эффективности использования существующих производственных мощностей систем газоснабжения. Это в первую очередь касается действующих газораспределительных станций (ГРС) – связующего звена между системами дальнего транспорта газа и региональными сетями газораспределения.

Один из путей повышения эффективности использования производственных мощностей ГРС – выявление резервов пропускной способности ГРС и задействование их в газоснабжении за счет реализации малозатратных мероприятий по техническому перевооружению.

Основные положения методического подхода к обоснованию мероприятий технического перевооружения

Наиболее важной характеристикой производственной мощности эксплуатируемой ГРС является проектная производительность (Q_пр). Она устанавливает значение максимально возможного объема подачи газа потребителям через ГРС за 1 ч при расчетных условиях, принятых при проектировании станции.

До настоящего времени в случае достижения фактической загрузки ГРС к уровню Q_пр при наличии потребности в увеличении поставок газа по таким объектам мог запускаться инвестиционный процесс реконструкции станции в целях увеличения ее производительности.
В среднем срок проведения реконструкции ГРС от момента включения объекта в инвестиционную программу до сдачи в эксплуатацию составлял 3–5 лет.

На практике реконструкция ГРС фактически означает строительство новой станции, что требует значительных инвестиций как по объему проектирования, так и по фактически реализуемым работам. При этом всегда есть риски невыхода загрузки новых и реконструированных ГРС на уровни, обеспечивающие эффективность вложенных инвестиций, и, как следствие, снижения эффективности инвестиций вследствие невыполнения потребителями обязательств по приему заявленных объемов газа.

В то же время практика эксплуатации показала, что область допустимых режимов работы ГРС шире, чем это определено проектной документацией. Это обусловлено различными причинами.
В частности, пропускная способность ГРС напрямую зависит от параметров газа и газового потока на входе и выходах станции. Кроме того, при проектировании и строительстве ГРС ранее зачастую использовались типовое оборудование и технические решения, рассчитанные на бльшую, чем значение номинальной производительности станции в целом, пропускную способность.

Научно-исследовательские работы, проведенные АО «Газпром промгаз» совместно с ООО «Газпром трансгаз
Москва» в рамках Программы НИОКР ПАО «Газпром» в 2014–2015 гг., позволили доказать, что технически возможная пропускная способность (ТВПС) ГРС может быть существенно выше номинального значения Q_пр. Под ТВПС ГРС понимается максимально возможное количество газа, которое можно подать через ГРС с учетом ее фактического технического состояния и сложившихся технологических режимов работы, без нарушений технологических ограничений, при условии наличия технической возможности подводящих газопроводов по увеличению подачи газа на ГРС.

Методология базируется:

• на применении принципов системного анализа при рассмотрении каждой ГРС, т. е. каждая ГРС рассматривается как структурно сложная техническая система, состоящая из элементов, обладающих индивидуальными особенностями и взаимодействующих друг с другом;

• математическом моделировании и проведении многовариантных технологических (гидравлических и тепловых) расчетов режимов работы ГРС;

• оценке технических рисков эксплуатации ГРС с превышением Q_пр и разработке организационных мероприятий, обеспечивающих требуемый уровень промышленной безопасности ГРС.

Выявленные резервы пропускной способности позволяют:

• подключить новых потребителей к системе газоснабжения без проведения дорогостоящей реконструкции ГРС, которая к тому же занимает длительное время;

• перенести проведение полномасштабной реконструкции ГРС на более поздние периоды;

• увеличить объемы реализации газа и загрузку производственных мощностей ПАО «Газпром», т. е. повысить эффективность их использования.

В случаях, когда ТВПС ГРС недостаточно для полного удовлетворения спроса на газ, методология позволяет выявить локальные «узкие» места для конкретной станции, ограничивающие возможность дополнительной поставки газа потребителям. Под «узким» местом понимается любой узел ГРС или элемент трубопроводной обвязки, пропускная способность которого ограничивает ТВПС станции. Как правило, к таким элементам относятся:

• узлы замера, подогреватель газа, фильтры, узлы редуцирования, пропускная способность которых ограничена особенностями оборудования;

• отдельные элементы трубопроводов ГРС, пропускная способность которых ограничена конструкцией элементов (в основном диаметром труб), а также максимально допустимой скоростью потока газа, запорно-регулирующая арматура (ЗРА).

Устранение «узких» мест может существенно повысить пропускную способность станции в целом.

В развитие работ по анализу ТВПС ГРС был предложен методический подход к определению малозатратных мероприятий по увеличению производительности станций. Он базируется на разработке мероприятий, позволяющих задействовать резервы производственных мощностей ГРС в газоснабжении потребителей при минимальном объеме инвестиций. Научно-методические основы и пример апробации подхода приведены в [1, 2].

Основная идея предлагаемого подхода заключается в выявлении «узких» мест в ГРС на основе результатов технологических расчетов ТВПС, разработке технических решений по устранению этих «узких» мест и выполнении мероприятий по замене отдельных элементов в целях увеличения производительности станции в целом в рамках малозатратного технического перевооружения. Реализация таких мероприятий позволяет быстро обеспечить прирост производственных мощностей ГРС при значительно меньших капитальных вложениях по сравнению с реконструкцией.

Основные этапы работ по малозатратному техническому перевооружению ГРС представлены в блок-схеме на рис. 1.

В качестве основных преимуществ технического перевооружения отметим следующие (согласно [1–3]):

• техническое перевооружение выполняется на конкретном действующем объекте (ГРС), в отношении которого ранее было получено разрешение на строительство, пройдены все необходимые экспертизы, осуществляется контроль деятельности надзорными органами в установленном порядке;

• техническое перевооружение отличается от реконструкции объемом выполняемых строительно-монтажных работ, который, как правило, не должен превышать 15 %, а капитальные вложения –
  25 % первоначальных капитальных вложений в сопоставимых ценах;

• при техническом перевооружении обеспечивается максимальное сокращение объема строительных работ, упрощение процесса их оформления, активное применение прогрессивного технологического оборудования;

• обеспечивается упрощение и ускорение процедур подготовки документации (ст. 8 [4]) и реализации технических мероприятий;

• средства, выделяемые на техническое перевооружение, окупаются в несколько раз быстрее.

Для иллюстрации экономической эффективности предлагаемого подхода рассмотрим результаты технико-экономических расчетов на примере реальной ГРС.

Разработка мероприятий по техническому перевооружению ГРС

Рассматриваемая ГРС введена в эксплуатацию в 2003 г. Тип ГРС – «Энергия-3», Q_пр – 1 тыс. м³/ч, проектное выходное давление – 0,6 МПа. Все узлы и системы ГРС находятся в работоспособном состоянии.

Фактически достигнутый пиковый расход газа более чем в 4,5 раза превышает проектную (номинальную) производительность (4,6 тыс. м³/ч). Технологическая схема ГРС представлена на рис. 2.

Результаты анализа расходных характеристик оборудования ГРС показали, что оно в целом позволяет обеспечить расход газа на уровне 5,0 тыс. м³/ч и ограничивается пропускной способностью узла замера расхода газа. Выявленный резерв оборудования ГРС составляет около 4 тыс. м³/ч и теоретически может быть задействован для покрытия пикового расхода газа. Вместе с тем эта оценка выполнена без учета ограничений по технологически допустимым режимам работы трубопроводной обвязки ГРС (согласно отраслевому нормативу [5] скорость газа в ней не должна превышать 25 м/с). Учет этих ограничений требует проведения ряда технологических расчетов – компьютерного моделирования режимов работы ГРС на специально подготовленной расчетной модели ГРС.

Цель дальнейших расчетов заключалась в определении значения ТВПС ГРС при фактически сложившихся значениях давления газа на входе и выходе станции и заданных технологических ограничениях.

На основе детального анализа технологических параметров оборудования и трубопроводов была сформирована математическая расчетная модель ГРС. Граничные условия в расчете приняты согласно технологическому режиму работы системы газоснабжения, который соответствует ее максимальной загрузке:

• давление газа на входе ГРС (P_вх): 3,16 МПа;

• уставка для регуляторов давления газа: 0,6 МПа;

• температура газа на входе ГРС Твх: 5 °С;

• температура окружающей среды Токр. ср.: –5,0 °С.

Проведены необходимые процедуры по параметризации и адаптации расчетной модели. На рис. 3 и 4 представлены расчетная схема, отвечающая фактическому режиму работы ГРС, и результаты технологических (гидравлических и тепловых) расчетов ее ТВПС при фактических значениях режима эксплуатации.

Результаты моделирования показывают, что, несмотря на наличие резервов оборудования (~4 тыс. м³/ч), ТВПС станции составляет 1,125 тыс. м³/ч. Основными «узкими» местами являются участки трубопроводной обвязки (ТПО), диаметр которых недостаточен для обеспечения расхода газа, соответствующего возможностям установленного оборудования станции и ограничениям на скорость потока. При фактически достигнутом расходе газа (4,6 тыс. м³/ч) скорость газа в отдельных участках ТПО значительно превышает нормативные ограничения, достигая 149 м/с (после регулятора давления РД-2).

Задействование части резерва пропускной способности оборудования ГРС и увеличение ТВПС ГРС возможно при условии выполнения работ по замене участков трубопроводов ГРС. Для выявления этих участков была проведена серия обосновывающих технологических расчетов. Определены необходимые мероприятия для увеличения ТПВС ГРС до значений, соответственно:

• 4,3 тыс. м³/ч;

• 4,6 тыс. м³/ч (фактически достигнутый расход);

• 5 тыс. м³/ч (общая пропускная способность оборудования ГРС);

• 5,9 тыс. м³/ч (еще дополнительно ~1 тыс. м³/ч сверх достигнутого расхода).

По результатам проведенных расчетов для обеспечения возможности использования резервов пропускной способности установленного оборудования и увеличения ТВПС ГРС при фактическом режиме эксплуатации (P_вх = 3,16 МПа, Рвых = 0,6 МПа) и соблюдении необходимых технологических ограничений определены мероприятия по малозатратному техническому перевооружению. Для увеличения ТВПС ГРС потребуется выполнение мероприятий в следующих объемах (табл. 1):

• для увеличения ТВПС до 4,3 тыс. м³/ч – замена 4,3 м участков трубопроводов и 2 ед. ЗРА;

• для увеличения ТВПС до 4,6÷5,0 тыс. м³/ч – замена 28,3 м участков трубопроводов и 3 ед. ЗРА;

• для увеличения ТВПС до 5,9 тыс. м³/ч – замена 28,3 м участков трубопроводов, 4 ед. ЗРА и узла замера.

Увеличение ТВПС ГРС свыше 5,9 тыс. м³/ч потребует большего объема работ по замене участков трубопроводов,
а также части оборудования станции и подводящего газопровода-отвода.

Экономический анализ мероприятий по техническому перевооружению ГРС

Затраты на выполнение «классической» реконструкции ГРС с увеличением пропускной способности с 1 до 5 тыс. м³/ч для оценки экономической эффективности принимаются за 100 %.

При этом затраты на реализацию указанных решений по малозатратному техническому перевооружению ГРС оцениваются в следующем объеме:

• для увеличения ТВПС до 4,3 тыс. м³/ч ~0,05 %;

• для увеличения ТВПС до 4,6÷5,0 тыс. м³/ч ~0,2 %;

• для увеличения ТВПС до 5,9 тыс. м³/ч – 1,4 %.

Таким образом, затраты на выполнение мероприятий по устранению «узких» мест для увеличения пропускной способности рассматриваемой ГРС примерно в 300–400 раз ниже, чем затраты на реконструкцию этой ГРС для достижения той же производительности.

Для определения экономической эффективности инвестиций в комплекс работ по малозатратному техническому перевооружению ГРС был проведен анализ основных расчетных критериев оценки экономической эффективности.

Основными критериями оценки экономической эффективности ИП, как правило, являются чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности (ВНД), индекс доходности (ИД), дисконтированный срок окупаемости (ДСО). При этом для эффективного проекта должны обеспечиваться следующие условия: ЧДД > 0;
ВНД > 12 %; ИД > 1; ДСО минимален.

Расчеты выполнялись по утвержденной Методике [6], согласно которой оценка инвестиционных проектов осуществляется путем сравнения капитальных вложений в осуществление проектов строительства или реконструкции с денежным потоком, образующимся в результате реализации проекта. Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов расширения и реконструкции проводится по разностному чистому денежному потоку, образуемому как разница между потоками «с проектом» и «без проекта».

Для детального анализа было проведено попарное сравнение показателей экономической эффективности по двум сценариям расчета.

Первый сценарий представляет собой сравнение вариантов «с проектом» и «без проекта», где в качестве варианта «с проектом» выступает малозатратное техническое перевооружение, а в качестве варианта «без проекта» – отсутствие технического перевооружения. При этом для варианта «без проекта» объем реализации газа должен рассчитываться исходя из существующей пропускной способности ГРС. Для варианта «с проектом» объем реализации газа рассчитывается исходя из новой пропускной способности 4,6–5,0 тыс. м³/ч. Само техническое перевооружение и соответствующие капитальные вложения осуществляются в два этапа.

Второй сценарий расчета также представляет собой сравнение вариантов, где вариант «без проекта» совпадает с аналогичным в первом сценарии, а вариант «с проектом» представляет собой «классическую» реконструкцию для обеспечения такой же пропускной способности 4,6–5,0 тыс. м³/ч.

Следует отметить, что помимо разницы в капитальных вложениях в обоих вариантах «с проектом» эксплуатационные затраты также будут различны, что связано с дополнительными отчислениями на капитальный ремонт по достроенному объекту и прочими материальными затратами (газ на собственные технологические нужды, электроэнергия и т. д.). При выполнении расчетов исходя из указанных выше капитальных вложений и перспективных объемов потребления были получены показатели экономической эффективности, представленные в табл. 2.

Заключение

Все основные показатели эффективности указывают на эффективность проекта малозатратного технического перевооружения, в то время как аналогичные показатели для «классической» реконструкции свидетельствуют о том, что проект неэффективен.

