Территория Нефтегаз № 10 2018

Одним из приоритетов социально-экономического развития Российской Федерации является тотальная цифровизация экономики. В указе Президента России «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года» от 07.05.2018 № 204 [1] в числе прочих обозначены следующие задачи:

• ускорение технологического развития Российской Федерации, увеличение количества организаций, осуществляющих технологические инновации, до 50 % от их общего числа;

• обеспечение ускоренного внедрения цифровых технологий в экономике и социальной сфере.

В сфере образования цифровизация идет полным ходом минимум 30 лет, и РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в этом процессе всегда был в числе передовых вузов страны. Не случайно компания Schlumberger, входящая в число лидеров мирового нефтегазового сервиса, все эти годы является одним из основных работодателей для выпускников геофизических кафедр университета. Это объясняется, в том числе, тем, что выпускники РГУ демонстрируют высокий уровень владения компьютерными технологиями и создают конкурентные программные продукты [2].

В 2007 г. университет получил государственную субсидию на реализацию инновационного не только для отечественной, но и для зарубежной систем инженерного образования проекта по разработке и внедрению технологии междисциплинарного обучения студентов в виртуальной среде их будущей профессиональной деятельности. В рамках этого проекта в университете был создан виртуальный (цифровой) нефтяной промысел, представляющий собой программно-аппаратный комплекс, включающий:

• 3D-цифровую геолого-гидродинамическую модель реального месторождения нефти;

• сеть компьютеризированных рабочих мест инженеров и тренажеров операторов, работающих на этом промысле;

• базы данных, размещенные на мощном сервере и содержащие всю необходимую для управления промыслом информацию [3].

Рабочие места в формате специализированных компьютерных классов и тренажеры были размещены на кафедрах, ведущих подготовку промысловых геологов, геофизиков, буровиков, специалистов по проектированию разработки месторождений углеводородов и технологов по их эксплуатации, промысловых механиков, химиков, энергетиков, специалистов в области автоматизации технологических процессов, автоматизированных систем управления, экологической и промышленной безопасности, экономистов. Инфраструктура виртуального промысла включала также ситуационный центр мониторинга разработки месторождения и принятия решений – Центр управления разработкой месторождения (ЦУРМ) (рис. 1), функции которого аналогичны функциям широко известного Центра управления космическими полетами), и Центр обработки данных (ЦОД), оснащенный 160-ядерным компьютером.

Обучение студентов на виртуальном промысле организовано в форме междисциплинарных тренингов. В ЦУРМе работает пять команд, каждая из которых состоит из пяти человек. Способ формирования команд определяется целью и содержанием тренинга: в одном тренинге команды могут быть составлены из студентов разных специальностей, в другом каждую команду составляют студенты определенной специальности/профиля подготовки. К примеру, если тренинг имитирует утреннее совещание (планерку) у главного инженера или главного гео-лога добывающего или сервисного предприятия, команды формируются по второму варианту, причем каждая команда имитирует позицию и функции на планерке специалиста их профиля. Иначе говоря, в ходе тренинга команда выполняет те мыследеятельные про-цедуры (самоопределение, ситуационный анализ, целеполагание, схематизацию, проблематизацию, коммуникации и т. д.), которые в реальности выполняет каждый специалист на этой планер-ке [4]. Тренинги проводятся преподавателями-модераторами по специально разработанным сценариям. Во всех тренингах с помощью средств видеоконференцсвязи (ВКС) предусмотрено взаимодействие команд, находящихся в ЦУРМе, с одним и несколькими кафед-ральными компьютерными классами. В этих классах находятся команды студентов, имитирующие дистанционное участие в планерках специалистов подрядных организаций, работавших или работающих на промысле. Для преподавателей кафедр, которые представляют команды, в ЦУРМе оборудованы рабочие места на балконе. Задача преподавателей состоит в фиксации и оценке работы каждого члена «своей» команды и последующем «разборе полетов».

Описанная образовательная технология междисциплинарного деятельностного обучения студентов в виртуальной среде их будущей профессиональной деятельности, подкрепленная необходимым учебно-методическим и организационным обеспечением, была в 2015 г. удостоена премии Правительства Российской Федерации в области образования. К тому моменту в университете уже были созданы виртуальный нефтеперерабатывающий завод, виртуальный центр диспетчерского управления транспортировкой углеводородов по магистральным нефте- и газопроводам и организовано обучение студентов, подобное их обучению на виртуальном нефтяном промысле.

В 2017 г. в университете появилось еще одно виртуальное предприятие – Блок геолого-технологического сопровождения бурения морских нефтяных и газовых скважин – в составе курируемого кафедрой бурения нефтяных газовых скважин Центра морского бурения, созданного за счет спонсорской помощи ПАО «Роснефть» (рис. 2).

Общая концепция дизайна учебного пространства Блока та же, что и ЦУРМа, но есть и существенное отличие – наличие удаленной/дистанционной связи Блока с Центром геолого-технологического сопровождения бурения ПАО «НК «Роснефть», позволяющей получать в режиме реального времени геолого-геофизическую и технико-технологическую информации по строящимся в компании скважинам.

В данной статье описан первый опыт проведения в этом Блоке тренинга по геонавигации горизонтальных скважин, в котором участвуют студенты четырех направлений/профилей подготовки: скважинная геофизика, геология нефти и газа, петрофизика, бурение нефтяных и газовых скважин.

Программы обучения по каждой из перечисленных специальностей не предусматривают на протяжении срока обучения (4–6 лет) практических занятий и решения общих проблем в одной группе со студентами других профилей. В связи с этим уникальность данного тренинга заключается в том, что в нем реализован метод многодисциплинарного взаимодействия в ходе принятия решений в процессе бурения горизонтальной скважины.

Программа тренинга базового уровня длится 8 академических часов (2 дня) и состоит из теоретической и практической частей.

В первый день тренинга в рамках теоретической части излагаются критерии успешности при строительстве горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Таким образом, студенты каждого из профилей обучения получают базовые знания из других областей, необходимые в конечном счете для решения общей для всех направлений задачи – геонавигации скважины.

Студентам разъясняется, что задача геонавигации как составляющей процесса строительства скважины состоит в том, чтобы расположить ствол скважины в наилучшей по коллекторским свойствам части продуктивного горизонта месторождения [5]. Для этого необходимо обладать компетенциями в целом в области геологии углеводородов и конкретного месторождения, в частности в буровом инжиниринге – для выдачи технически правильных корректировок траектории скважины, в петрофизике – для оперативной интерпретации коллекторских свойств пласта, в скважинной геофизике, включая технологии и технику геонавигации и каротажа – для понимания технико-технологических возможностей компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в тех или иных условиях [6]. Из этого следует, что процесс геонавигации – это командная работа.

Студенты получают информацию о раз-нообразном высокотехнологичном оборудовании, позволяющем на качественном уровне производить проводку горизонтальных скважин на нефтегазовых месторождениях. На примерах показывается, что, как правило, чем сложнее используемые при бурении технологии, тем выше затраты на строительство самой скважины. Однако при всем разнообразии оборудования для каротажа, выполняемого в режиме реального времени, все геологическое сопровождение горизонтальных скважин в отрасли уже пару-тройку десятков лет построено вокруг одного метода, который называется методом корреляции синтетического и фактического каротажа.

До сведения студентов доводится, что погрешности и неопределенности, возникающие в процессе проектирования и мониторинга строительства скважин, в случае бурения горизонтальных скважин приобретают критическое значение, так как величина погрешности становится сопоставимой с размерами целевого интервала, что приводит к высокому риску потери части или всего горизонтального ствола за пределами мощности коллектора. К таким погрешностям относятся в первую очередь вертикальная погрешность данных сейсмики, неопределенность по углу залегания структуры, а также погрешности, связанные непосредственно с процессом бурения и расчетом траектории скважины: погрешности инклинометрии и расчета траектории скважины между точками замера. К примеру, в горизонтальной скважине на забое 3000–3500 м суммарная погрешность может доходить до нескольких метров по вертикали. Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин с помощью метода корреляции синтетического каротажа с фактическим позволяет свести подобные риски к минимуму.

Далее студенты знакомятся с содержанием работы по управлению траекторией горизонтальной скважины. Им выдается исходная информация о конкретном геологическом объекте. В версии базового тренинга предлагается месторождение с терригенными отложениями, расположенное в Западной Сибири. Проектная длина горизонтального участка скважины составляет 1000 м.

Практическая часть, для которой был специально разработан интерактивный симулятор на основе данных пробуренных на месторождении скважин, занимает 8 ч. Таким образом, каждый участник тренинга закрепляет на собственном опыте базовые знания и максимально вовлечен в принятие решения по корректировкам траектории скважины и формированию геологической модели в режиме реального времени.

Сценарий тренинга по геонавигации разделен на четыре этапа:

• подготовка к геонавигации;

• геонавигация в режиме реального времени;

• подготовка финального отчета;

• анализ проделанной работы.

Рассмотрим каждую из частей тренинга более детально.

ПОДГОТОВКА К ГЕОНАВИГАЦИИ

После вводной части о работе в прикладном программном обеспечении, изучения его функциональных возможностей и тестового примера слушатели курса переходят к активной фазе работы, полному погружению в реальную работу «геонавигаторов». Данная часть тренинга занимает 4 ч. В целях максимального приближения к деятельности на реальном производстве учащиеся делятся на группы по четыре человека, так, чтобы в каждой из команд присутствовали студенты разных направлений – буровик, геомеханик, геолог и геофизик. Каждая из групп имитирует укомплектованную буровую подрядную организацию с необходимыми отделами для строительства горизонтальной скважины. Один из членов каждой команды избирается оператором программного обеспечения.

Перед началом бурения скважины команда выполняет предварительное моделирование, в ходе которого в специализированное программное обеспечение загружается следующий минимум данных:

• координаты, траектория и данные гео-физических исследований скважин (ГИС): опорных и соседних скважин;

• 3D-структурные модели поверхности пласта, построенные в программном обеспечении по геологическому моделированию.

Уже на данном этапе к работе активно подключены все участники тренинга. Геолог и геофизик оценивают качество геофизических данных, делают заключение о том, какие именно скважины выбрать в качестве опорных для создания геонавигационной модели, осуществляют корреляцию каротажа опорных скважин. Геомеханик интерпретирует каротажные данные и выбирает участки с наилучшими коллекторскими свойствами в пределах мощности целевого пласта. На основе заключений указанных членов команд консолидированно формулируются цели бурения, т. е. команды самоопределяются. Далее каждая команда выбирает минимальный комплекс ГИС, необходимый в процессе бурения скважины. Буровик предлагает проектную траекторию, отвечающую целям бурения скважины, дает рекомендации по выбору КНБК, технологии спуска обсадных колонн, возможностей управления траекторией ствола скважины.

Вся аналитика исходных данных, построение плановой траектории производятся в единой платформе программного комплекса (рис. 3).

На основе загруженной информации команда создает 2D-геонавигационный сценарий, который строится на основе 3D-модели поверхности пласта, загруженной в самом начале в программный комплекс, и распространяет свойства каротажа опорных скважин вдоль предложенной (проектной) траектории (рис. 4).

Построенная таким образом 2D-геологическая модель позволяет прогнозировать поведение каротажных кривых, которые будут приходить в процессе бурения скважины. Данный прогноз каротажа вдоль проектной траектории и называется синтетическим каротажем.

С помощью синтетического каротажа команда проецирует возможные геологические сценарии перед бурением скважины, анализирует возможные рис-ки и сообща предлагает альтернативные действия по каждому из сценариев.

ТРЕНИНГ ПО ГЕОНАВИГАЦИИ

На реальном производстве геологическое сопровождение бурения скважины осуществляется ежедневно в круглосуточном режиме (24/7) без перерывов. Два инженера по геонавигации в две смены по 12 ч осуществляют загрузку и обработку скважинных данных в специализированном программном комплексе и при необходимости выдают рекомендации по корректировке траектории скважины.

В описываемом тренинге базового уровня сопровождение скважины длится 4 ч и включает сопровождение транспортной секции и горизонтальной части ствола скважины. Таким образом, практическая часть тренинга сбалансирована между удержанием студентов в напряжении, связанном с ограничением времени по принятию решений, возможными последствиями принятых ими решений и анализом их действий. На персональных компьютерах участников тренинга запускается программный симулятор, в котором имитируется передача скважинных данных в режиме реального времени.

На данном этапе тренинга, когда скважина непрерывно бурится с заданной механической скоростью проходки, члены команды начинают мыслить неординарно. В практической части тренинга организаторами в симуляторе смоделированы различные варианты непредвиденных ситуаций, с которыми могут столкнуться специалисты в реальной жизни на производстве. Например, самый первый шаг в начале процесса сопровождения бурения – привязка каротажа бурящейся скважины к каротажу опорных скважин, выбранных на этапе планирования и определение прогноза вертикали входа траектории скважины в целевой пласт. Уже на этом этапе в ходе тренинга моделируется первая нештатная ситуация, когда возникает несколько вариантов привязки фактических данных к опорным скважинам или, иначе говоря, отсутствие корреляции. Команде необходимо принять быстрое решение, а вариантов дальнейших действий может быть много – один из членов команды требует остановки бурения для принятия совместного решения, другой начинает склоняться к тому, что каротажные данные некорректны, и требует осуществить перезапись каротажа и т. д.