Необходимо отметить, что в рамках малозатратного технического перевооружения невозможно решить все задачи, которые обычно решаются при полной реконструкции ГРС. В ряде случаев общее старение ГРС, ухудшение технического состояния оборудования и ТПО, рост числа дефектов и другие факторы, а также их совокупное влияние могут обусловить экономическую целесо-
образность реконструкции станции в целом, а не отдельных ее элементов. Однако во многих случаях применение предложенного подхода по малозатратному техническому перевооружению ГРС позволяет быстро и с минимальными объемами капитальных вложений увеличить поставки газа потребителям, а также создать условия для реализации инвестиционных и социально ориентированных региональных проектов [1].

Таблица 1. Мероприятия по малозатратному техническому перевооружению для увеличения технически возможной пропускной способности газораспределительной станции

Table 1. Measures of capital saving technical re-equipment for increase of technically possible throughput (TPT) of the gas distribution station (GDS)

Таблица 2. Сравнение показателей экономической эффективности малозатратного технического перевооружения ГРС

Table 2. Comparison of the economic efficiency indicators of capital saving technical re-equipment of the gas distribution systems

МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ

Для определения и трассировки разрывных нарушений можно использовать различные геологические и геофизические методы, из числа которых на сегодняшний день наиболее надежными являются результаты глубокого бурения скважин, сейсморазведка 3D, а также детальная корреляция скважин по данным геофизических исследований скважин (ГИС). При этом у всех методов определения разрывных нарушений есть свои преимущества и недостатки. К примеру, проводя корреляции по скважинам, расположенным на значительном расстоянии друг от друга, можно некорректно интерпретировать структурный план поверхности и не установить имеющийся разлом.
В то же время современная разрешающая способность сейсморазведки (около 15 м) не позволяет выявить малоамплитудное или сдвиговое разрывное нарушение. Таким образом, на сегодняшний день нет единого способа надежного выявления дизъюнктивных нарушений. Поэтому для этих целей необходимо применять метод комплексирования данных по результатам исследований геоморфологии, состава фундамента, грави-, магнито- и сейсморазведки с привлечением данных структурного и глубокого бурения. 

Материалы бурения скважин

По материалам бурения скважин повторение разреза, установленное по керну и промыслово-геофизическим материалам, является прямым признаком наличия взброса. На рис. 1 представлен Жигулевский взброс, установленный по повторению горизонтов осадочного чехла, зафиксированному в структурных и глубоких скважинах на Карлово-Сытовском месторождении Самарской обл.

Флексуры в горизонтах осадочной толщи являются отражением разрывных нарушений кристаллического фундамента. Присутствие интрузивных пород в осадочных отложениях рифея и девона также является косвенным признаком наличия разрывного нарушения, послужившего каналом для излияния магмы. Косвенным признаком присутствия разрывного нарушения является резкое, скачкообразное изменение абсолютной глубины поверхности кристаллического фундамента на небольших расстояниях (первые сотни метров), установленное по данным бурения скважин.

Различные абсолютные отметки водонефтяного контакта (ВНК) на отдельных участках единой залежи свидетельствуют о разобщенности продуктивных пластов и их приуроченности к различным блокам, разделенным разломами.

Наблюдаемое по керну скважин или установленное по каротажной диаграмме внезапное выпадение из разреза, согласно отложениям, отдельных горизонтов или их частей является прямым признаком разрывного нарушения – сброса. Зоны тектонического дробления, катаклаза, милонитизации, повышенной трещиноватости, зеркал скольжения, установленные по керну, являются прямыми признаками присутствия разрывного нарушения. Установленное по материалам бурения двух соседних скважин близкое расположение разнородных пород кристаллического фундамента, принадлежащих к разным петрографическим комплексам, является косвенным признаком разрывного нарушения, разделяющего два тектонических блока (рис. 2). 

Геоморфологический анализ

В основе геоморфологического анализа лежит допущение об унаследованности структур палеорельефа с современным структурным планом земной поверхности. К примеру, в областях платформенного типа русла крупных рек часто проходят вдоль древних глубинных разломов. Это повсеместно распространено на территории Самарской обл. Кроме того, поверхностными индикаторами разлома являются различные карстопроявления (пещеры, воронки и т. д.). Существует целый комплекс ландшафтных индикаторов, по которым выявляются и трассируются разрывные нарушения. Однако все эти признаки являются косвенными, и анализ проводится по топографическим картам и аэрофотоснимкам. Нарушения выделяются по линейным уступам останцовых форм рельефа, коленообразным изгибам водотоков
(рис. 3), контрастному фототону линейных участков водотоков. 

Геологическое картирование

Выделение разрывного нарушения, выходящего на дневную поверхность, представляет собой нетривиальную задачу при геологическом картировании. Контакт разновозрастных отложений –
главный и безусловный признак разрывного нарушения. Отложения более древнего возраста слагают приподнятый блок, а более молодые – опущенный. Однако для относительного определения блока, являющегося активным, и определения типа разрывного нарушения (сброса или взброса) необходимо привлечение дополнительной информации в целях уточнения направления поверхности сместителя. При геологическом картировании можно определить положение разлома сдвиговой природы путем сравнения элементов залегания геологических поверхностей одновозрастных отложений.

На рис. 4 представлен фрагмент геологической карты доплиоценовых отложений, на котором разрывное нарушение трассировано по тектоническому контакту разновозрастных отложений палеозоя и мезозоя. 

Гравиметрическая съемка

Один из самых древних геофизических методов выделения дизъюнктивных нарушений, практически не изменивший своего принципа и технологии проведения съемки, основан на изучении распределения силы тяжести на поверхности Земли. В первую очередь он используется для тектонического районирования, выделения и трассирования разрывных нарушений. Для геологической интерпретации используются аномалии в редукции Буге, исправленные с учетом влияния рельефа, высоты пункта наблюдения и притяжения промежуточных масс [5]. Платформенные территории характеризуются наличием локальных аномалий различного знака с интенсивностью, резко превышающей несколько десятков мГал (миллигал, или 10–5 м/с2). На характер гравитационных аномалий влияют следующие геологические факторы:

• структура и состав осадочной толщи;

• рельеф поверхности кристаллического фундамента;

• структура и состав кристаллического фундамента;

• глубинная структура земной коры.

Глубокие впадины платформы (авлакогены) характеризуются отрицательными аномалиями, отражающими рельеф фундамента. На участках с неглубоким залеганием кристаллического фундамента основными факторами, обусловливающими характер аномалий, являются внутренняя структура и петрографический состав фундамента. Разрывные нарушения в гравитационном поле создают аномалии, известные под названием «гравитационная ступень», и выражаются линейными зонами высоких градиентов (рис. 5). 

Магнитометрическая съемка

В основе магнитометрического метода исследований лежит использование изменений магнитного поля вследствие неодинаковой намагниченности различных горных пород для решения геологических задач: тектонического районирования, выявления и трассирования разрывных нарушений и др. Участки, где имеются отличия наблюдаемого магнитного поля от нормального, называются аномалиями и подразделяются на региональные и локальные (рис. 6) [7].

Кислые породы и осадочные отложения отображаются в виде отрицательных аномалий, основные изверженные породы – в виде положительных. Зоны разломов на картах аномального магнитного поля отмечаются различно. Линейно вытянутые положительные аномалии всегда дают повод для предположений о наличии разлома, если есть основание считать аномалии связанными с породами магматического генезиса. Каналом для проникновения магматических пород являлись трещины разлома, отмечаемые осевыми линиями аномалий. В случае если по разрывному нарушению контактируют различные по магнитным свойствам породы, положение разломов определяется переходом одного типа магнитного поля к другому. Основные признаки для выделения и трассирования разрывных нарушений:

• узкие зоны линейных аномалий магнитного поля или цепочка интенсивных аномалий значительной протяженности;

• смещение линейно-вытянутых аномалий в плане;

• зоны высоких градиентов магнитного поля;

• смена направлений в морфологии магнитного поля;

• наличие участков со специфической характеристикой магнитного поля.

Сейсморазведка

Выделение тектонических нарушений в кристаллическом фундаменте и осадочном чехле проводится по временным сейсмическим разрезам с использованием ряда диагностических признаков, в числе которых:

• скачкообразное смещение осей синфазности (рис. 7);

• изменение динамики отражений, рисунка сейсмической записи по латерали;

• появление дифрагированных волн и петель возврата.

Надежность выделения разрывного нарушения возрастает, если оно проявляется на нескольких временных разрезах и относительно линейно прослеживается в пространстве. В благоприятных условиях по временным разрезам можно прогнозировать тип, параметры нарушения (амплитуду вертикального смещения, ширину зоны нарушения, положение плоскости сместителя и т. д.)
и время его формирования.

Амплитуды дизъюнктивных нарушений в поверхности архейского кристаллического фундамента и палеозойских отложений составляют десятки и первые сотни метров. Как правило, вверх по разрезу амплитуды нарушений убывают вплоть до его проявления в виде флексуры и полного затухания, в связи с чем сейсморазведка не может зарегистрировать малоамплитудное нарушение или сдвиговую деформацию сплошности пород. Выделение разрывных нарушений более надежно, когда имеется надежная стратиграфическая привязка к скважинным данным [9]. 

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ МЕТОДОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УСПЕШНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Материалы сейсморазведочных работ последних лет показывают, что тектонические валы имеют более сложное строение, чем представлялось ранее. Примером могут служить Мухановский, Дмитриевский и другие валы, расположенные в Самарской области, которые практически под прямым углом рассечены девонскими грабенообразными прогибами (ДГП). В дополнение к этому многие валы характеризуются многорядным строением, так как
осложняющие их локальные поднятия располагаются параллельно друг другу (эшелонированно). Одни поднятия примыкают к крутым крыльям валов, другие же находятся на некотором расстоянии от них. В результате образуются линейные системы, состоящие из рядов локальных поднятий, вытянутых в направлении простирания валов. Так, южнее Мухановского вала расположены Северо-Дмитриевское, Южно-Черновское, Крестовое и другие локальные поднятия, вытянутые в широтном направлении и образующие южную ветвь этого вала (рис. 8).

Многорядное строение тектонических валов обусловлено многими факторами, и прежде всего особенностями палеогеологического развития региона в целом. Территория Самарской обл. в раннем протерозое подверглась континентальному рифтогенезу. Рифтовые зоны формировались под воздействием сил растяжения, направленных примерно перпендикулярно их простиранию. Горизонтальные движения в зонах растяжения привели к образованию линейных систем дизъюнктивных нарушений сбросового типа. По этим разломам блоки фундамента ступенчато погружались к осевым частям рифтов, которые затем были заполнены протерозойскими отложениями. С рифтами тесно связано образование авлакогенов, которые, как и рифты, ограничены и рассечены долгоживущими глубинными разломами, часто проникающими в мантию. Рифты и авлакогены характеризуются высокой мобильностью, что сказывается на особенностях палеогеологического развития структур различных порядков.

К зонам развития протерозойских отложений приурочены многие тектонические валы. Так, в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена расположены валы Сокско-Шешминской системы, а в пределах Зольненско-Неприковской рифтовой зоны – валы Жигулевско-Самаркинской системы. Совпадение связано с тем, что эти валы образовались в результате дифференцированного перемещения блоков фундамента по разломам и должны располагаться в тектонически активных зонах [4]. На подробном рассмотрении Зольненско-Неприковской рифтовой зоны мы и остановимся.

Тектонические валы представляют собой линейные асимметричные складки, осложненные локальными поднятиями. Почти все они являются приразломными структурами, поскольку их северные крутые флексурообразные крылья в фундаменте, а многие и в осадочном чехле переходят в дизъюнктивные нарушения взбросового типа. Так как валы Жигулевско-Самаркинской системы сформировались над глубинными разломами Жигулевско-Неприковской рифтовой зоны, их можно считать надрифтовыми инверсионными структурами. Структуры такого типа являются наиболее благоприятными для нефтегазонакопления. Так, к примеру, к собственно Жигулевскому разлому и его предполагаемому продолжению в центральной и западной частях Самарской обл. приурочены такие месторождения, как Яблоневый овраг, Жигулевское, Зольненское, Красноярское, Белозерско-Чубовское, и ряд других.

Проведение полномасштабных геологоразведочных работ на рассматриваемой территории началось с 1920-х гг., однако по сей день не осуществлена площадная сейсморазведочная съемка [1], а представления о строении территории в большей части основаны на данных гравиразведки, глубокого и структурного бурения. По материалам гравиразведки, проводившейся на Красноярской и Белозерской площадях в 1939 г., отмечались признаки разрывного нарушения, проходящего юго-восточнее с. Красный Яр, через Сырейский гравитационный максимум. Также по результатам структурного бурения установлено наличие двух параллельных складок восточно-юго-восточного простирания – продолжение Жигулевского вала и его северного ответвления [2]. Позднее, в 1950-х гг., ввиду открытия крупных месторождений и необходимости скорейшего их ввода в разработку данному факту не было уделено должного внимания, и геологоразведка здесь не проводилась.

На сегодняшний день территория от Волго-Сокского до Криволукского месторождения совсем не освещена сейсмикой и практически не разведана глубоким бурением. В этом районе расположено одно из крупнейших в России месторождений самородной серы – Водинское. С учетом приуроченности крупных серных залежей к положительным складчатым структурам, сопряженным с разломами, мы имеем еще одно косвенное доказательство близости разрывного нарушения. В ходе собственных геологических изысканий в карьерах Водинского месторождения мы неоднократно отмечали наличие сильно трещиноватых битуминозных известняков, обилие жеод, заполненных битумом (рис. 9), а также многочисленные субвертикальные трещины в карбонатных отложениях, залеченные кальцитом и местами темноокрашенные вследствие эпигенетических процессов, связанных с миграцией углеводородов.

Одним из самых явных индикаторов активных тектонических процессов и близости разлома является минерал целестин, также найденный нами на стенках Водинского карьера. Гидротермальный по происхождению сульфат стронция, встреченный нами в виде псевдоморфоз по гипсу и кальциту, является следствием глубинных восходящих термальных потоков, каналом для которых и являлся глубинный разлом, или разломная зона (рис. 10).