Внутри команды зарождается спор. Каждый представитель своего направления в команде начинает подозревать в неправильных расчетах других: буровики обвиняют геологов в неправильном подборе опорных скважин, в результате чего геологическая модель неверна, геологи утверждают, что инклинометрия некорректна и бурение ведется в несколько другом азимуте, каждый начинает приводить доводы и обосновывать свою правоту. В это время скважина продолжает буриться, так как никто из сторон не хочет брать на себя ответственность за непроизводительное время. Одни команды студентов могут так и не достичь консенсуса и добиваются в результате того, что потребуется перебуривать скважину, другие же, напротив, начинают друг друга слушать, идут на компромиссы и принимают сообща единственно правильное решение.

Далее данные каротажа, полученные в процессе бурения, загружаются в программное обеспечение и накладываются на синтетические кривые. Задачей команды является корреляция обоих типов каротажных данных – синтетических с фактическими. Совпадение данных кривых говорит о том, что изначальная геологическая модель верна. Если же синтетический каротаж не совпадает с фактическим, необходимо оперативно скорректировать геонавигационный разрез и траекторию скважины, чтобы максимально долго оставаться в целевом коллекторе пласта.

К примеру, на рис. 5 представлена ситуация, когда корректировка угла залегания пласта всего на 0,3° позволила улучшить сходимость синтетической кривой каротажа (черная) с фактической (зеленая) на заданном интервале траектории и, соответственно, получить более точную модель структуры пласта для последующей корректировки траектории.

Однако, прежде чем команда поймет причину несовпадения синтетических данных с фактическими (а причин может быть несколько, например качество каротажа, локальные геологические изменения, некорректная геологическая модель и др.) и сумеет договориться о корректировке траектории, может оказаться, что корректировку делать уже поздно – КНБК технологически не обеспечит необходимое, более интенсивное изменение параметров кривизны [6].

Предотвратить это можно лишь с помощью тесного взаимодействия студентов – геологов и геофизиков с буровиками и геомеханиками. Таким образом, команда на протяжении всего тренинга анализирует причинно-следственную связь событий и совместно принятых решений при бурении скважины.

Благодаря геонавигации проходка по коллектору значительно увеличивается и зачастую составляет 100 %. На рис. 6 видно, как геонавигация скважины в пласте, скорректировавшая угол его залегания от проектной модели не более чем на 0,6°, позволила увеличить проходку по коллектору (NTG) с 35 до 92 %. При этом финальная выгода заключается не только в метраже проходки по коллектору, но и в обновленной геологической модели, которую необходимо учитывать при планировании последующих горизонтальных скважин в целях минимизации рисков и неопределенностей.

ПОДГОТОВКА ФИНАЛЬНОГО ОТЧЕТА

На данном этапе тренинга команды готовят презентации, описывающие ход событий во время бурения скважины. Разъясняются причины различий плановых мероприятий с фактическими. Описываются все ситуации, когда были выданы корректировки траектории скважины, оценивается экономический эффект проводки данной скважины. По результатам анализа материалов побеждает команда, члены которой смогли договориться друг с другом и провести максимальное количество метров по коллектору с наименьшими издержками. Финальными слайдами в презентации являются обновленная структурная поверхность пласта и рекомендации по планированию бурения будущих скважин.

АНАЛИЗ ПРОДЕЛАННОЙ РАБОТЫ

По завершении тренинга на экран выводятся сравнительные результаты работы всех команд. Практика показывает, что у всех команд получаются абсолютно разные результаты. На этом этапе со студентами проводится обсуждение стратегий действия каждой команды, причины ошибок, обозначаются пробелы в знаниях, описываются пути решения поставленных задач. Обязательно дается возможность высказаться всем желающим, задать волнующие вопросы. Все это позволяет участникам тренинга переосмыслить свое место в сложном процессе разработки месторождений, понять сущность процесса геонавигации, научиться принимать непростые технико-технологические решения в команде.

Наибольший эффект для закрепления пройденного материала достигается путем проведения тренинга «продвинутого уровня», который длится 16 ч и объединяет большее количество практических занятий, в ходе которых осуществляется проводка нескольких скважин в различных геологических условиях, а также моделирует различные нештатные ситуации, взятые из опыта реальной работы. Студенты приобретают навыки оперативного, с наименьшими рисками, материальными и финансовыми затратами решения производственных проблем.

В продвинутой версии курса по желанию студентов можно давать углубленные теоретические знания, разбирать нюансы, возникающие в работе геонавигаторов в процессе бурения скважин через геологические разломы, при недостаточности исходных данных, и т. д.

Опыт проведения подобных занятий показывает, что однородные по составу команды показывают далеко не лучшие результаты. Эффект от запуска данных в режиме реального времени в команде, состоящей из специалистов различных направлений подготовки, бывает ошеломительным. Многие участники испытывают большие затруднения, когда решение о дальнейшей проводке скважин необходимо принимать не только ежеминутно, но и в течение достаточно длительного времени. Дискуссии внутри команд позволяют выделить лидеров и наиболее грамотных и подготовленных студентов.

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НКГМ) находится на стадии интенсивного эксплуатационного бурения, результаты которого дополняют имеющиеся представления о геологической и гидродинамической моделях месторождения [1–3]. В части эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола проведено опробование продуктивных горизонтов. На этом этапе особенно актуальным является корректное определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) в разрезе эксплуатационных скважин. На основе этих данных делается прогноз о дебитах скважин и принимаются решения относительно оптимальной технологии вторичного вскрытия пласта.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ

Вскрываемый продуктивный разрез Чаяндинского НГКМ представлен тремя горизонтами – ботуобинским, хамакинским, талахским, – сложенными в основном кварцевыми и кварц-полевошпатовыми низкоглинистыми песчаниками, осложненными такими множественными вторичными преобразованиями, как галитизация, карбонатизация, ангидритизация [4, 5]. По данным исследований керна, при относительно низкой пористости (среднее значения коэффициента пористости Кп для коллекторов ботуобинского горизонта составляет 0,131 д. ед., хамакинского – 0,092 д. ед., талахского – 0,109 д. ед.) средние значения коэффициента проницаемости Кпр для ботуобинского горизонта составляют 329, максимальные – 5496 мД, для хамакинского горизонта – 171,7 и 6000 мД, соответственно, для талахского горизонта – 54,9 и 7513 мД (рис. 1а). Высокий уровень проницаемости коллекторов обусловлен низким уровнем глинистости песчаников Чаяндинского НГКМ, а также их низкой остаточной водонасыщенностью. По данным рентгеновской дифрактометрии, среднее значение содержания глинистых минералов для ботуобинского горизонта составляет 1 %, для хамакинского – 2,1 %, для талахского – 2,7 % (рис. 1б). По данным исследования методом капиллярометрии, средние значения коэффициента остаточной водонасыщенности Кво составляют: для коллекторов ботуобинского горизонта – 0,177 д. ед. при минимальном значении 0,006 д. ед., хамакинского горизонта – 0,246 д. ед. при минимальном значении 0,009 д. ед., для талахского горизон-та – 0, 468 и 0,042 д. ед., соответственно (рис. 1в).

Для эксплуатационных скважин Чаяндинского НГКМ коэффициент проницаемости Кпр коллекторов определяется двумя способами: по данным ГИС с использованием петрофизических зависимостей и по данным гидродинамических исследований (ГДИ).

Для определения коэффициента проницаемости по ГИС используется зависимость Кпр от коэффициента эффективной пористости Кп.эф = Кп(1 – Кво), построенная на основе определения соответствующих коэффициентов по керну (рис. 2). Она соответствует тео-ретическим зависимостям (формулы Козени – Кармана, Тимура) и широко применяется как отечественными, так и зарубежными компаниями, например Schlumberger, а также при подсчете запасов Чаяндинского НГКМ в 2015 г., результаты которого были утверждены ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» [2, 3].

Следует отметить, что зависимости построены по данным исследований керна разведочных вертикальных скважин. Нормативные документы, регламентирующие адаптацию зависимостей, построенных на основе исследований керна вертикальных скважин, к условиям эксплуатационного бурения, на сегодняшний день отсутствуют.

В поле данных «Кпр – Кп» зависимость имеет вид семейства кривых (рис. 3) и практически соответствует всему массиву определений «Кп – Кпр» по керну. Принятие зависимости Кпр от Кп.эф как основной при расчете Кпр по ГИС при подсчете запасов Чаяндинского НГКМ в 2015 г. было обусловлено лучшим коэффициентом корреляции этой зависимости относительно установленных связей Кпр и коэффициента открытой пористости (рис. 4). Зависимость Кпр от Кп была проанализирована проводившими подсчет специалистами (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «ЦНИПГИС») с учетом разделения на литотипы. По результатам анализа был сделан вывод о недостаточной обоснованности полученных зависимостей для литотипов, поскольку коэффициенты корреляции этих зависимостей были низкими:

• ботуобинский горизонт:

– песчаники мелкозернистые и алевролиты:

Кпр = 129 005 Кп3,58; критерий тесноты связи (КТС) = 0,17; погрешность связи Пог = 4,4; объем статистической выборки N = 483;

– песчаники среднезернистые: Кпр = 74 209 Кп2,78; КТС = 0,1; Пог = 6,1; N = 757;

• хамакинский горизонт:

– песчаники засолоненные: Кпр = = 18 933 445 Кп4,01; КТС = 0; Пог = 2; N = 54;

– гравелиты: Кпр = 4 363 758 Кп3,9; КТС = 0; Пог = 6,2; N = 113;

– песчаники крупнозернистые: Кпр = = 1 430 665 Кп3,7; КТС = 0; Пог = 14,5; N = 392;

– песчаники среднезернистые: Кпр = = 849 169 Кп3,88; КТС = 0,07; Пог = 21,2; N = 1154;

– обобщенная зависимость: Кпр = = 5 016 234 Кп4,59; КТС = 0; Пог = 54,5; N = 2667;

– песчаники мелкозернистые: Кпр = = 7 384 129 Кп5,36; КТС = 0,21; Пог = 30,2; N = 635;

– алевролиты: Кпр = 6382 Кп3,28; КТС = 0,12; Пог = 3,6; N = 49;

• талахский горизонт:

– песчаники мелкозернистые и алевролиты: lgКпр = 22 Кп–1,9; КТС = 0,1; Пог = 2,5; N = 516;

– песчаники крупно- и среднезернистые: lgКпр = 26 Кп–1,9; КТС = 0; Пог = 26,7; N = 1397;

– гравелиты: lgКпр = 29 Кп–1,9; КТС = 0; Пог = 6,4; N = 359,

где КТС позволяет оценивать связи произвольной формы (линейные и нелинейные) и определяется отношением:

,

где Dy – дисперсия аппроксимируемой характеристики; Dост – остаточная дисперсия. В соответствии с этим значение КТС меняется в пределах от 0 до 1. Если значение КТС близко к нулю, значит, аппроксимация не дает удовлетворительного описания статистики. Если же значение КТС близко к единице, значит, аппроксимация хорошо описывает поведение статистики.

Интерпретация значений КТС достаточна проста. По критерию тесноты связи определяется доля изменений переменной y, которая связана с изменением переменной x. Например, величина 0,8 означает, что 80 % изменений переменной y связано с изменением x, а 20 % – с изменением других факторов. Следовательно, 20 % являются долей неопределенности. Величина КТС не зависит от объема статистики в том смысле, что для разных выборок одинаковые значения критерия свидетельствуют о равных долях неопределенностей зависимых переменных.

Применительно к петрофизическим зависимостям, используемым при интерпретации ГИС, считается, что при КТС > 0,3 связь является приемлемой, а при КТС > 0,5 – хорошей.

Зависимости Кпр от Кп, дифференцированные по литотипам, определенным по гранулометрии, характеризуются низкими КТС – в основном от 0 до 0,1. Поэтому при подсчете запасов 2015 г. и в дальнейшем при интерпретации результатов ГИС в эксплуатационных скважинах было принято решение об использовании зависимости Кпр от Кп.эф, поскольку величина КТС данной зависимости больше.

Отсутствие тесной зависимости (КТС > 0,5) проницаемости и открытой пористости при разделении данных на литотипы (в основном по структурным характеристикам) обусловлено сложным строением терригенных коллекторов венда Чаяндинского НГКМ и имеет теоретическое обоснование. Как известно, соотношение проницаемости с пористостью и удельной поверхностью, имеющее вид Кпр = Кп3/2S2 (уравнение Козени, где S – удельная поверхность грунта, 1/см), действительно только для идеального грунта. Применительно к отложениям продуктивных горизонтов Чаяндин-ского НГКМ Кпр зависит от эффективной пористости Кп.эф, соответствующей объему только эффективных пор, по которым происходит фильтрация газа, и определяется рядом дополнительных факторов в соответствии с уравнением:

Кпр = Кп.эф3/f.Тг2.Sф2,

где f – величина, характеризующая сечение поровых каналов и изменяющаяся от 2 (круглое сечение) до 3; Тг – извилистость каналов фильтрации (гидродинамическая); Sф – удельная поверхность фильтрации, характеризующая суммарную поверхность в единице объема породы только фильтрующих поровых каналов, 1/см. Для основной части пород Sф существенно меньше полной адсорбционной поверхности (Sа).

Для песков, слабосцементированных неглинистых песчаников и алевролитов Sф ≈ Sа и справедливо уравнение Козени – Кармана:

Кпр = Кп.эф3/5.Sгр2(1 – Кп)2,

где Sгр – удельная поверхность 1 см3 твердой фазы минерального скелета, определяемая по данным грануломет-рического анализа.

При этом извилистость каналов фильт-рации является важным параметром, на величину которого суммарное воздействие оказывают галитизация, карбонатизация, ангидритизация отложений.