Если принять во внимание результаты структурного бурения, указывающего на ступенеобразное строение рассматриваемого участка [2], а также провести геоморфологический анализ территории, то становится ясно, что Жигулевский разлом берет свое продолжение южнее Красноярского месторождения, проходит через Криволукское месторождение далее на запад, к границе с Оренбургской обл., в то время как установленный по материалам глубокого бурения разлом, проходящий севернее Красноярской и Белозерской площадей, является кулисообразным ответвлением основного Жигулевского разлома (рис. 11).

В связи с этим наше повышенное внимание привлек Водинско-Криволукский вал, по более ранним представлениям считавшийся пликативным. По результатам анализа и комплексирования всей имеющейся геолого-геофизической информации авторы установили, что он все же является дизъюнктивным. Его положение на приподнятом тектоническом блоке и приуроченность к крупному разрывному нарушению, а также априорные знания о преобладающем направлении тектонических движений (с юго-юго-востока на север-северо-запад) в альпийскую эпоху складчатости создают серьезные предпосылки к формированию здесь ловушек нефти и газа, а соответственно, к открытию новых месторождений в данном районе. 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках данной работы были рассмотрены различные методы и подходы к выявлению дизъюнктивных нарушений с привлечением самой разнообразной геологической и геофизической информации. Авторы установили, что одного метода, который однозначно и с высокой точностью может выявить разрывные нарушения различных видов, не существует, а для получения наиболее полного представления о морфологии и генезисе разрывных нарушений необходим комплексный подход. Самое главное – отмечено новое перспективное направление для проведения поисковых работ, основанное на выявлении и трассировке разрывных нарушений. Предполагается, что сам подход к комплексированию уже имеющейся геолого-геофизической информации о строении региона в связке с историей тектонического развития и приверженность направления геологоразведочных работ к дизъюнктивным структурам позволят в будущем снизить риски проведения дорогостоящих сейсморазведочных работ на неперспективных площадях, увеличить процент успешности поисково-разведочного бурения и будут в значительной мере способствовать быстрому темпу восполнения запасов нефти и газа и, соответственно, открытию новых мелких и мельчайших по запасам месторождений нефти и газа не только в пределах Самарской обл. и Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП), но и в других НГП, в которых преобладающую роль в формировании месторождений играет тектонический фактор.

В пределах территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) одним из основных перспективных объектов проведения поисково-разведочных работ на газ и нефть является территория Гыданского п-ова. Гыданская нефтегазоносная область (НГО) – самая северная и труднодоступная область Западной Сибири, освоение которой проходило невысокими темпами, с ограниченными объемами геологоразведочных работ, в связи с чем накоплен сравнительно небольшой объем информации о геологическом строении и газонефтеносности этой области [1, 2].

Отсутствие комплексных обобщающих научно-исследовательских работ по данной территории не позволяет достаточно надежно оценивать ее ресурсный углеводородный потенциал.

Одним из направлений комплексного изучения Гыданского п-ова является изучение гидрогеологической обстановки разреза осадочного чехла.

В гидрогеологическом разрезе Западно-Сибирской водонапорной системы, в северной части которой находится исследуемый район, выделяются два гидрогеологических этажа, каждый из которых характеризуется наличием специфических гидрогеохимических и гидродинамических свойств [3].

Мощная толща в основном глинистых отложений турон-нижнеолигоценового возраста в сочетании со сплошным распространением многолетнемерзлых пород практически полностью исключает гидродинамическую связь между минерализованными водами мезозойских и палеозойских отложений нижнего гидрогеологического этажа и пресными водами кайнозойских отложений верхнего этажа.

Нижний гидрогеологический этаж вмещает апт-альб-сеноманский, неокомский, юрский и палеозойский водоносные комплексы.

Для изучения физико-химических свойств пластовых вод комплексов гидрогеологического этажа было изучено 210 анализов по 65 скважинам на территории Гыданского п-ова, а по прилегающим районам – 400 анализов по 127 скважинам (Большехетская впадина, Таймырский автономный округ и Красноярский край). В основу построения карт минерализации и типизации подземных вод по степени метаморфизации легли результаты около 80 анализов.

Палеозойский водоносный комплекс на исследуемой территории разведочными скважинами не вскрыт, охарактеризовать его в гидрогеологическом плане не представляется возможным.

Юрский водоносный комплекс представлен преимущественно глинистыми отложениями гольчихинской и баженовской свит, которые являются региональным водоупором. В гидрогеологическом аспекте интерес связан с песчано-глинистыми и песчано-алевритовыми породами малышевской свиты [4].

На территории Гыданского п-ова комплекс характеризуется водным притоком дебитом 5,72 м³/сут при среднем динамическом уровне 828,5 м. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа, с минерализацией 6,9–9,2 г/л. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется в пределах 94,9–98,6 %-экв. и 34,8–38,5 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (3,44–4,65 мг/л), бромом (4,19–6,92 мг/л), бором (1,2–5,2 мг/л), фтором (1,5–7,5 мг/л). Плотность воды – 1,004 г/см³.

Неокомский водоносный комплекс объединяет породы танопчинской и ахской свит. Толщина вскрытых готерив-барремских отложений составляет 600–1200 м.

Водонасыщенные породы комплекса характеризуются 135 определениями химического состава подземных вод. Дебит пластовых вод изменялся от 0,6 до 2460 м³/сут при среднем динамическом уровне 1230 и 980 м, соответственно. Химический состав пластовых вод готерив-барремских отложений – преимущественно гидрокарбонатно-натриевого, реже хлоркальциевого типа, с минерализацией 3,5–17,1 г/л.

Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется в пределах 90,2–99,1 %-экв. и 20,1–97,8 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (0–25,8 мг/л), бромом (3,19–32,98 мг/л), бором (0,92–14,35 мг/л), фтором (0,4–12,0 мг/л). Плотность воды изменяется от 1,001 до 1,007 г/см³. Газосодержание составляет 0,003–2,97 м³/м³. Состав растворенного газа преимущественно метановый, содержание метана – 82,7–96,8 %,
гелия и аргона – до 0,044 и 0,12 %, соответственно, плотность по воздуху – 0,570–0,703.

По результатам анализа проб были построены карты изменения минерализации и степени метаморфизма подземных вод Гыданского п-ова.

На территории распространения готерив-барремских отложений гидрокарбонатно-натриевые воды преобладают в основном в западной части, на востоке распространены воды хлоркальциевого типа.

Наибольшие значения минерализации отмечаются в северной, южной и юго-восточной части района исследования, в центральной части уровень минерализации пластовых вод снижается. Минимальные ее значения зафиксированы на Южно-Мессояхской, Перекатной, Хальмерпаютинской и Тазовской площадях (менее 4 г/л).

Изменение коэффициента HCO3/Cl отражает соответствующую закономерность динамики коэффициента метаморфизма данных отложений. Количественные значения коэффициента HCO3/Cl варьируют в пределах от 0,002 (Лодочная площадь) до 0,96 (Песцовая площадь).

Содержание брома в водах готерив-барремских отложений снижается в западном направлении, максимумы (164,92 и 170,24 мг/л) приурочены к восточной части исследуемого района.

Повышенное содержание йода приурочено к западной и юго-западной части п-ова Гыдан. Снижение содержания йода в пластовых водах отмечается в северо-западном направлении. Вследствие значительной изменчивости состава готерив-барремских отложений в динамике гидрохимических показателей не прослеживается закономерность, характерная для вышезалегающих отложений.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс в отложениях марресалинской и покурской свиты отличается от выше- и нижележащих отложений преобладанием песчаных пород, выдержанных как в разрезе, так и по площади. Вскрытая мощность комплекса на рассматриваемой площади составила 1200–1400 м.

Гидрогеохимическая характеристика подземных вод рассматриваемого комплекса представлена 128 определениями по всей территории исследования. Для характеристики апт-сеноманских отложений было использовано 32 анализа вод, из которых 11 приурочены к площади Гыданского п-ова, а 21 – к прилегающей территории.

Пластовые воды комплекса по классификации В.А. Сулина относятся к гидрокарбонатно-натриевому и хлоркальциевому типу, с минерализаций 2,18–20,9 г/л.

Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и хлора, содержание которых изменяется от 84,5 до 98,2 %-экв. и от 55,5 до 99,6 %-экв., соответственно. Микроэлементный состав вод представлен йодом (0,86–17,76 мг/л), бромом (3,42–57,45 мг/л), бором (0–12,3 мг/л), фтором (0,38–15,0 мг/л). Плотность воды изменяется от 1,001 до 1,014 г/см³. Газосодержание составляет 0,14–3,5 м³/м³. Газ по составу преимущественно метановый, содержание метана – 91,1–98,7 %, гелия и аргона – до 0,032 и 0,125 %, соответственно, плотность по воздуху – 0,559–0,599.

Гидрогеохимическое опробование водовмещающих аптских отложений показало, что минерализация вод изменяется от 4,7 до 19,4 г/л. Наименьшее значение минерализации зафиксировано в центральной части изучаемого района, в северо-западном и юго-восточном направлениях уровень минерализации пластовых вод растет, максимальные значения зафиксированы на Ханавейской, Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях.

В центральной части исследуемой территории преобладают воды гидрокарбонатно-натриевого типа по классификации В.А. Сулина, в северо-западной и юго-восточной части – хлоркальциевого типа. Граница смены типа вод проходит в районе Утренней, Минховской, Семеновской и Пякяхинской площадей.

Значения коэффициента HCO3/Cl изменяются от 0,01 до 0,30, при этом структура поля данного коэффициента схожа со структурой поля коэффициента метаморфизма.

Повышенные значения коэффициента Cl/Br (более 700) зафиксированы в юго-восточной части территории. В северо-западном и восточном направлении прослеживается уменьшение значений, структура поля коэффициента Cl/Br становится практически однородной.

Как и в вышезалегающих отложениях, наблюдается закономерное изменение содержания брома (7,0–58,5 мг/л) в пластовых водах в зависимости от величины минерализации: зональное распределение концентраций брома соответствует аналогичным зонам изменения минерализации вод отложений апта. Уменьшение содержания йода в подземных водах отмечается преимущественно в западной части Гыданского п-ова, максимальное содержание – в юго-восточной и северной части исследуемого района.

Подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса могут использоваться для закачки в продуктивные пласты в целях поддержания пластового давления.

На территории распространения пластовых вод сеноманских отложений уровень минерализации увеличивается с севера на юг, что соответствует классической субширотной гидрогеохимической зональности. Минимальная минерализация составляет 7 г/л и приурочена к Утренней площади. Воды с минерализацией более 18 г/л распространены на территории Антипаютинской, Харвутинской, Тазовской и Восточно-Тазовской площадей.

По химическому составу воды хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Хлоркальциевые воды преобладают в южной и центральной частях, на севере и северо-востоке распространены воды гидрокарбонатно-натриевого типа.

В изменении коэффициента HCO3/Cl наблюдается та же картина, что и у коэффициента метаморфизма. Максимальное значение коэффициента HCO3/Cl приурочено к Мессояхской площади и равняется 0,15.

Уменьшение значений коэффициента Cl/Br прослеживается в направлении к южной части Гыданского п-ова. Наибольшие значения приурочены к восточной части исследуемого района.

Изменение содержания брома в пластовых водах аналогично изменению структуры поля минерализации этих вод в пределах изучаемого района, т. е. содержание брома увеличивается с севера на юг и изменяется от 17,02 до 80,00 мг/л.

Увеличение содержания йода в водах сеноманских отложений прослеживается в юго-западном направлении. Максимальное значение содержания йода (22,0 мг/л) приурочено к Тазовской площади.

Верхним водоупором комплекса являются в основном глинистые отложения с прослоями алевролитов и песков турон-нижнеолигоценового возраста (отложения ганькинской и тибейсалинской свит), отделяющие нижний гидрогеологический этаж от верхнего.

Гидрогеологическая обстановка верхнего гидрогеологического этажа Гыданского п-ова определяется практически повсеместным распространением многолетнемерзлых достаточно мощных толщ и близостью моря. Первый фактор предопределяет отсутствие пресных межмерзлотных вод на побережье Карского моря, второй – наличие в мерзлых толщах криопэгов.

Воды маломощного сезонно-талого слоя, являющиеся продуктом инфильтрации атмосферных осадков и таяния неглубоко залегающих подземных льдов, существуют в теплый период во всех районах полуострова. Надмерзлотные воды несквозных таликов залегают преимущественно под руслами малых рек и акваториями небольших озер, их мощность обычно не превышает несколько десятков метров. Водоупором для них служат мерзлые толщи, залегающие чашеобразно, что определяет безнапорный характер вод несквозных таликов [5].

ВЫВОДЫ

На Гыданском п-ове подземные воды по степени минерализации изменяются от солоноватых до соленых. Преобладающий тип водных растворов изучаемой территории – хлоридно-натриевый.
В большей части региона наблюдается инверсионная гидрогеологическая зональность, наличие которой связано с широким распространением литогенных и конденсатогенных водных растворов в нижнемеловом и юрском комплексах. Наличие мощного альбского водоупорного горизонта стало причиной развития наиболее стабильных гидрогеологических условий в верхнемеловом комплексе, где преобладают седиментогенные и древние инфильтрогенные водные растворы [6].

На основе проведенного гидрогеологического анализа были установлены основные закономерности распределения гидрогеологических параметров отдельных водоносных комплексов, определены генетические типы водных растворов, а также особенности гидрогеологической зональности изучаемой территории.

Выявленные гидрогеологические особенности строения территории Гыданского п-ова совместно с комплексной геолого-геофизической интерпретацией сейсмогеологических материалов, данных грави- и магниторазведки, геофизических исследований скважин, а также геолого-геохимическими, палеоструктурными, литолого-фациальными и другими исследованиями станут основой для выделения новых газонефтеперспективных объектов и обоснования приоритетных направлений для подготовки ресурсной базы углеводородов
в пределах Гыданского п-ова.

Одним из основных способов поддержания целостности и безопасной эксплуатации трубопроводов является проведение внутритрубной диагностики (ВТД). Общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР «ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА» (ООО «НПЦ «ВТД») имеет большой опыт в области поиска и оценки дефектов сварных швов. Диагностика качества сварных швов осуществляется магнитным методом контроля. В некоторых диагностических комплексах используется ультразвуковое прозвучивание шва и околошовной зоны. Разработанная специалистами предприятия методика обработки данных ВТД в области кольцевых швов [3] позволяет выявлять и оценивать разные типы дефектов сварных швов в соответствии с таблицей.

Обнаруженные в результате внутритрубной инспекции дефектные сварные швы в зависимости от степени опасности ранжируются на три категории: «а», «b» и «c». Категория «а» предполагает кратчайшие сроки обследования,
«b» – обследование в рамках плановых мероприятий, «с» – допустимые без проведения обследования аномалии, которые не должны привести к аварии до следующей инспекции [3].

Считается, что главным разрушающим фактором на линейной части трубопровода являются непроектные напряжения (первичный фактор), а дефектный сварной шов, по сути, является концентратором напряжений на нагруженном участке. Согласно [4] для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов в подземном исполнении максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле:

,                              (1) 

где μ – коэффициент поперечной деформации Пуассона;  – кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, МПа; α – коэффициент линейного расширения; Е – модуль упругости трубной стали, МПа; Δt – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; σ_и – напряжение упругого изгиба, МПа.

Анализ составляющих формулы (1) показывает, что продольные напряжения будут минимальны или близки к нулевым, если составляющие формулы имеют нулевые значения либо взаимно скомпенсированы. Наибольшее влияние в продольные напряжения вносят изгибные напряжения, выраженные в формуле (2)

,                                                         (2)

где D – диаметр трубопровода, см; ρ– радиус упругого изгиба участка, см.

Таким образом, наиболее острую проблему вызывают дефектные кольцевые сварные швы на трубопроводах, пролегающих по горной, а также заболоченной местности по причине существенных изгибных нагрузок, действующих на сварной шов.

Применение инерциальных систем во внутритрубных приборах и обработка навигационных данных, включающих в себя данные одометров (оценка пройденного пути), акселерометров (оценка ускорений) и гироскопов (измерение угловых скоростей), позволили ООО «НПЦ «ВТД» определять кривизну траектории и рассчитывать радиус упругого изгиба из формулы 2.
Рассчитанное значение радиуса позволяет проводить первичную оценку напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода и более точно оценивать категорию опасности дефектного кольцевого шва.

В 2017 г. в ходе очередной внутритрубной диагностики нефтепровода, начинающегося на Крайнем Севере и пролегающего в заболоченных грунтах, была установлена устойчивая корреляция между высоким уровнем НДС и появлением дефектов категории «а», требующих немедленного обследования и устранения в шурфах. Всего на протяжении нефтепровода по результатам ВТД было выявлено и затем подтверждено в шурфах около 50 недопустимых дефектов, из которых 8 были указаны как поперечные трещины вдоль кольцевого шва с категорией опасности «а». Процедура анализа кривизны трубопровода выявила более 2500 критических и закритических упругопластических изгибов. Закритическими изгибами можно считать изогнутые участки с уровнем напряжений ниже предела текучести (SMYS). Из формулы (2) получаем для SMYS, равного 421 МПа (значение указано в сертификатах на трубы, примененные на участке), минимальный закритический радиус изгиба:

                            (3)

Как оказалось, все выявленные трещины были расположены на закритических упругопластических изгибах. Профиль трубопровода с нанесенными на него выявленными закритическими изгибами и поперечными трещинами на одном из участков трубопровода по результатам ВТД представлен на рис. 1.

Изображение одной из выявленных поперечных трещин, а также зарегистрированное значение кривизны в зоне ее расположения приведены на рис. 2. Расположение дефекта строго на угловой ориентации зоны растяжения упругопластического изгиба, большое раскрытие краев и характерное растрескивание в околошовной зоне, а не по сварному шву, – все это говорит об образовании дефекта вследствие высокого уровня изгибных напряжений.

Необходимо отметить, что на трех сварных швах кроме поперечной трещины и закритического изгиба также были выявлены недопустимые смещения кромок [2]. Таким образом, подтверждается предположение, что дефектный сварной шов, по сути, становится концентратором напряжений. Разрушение трубопровода в данных случаях происходит с образованием поперечной трещины.

Еще одной важной задачей обработки навигационных данных снаряда-дефектоскопа является вычисление абсолютных геодезических координат трубопровода. Рассмотрение расположения трубопровода и выявленных трещин на «Google-карте Земля» позволяет сделать важные выводы. Наиболее опасные изгибы располагаются на границе относительно твердых грунтов и болот (рис. 3). На второй половине участка не наблюдается болот и практически не было выявлено закритических изгибов. Поперечные трещины на второй половине участка трубопровода также отсутствуют.

Выводы

Для объективной оценки степени опасности дефектных сварных соединений необходимо использовать технологию ООО «НПЦ «ВТД», основанную на совместной оценке идентификации, измерении параметров дефектов и расчете изгибных напряжений.

Предложения по проведению ремонтных работ по результатам ВТД:

• дефекты кольцевых сварных швов категории «a» в обязательном порядке должны быть отремонтированы, а изгибные напряжения должны быть уменьшены до допустимой величины, соответствующей половине предела текучести;

• дефекты сварных стыков категории «b» в зоне растягивающих напряжений подлежат идентификации с последующим ремонтом дефекта и приведением изгибных напряжений к допустимой величине;

• участки трубопровода с закритическими радиусами упругопластического изгиба (радиус, равный 244D и менее) независимо от отсутствия или наличия дефектов подлежат обследованию и приведению изгибных напряжений к допустимому уровню.

Выявление и оценка параметров дефектов кольцевого шва

ООО «НПЦ «ВТД»

115533, РФ, г. Москва, ул. Нагатинская, д. 5, оф. 401

Тел.: +7 (495) 229-23-59

E-mail: info@npcvtd.ru

www.npcvtd.ru

Закачка воды в пласт для поддержания пластового давления используется в течение многих лет. Несовместимость пластовых и закачиваемых вод при их смешивании вызывает выпадение неорганических солей. Отложение солей в призабойной зоне пласта и в скважинном оборудовании является одной из основных эксплуатационных проблем при добыче нефти, способствующих повреждению пласта [1, 2]. Кроме того, выпадение солей способствует износу оборудования и ограничению потока, что приводит к снижению добычи нефти [3].

Первым этапом борьбы с отложениями неорганических солей является прогнозирование выпадения твердых минеральных осадков [4, 5]. Прогноз отложения солей обеспечивает определение статистической вероятности образования нерастворимых солей и склонности вод к образованию солевых отложений. Таким образом, необходимо проведение прогнозной оценки солеотложений и определение влияния термобарических условий на вероятную возможность солеотложений.

Многочисленные компьютерные программы позволяют получить представление о химическом равновесии, характеризующем водные системы. Это программное обеспечение используется для выявления тенденции к образованию солей (ST) и их осадконакоплений, которая определяется как отношение произведения активности ионов к произведению растворимости при равновесном состоянии:

,                                              (1)

где ST – тенденция к образованию солей; [Ka] и [An] – концентрация катионов и анионов, моль/л; K_sp – произведение растворимости при равновесном состоянии, моль²/л².

Также прогнозирование образования солей в статических условиях рассчитывается индексом насыщения (SI). Однако тенденция к образованию солей (ST) и индекс насыщения (SI) вод сильно связаны друг с другом:

SI = lg(ST).                                           (2) 

Если SI > 0, происходит отложение солей. Если же SI < 0, риск солеотложений отсутствует.

Авторы статьи провели исследование в целях определения тенденции к образованию сульфата кальция и сульфата бария и индекса насыщенности вод этими солями в моделях пластовых и закачиваемой вод, характеристики которых представлены в табл. 1. В работе использовалась программа OLI Studio. Исследование проводилось в диапазоне пластовых температур 60–150 °C
и давления 0,1–70 МПа.

На рис. 1 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию CaSO₄ и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 1). На рисунке видно, что давление и температура оказывают большое влияние на тенденцию к образованию CaSO₄ и индекс насыщенности этой солью вод: с увеличением температуры и снижением давления склонность вод к образованию солевых отложений сульфата кальция увеличивается. Как показано на рис. 1, при пластовых условиях количество осадков CaSO₄ зависит от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

На рис. 2 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию BaSO4 и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 2). Пластовая температура также оказывает влияние на тенденцию образования BaSO4 и индекс насыщенности этой солью вод, однако в данном случае с увеличением температуры склонность вод к образованию солевых отложений сульфата бария снижается, тогда как с повышением давления до 40 МПа тенденция к образованию сульфата бария усиливается. Дальнейшее увеличение давления не влияет на изменение данного показателя. Кроме того, изменение давления не оказывает влияния на индекс насыщенности вод сульфатом бария. В целом при пластовых условиях прогнозируемые параметры выпадения сульфата бария не сильно зависят от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

Все технологии контроля отложения неорганических солей делятся на предотвращение и удаление солеотложений [6]. Удаление осадков солей в призабойной зоне пласта и скважинах является дорогим и порой неэффективным процессом. Поэтому предотвращение образования солей предпочтительнее, чем их удаление. Из числа технологий борьбы с отложениями солей эффективными и популярными являются химические методы с применением ингибиторов солеотложений [7, 8]. В данной работе для изучения эффективности ингибирования отложения сульфатов кальция и бария в статических условиях использовались пять ингибиторов солеотложений (табл. 2). Состав № 5 является новым композиционным ингибитором солеотложений, состоит в основном из фосфоновых кислот и в рамках исследования показал синергетический ингибирующий эффект.

Лабораторные исследования для определения эффективности ингибирования отложения солей проводились в соответствии со стандартом Международной ассоциации инженеров-коррозионистов (National Association of Corrosion Engineers – NACE) и представляли собой экспериментальное определение способности ингибиторов предотвратить выпадение из растворов сульфатов кальция и бария [9, 10]. При этом концентрация Ca²⁺ и Ba²⁺ в растворах измеряется до и после осаждения солей при смешивании пластовой и закачиваемой вод с ингибитором и без ингибитора солеотложений. Эффективность ингибирования солеотложений определяется по формуле:

,                              (3)

где Э – эффективность ингибирования в статических условиях;  – концентрация Ca²⁺ или Ba²⁺ в растворе с ингибитором после выпадения солей;
– концентрация Ca²⁺ или Ba²⁺ в растворе без ингибитора после выпадения солей; – начальная концентрация Ca²⁺ или Ba²⁺ в растворе до выпадения солей.

На рис. 3 представлена зависимость эффективности ингибиторов солеотложений от концентрации ионов кальция и бария. При этом были использованы ингибиторы в концентрации 30 мг/л. Исследования были проведены при температуре 80 °C. Как показано на рис. 3, наиболее эффективным ингибитором является новый композиционный состав ингибитора солеотложений. Из рис. 3а видно, что увеличение концентрации кальция в растворе снижает эффективность ингибирования всех ингибиторов, однако даже при концентрации кальция 15 г/л эффективность разработанного состава ингибитора и НТФ снижается незначительно. На рис. 3б представлено также изменение эффективности ингибиторов при увеличении концентрации катионов бария в растворе с 200 до 3000 мг/л. Видно, что рост концентрации бария уменьшает эффективность ингибирования, причем эффективность ингибиторов ОЭДФК, НТФ и PPCA снижается существенно.

Тесты с закупоркой трубы используются для оценки эффективности ингибиторов солеотложений для предотвращения выпадения неорганических солей и дают возможность определить минимальную рабочую концентрацию ингибитора солеотложений. Исследования проводились путем добавления рабочего раствора в трубку смешивания закачиваемой и пластовой вод (№ 1) в объемном соотношении 1:1 при постоянной температуре 80 °С. В начале эксперимента производилась закачка раствора без добавления нового композиционного состава ингибитора солеотложений и измерялся перепад давления в трубке, обусловленный выпадением солей. Далее к рабочему раствору был добавлен новый состав ингибитора солеотложений, и его концентрация увеличивалась от 5 до 25 мг/л. Результаты исследования представлены на рис. 4. Видно, что при концентрации 25 мг/л новый состав ингибитора солеотложений предотвращает выпадение солей в динамических условиях. При этом перепад давления не меняется в течение 150 мин. Таким образом, при концентрации 25 мг/л и более новый композиционный состав ингибитора имеет достаточно высокую эффективность ингибирования в статических и динамических условиях.

В целях изучения повреждения пласта (уменьшения проницаемости породы) из-за выпадения BaSO₄ при заводнении были проведены фильтрационные исследования. При этом была использована установка, состоящая из кернодержателя, двух емкостей с насосами (одна – для закачиваемой воды, другая – для пластовой воды № 2), датчиков и термошкафа. Перед исследованием экспериментальная система была оставлена на 3 ч на термостатирование. Давление обжима – 20 МПа. Вода из обеих емкостей закачивалась при одинаковом давлении. Таким образом, две воды (закачиваемая и пластовая № 2) закачивались в образцы керна в объемном соотношении 1:1. Были использованы карбонатные образцы керна со средней начальной проницаемостью и пористостью 0,03 мкм² и 17,3 %, соответственно. Закачка рабочего раствора в образцы керна производилась в режиме постоянного расхода (6 мл/мин) при температуре 80 °С. Проницаемость породы была рассчитана с помощью уравнения по линейному закону Дарси до (К₀) и после (К₁) осаждения солей. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле:

,                                             (4) 

где К – проницаемость породы, мкм2; q – скорость закачки раствора, мл/мин; μ – вязкость раствора, Па.с; L – длина керна, см; A – площадь поперечного сечения керна, см²; ∆P – перепад давления, Па.

Затем эксперименты были повторены с использованием ингибиторов при концентрации 30 мг/л. При этом была получена зависимость отношения поврежденной проницаемости к начальной проницаемости (К₁/К₀). Результаты исследования представлены на рис. 5, на котором видно, что без применения ингибитора солеотложений проницаемость породы из-за выпадения сульфата бария снижается до уровня менее 60 % начальной проницаемости. Следовательно, добавление ингибитора солеотложений снижает риск повреждения пласта. Из числа исследованных в данной работе ингибиторов новый композиционный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую эффективность в течение 100 мин прокачки раствора в образцы керна. При этом проницаемость сохраняется на уровне более 92 % начальной проницаемости. В случае применения промышленных ингибиторов проницаемость остается на уровне 80 % начальной проницаемости пород.