Таким образом, даже для наиболее «простых» коллекторов теоретически обоснована только зависимость Кпр от Кп.эф с учетом данных гранулометрии. Однако, учитывая анализ фактических данных этой зависимости, влияние размера зерен коллекторов Чаяндинского НГКМ на вариации Кпр следует рассматривать в комплексе с другими факторами, определяющими ФЕС (рис. 5–7).

По результатам комплексного анализа керна можно сделать вывод, что для сложнопостроенных терригенных коллекторов венда Чаяндинского НГКМ вариации ФЕС обусловлены рядом факторов, которые можно разделить на три группы:

1) седиментационные факторы, к которым относятся структурно-текстурные характеристики обломочных пород: размер зерен, окатанность, степень сортировки, макро- и микронеоднородность, состав обломочных минералов, количество седиментационного глинистого материала;

2) степень эпигенетического изменения коллекторов, определяющая процессы регенерации, пластической деформации и аутигенного минералообразования;

3) заполнение порового пространства вторичными минералами: доломитом, ангидритом и галитом.

На фильтрационные характеристики коллекторов ботуобинского и хамакинского горизонта наибольшее влияние оказывают вторичные изменения – степень эпигенетического изменения и количество ангидрита, доломита и галита. В коллекторах талахского горизонта крайне высоко влияние всех трех факторов.

Проблема корректной оценки величины проницаемости также усугубляется тем, что все три группы факторов, определяющих проницаемость, встречаются в коллекторах пород продуктивных горизонтов как по отдельности, так и одновременно. Засолонение, ангидритизация и доломитизация отмечаются в любых литотипах, вне зависимости от их структурно-текстурных особенностей. Это отчетливо прослеживается по результатам анализа по литотипам зависимости Кпр от Кп.эф (рис. 5–7), показавшего, что принятым зависимостям для продуктивных горизонтов соответствуют в основном все выделенные по гранулометрии литотипы.

Градация данных по засолонению (рис. 8) демонстрирует возможность разделения зависимостей Кпр от Кп.эф по степени засолонения для низкопористых разностей (менее 8 %). Для высокопористых засолоненных образцов значения Кпр соответствуют обобщенным зависимостям.

На снижение проницаемости всех групп литотипов существенное влияние может оказать макронеоднородность отложений, проявляющаяся в виде чередования слойков различной литотологии. Для подтверждения этой гипотезы и построения зависимостей для этой группы отложений необходим дополнительный подробный анализ результатов макроописания керна в целях выявления зон повышенной слоистости.

Учитывая, что в скважинах Чаяндинского НГКМ в составе дополнительного комплекса ГИС были проведены исследования с помощью акустического (САС-90) (17 скважин) и электрического (FMI) (6 скважин) микросканеров, для выделения зон неоднородности коллектора целесообразно использовать данные микросканирования в комплексе с дополнительными исследованиями керна.

Таким образом, представляется более корректным уточнение зависимостей «Кпр – Кп», «Кпр – Кп.эф» при разделении отложений на литофации, отражающие условия формирования коллекторов, в том числе наличие засолоненных, карбонатизированных или ангидритизированных разностей, а также с учетом макронеоднородности отложений.

Корректность расчета коэффициента проницаемости по результатам ГИС согласно приведенной методике была оценена методом сопоставления Кпр по ГДИ по данным испытаний в разведочных скважинах с учетом скин-фактора и зависимости «Кпр – Кп», определенной по керну, отражающей расчетные значения Кпр по ГИС. Сопоставление осуществлялось в поле данных «Кпр по ГДИ и Кп по ГИС» (рис. 9). Градация осуществлялась как по фактическому скин-фактору, так и по принадлежности параметров скважин по дебитам и линейным запасам к одной из зависимостей, отражающих качество вторичного вскрытия пласта (рис. 10) [6, 7]. По результатам ГДИ, с уменьшением скин-эффекта отмечается увеличение дебитов скважин при одинаковых линейных запасах.

Основной вывод из сопоставления данных Кпр по ГИС и по ГДИ: значения коэффициентов по керну и по ГДИ сов-падают при благоприятных условиях вскрытия пласта, что подтверждает корректность расчета Кпр по ГИС и достоверность принятой в настоящее время по результатам бурения вертикальных разведочных скважин гидродинамической модели [6].

Оценка Кпр по ГИС подразумевает расчет абсолютной проницаемости пласта, параллельной напластованию, в отсутствие остаточных водо- и нефтенасыщенности и является максимально возможной. После подсчета запасов 2015 г. в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в ходе геолого-геофизического сопровождения эксплуатационного бурения Чаяндинского НГКМ были определены зависимости, отражающие поправочные коэффициенты Кпр с учетом остаточной водонасыщенности и анизотропии пластов.

Анализ данных показал, что влияние содержания связанной воды на Кпр следует учитывать по зависимостям Кпр.эф(Кпр). Для талахского горизонта зависимость дифференцирована по коэффициенту остаточной водонасыщенност Кво и коэффициенту газонасыщенности Кг (рис. 11). Однако в участках горизонтального ствола коэффициент проницаемости следует рассчитывать с учетом поправки на анизотропию (рис. 12).

Достоверность оценки коэффициента проницаемости по ГИС оценивалась также путем сопоставления с данными, полученными в ходе ГДИ в эксплуатационных скважинах (рис. 13, 14). Наилучшая сходимость отмечена по результатам сопоставления с проницаемостью по ГИС, определенной с учетом анизотропии. Достижение хорошей сопоставимости Кпр по ГИС и по ГДИ по ряду скважин подтверждает корректность используемой в настоящее время методики определения Кпр по ГИС.

Отсутствие систематической разности значений Кпр по ГИС и по ГДИ при хорошей сходимости данных для части скважин может свидетельствовать о вероятном влиянии технологических факторов и о неучете в отдельных скважинах литологических факторов при определении коэффициента проницаемости. В то же время учет в методике определения Кпр условий осадконакопления, подразумевающих анализ комплекса таких факторов, как макро- и микронеоднородность разреза, глинистость, засолоненность и карбонатность, позволит увеличить точность определения Кпр по ГИС. При этом следует помнить о том, что различие значений Кпр по ГИС и по ГДИ может быть обусловлено не только особенностями методических приемов определения коэффициента по ГИС, но и различиями принципов определения Кпр по ГИС и по ГДИ, а также комплексом технологических факторов, оказывающих влияние на реальную проницаемость коллектора, например:

1) по ГДИ определяется фазовая проницаемость коллектора по газу при наличии определенной доли связанной воды, попутно добываемой жидкости, конденсационной воды, а при запуске скважины после ремонтных работ – остатков жидкости глушения скважины. По керну определяется абсолютная проницаемость;

2) исследование керна позволяет определить проницаемость отдельных «точечных» образцов пород, а в ходе ГДИ определяется проницаемость больших по толщине и объему работающих интервалов, имеющих разнонаправленную неоднородность. Разница в значениях Кпр по ГИС и по ГДИ будет тем значительнее, чем более неоднородное строение (макро- и микроанизотропию) будет иметь продуктивный горизонт;

3) расчетное значение Кпр по ГДИ при недоосвоенности скважины может быть существенно заниженным;

4) на снижение продуктивности скважины и, соответственно, расчетной проницаемости пласта по ГДИ значительное влияние могут оказывать процессы гидратообразования;

5) существенное влияние на проницаемость вскрытого пласта может оказывать кольматация прискважинной части пласта частицами бурового раствора. Это было подтверждено опытами, проведенными в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2014 г. и показавшими, что после обработки образцов буровым раствором Кпр снижается в среднем в пять раз, при этом у отдельных образцов Кпр снизился в 10–100 раз (рис. 14). Значительная часть образцов после влияния бурового раствора стала полностью непроницаемой. При проведении опытов применялся глинистый раствор, параметры которого представлены в таблице.

Таким образом, при анализе величин Кпр по результатам опробования скважин необходимо учитывать, что влияние бурового раствора на проницаемость коллектора может быть очень существенным. Воздействие раствора «Полиэконол-Флора» на проницаемость коллекторов Чаяндинского НГКМ изучается в настоящее время.

ВЫВОДЫ

1. Используемая в настоящее время для оперативной интерпретации данных, полученных в эксплуатационных скважинах Чаяндинского НГКМ, зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента эффективной пористости определена в рамках подсчета запасов месторождения в 2015 г. Вид зависимости соответствует теоретической зависимости Кпр от ФЕС.

2. Определение коэффициента проницаемости по зависимости от коэффициента эффективной пористости дает максимально возможную оценку Кпр для неглинистого, некарбонатизированного и незасолоненного коллектора при благоприятных условиях вскрытия пласта.

3. Привести величину Кпр к реальным фильтрационным характеристикам вскрытого скважиной разреза можно только с учетом условий формирования коллектора, макро- и микроанизотропии пласта, влияния вторичных процессов изменения коллектора – галитизации , карбонатизации, ангидритизации, а также технологических особенностей вскрытия и опробования пласта.

4. Необходимо разработать нормативный документ, который регламентировал бы адаптацию расчета коэффициента проницаемости на стадии подсчета запасов на основе исследований керна вертикальных скважин к условиям эксплуатационного бурения с наклонными и горизонтальными окончаниями стволов скважин.

Компоненты и состав глинистого бурового раствора, использовавшегося при проведении опыта по влиянию бурового раствора на изменение коэффициента проницаемости

Components and composition of a drilling mud used for research into impact of a drilling mud on the permeability coefficient variation

Качество создания цифровых геологических моделей в настоящее время оценивается, как правило, c помощью таких методов, как [1–3]:

• экспертный анализ срезов кубов модели, поверхностей структурного каркаса и флюидных контактов, схем скважинной корреляции;

• кросс-валидация (метод «выколотой» скважины);

• проверка работоспособности модели при использовании в качестве основы для гидродинамического моделирования фильтрационных потоков в залежи в процессе воспроизведения истории разработки месторождений нефти и газа;

• статистический анализ характеристик модели и скважин.

В рамках статистического анализа характеристик модели:

• проводится анализ гистограмм распределения параметров модели изучаемого пласта, в том числе фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС);

• сопоставляются и сравниваются среднее, минимальное и максимальное значения ФЕС;

• осуществляется контроль соответствия распределений ФЕС в модели заданному тренду;

• осуществляется контроль сохранения в модели установленных по скважинным данным зависимостей между различными геологическими параметрами.

Последнему виду статистического анализа (контролю сохранения зависимостей в модели) уделяется, с точки зрения авторов данной статьи, недостаточно внимания, хотя примеров его эффективного использования достаточно много. Целью исследования, ключевые результаты которого представлены в статье, является изучение основных зависимостей между геологическими свойствами пласта и выявление их практической значимости для построения и контроля качества геологических моделей месторождений углеводородов (УВ).

АНАЛИЗ ЗАВИСИМОСТЕЙ МЕЖДУ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ ПАРАМЕТРАМИ

Для проведения экспертного анализа зависимостей между различными гео-логическими параметрами была построена матрица, в которую сведены наиболее значимые при моделировании 23 геологические характеристики терригенных и карбонатных резервуаров (рис. 1).

На основе экспертных оценок данных ячейки матрицы, характеризующие взаимосвязь между представленными на рисунке параметрами, были ранжированы и окрашены в соответствии со значимостью данных. Серый цвет ячеек означает, что взаимозависимость параметров либо не имеет большого значения, либо практически не используется при моделировании. Бледно-оранжевый цвет характеризует редкое использование зависимости между данными параметрами, а ярко-оранжевый – частое и желательное применение зависимости при моделировании. Таким образом, из 276 ячеек бледно-оранжевым окрашены 14 (5 %), ярко-оранжевым – 31 (11 %). Очевидно, что число активно используемых зависимостей ограниченно.

Рассмотрим результаты анализа полученных данных. В первую очередь следует отметить широкое использование зависимостей типа «геологический параметр – абсолютная пространственная координата (XY, Z)». Наиболее часто учитывается зависимость параметров от XY, то есть изменение параметров по латерали, например при построении карт средних значений ФЕС по скважинным данным и из модели. Гораздо реже используется зависимость геологических параметров от пространственной координаты по вертикали Z. В качестве примера можно привести зависимость пористости от пространственной координаты по вертикали, значимую лишь при наличии больших перепадов высот кровли пласта в залежи (обычно градиент изменения пористости пласта с глубиной не превышает 0,5 % на 100 м).

Другой распространенный случай – учет зависимостей типа «геологический параметр – относительная пространственная координата (∆XY, или ∆L0, или ∆Z, или Nслоя)». При рассмотрении таких зависимостей гораздо чаще учитывается изменение параметров относительно ∆Z (Nслоя), т. е. по вертикали, к примеру, при построении геолого-статистических разрезов (ГСР). На рис. 2 представлены примеры сопоставления кривых изменения интервальных песчанистости (NTG) и пористости коллекторов по слоям геологической модели. При наличии существенных расхождений кривых ГСР по скважинам и по модели необходимо установить причину такой несходимости, например использование трендового куба пористости по данным сейсморазведки 3D.

Следующим по распространенности является использование при построении моделей «внутренних» зависимостей, то есть взаимозависимостей петрофизических характеристик с учетом известных геологических закономерностей. Чаще всего учитывается зависимость между пористостью и проницаемостью пласта: она различна для разных литотипов пород, но для коллекторов порового типа проницаемость возрастает с увеличением пористости. Эффективно также использование связи «суммарная эффективная толщина – средняя пористость» (рис. 3).