Были проведены фильтрационные исследования для определения адсорбционно-десорбционных свойств применяемых ингибиторов солеотложений. При этом была измерена концентрация ингибитора солеотложений на входе и выходе из кернодержателя. Была определена относительная концентрация каждого ингибитора в зависимости от количества поровых объемов (PV_inj).
PV_inj было рассчитано по формуле:

,                              (5) 

где PV_inj – количество поровых объемов прокачки при фильтрации; q – скорость закачки раствора, мл/мин; t – время закачки, мин; d – диаметр образцов керна, см; L – длина образцов керна, см; φ – пористость образцов керна, %.

На рис. 6 представлен график зависимости относительной концентрации от количества поровых объемов прокачки, демонстрирующий адсорбционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений. В первой части графика, где относительная концентрация увеличивается с ростом количества поровых объемов, представлен процесс адсорбции ингибитора на поверхности горных пород, в ходе которого прокачка раствора продолжалась до 16 поровых объемов. Видно, что относительная концентрация равняется единице через 10; 11; 14 и 15 поровых объемов при применении нового состава, PPCA, НФТ и DTPMP, соответственно. Поэтому разработанный состав адсорбируется на поверхности карбонатных образцов быстрее, чем промышленные ингибиторы. Во второй части графика представлено изменение процесса десорбции выносимого ингибитора с поверхности породы. Длительный срок защиты скважин и призабойной зоны пласта от солеотложений происходит на фоне медленного процесса десорбции [11], причем, как показано на рисунке, в начале процесса относительная концентрация резко снижается до почти 4 поровых объемов прокачки рабочего раствора с ингибитором.

ВЫВОДЫ

1. Подтверждено, что термобарические условия оказывают существенное влияние на прогнозируемые показатели выпадения сульфата кальция, такие как тенденция к образованию солей и индекс насыщенности вод. Увеличение температуры и снижение давления увеличивают статистическую вероятность образования сульфата кальция, однако не оказывают существенного влияния на вероятность выпадения сульфата бария.

2. Увеличение концентрации катионов кальция и бария снижает эффективность ингибиторов в статических условиях. Однако эффективность нового композиционного состава ингибитора солеотложений с ростом концентрации катионов в растворе снижается незначительно. На основе результатов тестов с закупоркой трубы установлено, что минимальная рабочая концентрация нового ингибитора солеотложений составляет 25 мг/л.

3. При выпадении неорганических солей в образцах керна проницаемость снижается до 58 % начальной проницаемости. Добавление ингибиторов солеотложений к рабочему раствору предотвращает снижение проницаемости. При применении нового состава проницаемость породы сохраняется на уровне более 92 % значения начальной проницаемости пород.

4. Определены адсорбционно-десорбционные свойства применяемых ингибиторов солеотложений. Разработанный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую скорость адсорбции на поверхности карбонатных образцов керна.

Таблица 1. Характеристики моделей пластовых и закачиваемой вод

Table 1. Characteristics of models of reservoir and injected waters

Таблица 2. Используемые ингибиторы солеотложений

Table 2. Used scaling inhibitors

Нефтяные оторочки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения разрабатываются на истощение без поддержания пластового давления [1], в результате чего значения пластовых давлений существенно снизились, что привело к серьезным проблемам в нефтедобыче. Помимо этого вследствие разработки в режиме истощения на месторождении наблюдается низкая нефтеотдача.

На сегодняшний день самым распространенным методом поддержания пластового давления (ППД) является заводнение. В то же время для повышения компонентоотдачи нефтегазоконденсатных залежей становится актуальным применение других вытесняющих агентов, более эффективных по сравнению с водой. Так, в работе [2] были выполнены расчеты технологических показателей разработки нефтяных оторочек пласта БУ₁₁² Уренгойского месторождения с ППД путем вытеснения нефти водой, различными газами, а также при организации водогазового воздействия циклической закачкой газа и воды. В расчетах использовали специальную опцию SOLVENT гидродинамического симулятора Eclipse 100. Для сравнения в качестве базового был принят проектный вариант разработки залежей 2 и 3 пласта БУ₁₁² Уренгойского месторождения на истощение с величиной конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) 16,9 %.

По результатам вычислительных экспериментов [2] наименьший прирост нефтеотдачи был отмечен для варианта с ППД закачкой воды (конечный КИН увеличился на 51,6 %), а наибольший – для водогазового воздействия (КИН возрос по сравнению с вариантом ППД водой на 9,7 % при соотношении объемов газа сепарации и воды 2:1).

Следует отметить, что техническая реализация водогазового воздействия при расходе газа в пластовых условиях, в 2 раза превышающем расход воды, требует применения дорогостоящего компрессорного оборудования высокого давления, больших капитальных вложений и значительных эксплуатационных затрат на обслуживание.

Существуют другие, гораздо менее затратные варианты реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении. В частности, может производиться не циклическая, а совместная закачка воды и газа в виде водогазовых смесей. Фильтрационные эксперименты В.Н. Хлебникова и П.М. Зобова, проведенные на керновом материале пласта БУ₁₁² Уренгойского месторождения с моделированием пластовых условий на установке УИК-5, показали, что водогазовые смеси с низким содержанием газа обладают более высокой нефтевытесняющей способностью по отношению к разгазированной нефти по сравнению с водой. Значения коэффициента вытеснения разгазированной нефти водогазовыми смесями оказались на 9,5–13,5 % выше, а остаточная нефтенасыщенность на 6,0–9,8 % ниже, чем в случае вытеснения водой. При этом было установлено, что водогазовая смесь с низким содержанием газа (10 %) в пластовых условиях является более эффективным агентом для вытеснения нефти Уренгойского месторождения, чем смесь с содержанием газа 20 %. Следовательно, можно уменьшить расход газа в технологии водогазового воздействия. Это снизит затраты и облегчит внедрение, а эффективность процесса вытеснения нефти увеличится.

закачивать ее в широком диапазоне расходов и давлений, можно организовать водогазовое воздействие на пласт простым и надежным оборудованием, которое может успешно эксплуатироваться в промысловых условиях российских месторождений.

Результаты первого внедрения насосно-эжекторной системы для утилизации попутного нефтяного газа путем водогазового воздействия на Самодуровском месторождении [9] ПАО «Оренбургнефть» подтвердили данные теоретических и экспериментальных исследований. Насосно-эжекторная система устойчиво работала в различных режимах, срывов подачи эжекторов и насосов не было. Вместе с тем опыт эксплуатации системы позволяет наметить мероприятия по совершенствованию технологии водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем.

Применительно к условиям Уренгойского месторождения на начальном этапе внедрения водогазового воздействия при низких пластовых давлениях может быть рекомендована принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия, представленная на рис. 1. Насосно-эжекторная система содержит силовой насос 1, эжектор 2, дожимной насос 3, а также линию 4 подачи воды в силовой насос 1, линию нагнетания воды 5, линию откачки газа 6 и линию закачки водогазовой смеси 7 в пласт. Приемная камера эжектора 2 сообщена с линией откачки газа 6, а линия нагнетания воды 5 направлена в сопло эжектора 2. Выходная линия 8 эжектора 2 соединена с приемом дожимного насоса 3. На линии 5 установлена регулируемая задвижка 9.

В системе может быть также размещен дозировочный насос 10 с линией подачи ПАВ 11 из емкости 12 и регулируемой задвижкой 13 на выходе.

В варианте системы силовой насос 1 и дожимной насос 3 снабжены частотно-регулируемыми приводами 14 и 15. Дозировочный насос 10 также может быть снабжен частотно-регулируемым приводом 16.

В вариантах системы на линии откачки газа 6 могут быть установлены регулируемая задвижка 17 и компрессор низкого давления 18.

В качестве дожимного насоса 3 могут быть установлены многоступенчатый лопастной насос или винтовой объемный насос.

Предлагаемая система в варианте выполнения (рис. 2) для реализации следующего этапа внедрения водогазового воздействия при повышении пластового давления содержит дожимной насос 3, изготовленный в погружном исполнении и спущенный на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 19 на глубину Н в нагнетательную скважину 20, пробуренную на пласт 21.

Дожимной погружной насос 3 «перевернутого» типа приводится в действие расположенным выше него погружным электродвигателем 22, который размещен в герметичном кожухе 23, присоединенном к нижнему концу НКТ 19. Прием 24 дожимного насоса 3 также расположен в кожухе 24. Выход дожимного насоса 3 снабжен хвостовиком 26. Затрубное пространство между хвостовиком 26 и эксплуатационной колонной нагнетательной скважины 20 перекрыто пакером 27.

Водогазовое воздействие на пласт в соответствии с предложенными схемами осуществляют следующим образом.

Нагнетают воду силовым насосом 1 из линии подачи воды 4 по линии нагнетания воды 5 в сопло эжектора 2, которым откачивают газ из газовой линии 6. Эжектором 2 создают, диспергируют и повышают давление водогазовой смеси. Ее направляют по линии 8 на прием дожимного насоса 3. Далее нагнетают дожимным насосом 3 водогазовую смесь по линии закачки водогазовой смеси 7 в пласт. При этом поддерживают содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 не выше величины критического газосодержания бескавитационной работы дожимного насоса 3 на водогазовой смеси. Содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 регулируют изменением подачи газа эжектором 2. Регулирование критического газосодержания осуществляют путем изменения давления на приеме дожимного насоса 3 за счет изменения давления воды, нагнетаемой в эжектор 2, и/или путем изменения пенообразующих свойств водогазовой смеси.
В последнем случае из емкости 12 откачивают по линии 11 пенообразующие ПАВ дозировочным насосом 10 и подают им ПАВ в линию нагнетания воды 5. Изменения пенообразующих свойств достигают изменением расхода ПАВ при регулировании подачи дозировочного насоса частотно-регулируемым приводом 10 и регулируемой задвижкой 13.
Регулирование расходов газа, воды, давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 осуществляют путем изменения размеров проточной части эжектора 2 и/или изменения давления газа в приемной камере эжектора 2.

Изменение размеров проточной части эжектора 2 производят путем установки в эжектор 2 сопел и камер смешений различных диаметров. Увеличивая диаметр установленного сопла, можно повысить расход воды, а уменьшая диаметр сопла, можно этот расход снизить. За счет вставки в эжектор 2 камеры смешения большего диаметра можно увеличить расход газа, и наоборот. Повышение давления газа в приемной камере эжектора 2 приводит к росту расхода газа, а снижение этого давления – к уменьшению расхода газа. Изменение расходов воды и газа приводит к соответствующему изменению давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3.

В варианте осуществления водогазового воздействия регулирование расходов газа, воды, давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 осуществляют путем изменения частоты вращения вала силового 1 и/или дожимного насоса 3 с применением частотно-регулируемых приводов 14 и 15.

Изменение давления газа в приемной камере эжектора 2 осуществляют либо регулируемой задвижкой 17 (в сторону снижения давления за ней по сравнению с давлением перед ней), либо компрессором низкого давления 18.
В последнем случае возможно некоторое увеличение давления газа в приемной камере эжектора 2 за счет сжатия газа компрессором 18.

В варианте реализации (рис. 2) при повышении пластового давления требуется обеспечить более высокий расход газа. Рост критического газосодержания, увеличение давления и снижение содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 в этом случае осуществляют путем использования гравитационного поля Земли для сжатия водогазовой смеси от выхода эжектора 2 до приема дожимного насоса 3. Это получают за счет спуска дожимного насоса 3, изготовленного в погружном исполнении, в нагнетательную скважину 20, вплоть до ее забоя.

Давление на приеме Р_пр дожимного насоса 3 при этом составляет 

Р_пр = Р_у + ρ_смgН – ΔР, 

где Р_у – давление на устье нагнетательной скважины 20; Н – глубина спуска дожимного насоса 3; ρ_см – средняя плотность водогазовой смеси в интервале от устья до глубины спуска дожимного насоса 3; g – ускорение свободного падения; ΔР – потери давления на трение.

Учитывая, что потери давления на трение ΔР несоизмеримо меньше, чем давление, создаваемое весом столба водогазовой смеси в гравитационном поле Земли (ρ_смgН), давление на приеме Р_пр дожимного насоса 3 существенно больше, чем давление на устье Р_у нагнетательной скважины 20, причем эта разница тем выше, чем больше глубина спуска Н дожимного насоса 3. Поэтому чем больше величина Н, тем выше предельное газосодержание, давление на приеме Р_пр и меньше содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3, что расширяет область применения способа водогазового воздействия на пласт в сторону более высоких расходов газа.

При этом после эжектора 2 водогазовую смесь направляют по линии 8 в колонну НКТ 19 и далее по кольцевому пространству между кожухом 23 и погружным электродвигателем 22 – на прием 24 погружного дожимного насоса 3. Электроэнергию к погружному электродвигателю 22, вращающему вал дожимного насоса 3, передают по кабелю 25 с поверхности от станции управления с частотно-регулируемым приводом 15. Дожимным насосом 3 нагнетают водогазовую смесь по хвостовику 26 в пласт 21. Пакер 27 необходим для того, чтобы высокое давление нагнетания не передавалось на эксплуатационную колонну скважины 20.

Для повышения эффективности воздействия перед закачкой водогазовой смеси рекомендуется проводить фильтрационные исследования вытеснения нефти из моделей пласта водогазовыми смесями при различных газосодержаниях. В экспериментах определяют область рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях, в которой обеспечиваются наибольшие значения коэффициента вытеснения нефти К_выт, и затем закачивают смесь в пласт при обеспечении газосодержания смеси β_пл в пластовых условиях, исходя из соотношения 

β_мин ≤ β_пл ≤ β_макс, 

где β_мин – минимальное газосодержание, соответствующее левой границе области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях;
β_макс – максимальное газосодержание, соответствующее правой границе области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях.

Исследования вытеснения нефти из моделей пласта водогазовыми смесями при различных газосодержаниях проводят на специальных установках трехфазной фильтрации. Они выпускаются как зарубежными, так и отечественными изготовителями. По данным этих исследований строят зависимости коэффициента вытеснения нефти К_выт от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях β_пл.

Границы области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях определяют по графику зависимости коэффициента вытеснения нефти К_выт от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях пл, исходя из условия, что допустимое снижение коэффициента вытеснения нефти К_выт на границах области по сравнению с его максимальным значением К_{выт. макс} (при оптимальном газосодержании β_опт) составляет не более 10 % (рис. 3).

Таким образом, предложенные принципиальные решения позволят повысить эффективность водогазового воздействия на Уренгойском месторождении при существенном снижении затрат на реализацию.

ГЛАВНЫЙ ФАКТОР РАЗВИТИЯ

Свой жизненный и профессиональный опыт в «ЭНЕРГАЗе» не стесняются сверять с мудростью человечества. Здесь, например, твердо усвоили такую истину: видеть проблему – еще не значит уяснить и решить ее.

Познать суть дела и затем получить успешный результат – для энергазовцев это значит ощутить весь комплекс взаимосвязанных задач по конкретному проекту. Досконально, в нюансах и деталях обосновать оптимальные инженерные решения, грамотно осуществить проектирование, оценить последствия своих решений и системно реализовать их.

Производственная практика первого десятилетия не раз подтверждала правоту и незыблемость такого подхода. Лаконично и емко выражен он в девизе компании: «Внимание к деталям – от идеи до воплощения». Именно так, год за годом наращивается ресурс профессиональной компетентности – главный фактор развития этого коллектива.

ОТКРЫВАЯ НОВОЕ ДЕСЯТИЛЕТИЕ

За 10 лет работы в сегменте технологического оборудования газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» заявил и утвердил себя как высокопрофессиональная инженерная корпорация. Теперь это Группа компаний, которые под единым брендом согласованно осуществляют проектирование, производство, поставку, ввод в эксплуатацию и сервисное обслуживание модульных установок и систем газоподготовки для нефтегазового комплекса, электроэнергетики, машиностроения, химической, строительной и других отраслей.

Глубокое знание производства и инженерная ответственность за качество своих проектов стали за эти годы повседневными принципами, нормой жизни всего коллектива.

Здесь наработан комплекс уникальных инженерных решений по эффективному применению технологического оборудования последнего поколения на крупных электростанциях, объектах малой энергетики, в автономных центрах энергоснабжения промышленных предприятий, на объектах сбора и транспортировки попутного нефтяного газа (ПНГ), в энергоцентрах собственных нужд месторождений, на объектах специального назначения (испытательные стенды газовых турбин и учебные центры).

С какими результатами открывает «ЭНЕРГАЗ» новую страницу своей трудовой летописи? Коллектив продолжает активно наращивать уникальный организационный и инженерный опыт, накопленный при реализации
135 проектов на территории 35 регионов России и стран СНГ. В целом начиная с 2007 г. введено или готовится к пуску 269 установок газоподготовки.

ВЫПОЛНЕННЫЕ ПРОЕКТЫ (октябрь 2016 г. – сентябрь 2017 г.)

Назовем наиболее значимые объекты, на которых «ЭНЕРГАЗ» в свой юбилейный год ввел в действие технологическое оборудование газоподготовки.

КСН Пякяхинского месторождения («ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

«ЭНЕРГАЗ» поставил и поэтапно ввел в действие девять компрессорных установок (КУ) различного типа и функционального назначения для работы в составе компрессорной станции нефтяного газа (КСН). Это КУ низкого давления, четыре установки среднего давления (фото 1), КУ для газа деэтанизации, три поршневых агрегата.

Для последующей транспортировки газодожимное оборудование осуществляет доочистку и компримирование попутного газа 1-й и 2-й ступеней сепарации от установки подготовки нефти, ПНГ – от концевой сепарационной установки, а также газа – от установки деэтанизации и стабилизации конденсата.

Для измерения объема сжатого газа все агрегаты дополнительно укомплектованы узлами учета с расходомерами.

ГТУ-ТЭЦ Центральной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга (ТГК-1)

На площадке ЭС-1 Центральной ТЭЦ на базе двух энергоблоков построена ГТУ-ТЭЦ. Каждый блок состоит из газотурбинной установки Siemens SGT-800 и водогрейного котла-утилизатора. Суммарная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ – 100 МВт, тепловая – 100 Гкал/ч.

Фильтрацию, компримирование и подачу топливного газа в турбины обеспечивает технологическое оборудование – пункт подготовки газа и дожимная компрессорная станция (ДКС) (фото 2) Enerproject из трех установок.

Все работы по вводу системы газоподготовки, включая шефмонтаж, пусконаладку, собственные испытания и комплексное тестирование в составе ГТУ-ТЭЦ, выполнили технические специалисты ООО «СервисЭНЕРГАЗ» (Группа «ЭНЕРГАЗ»).

ГТЭС-84 Восточно-Мессояхского месторождения («Мессояханефтегаз»)

Эта самая северная материковая газотурбинная электростанция в России включает шесть турбин Solar типа Titan 130,
имеет мощность 84 МВт и снабжает электроэнергией и теплом объекты промысла.

Станция оснащена установкой подготовки топливного газа (УПТГ) (фото 3) «ЭНЕРГАЗ». УПТГ обеспечивает необходимые параметры ПНГ по чистоте, температуре, давлению и расходу, что позволяет использовать в качестве основного топлива для ГТЭС попутный газ, добываемый на месторождении.

Основу УПТГ составляют: блок компримирования – четыре компрессорные установки ангарного типа; система фильтрации – входные коалесцирующие скрубберы; система регулирования температуры подачи газа – каскад из охладителей и нагревателей.

УПТГ дополнительно оборудована системой определения температуры точки росы газа по воде и углеводородам.

Центр политехнического обучения («Сургутнефтегаз»)

ЦПТО функционирует на Западно-Сургутском месторождении (Ханты-Мансийский АО). Ежедневно здесь готовы принимать до 500 обучающихся. Получить фундаментальные знания или повысить квалификацию можно по 349 профессиям.

Центр является уникальным не только в нашей стране, но и в мире. Он оснащен тренажерами, компьютерными классами и лабораториями. На специальном полигоне установлены аналоги современного оборудования, действующего на месторождениях «Сургутнефтегаза».

В составе полигона функционирует учебный компрессорный агрегат (фото 4) от компании «ЭНЕРГАЗ». Эта установка-симулятор компримирует атмосферный воздух в целях демонстрации технологических процессов при сборе и трубопроводном транспорте газа. КУ работает в двух режимах – «обучение» и «экзамен».

На входе в КУ установлена система подготовки воздуха – высокоэффективный сепаратор, аналогичный входным скрубберам для фильтрации газа, которыми укомплектованы установки на объектах «Сургутнефтегаза».

УПСВ-3 Советского месторождения («Томскнефть»)

На установке предварительного сброса воды действует вакуумная компрессорная станция «ЭНЕРГАЗ» (фото 5), обеспечивающая на объекте рациональное использование низконапорного ПНГ в максимально возможных объемах.

ВКС винтового типа компримирует попутный газ 2-й ступени сепарации с близкого к вакууму давления (0,001–0,01 МПа) до давления газа 1-й ступени сепарации (0,6 МПа) для совместной подачи в трубопровод до газораспределительной станции.

Согласно проекту ВКС функционирует с минимальной производительностью – 250 м3/ч. Ранее Группа «ЭНЕРГАЗ» ввела в эксплуатацию вакуумные КС еще на двух объектах «Томскнефти»: УПСВ-9 Советского и УПСВ-5 Вахского месторождений.

ГТУ-26,5 Могилевской ТЭЦ-1, Республика Беларусь («Могилевэнерго»)

В ходе модернизации Могилевской ТЭЦ-1 на объекте введен в действие современный энергоблок, созданный на базе газотурбинной установки LM2500+ (GE) мощностью 26,5 МВт.

Топливо для ГТУ – природный газ. Его подготовку и подачу в турбину обеспечивает пункт подготовки газа «ЭНЕРГАЗ» (фото 6):

• ДКС из двух модульных установок для компримирования газа до необходимого рабочего давления;

• система фильтрации из двух сепараторов (фильтров-скрубберов), встроенных в блок-модули КУ;

• подземный дренажный резервуар для сбора и отвода конденсата и шлама.

Месторождения Большехетской впадины («ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

Одной из приоритетных задач ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» является освоение промыслов Большехетской впадины (Ямало-Ненецкий АО) – района с доказанной высокой нефтегазоносностью.

Одновременно здесь решается проблема рационального использования попутного газа. Транспортная система жидких углеводородов с месторождений Большехетской впадины оснащена компрессорной станцией, которая очищает и перекачивает низконапорный ПНГ, поступающий с концевой сепарационной установки.

КС «ЭНЕРГАЗ» в арктическом исполнении спроектирована для работы в тяжелых климатических условиях. Дополнительный функционал станции – учет сжатого газа.

Автономный центр энергоснабжения завода микроэлектроники АО «Ангстрем-Т»

Для научно-производственного комплекса завода микроэлектроники «Ангстрем-Т» (Москва, Зеленоград) построен собственный центр энергоснабжения – автономная газопоршневая электростанция мощностью 36 МВт и котельная. ГПЭС включает пять двухтопливных установок Wartsila 16V34DF, работает по тригенерационному циклу и обеспечивает предприятие необходимыми объемами электроэнергии, тепла и холода.

Газовое топливо для энергоцентра поступает через многофункциональную систему подготовки газа (СПГ) (фото 7)
«ЭНЕРГАЗ», которая состоит из блока входных фильтров, пункта учета газа, системы тонкой очистки, двух газокомпрессорных установок, внутриплощадочного газопровода.

Технологический комплекс осуществляет предварительную фильтрацию, измерение расхода, тонкую очистку и компримирование газа.

Строительство СПГ «под ключ», включая монтаж, пусконаладку, индивидуальные испытания и комплексную проверку в составе электростанции, а также обучение персонала заказчика, провели специалисты Группы «ЭНЕРГАЗ».

ДКС на месторождении «Алан» («Узбекнефтегаз»)

Дожимная компрессорная станция на базе двух газоперекачивающих агрегатов ГПА-16 «Волга» была построена АО «КМПО» по проекту обустройства газового месторождения «Алан» на юге Узбекистана.

В составе ДКС действует система газоподготовки производства ООО «БелгородЭНЕРГАЗ» (входит в Группу «ЭНЕРГАЗ»). Технологическая установка (фото 8) включает два высокоэффективных фильтра-сепаратора, узел дренажа конденсата, электрические подогреватели газа, двухлинейные узлы редуцирования.

Система обеспечивает газоперекачивающие агрегаты топливным и пусковым газом с необходимыми параметрами по чистоте, температуре, давлению и расходу. Степень фильтрации от механических примесей и капельной влаги составляет 99,98 %.

Поставку оборудования выполнила компания «ЭНЕРГАЗ», шеф-инженерные работы и техническое сопровождение проекта осуществил «Сервис ЭНЕРГАЗ».

ГТУ-ТЭЦ на Ярегском месторождении – энергоцентр «Ярега» («ЛУКОЙЛ-Коми»)

На нефтетитановом месторождении возведен энергоцентр собственных нужд. Электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 75 МВт, тепловая – 79,5 Гкал/ч. Топливом для энергоцентра «Ярега» является природный газ Курьино-Патраковского газоконденсатного месторождений.

Проектные параметры газа обеспечивает многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» (фото 9): блочный пункт подготовки газа (БППГ) и дожимная компрессорная станция (ДКС).

БППГ укомплектован блоком фильтрации, дренажной системой, узлом учета газа, системой редуцирования. Основное назначение БППГ – измерение расхода и очистка газа. Дополнительный функционал – стабилизация давления.

ДКС компримирует подготовленный газ до 4,5–5,0 МПа и подает его в турбины ГТУ-ТЭЦ. Состоит из четырех компрессорных установок винтового типа.

За эффективный контроль, управление и безопасную эксплуатацию этого технологического оборудования отвечает система автоматизированного управления (САУ) газоснабжением. Она включает локальные САУ агрегатов, шкаф общего управления, автоматизированное рабочее место оператора, пульт аварийного останова.

ПРОЕКТЫ НА СТАДИИ РЕАЛИЗАЦИИ

Сегодня на различных стадиях готовности к пуску (заводские испытания, доставка, монтаж, наладка, предпусковое тестирование) находятся 35 установок подготовки и компримирования газа.

Восточно-Уренгойское месторождение (ПАО «НК «Роснефть»). На площадке УКПГиК смонтирована многомодульная установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ». УПТГ из 

8 блоков обеспечит газоснабжение более 10 объектов. Среди них – газотурбинная электростанция, установка низкотемпературной сепарации, котельная, установка стабилизации конденсата, ДКС низконапорных газов, установка регенерации метанола и др.

Испытательный стенд газотурбинных двигателей (УМПО). На стенде проходят испытания ГТД типа АЛ-31СТ. В рамках модернизации объект оснащается дожимной КУ, предназначенной для снабжения испытуемых турбин топливным газом с необходимыми параметрами.

ГТЭС Южно-Нюрымского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»). На строящейся электростанции собственных нужд готовится к вводу ДКС ангарного типа, предназначенная для подготовки и подачи попутного газа в турбины.

ТЭЦ «Восточная», Владивосток (РАО «ЭС Востока»). Для газотурбинных энергоблоков новой станции установлена система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ». Технологическое оборудование включает три двухступенчатые КУ, пункт подготовки газа и газовый ресивер.

ЦПС Восточно-Мессояхского месторождения (ООО «Газпромнефть Развитие»). Здесь «ЭНЕРГАЗ» выполняет проект по вводу двух КУ для сжатия ПНГ концевой ступени сепарации и газа из сеноманской воды.

УПСВ-4 Вахского месторождения (ОАО «Томскнефть»). На установке предварительного сброса воды ведется предпусковая подготовка вакуумной КС для сбора и транспортировки низконапорного (0,001 МПа) ПНГ.