В то же время, по мнению авторов данной статьи, при построении моделей недостаточное внимание уделяется анализу зависимостей «пористость – нефтегазонасыщенность» и «удаленность от флюидного контакта – нефтегазонасыщенность». Очевидно, что нефтегазонасыщенность (в особенности газонасыщенность) в общем случае должна возрастать с увеличением пористости коллекторов в ячейке и удаленностью ячейки от флюидного контакта (рис. 4 и 5), хотя могут иметь место и исключения, связанные, например, со значительной вертикальной анизотропией ФЕС пород. Кроме того, газонасыщенность практически не зависит от удаленности от газоводяного контакта вследствие крайне малых размеров переходной зоны в газовых залежах.

ОСОБЕННОСТИ ЗАВИСИМОСТЕЙ В КАРБОНАТНЫХ И ТРЕЩИННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

Взаимосвязей в карбонатных и трещинных резервуарах, в распределении ФЕС которых значимую роль играют постседиментационные процессы, больше, и они более сложные. К примеру, плотность (густота) трещин зависит от ряда факторов, в числе которых:

• литология пород;

• напряженное состояние пород ;

• толщина пропластка (рис. 6) [4];

• пористость пород (рис. 8) [6] – встречаются как прямая, так и обратная зависимости.

Пористость в карбонатных и трещинных резервуарах также связана с большим количеством дополнительных геологических характеристик (рис. 9) [7], в числе которых:

• уменьшение пористости пласта с абсолютной глубиной за счет уплотнения горных пород;

• улучшение пористости пласта с относительной (от кровли пласта) глубиной за счет выщелачивания пород;

• уменьшение пористости пласта с относительной глубиной (удаленностью от кровли пласта) за счет заполнения его пор ангидритом (ангидритизации) или засолонения;

• преобразование пород пласта вблизи ВНК – имеет место как улучшение, так и ухудшение ФЕС;

• улучшение пористости вблизи тектонических нарушений за счет гидротермальной проработки пласта. При этом известна и обратная ситуация: рядом с тектоническим нарушением происходит «залечивание» пустот породы пласта кальцитом или глиной.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЗАВИСИМОСТЕЙ ПРИ ЭКСПЕРТИЗЕ ПОДСЧЕТОВ ЗАПАСОВ

При экспертизе подсчетов запасов часто встает вопрос о характере изменения свойств пласта вблизи зоны замещения коллекторов. На рис. 10 представлена зависимость средней пористости коллекторов Кпср в скважинах и суммарной эффективной толщины hэфф от удаленности D скважин от зоны замещения коллекторов.

Из представленных на рисунке данных видно, что тенденция уменьшения суммарных эффективных толщин и средней пористости коллекторов при приближении к зоне отсутствия коллекторов в данном случае отсутствует.

Стоит отметить, что отдельные зависимости весьма специфичны. Например, зависимость между абсолютной отметкой кровли пласта и его стратиграфической толщиной используется на стадии концептуального моделирования, тогда как построение зависимости между густотой трещин и толщиной пропластка технически не реализуемо в большинстве пакетов геологического моделирования (исключение – FracaFlow).

Экспертный экспресс-анализ зависимостей между различными геологическими параметрами показал, что для проведения экспертизы геологических моделей наиболее эффективно использование связей геологических характеристик с абсолютными или относительными пространственными координатами. При расчете относительных координат (расстояния до объекта) используются, как правило, разрывное нарушение пласта, граница зоны коллекторов, кровля пласта, его эрозионная поверхность, поверхность флюидного контакта, граница или фарватер русла палеореки.

Другим видом распространенных взаимосвязей параметров цифровых геологических моделей залежей являются «внутренние» связи, то есть взаимозависимости между петрофизическими характеристиками с учетом известных геологических закономерностей. Трещинные резервуары имеют свою специфику, связанную с увеличением и усложнением числа зависимостей.

ВЫВОДЫ

Статистический анализ, основанный на контроле сохранения геологических зависимостей в модели, является эффективным способом экспертизы создаваемых геологических моделей. Геологические зависимости могут быть использованы при создании отчета по подсчету запасов нефти и газа, в частности при традиционном выборе способа изменения суммарных эффективных толщин и пористости пластов при приближении к зоне отсутствия коллекторов при картопостроении.

Построение кросс-плотов «суммарная эффективная толщина – удаленность от зоны отсутствия коллекторов» и «средняя пористость коллекторов – удаленность от зоны отсутствия коллекторов» позволяет судить о наличии или отсутствии тенденции постепенного уменьшения суммарных эффективных толщин и средней пористости коллекторов при приближении к зоне их отсутствия.

Планируется расширение спектра зависимостей, используемых для экспертизы цифровых геологических моделей залежей, за счет использования зависимостей, характерных для определенных продуктивных отложений изучаемых регионов.

Подбор составов для глушения в заданных условиях на сегодняшний день является актуальной задачей. Оптимально подобранные составы должны обеспечивать безопасные условия работы в стволе скважины за счет предотвращения выброса пластового флюида и не оказывать отрицательного воздействия на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта (ПЗП) [1, 2]. Из числа имеющихся разработок наибольший интерес представляют инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР), в состав которых входят углеводородная дисперсионная среда (например, дизельное топливо, нефть, конденсат), дисперсная фаза (пресная или минерализованная вода или водный раствор солей), а также стабилизирующая добавка – эмульгатор. Свойства эмульсии (плотность, вязкость, время жизни) во многом зависят от соотношения компонентов и плотности водной фазы [3].

Агрегативная устойчивость эмульсий достигается путем введения в исходный состав достаточного количества эмульгатора. При этом концентра-ция эмульгатора в конечном растворе должна быть минимальной, что объясняется удорожанием технологии глушения скважин [4].

Всестороннее тестирование при разработке ИЭР для использования в качестве жидкости глушения скважин (ЖГС) должно стать обязательным этапом внед-рения новых технологий глушения [5], тем более что правильный подбор ИЭР для заданных условий позволяет предотвратить поглощение ЖГС в пласте и не допустить прорывов газа, тем самым сократив объемы долива жидкости и продолжительность глушения скважин, а также минимизировать загрязнение коллектора. Все это в конечном счете позволяет значительно снизить затраты на проведение подземного ремонта скважин [6].

Комплексное тестирование особенно актуально при разработке ИЭР для глушения добывающих скважин нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) России, характеризующихся совокупностью таких условий, как:

• поровый тип коллектора;

• высокий газовый фактор;

• наличие подстилающей воды;

• открытый и протяженный горизонтальный участок ствола скважины;

• проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП).

Сочетание перечисленных условий требует закачки больших объемов ЖГС, что приводит к удорожанию операции глушения при подземном ремонте скважин.

В статье представлена разработанная авторами комплексная методика исследований эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин в заданных условиях. Методика позволяет обосновать выбор реагентов, показавших наилучшие результаты, и рекомендовать их для дальнейших исследований. Суть экспериментов заключалась в определении оптимального соотношения исходных реагентов (углеводородная (УВ) фаза, водная фаза, эмульгатор).

В ходе исследований для приготовления эмульсионных составов в качестве дисперсионной среды использовалась нефть НГКМ, водной (дисперсной) фазой служил водный раствор хлорида кальция CaCl2 плотностью 1140 кг/м3. Стоит отметить, что значение плотности водной фазы можно изменять в зависимости от необходимой величины забойного давления и требуемой вязкости ИЭР. Всего в исследованиях использовалось 23 эмульгатора различных марок и производителей, условно обозначенных как Э-01...Э-23.

ПОДБОР ТИПА И ОПТИМАЛЬНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ РЕАГЕНТА-ЭМУЛЬГАТОРА

Определение межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2»

Зависимость межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2» от концентрации и типа эмульгатора определялась с помощью тензиометра [7].

Водный раствор CaCl2 плотностью 1140 кг/м3 наливался в стандартную мерную кювету общим объемом 25 см3. В нефть НГКМ дозировался эмульгатор в массовых концентрациях 0,05; 0,1 и 0,5 %. Подготовленный раствор нефти с эмульгатором набирался в шприц и выдавливался в кювету с водным раствором CaCl2 с образованием всплывающих капель. Процесс вытеснения фиксировался на видео, впоследствии видеофайл анализировался с помощью программного комплекса (табл. 1).

В результате измерения межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2» было отобрано шесть наиболее эффективных (по наиболее низким значениям межфазного натяжения при концентрации 0,5 % масс.) эмульгаторов: Э-09, Э-11, Э-14, Э-15, Э-18 и Э-23. В сравнении с другими типами эмульгаторов их применение при прочих равных условиях будет способствовать созданию эмульсии с большей термостабильностью и агрегативной устойчивостью, поскольку низкое межфазное натяжение на границе раздела фаз является одним из важнейших условий получения стабильной эмульсии. Кроме того, поверхностная активность эмульгаторов влияет на сохранение фильтрационных свойств ПЗП и сокращение срока освоения и вывода скважин на режим эксплуатации после проведения подземного ремонта.

Оценка термостабильности эмульсионных составов

Со всеми шестью эмульгаторами были приготовлены эмульсионные составы (соотношение водной и УВ-фаз – 80 к 20 %; концентрация эмульгатора – 0,5 % масс.). Долевое соотношение фаз в эмульсии подобрано опытным путем только для проведения сравнительного анализа в рамках описанных исследований.

Приготовленные растворы помещали в термостат с установленной пластовой температурой 61 °C и выдерживали в течение 6 сут (среднее время проведения подземного ремонта скважин). Через каждые 24 ч визуально оценивались состояние эмульсионного раствора и количество выделившейся водной фазы. Если величина слоя выделившейся водной фазы равна нулю, эмульсионный раствор считается стабильным. При высоких температурах допускается небольшое выделение УВ-фазы (верхний темный слой), которая легко удаляется простым встряхиванием или перемешиванием состава.

Результаты оценки термостабильности эмульсионных составов представлены в табл. 2.

Определение эффективной вязкости эмульсионных составов

В рамках экспериментов по принципу, описанному в разделе «Оценка термостабильности эмульсионных составов», готовились эмульсионные составы с эмульгаторами Э-11, Э-14, Э-15, Э-18 и Э-23, отобранными по результатам исследования межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2» и термостабильности ИЭР.

Определение эффективной вязкости осуществлялось с использованием ротационного автоматизированного вискозиметра согласно [8]. Эксперимент проводился при температуре 20 °С в целях качественного сравнения рассматриваемых ЖГС при прокачке их насосным агрегатом на устье скважины.

В режиме контролируемой скорости сдвига (CR test – Controlled Rate Test) производились замеры, на основании которых строилась реологическая кривая. Суть исследований заключалась в установлении зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при постепенном увеличении последнего параметра с 0 до 300 с–1 (кривая течения жидкости).

В рамках анализа полученных кривых течений ИЭР, приготовленных с использованием указанных эмульгаторов, определялась зависимость эффективной вязкости от числа оборотов, и из этой зависимости находилось значение вязкости при 300 об/мин (табл. 3).

Большее значение эффективной вязкости свидетельствует о лучшей газоудерживающей способности состава, а также о снижении риска проникновения состава в ПЗП, поскольку с ростом эффективной вязкости повышается структурная прочность эмульсии [9, 10].

Таким образом, на основе дополнительных исследований на термостабильность эмульсионных составов при пластовой температуре, а также реологических исследований были выбраны эмульгаторы Э-14, Э-15 и Э-23. Эмульгатор Э-09 отсеян после исследования на термостабильность (не стабилен), эмульгаторы Э-11 и Э-18 исключены по результатам реологических исследований (эффективная вязкость меньше, чем у других эмульгаторов) (табл. 3).

Определение зависимости межфазного натяжения на границе раздела фаз от концентрации эмульгатора в нефти

Далее было проведено исследование эмульгаторов Э-14, Э-15 и Э-23 на предмет выявления зависимости межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2 плотностью 1140 кг/м3» при концентрации эмульгатора 0,05; 0,1; 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 5,0 % масс. Исходя из результатов данных исследований определялась оптимальная концентрация эмульгатора в эмульсии (табл. 4).

Эксперимент проводился согласно методике, описанной в разделе «Определение межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2».

Результаты показали, что оптимальная концентрация эмульгаторов Э-14, Э-15 и Э-23 составила 1,0 % масс. При этом у исследуемых эмульгаторов межфазное натяжение сначала снижается до минимального значения (критическая концентрация мицелообразования (ККМ)), а затем при дальнейшем увеличении концентрации наблюдается рост межфазного натяжения. Это объясняется формированием мицелл смешанного типа, при котором более сильный компонент поверхностно-активного вещества вытесняет второй компонент из образовавшихся смешанных мицелл, что обусловливает рост межфазного натяжения в зоне справа от ККМ.

ПОДБОР ОПТИМАЛЬНОГО СООТНОШЕНИЯ ИСХОДНЫХ РЕАГЕНТОВ (НЕФТЬ, ВОДНАЯ ФАЗА, ЭМУЛЬГАТОР)

В целях подбора оптимального соотношения исходных реагентов были выбраны концентрации 0,5; 1,0; 1,5 % масс. (±0,5 % от оптимальной концентрации, выбранной ранее) эмульгаторов Э-14, Э-15 и Э-23. Исследовались следующие соотношения водной и УВ-фаз в эмульсии: 70 к 30; 80 к 20 и 90 к 10 % масс. В итоге было подготовлено 27 эмульсионных составов (3 эмульгатора   3 концентрации 3 соотношения водной и УВ-фаз). Далее определялись термостабильность и агрегативная устойчивость приготовленных составов в соответствии с методикой, описанной в разделе «Оценка термостабильности эмульсионных составов».