ГТЭС Верхнеколик-Еганского месторождения (ПАО «НК «Роснефть»). Подачу ПНГ в турбины ГТЭС-24 МВт будет осуществлять установка компримирования топливного газа «ЭНЕРГАЗ». УКТГ размещается в отдельном здании, включает узел газоподготовки и компрессорный блок из четырех КУ.

ТЭЦ Национального исследовательского университета «МЭИ» (Москва). По проекту реконструкции здесь создается ПГУ мощностью 10 МВт. Новый парогазовый энергоблок будет получать газовое топливо от КУ, поставленной «ЭНЕРГАЗом».

ГТУ-ТЭС на площадке Центральной котельной г. Елабуги. Система газоподготовки, состоящая из ДКС и БППГ, обеспечит качественным топливным газом новый энергоблок на базе четырех ГТУ Turbomach.

СКНС Южно-Ватлорского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»). В составе компрессорной станции низких ступеней сепарации будут работать две КУ для сбора и транспорта попутного газа с объектов ряда месторождений.

Грозненская ТЭС. Специалисты «ЭНЕРГАЗа» выполнят весь цикл предпусковых работ на ДКС топливного газа для двух турбин Siemens типа SGT5-2000E.

Прегольская ТЭС (Калининград). Система комплексной подготовки топливного газа, поставляемая «ЭНЕРГАЗом», предназначена для снабжения турбин четырех парогазовых энергоблоков единичной мощностью по 110 МВт, которые составят основу новой электростанции.

Важно отметить, что в центре внимания Группы «ЭНЕРГАЗ» всегда находится комплексное техническое обслуживание оборудования газоподготовки и газоснабжения.

РАЗВИТИЮ СЕРВИСА – ПОВЫШЕННОЕ ВНИМАНИЕ

По состоянию на сентябрь 2017 г. общая наработка действующих установок «ЭНЕРГАЗ» составила более 8 млн ч. Естественно, что для нормальной эксплуатации и полной выработки ресурса технологического оборудования требуется своевременное сервисное обслуживание (фото 10), а при необходимости – модернизация, текущий или капитальный ремонт.

Решение задач обеспечения гарантированной надежности и эффективности оборудования газоподготовки и газоснабжения, поставляемого «ЭНЕРГАЗом» и другими производителями, находится в компетенции компании «СервисЭНЕРГАЗ».

Сервисный процесс основан на организационном и инженерном опыте, накопленном при выполнении 135 энергетических и нефтегазовых проектов практически на всей территории России и за рубежом. Географический масштаб – от Сахалина до Калининграда. Объекты газоподготовки, созданные «ЭНЕРГАЗом», действуют на Дальнем Востоке, в Якутии, в Сибири, на Крайнем Севере, в южных и центральных регионах, в Москве и Санкт-Петербурге, а также за пределами страны – в республиках Беларусь и Узбекистан.

Именно поэтому повышенное внимание в сервисной деятельности Группы «ЭНЕРГАЗ» уделяется системе удаленного мониторинга. Эта система призвана обеспечить постоянный контроль состояния оборудования и технологических процессов со стороны специально подготовленных сотрудников и экспертов «СервисЭНЕРГАЗа».

В результате своевременно и квалифицированно принимаются необходимые организационные и инженерные решения, и что особенно важно, эти решения разрабатываются на основе актуальных и достоверных данных, поступающих непосредственно с объекта. Эти материалы в оперативном режиме интерпретируются, всесторонне анализируются и профессионально моделируются.

Более года реализуется специальная Программа предоставления услуг долгосрочного сервиса. Она складывается из длительных контрактов (сроком до
36 мес) на проведение послегарантийного техобслуживания установок подготовки и компримирования газа.

В целом «СервисЭНЕРГАЗ» осуществляет весь комплекс сервисных работ:

• подготовку оборудования к пуску;

• техобслуживание в гарантийный период;

• сервисную поддержку в постгарантийный период;

• модернизацию;

• текущий (локальный) ремонт;

• капитальный ремонт с демонтажем оборудования;

• поставку и замену запчастей, комплектующих и расходных материалов;

• технические консультации и обучение.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Каждый успешно реализованный проект – это не только лаконичный абзац в официальном производственном отчете или яркий репортаж на телеэкране. Это всегда этапное жизненное событие. За прошедшие 10 лет специалисты «ЭНЕРГАЗа» твердо усвоили: без человеческой души, концентрации опыта, сил и воли даже выдающийся инженерный замысел останется лишь листом бумаги.

Поэтому человеческий капитал всегда был, есть и будет основной составляющей топливно-энергетического комплекса России – гарантией практического воплощения в жизнь самых смелых технологических прогнозов и проектов.

В свое новое десятилетие коллектив «ЭНЕРГАЗа» входит, активно укрепляя профессиональные и кооперационные связи в сегменте оборудования комплексной газоподготовки. Хорошо осознавая значение такого сотрудничества, энергазовцы выражают большую благодарность всем коллегам и партнерам по совместной работе.

ООО «ЭНЕРГАЗ»

105082, РФ, г. Москва, ул. Б. Почтовая, д. 55/59, стр. 1

Тел.: +7 (495) 589-36-61

Факс: +7 (495) 589-36-60

e-mail: info@energas.ru

www.energas.ru

На сегодняшний день мировой объем добычи высоковязкой нефти остается незначительным, что связано с недостаточным развитием технологий освоения подобных залежей. Основным оборудованием для добычи высоковязкой нефти остаются винтовые насосы, однако они имеют ряд недостатков, которые ограничивают область их применения. К числу таких недостатков относятся, в частности, необходимость подбора эластомера статора для жидкости конкретной скважины, высокая виброактивность ротора, сложность изготовления и обработки винтовых поверхностей деталей насоса. Другие технические решения по насосному оборудованию для добычи вязкой нефти, такие как героторные [1] и роторно-пластинчатые насосы [2], пока не получили широкого распространения.

В связи с этим перспективными видятся работы, направленные на исследование рабочих процессов гибридного роторного насоса. Гибридный насос [3–7] сочетает в себе положительные качества различных роторных насосов, таких как винтовой и шиберный насосы. Такой гибридный насос может перекачивать высоковязкие жидкости и имеет ряд преимуществ: отсутствие вибраций ротора при работе насоса, все рабочие поверхности выполнены технологически простыми (это цилиндрические и плоские поверхности). Гибридный роторный насос является обратимой гидравлической машиной, что также открывает возможность для его использования в качестве гидравлического забойного двигателя. На данный момент исследования гибридной роторной гидравлической машины находятся на начальном этапе. Целью исследовательских работ является изучение гибридного роторного насоса, оснащенного угловыми вкладышами, выполняющими функции замыкателей, которые разделяют рабочие камеры, установленные последовательно.

Конструкция гидравлической машины с угловыми вкладышами [6] представлена на рис. 1 и 2.

Гидравлическая машина [6] работает в режиме насоса следующим образом. От вала двигателя (на рисунках двигатель не показан) механическая энергия передается на ротор 5, установленный на опорах 6, 7 и 14. При вращении ротора 5 во вращательное движение вовлекается и обойма 4. Обойма 4 выполнена из отдельных секций или угловых вкладышей 12, 13, следующих друг за другом, с возможностью углового смещения отдельных секций 12, 13 друг относительно друга. Каждая секция 13 обоймы 4 оснащена стопорным элементом 11, выполненным на роторе 5. При вращении ротора 5 в спиралевидных камерах 10 обеспечивается силовое воздействие на жидкость, заполняющую полости в камерах 10. Таким образом, формируется поток жидкости в направлении от входа 2 к выходу 3. Щелевые уплотнения 9 уменьшают объемные потери, поскольку ротор 5 размещен вблизи от поверхности расточки 8 корпуса 1 с образованием щелевого уплотнения 9 в зазоре между наружной поверхностью ротора 5 и поверхностью расточки 8 в корпусе 1.
Внутри корпуса 1 следующие друг за другом спиралевидные камеры 10 отделены друг от друга щелевыми уплотнениями 9 и элементами секционной обоймы – секциями 12, 13.

Во всех роторных насосах наблюдается проблема роста гидравлических сопротивлений при увеличении частоты вращения ротора, что снижает их эффективность и ограничивает область применения. В ходе проведенной исследовательской работы была разработана математическая модель для оценки гидравлических сопротивлений в рабочих камерах гибридного роторного насоса. В представленной математической модели рассматривается один угловой вкладыш в процессе поворота ротора на угол от 120 до 0°. На рис. 3 представлена расчетная схема для созданной математической модели.

При уменьшении угла поворота ротора площадь серповидного канала 3 уменьшается.

Перепад давления dP в рабочей камере насоса по представленной математической модели определяется следующим образом:

dP = kρϑ_ос²/2,                                        (1)

ϑ_ос = Q_вкл/(S_с + S_щ.к),                      (2)

Q_вкл = S_рабϑ_окр,                                 (3)

где k – коэффициент гидравлических потерь; ρ – плотность жидкости; ϑ_ос – осевая скорость движения винтовой линии; Q_вкл – расход жидкости на выходе из серповидного канала; S_с – площадь серповидного канала; S_щ.к – площадь щелевого канала между статором и ротором; S_раб – площадь рабочей поверхности вкладыша; ϑ_окр – окружная скорость движения жидкости. На рис. 4 в качестве примера представлены результаты расчета, полученные с применением разработанной математической модели, при различных значениях частоты вращения ротора: n_р = 587 об/мин; n_р = 1631 об/мин; n_р = 2270 об/мин.

По результатам расчета видно, что на малых углах поворота ротора наблюдается всплеск перепада давления. А с увеличением частоты вращения ротора перепад давления в рабочей камере, соответственно, увеличивается.

Аналогичные расчеты были выполнены с использованием пакета программ SolidWorks Flow Simulation, с применением специальных 3D-моделей, имитирующих проточную часть рабочей камеры насоса при различных углах поворота ротора. Для моделирования были выбраны четыре значения угла поворота ротора – 120, 90, 60 и 30°. Отдельные результаты компьютерного моделирования представлены на рис. 5.

Выполненные расчеты показали, что эффективность работы гидравлической машины может быть повышена при снижении перепада давления dP за счет выполнения разгрузочных канавок на роторе (позиция 18 на рис. 1 и 2).

В лабораториях РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина был проведен ряд лабораторных исследований с различными исполнениями гибридного роторного насоса. При помощи 3D-прототипирования и современных технологий, таких как лазерная резка, были изготовлены микромодели различных конструктивных исполнений, показанные на рис. 6–8.

В ходе лабораторных исследований впервые получены напорные характеристики для исполнений гибридного роторного насоса с угловыми вкладышами. На рис. 9 представлены характеристики насоса, полученные при испытаниях на воде и на вязкой жидкости, в качестве вязкой жидкости использовали индустриальное масло И-40.

При испытаниях на вязкой среде на лабораторном стенде насос с пластиковыми рабочими органами сохранял свою работоспособность при перепаде давления 0,6 МПа в расчете на одну рабочую камеру.

Проведенные исследования позволили подготовить первые рекомендации по проектированию гибридных роторных насосов с угловыми вкладышами. Определена оптимальная зона конструктивных параметров гибридного роторного насоса и подобраны оптимальные соотношения: 

e/D_с ≥ 0,1,                                           (4) 

l_р.к/D_с ≤ 1,3,                                       (5) 

где e – эксцентриситет насоса; D_с – внутренний диаметр статора, l_р.к – длина одной рабочей камеры насоса.

По результатам выполненных теоретических и экспериментальных работ сделаны следующие промежуточные выводы. Разработаны математические модели и методики расчета, описывающие рабочие процессы гибридного роторного насоса с учетом конструктивных особенностей угловых вкладышей. В ходе стендовых испытаний впервые экспериментально подтверждены обратимость гибридной роторной гидравлической машины с угловыми вкладышами и возможность ее работы в следующих режимах: работа в режиме насоса объемного типа, работа в режиме насоса динамического типа, работа в режиме объемного гидравлического двигателя. На основе проведенных численных экспериментов и результатов стендовых испытаний определена оптимальная зона конструктивных параметров гибридного роторного насоса и подобраны оптимальные соотношения геометрических размеров рабочей камеры.

В настоящее время при проектировании и сооружении подводных трубопроводов на объектах континентального шельфа используются самые современные достижения в области морских технологий. Однако практика эксплуатации подводных трубопроводов показывает, что имеются реальные угрозы их повреждения.

На основании анализа около 700 случаев аварийной разгерметизации подводных трубопроводов установлены основные причины их разрушений. Доминирующими причинами аварийных ситуаций являются: коррозия – 50 %, механические повреждения вследствие воздействия якорей, тралов, вспомогательных судов и строительных барж – 20 % и повреждения, вызванные штормами, размывами дна, – 12 % [1].

Поскольку наибольший объем углеводородов – около 90 % – сосредоточен в арктических морях, а природные условия Арктики крайне затрудняют операции по ликвидации разливов нефти или делают их абсолютно неэффективными, актуальным является ремонт подводных трубопроводов, исходя из прогнозируемого объема строительства морских трубопроводов в северных морях (табл. 1).

Анализ технологий, использующихся для ремонта подводных трубопроводов, проведенный в [2], показал, что технологии ремонта, основанные на установке на поврежденный участок герметизирующих муфт при глубинах согласно табл. 1, наиболее эффективны.

Анализ технологий и конструкций устройств, использующихся для ремонта подводных трубопроводов, ведущих фирм мира [2] и проведенный патентный поиск позволили сформулировать основные операции, необходимые при проведении подводного ремонта с помощью установки герметизирующих муфт. К их числу относятся:

• четкая фиксация подводного модуля на трубе вне зависимости от угла ее расположения к горизонту;

• снятие изоляции и подготовка поверхности трубы;

• установка защиты для предотвращения попадания композитного состава во внутреннюю полость трубы;

• установка силового внешнего бандажа с возможностью закачки композитного состава в межтрубное пространство;

• возможность закачки композитного состава с поверхности.

Конструктивно была предложена блочно-модульная концепция комплекса, что позволяло бы в дальнейшем менять его характеристики.

На основе проведенного технико-экономического обоснования была доказана актуальность создания комплекса подводного ремонта с использованием технологии установки герметизирующей муфты.

При разработке и проектировании комплекса были приняты следующие оригинальные технологические и технические решения:

• проводить ремонт аварийного трубопровода за один цикл путем одного спуска и подъема погружного оборудования;

• использовать модульное построение блоков;

• разместить силовой гидравлический привод непосредственно в месте проведения ремонта, под водой;

• осуществлять посадку погружного блока на аварийную трубу путем гидроразмыва донного грунта через стойки погружного блока;

• проводить операции по отмыву, зачистке трубы, установке защиты трубы и установке защитного бандажа одним комбинированным устройством;

• производить закачку композитного состава с поверхности, учитывая опыт цементирования скважин;

• предусмотреть возможность оптимизации нагрузки на ремонтируемый участок трубы от веса блока погружного оборудования с помощью вспомогательных поплавков;

• предусмотреть возможность отключения тех или иных блоков или дальнейшее наращивание их функций в комбинированном устройстве.

В результате была предложена компоновка комплекса в следующем составе:

• блок погружного оборудования;

• блок управления;

• блок приготовления композитного состава.

В транспортном положении все блоки размещены на борту вспомогательного судна, при работе погружной блок закрепляется на аварийном участке подводного трубопровода и связан с помощью кабелей с блоком управления, а с помощью шлангов – с блоком приготовления композитного состава. Блок погружного оборудования представлен на рис. 1.

В соответствии с принятой концепцией в блоке погружного оборудования для возможности проведения ремонта за один цикл спуска и подъема оборудования предусмотрены следующие модули.

Модуль «Гидравлическая станция» (рис. 2). Силовые насосы шестеренные с приводом от погружных водозаполненных электродвигателей, регулирующая и направляющая гидроаппаратура размещены в герметичном баке, давление в котором соответствует давлению в месте размещения блока, для компенсации объема используются резиновые диафрагмы, электрический привод гидроаппаратуры напряжением 24 В.

Расход и давление, развиваемые модулем, а также гидравлическая схема подсоединения гидроаппаратуры могут меняться исходя из потребности погружного блока. Применяемая гидравлическая жидкость экологически безопасна и водорастворима, что не приводит к ущербу в случае повреждения гидролиний.

Модули захвата трубы, расположенные в передней и задней частях погружного блока, с гидравлическим приводом и гидрозамками для предотвращения самопроизвольного открытия предназначены для фиксации погружного блока на аварийном участке трубы. Модульность исполнения позволяет переходить на другой размер ремонтируемой трубы путем замены самого модуля (рис. 3).

В ходе выполнения технического проекта была определена возможность совмещения модуля отмыва и модуля зачистки трубы на одной каретке (рис. 4), что позволило повысить эффективность, а также сократить временные затраты на проведение технологических операций по подготовке дефектного участка трубы.

Перемещение в осевом направлении осуществляется с помощью ходового винта с приводом от гидромотора, перемещение круговое – с помощью гидромотора. Привод фрез – от гидромоторов. Качество подготовки поверхности трубы к дальнейшим операциям контролируется видеокамерами. При необходимости обеспечивается многократная обработка дефектной поверхности. Фиксация на трубе осуществляется с помощью узла захвата с приводом от гидроцилиндров. Скорости перемещения и вращения могут меняться подбором характеристик гидромоторов. Для отмыва используется вода, отфильтрованная и поданная под давлением и со скоростью, определяемыми водяным центробежным электронасосом.

Модуль установки защитной гильзы для предотвращения попадания композитного состава внутрь аварийного трубопровода (рис. 5). Привод гидравлический. Для более полной адгезии гильзы к трубопроводу внутренняя часть гильзы может быть обработана клеем или другим составом, застывающим в морской воде. Гильза имеет специальное приспособление, позволяющее фиксировать ее на трубопроводе после разжима гидравлических фиксаторов.

Модуль установки герметизатора имеет гидравлический привод. Герметизатор состоит из двух половинок (рис. 5), которые после фиксации на трубе гидроцилиндрами закрепляются специальными креплениями.

Герметизатор снабжен устройством, позволяющим закачивать композитный состав в пространство между гильзой и герметизатором по шлангам из блока приготовления композитного состава и отсоединяющим после заполнения манифольд подачи от шлангов подвода к герметизатору.

Таким образом, предложенная модульная система позволяет осуществлять ремонт трубопроводов как разных диаметров, так и на разных глубинах.
В зависимости от потребности модули могут подключаться или отключаться в процессе ремонта.

Гидравлическая станция позволяет вводить при необходимости дополнительные модули. Например, модуль поднятия трубы, модуль резки и т. д.
Команды на включение модулей подаются из блока управления. Наблюдение за процессами под водой осуществляется с помощью видеокамер.

На рис. 6 представлен блок управления, позволяющий осуществлять следующие операции:

• управлять электродвигателями привода насосов гидравлического модуля путем изменения частоты тока;

• управлять погружным электроцентробежным водяным насосом;

• управлять технологическими операциями модулями блока погружного оборудования;

• управлять электродвигателями насосов блока композитного состава;

• контролировать систему видеонаблюдения, которая снабжена подводными видеокамерами с освещением, монитором и возможностью записывания информации с четырех видеокамер.

Блок приготовления композитного состава позволяет приготавливать композитную смесь, предварительно прокачав подготовительные растворы, позволяющие подать различного рода ингибиторы, обезжириватели и другие компоненты для лучшей адгезии композитного состава к металлическим частям. Для этого имеются емкости хранения, смеситель, насосы высокого давления. Показатель заполнения полости герметизатора – появление композитного состава в шланге с обратным потоком. Все отработанные жидкости хранятся в емкостях блока до передачи на утилизацию, что обеспечивает экологическую безопасность проводимых работ.

Для проверки правильности выбранной концепции и проверки работоспособности АО «ЦНИИ «Курс» совместно с ООО «ГеоЛайнПроект» и при участии сотрудников РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработали и изготовили опытный образец в рамках госконтракта между Министерством промышленности и торговли РФ и АО «ЦНИИ «Курс».

Выбор параметров комплекса (табл. 2) был обоснован техническим заданием.

Проведенные испытания опытного образца показали работоспособность принятой концепции. Была подтверждена возможность проведения ремонта подводного трубопровода в автоматизированном дистанционном режиме без привлечения труда водолазов. Показана возможность разработки ряда типоразмеров для проведения ремонта трубопроводов любого диаметра и с разными глубинами прокладки труб.

Выявлены пути совершенствования конструкции и возможность ее использования для уменьшения ущерба от разлива нефти и нефтепродуктов при авариях на подводных трубопроводах, особенно в ледовых условиях, последнее требует проведения дополнительных исследований.

Таблица 1. Прогнозируемые объемы строительства морских трубопроводов в северных морях

Table 1. Forecast Volumes of Construction of Offshore Pipelines in the Northern Seas

Таблица 2. Технические характеристики ремонтного комплекса

Table 2. Technical characteristics of the repair complex

25 лет – возраст, когда жить только воспоминаниями рано, но опираться на свою историю, разумеется, важно и должно. Концерн был создан в 1991 г., когда эпоха советской экономики уходила в небытие. После развала СССР были расформированы все союзные министерства, в том числе Министерство электротехнической промышленности и приборостроения, в подчинении которого находились 800 заводов, жестко специализированных по номенклатуре. Хозяйственные связи между республиками, получившими самостоятельность, резко оборвались. И раздел некогда общего имущества также оказался очень болезненным. Гарантированное государством плановое будущее было отдано на откуп рыночной стихии.

Перспектива «пропасть поодиночке» была для предприятий, оставшихся в границах России, вполне реальной. Для их спасения потребовалась роль «собирателя активов». Какие преимущества сулило создание объединенной структуры? Прежде всего, в разы возрастал уровень капитализации, что, в свою очередь, способствовало привлечению инвесторов и получению приемлемых кредитов. Более гибкое и устойчивое интегрированное производство позволяло сократить издержки, сосредоточить средства на прорывных направлениях, повысить эффективность обновления основных фондов, внедрения новых технологий, расширения номенклатуры и активизации сбыта.

По решению директоров предприятий и организаций электротехнической отрасли было оформлено добровольное объединение – Российский электротехнический концерн «Русэлпром». Его возглавил Анатолий Гловацкий – авторитетный руководитель, опытный производственник, занимавший в последнюю советскую пятилетку пост первого заместителя министра электротехнической промышленности и приборостроения СССР.

«Нужно было учиться работать в условиях рыночной экономики, в отсутствие Госплана и Госснаба, – вспоминает Анатолий Васильевич. – Я лично ездил по России в поисках заказов, договаривался с директорами нефтедобывающих компаний о поставках всего, что можно отнести к электротехнике: от лампочек и кабеля до электродвигателей, насосов и трансформаторов. Предприятия сырьевых отраслей были самыми платежеспособными, но тогда существовал дефицит денежной массы, и с нами порой расплачивались нефтью».

Посредническая деятельность, осложненная бартером, тяготила руководителей концерна. У профессионалов отечественной электротехники росло стремление заняться реальным научно-техническим развитием и современным производством. К разработке новой системы управления Анатолий Гловацкий и бизнесмен Владимир Дорохин, уже имевшие опыт сотрудничества, привлекли лучших специалистов и известных ученых.

За основу приняли программно-целевой подход. Эксперты рабочей группы провели анализ структуры управления и всех видов процессов внутри концерна. В результате удалось выявить слабые места, несовершенства и с учетом этого разработать оптимальную управленческую модель, создать стратегию развития и программу реструктуризации для отдельных предприятий и «Русэлпрома» в целом.

Под эгидой концерна удалось объединить ряд ведущих производителей отрасли. Основными активами стали Владимирский электромоторный завод, Научно-исследовательский проектно-конструкторский и технологический институт электромашиностроения, Сафоновский и Ленинградский электромашиностроительные заводы. К 2003 г. концерн «Русэлпром» завершил процесс формирования своей производственной и научной базы.

«В то время мы ясно осознавали необходимость масштабной модернизации производства и провели ее первоначальный этап с максимальной отдачей, – рассказывает генеральный директор концерна Владимир Дорохин. – Именно тогда мы сформировали комплексные подходы в программе непрерывного технического перевооружения и развития производственных мощностей. Появление на наших производственных площадках новейшего западного оборудования, внедрение новых рычагов управления концерном дали нам значительные преимущества. Существенно возросла производительность труда, снизились издержки. Как следствие –
повысилось качество готовой продукции, расширился ассортимент выпускаемых электрических машин, а с этим и география продаж. Доля экспортных контрактов достигла 30 %».

Темпы роста концерна стали превышать темпы роста отечественного рынка. Этому способствовало, в том числе, расширение номенклатуры за счет собственных инновационных разработок.

На усиление своих исследовательских и конструкторских служб «Русэлпром» привлек ведущих ученых и инженеров из Москвы, Санкт-Петербурга и Уральского региона – «выпускников» таких центров машиностроения, как «Урал-электротяжмаш», ВНИИ «Электромаш», ВНИИ «Электропривод». Внедрение современных средств проектирования, создание собственной исследовательской и испытательной базы позволило концерну выйти в лидеры разработки и внедрения современного электротехнического оборудования в России.

Приоритет отдан наукоемкой технике, адаптированной под индивидуальные требования заказчиков. В отличие от массового «общепрома» такие системы имеют сложную интеллектуальную составляющую и практически не поддаются копированию. Это позволяет концерну развивать электротехнический сегмент рынка как среди очень сильных конкурентов, так и в условиях экспансии дешевого ширпотреба.

«Продукция «Русэлпрома» – это электрические машины, востребованные практически во всех отраслях, – говорит заместитель генерального директора концерна Иван Городницкий. – Каждая из этих отраслей развивается циклично, и мы должны учитывать периоды спадов и подъемов для своевременной диверсификации. Кроме того, необходимо следить за мировыми тенденциями, чтобы оперативно внедрять современные технические решения, и даже работать с опережением, формируя спрос. Сегодня надо активнее взаимодействовать с теми, кто «делает технологии». Например, на многих предприятиях идет внедрение систем управления технологическими процессами. Поэтому мы адаптируем свою продукцию для работы в составе именно этих систем».

Разработки «Русэлпрома», как правило, не имеют аналогов на постсоветском пространстве и достойно конкурируют с продукцией мировых лидеров электротехники. Концерн нацелен не только на создание отдельных инновационных продуктов. Здесь предлагают комплексные энергосберегающие инжиниринговые решения, которые могут кардинально улучшить качество работы во многих отраслях отечественной экономики.

Предприятия концерна освоили производство целой линейки импортозамещающего оборудования, в том числе безредукторного лифтового привода, энергоэффективных асинхронных электродвигателей, современных электротрансмиссий для пропашных тракторов, самосвалов, спецтехники, городского общественного транспорта. Активно развивается новое направление – судовая электромеханика.

«Сейчас у машиностроения открывается второе дыхание, – убежден исполнительный директор концерна Станислав Щербаков. – Появляются новые конструктивные подходы и методы управления электрической машиной и связанные с этим возможности в технологических решениях. Возникают новые рынки. Один из основных рынков формирует идея электродвижения – как в морском исполнении, так и в сухопутном. Думаю, не позднее чем через десяток лет такие виды транспорта станут для нас привычными.

В сотрудничестве с отраслевыми ассоциациями, такими как «Интерэлектромаш», и профильными органами государственного управления мы наращиваем участие в повышении энергоэффективности, создании и защите ее стандартов в России. Потенциал «Рус-элпрома» соответствует нашим большим планам. Поэтому мы уверенно смотрим на будущее отрасли и свои перспективы с обоснованным профессиональным оптимизмом».

ООО «Русэлпром»

109029, РФ, г. Москва, Нижегородская ул., д. 32, стр. 15

Тел.: 8 (800) 301-35-31

Факс: +7 (495) 600-42-54

e-mail: mail@ruselprom.ru

www.ruselprom.ru