Результаты исследования на термостабильность представлены на рис. 1. Ячейки окрашены в соответствии с цветовой шкалой, согласно которой 0 мл – минимальный, 14 мл – максимальный объем выделения нефти. Цифры в ячейках – объем выделившейся УВ-фазы (мл) в эмульсионном растворе спустя 6 сут в ходе исследования на термостабильность.

По результатам исследований на термостабильность при 61 °C для каждого эмульгатора (Э-14, Э-15 и Э-23) определены оптимальная концентрация и соотношение водной и УВ-фаз. Для всех эмульгаторов выбрана концентрация 1,5 % масс. В концентрации 0,5 % масс. все эмульсии показали меньшую стабильность В концентрации 1,0 и 1,5 % масс. результаты термостабильности эмульсий различаются незначительно. Концентрация 1,5 % масс. выбрана с учетом возможного воздействия таких факторов, как содержание в нефти деэмульгатора, повышение температуры, промысловые условия приготовления эмульсии и т. д. В соотношении водной и УВ-фаз 80 к 20 и 90 к 10 % масс. все эмульсионные составы стабильны, варьирование соотношения фаз в этих пределах может быть использовано в целях регулировки вязкости эмульсионного состава от менее вязкого (80 к 20 % масс.) к более вязкому (90 к 10 % масс.).

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАЗРАБОТАННЫХ ЭМУЛЬСИОННЫХ СОСТАВОВ

На основании результатов проведенных исследований при использовании эмульгаторов Э-14, Э-15 и Э-23 концентрацией 1,5 % масс. с соотношением водной и УВ-фаз 80 к 20 % масс. готовились эмульсии плотностью 1080 кг/м3 (использовался водный раствор CaCl2 плотностью 1140 кг/м3), применительно к которым определялись следующие параметры.

Оценка смешиваемости эмульсионных составов с нефтью, пластовой водой и водным раствором хлорида калия

В рамках исследования эмульсионные составы смешивались с нефтью в соотношении 1:1, 1:9, 9:1, пластовой водой и водным раствором хлорида калия KCl, используемой при глушении технологической жидкостью в соотношении 1:1. Проба образца перемешивалась путем десятикратного переворачивания емкости и оценивалась визуально, затем помещалась в термошкаф с установленной пластовой температурой (61 °C) и выдерживалась в течение 6 сут. Состояние пробы оценивалось визуально с фиксацией фотосъемкой сразу после приготовления и через каждые 24 ч. По результатам исследований все составы оказались не смешиваемыми с пластовой водой и водным раствором KCl. Все исследованные составы при контакте с нефтью не разрушались.

Определение температуры застывания эмульсионных составов

Температура застывания эмульсий оценивалась согласно [11]. Результаты определения температуры застывания для трех образцов эмульсионных составов с Э-14, Э-15 и Э-23 представлены в табл. 5. Установлено, что самой высокой температурой застывания обладает состав Э-23 (–4 °C), а самой низкой – Э-14 (–14 °C).

По результатам исследований рекомендуется осуществлять подогрев эмульсионных составов в ходе приготовления и закачки в скважину в зимний период.

Исследование реологических свойств эмульсионных составов

Реологические исследования по определению эффективной вязкости и статического напряжения сдвига (СНС) эмульсионных составов проводились с использованием ротационного автоматизированного вискозиметра согласно [8].

Исследования включали:

1) построение исходной реологической кривой составов (при 20 °C);

2) определение СНС при 20 и 61 °C.

Эксперимент по определению эффективной вязкости составов проводился согласно методике, описанной в разделе «Определение эффективной вязкости эмульсионных составов».

Измерение СНС эмульсионных составов включало следующие этапы:

• на вискозиметре устанавливался режим «постоянная скорость сдвига»;

• исследуемая жидкость заливалась в цилиндр (45 мл);

• устанавливалось число оборотов цилиндра 200 об/мин, состав перемешивался при заданной скорости в течение 10 с, затем прибор отключали;

• после 1 мин и 10 мин покоя ИЭР снималось максимальное показание прибора, предшествующее разрушению структуры состава, при скорости вращения цилиндра D = 3 об/мин.

Результаты исследований представлены на рис. 2 и в табл. 6.

Установлено, что чем выше СНС, тем больший градиент давления может выдержать ИЭР, не разрушившись. Это свидетельствует о меньшей вероятности поглощения состава ПЗП, особенно при глушении скважин, градиенты плас-товых давлений которых значительно ниже потенциальных возможностей ЖГС с точки зрения обеспечения требуемой репрессии на пласт. В случае нормальных или повышенных пластовых давлений бльшая величина СНС снижает вероятность газоводонефтепроявления. Такие же выводы справедливы при увеличении эффективной вязкости ИЭР, поскольку при этом повышается ее структурная прочность. Причем большее значение эффективной вязкости свидетельствует о лучшей газоудерживающей способности состава [10, 12].

По итогам определения предельного СНС (табл. 6) выявлено, что наибольшей прочностью внутренней структуры обладает эмульсионный состав, стабилизированный эмульгатором Э-15, наименьшее значение СНС имеет состав, приготовленный с эмульгатором Э-14, максимальной эффективной вязкостью обладает ИЭР, приготовленный с использованием эмульгатора Э-23 (рис. 2 и табл. 6).

Таким образом, комплексный анализ результатов физико-химических исследований эмульсионных растворов позволил рекомендовать к применению для условий НГКМ эмульгаторы Э-14, Э-15 и Э-23 (табл. 7).

ВЫВОДЫ

На основании лабораторных физико-химических исследований по подбору наиболее эффективного эмульгатора для приготовления ИЭР, предназначенных для глушения нефтяных скважин в условиях НГКМ:

• определена зависимость межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор хлорида кальция CaCl2 плотностью 1140 кг/м3» для трех наиболее эффективных эмульгаторов (по наиболее низким значениям межфазного натяжения при концентрации 0,5 % масс.) из 23 исследованных эмульгаторов в концентрациях 0,05; 0,1; 0,5; 1,0; 2,0; 3,0; 5,0 % масс. Определена оптимальная концентрация эмульгатора в эмульсии, составившая для всех трех эмульсионных составов 1 % масс.;

• в ходе испытаний на термостабильность при 61 °С для выбранных трех эмульгаторов определена оптимальная концентрация в эмульсии (1,5 % масс.) и соотношения водной и УВ-фаз (80 к 20 и 90 к 10 % масс.), при которых все эмульсионные составы являются стабильными. Варьирование соотношения фаз может быть использовано для регулирования уровня вязкости эмульсионного состава от менее вязкого (при соотношении 80 к 20 % масс.) к более вязкому (при соотношении 90 к 10 % масс.);

• в результате исследований на смешиваемость с пластовой водой и водным раствором хлорида калия KCl установлено, что все три эмульсионных состава оказались не смешиваемыми с данными жидкостями. При контакте с нефтью все исследованные эмульсионные составы не разрушаются;

• установлено, что при приготовлении эмульсионных составов в зимний период необходимо осуществлять их подогрев;

• в результате проведенных реологических исследований выявлено, что наибольшее значение СНС имеют эмульсионные составы, приготовленные с использованием эмульгатора Э-15, а наименьшее – эмульсии, приготовленные с использованием эмульгатора Э-14. При этом максимальной эффективной вязкостью обладает состав, приготовленный с использованием эмульгато-ра Э-23.

Таким образом, комплексный анализ результатов физико-химических исследований эмульгаторов позволил выделить и рекомендовать для приготовления блокирующих эмульсионных составов в условиях НГКМ эмульгаторы Э-14 («Ялан Э-2», марка А), Э-15 («Сонэкс М») и Э-23 («Эксимол») с концентрацией в эмульсии – 1,5 % масс.; содержание УВ-фазы в эмульсии – 10–20 % масс. (в зависимости от требуемой вязкости эмульсионного состава), остальное – водный раствор CaCl2.

Таблица 1. Результаты измерения межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2» в зависимости от концентраций эмульгатора в нефти

Table 1. The test results of interfacial tension at the interface “oil with emulsifying agent – CaCl2 water solution” depending on the emulsifier concentration in oil

Таблица 2. Результаты исследования термостабильности эмульсионных составов при 61 °C

Table 2. The test results of thermal stability for emulsion mixtures at 61 °C

Таблица 3. Сводная таблица комплексного исследования инвертно-эмульсионных составов, отобранных по результатам измерения межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2»

Table 3. The summary table of the integrated research for Premuls, selected on the basis of test results of interfacial tension at “oil with emulsifying agent – CaCl2 water solution” interface

Таблица 4. Результаты измерения межфазного натяжения на границе «нефть с эмульгатором – водный раствор CaCl2» в зависимости от концентраций эмульгатора в нефти

Table 4. The test results of interfacial tension at the interface “oil with emulsifying agent – CaCl2 water solution” depending on the emulsifier concentration in oil

Таблица 5. Результаты определения температуры застывания эмульсионных составов, приготовленных с использованием Э-14, Э-15 и Э-23

Table 5. The determination results of pour points for E-14, E-15, and E-23-based emulsions

Таблица 6. Результаты определения СНС и эффективной вязкости эмульсионных составов

Table 6. The test results of the gel strength and emulsion effective viscosity

Таблица 7. Расшифровка эмульгаторов, рекомендуемых для приготовления эмульсионных составов

Table 7. Interpretation of emulsifiers recommended for emulsification

Высокие показатели механических свойств современных трубных сталей достигаются микролегированием титаном Ti и ниобием Nb. Эти добавки задерживают рекристаллизацию, а частицы второй фазы (мелкодисперсные карбонитриды) после рекристаллизации препятствуют росту зерна [1, 2]. Однако при длительном пребывании металла в интервале температур более 1000 °C эти частицы растворяются и более не могут сдерживать рост аустенитного зерна, негативно влияющий на показатель ударной вязкости. Недостаточная вязкость стали, в свою очередь, может приводить к развитию протяженных трещин в осевом направлении трубопровода и являться причиной его разрушения [3].

Выбор схемы нагреваемого тела

Расчетная схема – подвижный точечный источник в плоском слое (с учетом отражений тепловых потоков от наружной и внутренней поверхностей кромок трубы), поскольку сварка осуществляется в два прохода с проплавлением половины толщины стенки [4].

Выбор схемы ввода теплоты

В качестве модели сварочных источников теплоты (рис. 1) выберем точечные подвижные источники постоянной мощности с отражением от границы, движущиеся прямолинейно и равномерно внутри плоского слоя.

Совместное действие нескольких источников учитывается путем суперпозиции температурных полей от каждого из источников.

Основные соотношения

Приращения температур от каждого источника теплоты (рис. 2) рассчитываются по формуле для температурного поля предельного состояния [1]:

                (1)

где TН – начальная температура, °C; q – тепловой поток, Вт; – коэффициент теплопроводности материала, Вт/(см.К); R – длина радиус-вектора анализируемой точки тела в подвижной системе координат, м; x – абсцисса анализируемой точки тела в подвижной системе координат, м; v – скорость движения источника теплоты, м/с; a – коэффициент температуропроводности, см/с2.

Расчет приращений температур для всех источников теплоты осуществляется по формуле:

                (2)

где R = – длина радиус-вектора анализируемой точки тела в подвижной системе координат; x, y, z – координаты точки, где проводится расчет ∆T, см; xj, yj, zj – координаты j-ого источника qj, см; kj – коэффициент, учитывающий заглубление источника и разделку кромок:

,

где – угол разделки кромок, °; – толщина стенки трубы, мм.

Мощность источника qj в случае четырех дуг рассчитывается как:

qj = .I.U,                                (3)

при j = 1…4, где – коэффициент полезного действия процесса; I – сварочный ток, А; U – напряжение на дуге, В.

При применении дополнительной горячей присадки (ДГП) j = 1…3.

При сварке с ДГП подогретая электрическим током до температуры Тпп, °C, проволока сечением Fэ, мм, подается в хвост сварочной ванны со скоростью Vпп, м/с, где нагревается до температуры плавления и доплавляется за счет теплоты сварочной ванны, имеющей температуру Тв, °C. Таким образом, ДГП является одновременно и источником, и стоком теплоты:

qj = Fэ.Vпп[c.Тпп – c(Тв – Тпп) – .Lпл], (4)

где qj – тепловая мощность ДГП, Дж/с; c – объемная теплоемкость проволоки, Дж/(м3.K); – плотность материала проволоки, кг/м3; Lпл – скрытая теплота плавления материала проволоки, Дж/г.

При построении сварочного термического цикла (СТЦ) расчет должен проводиться для точек, у которых максимальная температура составляла 1350 °C (околошовная зона (ОШЗ) с наибольшим размером зерна). В целях упрощения расчета будем рассмат-ривать линию ОШЗ на поверхности изделия (z = 0), положение которой по оси Y определялось заранее путем численного решения трансцендентного уравнения:

Tmax(y) – 1350 = 0.                                           (5)

Чтобы получить одинаковое сечение шва при использовании ДГП, скорость подачи присадочной проволоки примем равной скорости подачи основной проволоки:

,                                              (6)

где IСВ – величина тока сварки, А; Н – коэффициент наплавки, г/А.ч.

Расчет и графическое представление результатов были проведены с помощью компьютерной программы DGP. Результаты расчетов представлены на рис. 3.

Проведенные расчеты демонстрируют, что применение ДГП значительно меняет тепловую обстановку в ОШЗ сварного соединения. Время пребывания металла в интервале температур интенсивного роста зерна, а также гомогенизации аустенита уменьшается с 21 до 15 с. Кроме того, существенно уменьшается длина самой сварочной ванны. Построенные СТЦ позволяют моделировать процесс роста аустенитного зерна в околошовной зоне.

Расчет размера зерна при сварке

Для анализа кинетики роста аустенитного зерна воспользуемся фундаментальным соотношением для собирательной рекристаллизации:

                (7)

где r3(t) – текущее значение радиуса зерна, мкм; r0 – исходный радиус зерна, мкм; А – константа значения поверхностной энергии, см2/с; Q – энергия активации диффузионного перемещения границ, Дж; k – постоянная Больцмана, Дж/К; t0 – время, соответствующее началу процесса роста зерна, с; t – текущее время, с; T(t) – температура на стадии теплонасыщения, °C.

Значения величин А, Q и r0 определяются химическим составом стали по регрессионным моделям [2]:

A = 0,2243.1017.exp, см2/с,                                                            (8)

Q = , Дж, (9)

D0 = 2r0 = 1,4313.10-5 + + 6,0822.10-3.C, см,                            (10)

где S и С – содержание серы и углерода в стали, соответственно, %.

Максимально возможный размер зерна аустенита, см, определяется соотношением:

Dmax = 5,5168.10-2 – 0,18518 .       (11)

Для анализа кинетики роста зерна аустенита использовалась компьютерная программа для анализа сварочных термических циклов WTC.EXE, разработанная на кафедре «Технологии сварки и диагностики» МГТУ им. Н.Э. Баумана [5]. Результаты расчетов предоставлены на рис. 4 и 5.

Прогноз повышения показателя KCV

Оценим повышение показателя ударной вязкости KCV при использовании сварки с ДГП по сравнению с показателем KCV при использовании сварки без ДГП:

= 1,24,                  (12)

где KCV1, KCV2 – ударная вязкость при многодуговой сварке без ДГП и с ДГП, соответственно, Дж/см2; d1, d2 – размер аустенитного зерна при многодуговой сварке без ДГП и с ДГП, соответственно, мкм.

Таким образом, введение при сварке ДГА вместо одной из дуг способствует увеличению показателя ударной вязкости на 24 %.

Заключение

Итак, расчеты показывают, что ДГП поз-воляет уменьшить размер зерна аустенита в околошовной зоне в 1,4 раза (с 94 до 67 мкм), что, по прогнозу авторов статьи, должно хорошо отразиться на показателе ударной вязкости по линии сплавления.

– Александр Александрович, специализация компании «СервисЭНЕРГАЗ» обязывает вас проникать в самую суть задач, стоящих перед сервисом технологического оборудования, особенно в сегменте газоподготовки и газоснабжения, где предъявляются повышенные требования к безопасности. Какие приоритеты вы здесь видите?

– Сразу же подчеркну значение технологического оборудования в производственной структуре газовой энергетики и нефтегазовой отрасли. Если несколько лет назад применительно к генерирующим объектам деление шло на «основное» и «вспомогательное» оборудование, то сегодня специалисты более точны в профессиональной терминологии и говорят о «генерирующем» и «технологическом» оборудовании. И это не игра слов.

Суть в том, что неправомерно и даже принципиально ошибочно, на мой взгляд, именовать вспомогательным, например, технологическое оборудование газоподготовки, от эффективности, надежности и ремонтопригодности которого напрямую зависит работа любой электростанции, оснащенной современными газотурбинными, газопоршневыми или парогазовыми установками. Ведь без качественной и непрерывной комплексной газоподготовки исходный газ, поступающий на эти станции, попросту не получит необходимых рабочих параметров по чистоте, влажности, температуре, давлению и расходу. Следовательно, не будет обеспечена планомерная, эффективная и надежная эксплуатация газовых турбин в соответствии с заложенными в них проектными возможностями.

Вроде бы понятная профессионалам аксиома, но, увы, пока не все специалисты придают должное значение качеству самого процесса газоподготовки и газоснабжения и, соответственно, техническому сервису оборудования, обеспечивающего конечный результат. Объективности ради все же отмечу, что мы в «СервисЭНЕРГАЗе» ежегодно констатируем рост примеров профессионального взаимопонимания и ответственности за поддержание работоспособности технологического оборудования.

Большинство эксплуатирующих компаний осознают ущербность подхода «Когда сломается, тогда и починим» и последовательно реализуют программы планового сервиса. В конечном счете регламентированное обслуживание установок газоподготовки дает заметные выгоды. Главное – обеспечивается назначенный ресурс самих установок и гарантируется бесперебойная работа сопряженного оборудования на всем объекте, будь то в газовой энергетике, нефтегазовой сфере или в иной газо-использующей отрасли.

– Хотелось бы узнать подробнее о таком позитивном опыте.

– В компетенции «СервисЭНЕРГАЗа» находится решение всего комплекса сервисных задач на технологическом оборудовании, поставляемом как «ЭНЕРГАЗом», так и другими производителями, – на этапах монтажа, предпусковой подготовки и ввода, в ходе эксплуатации.

Приведу такие данные: по состоянию на сентябрь 2018 г. общая наработка всех действующих установок «ЭНЕРГАЗ» составила более 10 млн ч. Ежегодно вводятся в эксплуатацию десятки новых установок газоподготовки. Естественно, что для их нормальной эксплуатации и полной выработки ресурса требуется своевременное техническое обслуживание, а при необходимости – модернизация, текущий или капитальный ремонт.

Теперь – о наших возможностях. Мобильные бригады «СервисЭНЕРГАЗа» базируются в Москве, Белгороде и Сургуте. Сервисные специалисты обладают высокой технической квалификацией и уникальным опытом выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах. Только в этом году наши инженеры осуществили более 130 выездов для проведения работ на различных объектах, включая удаленные и труднодоступные.

На первое место поставлю проекты модернизации оборудования.

К примеру, модернизация установки подготовки топливного газа (УПТГ) для газотурбинной электростанции (ГТЭС) Верх-Тарского месторождения АО «Новосибирскнефтегаз». ГТЭС из двух газотурбинных установок (ГТУ) Centrax типа СX501-КВ7 мощностью по 5,2 МВт входит в общую систему энергоснабжения нефтяного месторождения, обеспечивает электроэнергией производственные объекты промысла, центральный пункт сбора нефти и вахтовый поселок.

Топливом для ГТЭС служит попутный нефтяной газ (ПНГ), добываемый здесь же. Очистку, компримирование и подачу топлива в ГТУ осуществляет установка подготовки топливного газа в составе двух комплексов – УПТГ-1 и УПТГ-2. В основе каждой УПТГ – компрессорная установка винтового типа в блочно-модульном исполнении.

«СервисЭНЕРГАЗ» осуществил модернизацию и ввел в эксплуатацию УПТГ-2, ранее находившуюся в резерве. Инженеры компании провели пусконаладку, индивидуальные и комплексные испытания дожимной компрессорной установки (ДКУ) № 2, оборудовали ее автоматизированной системой управления.

На обоих комплексах УПТГ установлены новые системы пожарообнаружения, сигнализации, пожаротушения и безопасной эксплуатации оборудования. Выполнена наладка системы газодетекции.

В целях дистанционного управления и эксплуатационного контроля мы оснастили УПТГ системой автоматизированного управления верхнего уровня. Телеинформация передается с контроллера по протоколу Profibus в операторный центр ГТЭС. Параметры УПТГ выводятся на монитор автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора. На АРМ установлено лицензионное программное обеспечение, соответствующее российским и европейским стандартам.

Не могу не сказать о модернизации компрессорных установок на Алехинском месторождении ПАО «Сургутнефтегаз». С 2009 г. на площадке центрального пункта сбора нефти нефтегазодобывающего управления «Нижнесортымскнефть» действует компрессорная станция низких ступеней сепарации (СКНС). Основу СКНС составляют четыре КУ, поставленные и введенные в эксплуатацию компанией «ЭНЕРГАЗ». КУ работают с попутным газом низкого давления (близкого к вакууму), осуществляют его доочистку, сжатие и закачку в транспортный газопровод.

До последнего времени единственным источником ПНГ для СКНС являлся цех подготовки и перекачки нефти. Для сбора и транспортировки газа от других объектов на станции проведена модернизация КУ. В рамках проекта реконструирована система входных газопроводов с монтажом дополнительной переключающей арматуры и датчиков давления, модифицированы локальные системы автоматизированного управления (САУ) КУ и САУ верхнего уровня.

После модернизации производительность КУ регулируется по линии всасывания, а газ подается из трубопровода с более высоким давлением. Выбор источника газа осуществляет машинист КУ в операторной компрессорной станции на мониторе АРМ.

В целом по данному проекту мы выполнили комплекс мероприятий: разработку, поставку и внедрение нового программного обеспечения, шеф-контроль выполнения реконструкции и монтажа, пусконаладочные работы, испытания в рабочем режиме.

– Но не одними же проектами модернизации живет «СервисЭНЕРГАЗ»?

– Еще одно направление нашей деятельности – это текущие (локальные) или капитальные ремонты, причем неважно, чьего оборудования – нашей головной компании «ЭНЕРГАЗ» или других производителей.

Так, в июле 2018 г. мы выполнили капитальный ремонт винтовых маслозаполненных компрессоров GEA Grasso на компрессорной станции № 4 «Западный Тэбук» Ухтинского газоперерабатывающего завода (ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»). Эта КС предназначена для компримирования ПНГ, поступающего с Пашнинского, Савиноборского и Западно-Тэбукского месторождений, и транспортировки до г. Сосногорска, где ПНГ используется в качестве топлива для турбин Сосногорской теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).

Цикл работ включал демонтаж компрессоров, доставку на ремонтную площадку и обратно, собственно ремонт агрегатов, повторный монтаж, пусконаладку, собственные и комплексные испытания КУ в составе объекта.

Зачастую ремонту предшествуют конт-рольно-ревизионные работы. Например, эксперты «СервисЭНЕРГАЗа» проверили газокомпрессорные установки различного назначения, действующие в составе объектов территориально-производственного предприятия «Когалымнефтегаз» на Тевлинско-Русскинском и Дружном месторождениях (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Были подготовлены дефектные ведомости и обоснованные рекомендации заказчику по проведению ремонта. В результате буквально сейчас мы выполняем капитальные ремонтные работы на Тевлине.

Технические инспекции проводятся не только на действующем оборудовании. В этом году осуществлена ревизия вакуумной КС, которая находилась в режиме длительного хранения на одном из объектов АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». После перемещения, локального ремонта и предпусковой подготовки станция введена в эксплуатацию на установке предварительного сбора воды дожимной насосной станции № 2 Вынгапуровского месторождения, где составляет основу системы утилизации ПНГ. Весь объем работ выполнили инженеры нашего Сургутского филиала.

С инженерной точки зрения интересны комплексные проекты. Только что мы завершили работы на пусковой КУ для газотурбинной электростанции (ГТЭС) Восточно-Перевального месторождения: последовательно выполнили ее ремонт, модернизацию маслосистемы, замену основного элемента – винтового маслозаполненного компрессора. Новый агрегат дополнительно оснащен системой мониторинга температуры подшипников скольжения и системой контроля осевого сдвига винтов компрессора. Установлено новое программное обеспечение, подключена и настроена САУ, проведена пусконаладка КУ. Ввод оборудования состоялся после собственных испытаний и 72-часовой комплексной проверки в составе ГТЭС. Реализация проекта позволит заказчику вывести из эксплуатации парк электропоездов, входящих в состав местной газопоршневой электростанции.

Отмечу, практика привлечения эксплуатирующими предприятиями наших сервисных инженеров и экспертов активно наращивается.

В итоге «СервисЭНЕРГАЗ» осуществляет весь спектр технических мероприятий, в числе которых шефмонтажные и шеф-инженерные работы, подготовка оборудования к пуску, комплексное техобслуживание в гарантийный период, сервисная поддержка в послегарантийный период, модернизация, локальный ремонт, капремонт с демонтажом техники, технические консультации и обучение эксплуатационного персонала заказчика, реконструкция оборудования с учетом новых условий эксплуатации, поставка и замена запчастей, комплектующих и расходных материалов.

По последнему пункту хочу заметить, что речь идет об исключительно оригинальных запчастях и расходниках, ибо поставляемое Группой «ЭНЕРГАЗ» оборудование рассчитано настолько точно, что использование аналогов с неизвестными характеристиками зачастую приводит к поломкам техники.

– Звучит как стандартный классический набор сервисных услуг. А есть ли у вашего коллектива свои фирменные отличия и особенности?

– В основе работы «СервисЭНЕРГАЗа» лежит принцип профессиональной специализации. Поэтому на нашем предприятии в статусе Инженерного департамента согласованно действуют четыре подразделения: строительно-монтажное, запуска, сервисное и ремонтное. Весь сервисный процесс основан на организационном и инженерном опыте, накопленном нами при выполнении 144 энергетических и неф-тегазовых проектов на территории 35 регионов России и стран СНГ.

Начиная с 2007 г. Группой «ЭНЕРГАЗ» введены или готовятся к пуску 279 установок. География проектов – от Сахалина до Калининграда. Наше оборудование действует на Дальнем Востоке, в Якутии, Сибири, на Крайнем Севере, в южных и центральных регионах страны, в Москве и Санкт-Петербурге, а также за пределами страны – в республиках Беларусь и Узбекистан.

Именно поэтому в сервисной деятельности Группы «ЭНЕРГАЗ» особое место занимает система удаленного мониторинга (СУМ), призванная обеспечить постоянный контроль состояния оборудования и технологических процессов благодаря работе специально подготовленных сотрудников и экспертов «СервисЭНЕРГАЗа».

– И каковы же возможности системы удаленного мониторинга?

– Во-первых, СУМ позволяет реагировать более оперативно, не дожидаясь информации от заказчика о некорректной работе отдельных узлов и элементов или всей установки в целом, и своевременно предотвращать аварийные ситуации и незапланированные остановы. Для этого даем технические консультации по регулировке оборудования и настройке эксплуатационных параметров. Готовим обоснованные рекомендации по замене запчастей и расходных материалов.

Наши специалисты постоянно открыты для необходимых консультаций как по плановым, так и по оперативным или нештатным ситуациям – семь дней в неделю, круглосуточно. В результате свое-временно и квалифицированно принимаются необходимые организационные и инженерные решения. И что особенно важно, эти решения разрабатываются на основе актуальных достоверных данных, поступающих непосредственно с объекта. Данные эти в оперативном режиме интерпретируются, анализируются, и только затем моделируется схема последующих действий.

– Уж очень идеальная картина вырисовывается из вашего рассказа!

– Конечно, СУМ находится на стадии становления, и для ее безукоризненной работы требуется как следует потрудиться. Например, есть идея создать в Группе «ЭНЕРГАЗ» постоянно действующий Ситуационный центр удаленного мониторинга и анализа. Если хотите, с учетом нашей специализации и уникальных особенностей оборудования газоподготовки и газоснабжения это будет энергазовское «ноу-хау».

СУМ уже сегодня оснащена индивидуально разработанным программным обеспечением, а передача информации с эксплуатационной площадки осуществляется по современным каналам связи и протоколам. И мы видим здесь перспективы развития всего сервисного направления.

– Александр Александрович, вы подвели нашу беседу к теме будущего. Какие задачи с пометкой «на перспективу» удается решать непосредственно на объектах?

– Как известно, критерий истины – это практика. Наш опыт показывает, что многолетнее поддержание рабочего состояния оборудования и профилактика неисправностей обходятся значительно дешевле, чем серьезный ремонт при неожиданной поломке. Я вновь возвращаю нас к тому, что все больше эксплуатантов осознают ущербность «экономии» на сервисе.

Поэтому Группа «ЭНЕРГАЗ» на взаимовыгодную основу поставила развитие Программы долгосрочных сервисных услуг. В рамках этой Программы мы вместе с эксплуатирующими компаниями разрабатываем перспективные планы и подписываем длительные контракты (сроком до 36 мес) на проведение комп-лексного обслуживания.

С заказчиком согласовывается перечень плановых действий, определяется график выполнения работ. Формируется дорожная сервисная карта, где каждый этап становится для партнеров менее затратным, чем аналогичные работы, выполненные разово или, тем более, в авральном порядке.

Так, в рамках соглашений с ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», подписанных на три года, наши сервисные инженеры выполняют комп-лексное техобслуживание систем газоподготовки и газоснабжения для энергоцентра «Уса» (ГТУ-ТЭЦ на Усинском нефтяном месторождении) и энергоцентра «Ярега» (ГТУ-ТЭЦ на Ярегском нефтетитановом месторождении). Эти многофункциональные системы обес-печивают необходимые параметры топливного газа по чистоте, влажности, температуре, давлению и расходу. В их состав входят девять установок: два блочных пункта подготовки газа и семь газокомпрессорных станций в арктическом исполнении. Регламентные работы осуществляются по согласованному с заказчиком графику – через каждые 4 тыс. ч наработки. Помимо этого, «СервисЭНЕРГАЗ» поставляет полный комплект расходных материалов.

Еще один показательный пример реализации программы долгосрочного сервиса – обслуживание оборудования топливоснабжения 4-го и 5-го энергоблоков Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, крупнейшего энергоисточника Сахалинской обл. На протяжении вот уже шести лет мы выполняем здесь сервисные мероприятия на пункте подготовки газа и на пяти двухступенчатых КУ. Работы осуществляются с последовательным отключением агрегатов, что обеспечивает безостановочную работу электростанции.

– Благодарю вас, Александр Александ-рович, за содержательную и интересную беседу.

– Пользуясь случаем, выражаю признательность нашим коллегам и партнерам – специалистам всех компаний, успешно эксплуатирующих современное технологическое оборудование газоподготовки и газоснабжения. Дорогие друзья, «СервисЭНЕРГАЗ» всегда готов прийти к вам на помощь.

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

Малые противотурбулентные добавки в нефти или нефтепродукте оказывают существенное воздействие на структуру турбулентного течения жидкости в трубопроводе, изменяя его гидравлические характеристики. Известно, что само турбулентное течение жидкости определяется в основном физическими процессами, происходящими на внут-ренней поверхности трубопровода, прежде всего интенсивностью генерации вихрей выступами шероховатости внутренней поверхности. Эти вихри постоянно срываются с поверхности трубы и «выстреливают» в ядро потока, определяя его турбулентную структуру [1].

Согласно взглядам большинства современных исследователей, высокомолекулярные противотрубулентные добавки, внесенные в жидкость даже в весьма малых количествах, уменьшают выброс вихрей в ядро течения, снижая тем самым гидравлическое сопротивление течению жидкости в трубопроводе. Как бы то ни было, практически все исследователи едины во мнении, что полимеры, первоначально свернутые в компактные структуры, в турбулентном потоке разворачиваются, образуя длинные цепи, препятствующие проникновению вихрей в ядро потока. Принято считать, что основное действие противотурбулентные добавки оказывают на турбулентное течение вблизи внутренней поверхности трубопровода. Не останавливаясь подробно на физико-химических механизмах этого воздействия, можно уверждать, что малые противотурбулентные добавки изменяют краевые условия на границе течения, т. е. условия взаимодействия турбулентного течения c ограничивающими его жесткими поверхностями.

Этот вывод особенно важен для тестирования гидравлической эффективности конкретных противотурбулентных добавок на лабораторных установках и экспериментальных стендах. Дело в том, что многие лабораторные приборы, с помощью которых исследуются свойства противотурбулентных добавок, например всевозможные ротационные приборы, в том числе с вращающимися дисками, не обеспечивают условий подобия турбулентных течений в приборе и трубопроводе. Поэтому результаты, полученные на таких приборах, могут не совпадать с аналогичными результатами в реальных трубопроводах. Но даже стенды, воспроизводящие реальные трубопроводы в уменьшенном размере, не позволяют однозначно предложить расчетные формулы для определения коэффициента гидравлического сопротивления в промышленных трубопроводах. Например, большинство широко известных и многократно апробированных формул для расчета коэффициента гидравлического сопротивления содержат эмпирические коэффициенты. При внесении в жидкость противотурбулентных добавок изменяются не только эти коэффициенты, но и структура расчетных формул, поэтому априори неизвестно, какие именно коэффициенты должны быть изменены и как изменятся сами расчетные формулы.

Выход из создавшегося положения состоит в выявлении изменений некоторых универсальных характеристик турбулентного течения, прежде всего условий взаимодействия турбулентного потока с жесткими поверхностями канала, по которому течет эта жидкость. В качестве основного рабочего постулата используется тезис, что эти условия не зависят от того, внутренняя ли это поверхность трубопровода или поверхность стенок измерительного прибора. Выявив изменение таких условий под воздействием той или иной противотурбулентной добавки, можно использовать их в дальнейшем для расчета гидравлического сопротивления жидкости с добавкой в трубопроводе [2, 3].

ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ

Наиболее подходящей основой для реализации сформулированного тезиса может служить известная полуэмпирическая теория Кармана сдвиговой турбулентности [4], в соответствии с которой создана реологическая модель сдвиговой турбулентности, причем задача расчета профиля u = u(r) осредненных скоростей сведена к решению дифференциального уравнения в области 0 ≤ r ≤ R0, где R0 – радиус трубопровода, мм; r – радиальная координата, со специфическим краевым условием на внутренней поверхности (r = R0) трубопровода (внутренней поверхности трубопровода).

Одно из таких условий – это условие –∞ при r R0, т. е. профиль осредненных скоростей согласно теории Кармана имеет на внутренней поверхности трубопровода бесконечно большую производную (крутизну). В такой постановке вопроса профиль осредненных скоростей очень хорошо совпадает с экпериментально измеренным логарифмическим. Однако при этом автоматически исключается хорошо проверенное условие u(R0) = 0 «прилипания», в соответствии с которым скорость течения на внутренней поверхности трубопровода равна 0.

В 1984 г. М.В. Лурье и Н.А. Подоба дали способ устранения этого противоре-чия [5], предложив заменить искусственное краевое условие Кармана системой двух краевых условий: условия «прилипания» и условия, отражающего взаимодействие турбулентного течения с ограничивающей его жесткой поверхностью. Именно уточнение этого условия в случае трубопровода с шероховатой поверхностью составляет предмет настоящего исследования.

МОДИФИЦИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ ТЕОРИИ КАРМАНА

Для моделирования турбулентного течения в трубопроводе можно использовать феноменологическую теорию Кармана [4], в которой распределение u(r) осредненных скоростей в турбулентном течении жидкости в трубопроводе удовлетворяет дифференциальному уравнению:

                               (1)

где (r) – касательное напряжение, Па; r – радиальная координата; – плотность жидкости, кг/м3; – константа Кармана, равная ≈ 0,4; w – касательное напряжение на внутренней поверхности трубопровода, Па, т. е. при r = R0, причем R0 – радиус трубопровода, мм; u* = – динамическая скорость, м/с.

Решение уравнения (1) имеет вид:

                (2)

где C1 и C2 – постоянные интегрирования. Для определения этих постоянных нужно использовать краевые условия, т. е. условия на внутренней поверхности трубопровода [6].

Первое из этих условий – традиционное условие «прилипания», согласно которому:

ux(R0) = 0,                                           (3)

т. е. скорость жидкости на внутренней поверхности трубопровода равна 0.

Второе краевое условие получается на основе теории размерности и некоторых дополнительных допущений общего характера [4, 6] и имеет вид:

,                              (4)

где – коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с; Δ – абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубопровода, мм; k1 – константа; – функция, отражающая влияние шероховатости и определяемая экспериментально путем сопоставления с известными графиками И. Никурадзе [4]. Особо следует подчеркнуть, что константа k1 и функция являются инвариантными характеристиками турбулентного течения жидкости, отражающими физику взаимодействия турбулентного потока с ограничивающими его жесткими поверхностями, в том числе внутренней поверхностью трубопровода.

С учетом краевых условий (3) и (4) профиль u(r) осредненных скоростей турбулентного течения приобретает вид:

                (5)

Принимая во внимание известные формулы гидравлики:

где d = 2R0 – внутренний диаметр трубопровода, мм, находим, что . Умножив обе части уравнения (5) на 2r и интегрируя по радиусу от 0 до R0, получим универсальное уравнение сопротивления, а фактически уравнение для нахождения коэффициента (Re,) гидравлического сопротивления:

                (6)

Здесь учтено также, что U. – расход жидкости в трубе, м3/ч; число Рейнольдса Re= ; = .

Если предположить, что = 0,4; k1 = 28, и пренебречь шероховатостью внут-ренних поверхностей трубопровода, то f(0) 0, и уравнение (6) переходит в хорошо известное и апробированное уравнение для определения коэффициента в «гидравлически гладких» трубах:

                               (7)

явная аппроксимация решений которого дается формулой = Блазиуса [4].

В общем случае при отличной от нуля шероховатости уравнение (6) имеет вид:

                (8)

ПОСТРОЕНИЕ ФУНКЦИИ ШЕРОХОВАТОСТИ

Из уравнения (8) функция , учитывающая шероховатость внутренней поверхности трубопровода, находится по формуле:

                (9)

Чтобы построить эту функцию, достаточно взять значения Re, и коэффициента (Re,) гидравлического сопротивления из классических графиков И. Никурадзе [4]. Данные, полученные из этих графиков, приведены в табл. 1.

Подставляя значения (Re, , ) из этой таблицы в формулу (9), вычисляем сначала аргумент X Re, а затем и саму функцию Y = f(X). В результате расчетов имеем множество точек (X,Y), которые должны лежать на графике искомой функции (рис. 1).

Из рис. 1 видно, что до определенного значения аргумента X• ≈ 4,9–5,0 значения Y крайне малы, а при X > X• увеличиваются практически линейно. Очевидно, что случай, в котором f(Re) ≈ 0 соответствует «гидравлически гладким» трубам, для которых справедливо уравнение (7), т. е. коэффициент гидравлического сопротивления практически не зависит от шероховатости внутренней поверхности трубопровода, а определяется только числом Re течения, и может быть представлен в явном виде формулой Блазиуса.

В случае X Re > X• функция Y Re > 0, т. е. пренебрегать шероховатостью нельзя. В этом случае = (Re,), и для вычисления этого коэффициента следует использовать уравнение (8), в котором функцию f(Re) приближенно можно представить в виде кусочно-линейной аппроксимации:

или

                (10)

Решив уравнения (8) с функцией (10), можем определить зависимость lg(100) от lgRe при различных значениях относительной шероховатости (0,0163 ≤ ≤ ≤ 0,00099). Эти зависимости, качественно и количественно отражающие результаты, полученные И. Никурадзе [4], представлены на рис. 2. Из графиков видно, что для каждого значения относительной шероховатости можно указать такое значение числа Рейнольдса Re, при котором необходимо учитывать влияние шероховатости на коэффициент гидравлического сопротивления.

При увеличении числа Рейнольдса коэффициент гидравлического сопротивления перестает изменяться, т. е. течение входит в так называемый режим квадратичного трения. При Re выполняется неравенство Re√ 14, поэтому из уравнения (8) следует предельное соотношение:

                               (11)

т. е. перестает завсить от числа Рейнольдса Re:

= (0,88 ln + 1,142)–2, что также хорошо согласуется с известными данными [4].

ОБОБЩЕНИЕ НА ТЕЧЕНИЕ С ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНОЙ ДОБАВКОЙ

Поскольку противотурбулентная добавка изменяет характер взаимодействия турбулентного потока с ограничивающими его стенками, эффект присутствия добавки должен проявиться в изменении инвариантных параметров k1 и f(X). При использовании добавки эти параметры становятся функциями объемной концентрации , т. е. k1 = k1() и f = f(X,).

Так, например, после обработки промышленных экспериментов А.В. Черникина и В.А. Черникина [7] для финской добавки Neccad-447 показано, что коэффициент k1 = k1() значительно увеличивается от своего первоначального значения k1(0) = 28 (табл. 2).

В этом случае решение уравнения (8) дает значения коэффициента гидравлического сопротивления значительно меньшие, чем в отсутствие добавки.

Однако при внесении в поток жидкости противотурбулентной добавки изменяется также и функция f = f(X,). Поскольку точных данных об использовании таких добавок в трубопроводах с разной шероховатостью мало, достоверно можно утверждать лишь одно: при больших значениях относительной шероховатости увеличивается также угловой коэффициент k2() асимптоты функции f = f(X,) (табл. 2). Из этого утверждения следует, что при больших шероховатостях внутренней поверхности трубопровода эффект действия противотурбулентных добавок уменьшается, причем так же, как и в отсутствие добавок, эффект снижения гидравлического сопротивления зависит только от концентрации добавки и не зависит от режима течения, т. е. от числа Рейнольдса.

Вопрос о том, в бльшую или меньшую сторону меняется значение X = Re, при котором можно считать, что f = f(X,) = 0, остается открытым.

ВЫВОДЫ

Показано, что коэффициент гидравлического сопротивления жидкости при течении в трубопроводе можно находить на основе универсального уравнения сопротивления, в котором использована функция, учитывающая влияние шероховатости внутренней поверхности трубопровода. Путем сопоставления результатов использования этого уравнения с графиками И. Никурадзе установлен вид этой функции.

Поскольку универсальное уравнение строится на базе теории, позволяющей учесть условия на границе турбулентного течения и ограничивающих его стенок, появляется возможность вы-явить, как изменяются эти условия при внесении в поток противотурбулентных добавок.

Измеренные в опытах инвариантные коэффициенты, входящие в краевые условия, позволяют экстраполировать результаты тестирования противотурбулентных добавок, полученные на экспериментальных стендах и лабораторных установках, на промышленные трубопроводы.

Автор благодарит проф. М.В. Лурье за научное обсуждение результатов, а также М.Н. Федосеева за выполненный расчет.

Таблица 1. Значения коэффициента (Re,) гидравлического сопротивления из графиков И. Никурадзе

Table 1. Values of coefficient of resistance (Re,) from the I. Nikuradze graphs

Таблица 2. Значения функций объемной концентрации k1() и k2()

Table 2. Values of volume concentration functions k1() and k2()

Ультразвуковые преобразователи расхода (УЗПР) газа появились в сегменте счетчиков газа в 2000 г. и на сегодняшний день являются воплощением одной из главных концепций построения счетчиков газа для технологического применения, а также для коммерческого учета и измерений [1]. Наряду с высокими воспроизводимостью и точностью ультразвуковая технология имеет и другие характерные особенности:

• незначительное падение давления;

• широкие пределы измерений;

• способность работать с пульсирующими потоками.

УЗПР могут предоставлять расширенную диагностическую информацию, при этом измеренную УЗПР скорость звука можно сравнить со скоростью звука в среде, вычисленной на основе давления, температуры и состава газа, что позволяет контролировать правильность работы УЗПР.

ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ УЛЬТРАЗВУКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ РАСХОДА ГАЗА НА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ

Обеспечить соответствие уровня точности на узлах измерений расхода газа с УЗПР нормативным требованиям можно только путем соблюдения требований методики измерений [2]. Высокий уровень точности измерений обеспечивается, в частности, выполнением требований п. 9.2.2.6 методики измере-ний [2] при выборе длин прямых участков измерительных трубопроводов и расположения местных сопротивлений до и после УЗПР. В данной методике установлено, что в отсутствие на участке измерительного трубопровода (ИТ) длиной 50 DN перед УЗПР местных сопротивлений (МС), создающих закрутку потока и/или существенную асимметрию распределения скоростей потока, длина прямолинейного участка ИТ перед УЗПР должна составлять не менее 20 DN. В то же время длина прямолинейного участка между УЗПР и установленным перед ним местным сопротивлением, создающим закрутку потока и/или существенную асимметрию распределения скоростей потока, должна составлять не менее 50 DN. После УЗПР должен располагаться прямолинейный участок ИТ длиной не менее 5 DN. Регуляторы давления в узле редуцирования газа на ГРС относятся к МС, создающим закрутку потока и/или существенную асимметрию распределения скоростей потока. Однако практика эксплуатации узлов измерений расхода газа с УЗПР на газораспределительных станциях (ГРС) после узла редуцирования газа показала, что для обеспечения работы УЗПР в штатном режиме недостаточно соблюдать только требования п. 9.2.2.6 методики измерений [2]. Рассмотрим конкретные примеры.

ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УЛЬТРАЗВУКОВЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ РАСХОДА ГАЗА НА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ

Пример 1: ГРС-1. Проектная производительность – 100 тыс. м3/ч. Основная и резервная линии измерения основного расхода газа – ультразвуковой расходомер Turbo Flow UFG-F, DN 400. Линия измерения малого расхода газа – ультра-звуковой расходомер Turbo Flow UFG-F, DN 80. На рис. 1 представлена схема прямых участков измерительных трубопроводов ГРС-1, где показано размещение узла редуцирования газа и узла измерения расхода газа, расстояние между которыми составляет 132,5 DN.

При соблюдении требований п. 9.2.2.6 методики измерений [2], согласно которым расстояние от смешивающего потоки тройника узла редуцирования газа до УЗПР равно 132,5 DN при необходимом не менее 50 DN, на УЗПР наблюдается шум, оказывающий влияние на работу УЗПР. Для исключения влияния шума разработчик УЗПР был вынужден дополнительно установить электронный фильтр и в дальнейшем провести внеочередную поверку. Причиной распространения шума до УЗПР является совпадение собственной частоты колебаний потока с частотой звука, обусловленной работой регуляторов, когда Т-образный выходной коллектор узла редуцирования (рис. 1) становится акустическим резонатором, при этом амплитуда звука достигает максимального значения.

В [3] рассмотрены теоретические и экспериментальные исследования влияния шума от регуляторов давления на УЗПР. В п. 8.2.3 международного стандарта [1] перечислены элементы, входящие в систему трубопроводов УЗПР газа, которые ослабляют акустические помехи, причем это ослабление зависит от частоты. В таблице [1] представлены коэффициенты ослабления для различных элементов системы трубопроводов на частоте 200 кГц.

Колена и Т-элементы способствуют значительному ослаблению ультразвуковых помех, прямолинейный участок трубопровода практически не дает эффекта. Если уровень помех превышает приемлемые пределы, могут быть установлены дополнительные колена или Т-элементы в качестве глушителей звука или же глушители звука, специально спроектированные с этой целью.

Пример 2: ГРС-2. Проектная производительность – 50 тыс. м3/ч. Линия измерения основного расхода газа – ультразвуковой расходомер MPU 1200, DN 300. Линия измерения малого расхода газа – счетчик газа СГ75МТ-250. При проектировании узла измерения расхода на ГРС-2 после узла редуцирования газа были учтены требования не только п. 9.2.2.6 [2], в соответствии с которыми расстояние от узла редуцирования до УЗПР должно составлять не менее 50 DN, но и п. 8.2.3 [1], регламентирующего значения коэффициентов ослабления для различных элементов системы трубопроводов.

На рис. 2 представлена схема прямых участков измерительного трубопровода ГРС-2. Повороты измерительного трубопровода линии измерения основного расхода соединены в одной плоскости «заглушенными» тройниками. Диагностика в ходе эксплуатации показала, что УЗПР работает в штатном режиме, недопустимые отклонения показателей по лучам отсутствуют. На ГРС-2 схема узла измерения расхода газа выполнена таким образом, что при работе линии измерения малого расхода газ проходит через линию измерения основного расхода. Такая компоновка позволяет проводить периодическое сравнение показаний ультразвукового и турбинного счетчиков газа. На рис. 3 представлен пример такого сравнения, когда отклонения показаний находятся в пределах допустимых значений.

Пример 3: ГРС-3. Проектная производительность – 100 тыс. м3/ч. Линия измерения расхода газа – ультразвуковой расходомер MPU 1200, DN 400.

При проектировании ГРС-3 было предложено выход из узла редуцирования газа на высоте 2 м опустить коленом 90° на 1 м, повернуть на 90° «заглушенным» тройником и далее в одной плоскости с УЗПР повернуть еще одним «заглушенным» тройником (рис. 4а). Согласно п. 9.2.2.6 [2] расстояние между совмещенными местными сопротивлениями, состоящими из колена и тройника, должно быть не менее 18 DN, для DN 400 – 7,2 м, в проектном решении – 1,0 м.

Исходя из опыта эксплуатации узлов измерений расхода газа с УЗПР на ГРС после узла редуцирования газа, чтобы гарантированно снизить шум от регуляторов давления, распространяемый на УЗПР, в проектное решение было внесено следующее изменение: выход после узла редуцирования газа сразу опустили на 1,0 м и в одной плоскости с УЗПР дважды повернули «заглушенными» тройниками к УЗПР (рис. 4б), расстояние от узла редуцирования до УЗПР в одной плоскости с УЗПР составило не менее 50 DN.

ВЫВОДЫ

Рассмотренные примеры эксплуатации узлов измерений расхода газа с УЗПР на ГРС после узла редуцирования газа показывают, что при проектировании узлов измерений расхода газа с УЗПР необходимо соблюдать не только обязательные требования к длинам прямых участков измерительных трубопроводов, к расположению местных сопротивлений, оговоренные в п. 9.2.2.6 методики измерений [2], но и выявлять и исключать местные сопротивления, усиливающие звук (Т-образный коллектор узла редуцирования газа) и предусматривать местные сопротивления, демпфирующие звук («заглушенный» тройник), а сам измерительный трубопровод, УЗПР, местные сопротивления после узла редуцирования газа располагать в одной горизонтальной плоскости.

Коэффициенты ослабления для различных элементов системы трубопроводов на частоте 200 кГц

Attenuation factors for various pipeline system elements at a frequency of 200 kHz

На сегодняшний день эксплуатация газопроводов с нарушениями минимальных расстояний является для газотранспортных обществ большой проблемой, поскольку в этом случае необходимо либо устранить нарушение, либо повысить надежность газопроводов. Очевидным для населения, но наиболее трудозатратным для ПАО «Газпром» способом повышения надежности газопровода является замена участка с изменением его категории. Этот метод целесо-образно применять при выводе участка газопровода в капитальный ремонт или при его реконструкции. При этом необходимо для межкрановых участков, включающих участки с нарушениями минимальных расстояний, пересмотреть в сторону уменьшения значение критерия вывода в ремонт, установленного в стандарте [1].

В качестве альтернативы рассмотрим традиционный и более оптимальный путь обеспечения безопасной эксплуатации, связанный с ремонтом по техническому состоянию, т. е. с ремонтом, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленными нормативной документацией, а объем и момент начала ремонта определяются уровнем технического состояния газопровода.

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ С НАРУШЕНИЯМИ МИНИМАЛЬНЫХ РАССТОЯНИЙ С ПОМОЩЬЮ ИЗМЕНЕНИЯ ВРЕМЕННОГО ИНТЕРВАЛА МЕЖДУ ОБСЛЕДОВАНИЯМИ И ОБЪЕМОВ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

В ПАО «Газпром» уровень надежности газопроводов, отвечающий требованиям международного стандарта ISO/DIS 16708, обеспечивается проведением по стандарту [2] внутритрубной диагностики (ВТД) в соответствии с требованиями, установленными в ГОСТ Р 55999–2014 [3], а также ремонтом труб с дефектами, не удовлетворяющих условиям прочности по стандартам [4–5], с применением технологий, выбор которых осуществляется по стандар-ту [6]. Следовательно, повысить надежность газопроводов с нарушениями минимальных расстояний можно, меняя такие параметры, как интервал времени между обследованиями и объемы выборочного ремонта.

В соответствии со стандартом [2] ВТД должна выполняться с интервалом, определяющимся в зависимости от коррозионного состояния трубопровода. Для трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением, интервал между обследованиями в соответствии со стандар-том [7] является константой и равен двум годам.

В целом правильный методический подход стандарта [2], основанный на статистической обработке результатов ВТД, может приводить к логическим противоречиям, связанным с использованием только одного параметра (глубина дефекта), влияющего на прочность труб. На рис. 1 приведен пример технического состояния газопровода. На рисунке отражена возможная ситуация, когда относительная глубина всех дефектов, включая допустимые, превышает 0,4. А по стандарту наработка до отказа определяется из условия, что относительная глубина хотя бы одного дефекта достигнет после ВТД величины, равной 0,4. Следовательно, использование математической модели в данном случае невозможно, иначе мы должны согласиться с тем, что размеры дефектов, как показано на рис. 1, изменяются в направлении, указанном стрелкой. В этом случае интервал времени между обследованиями назначается произвольным образом, а объемы выборочного ремонта, если формально следовать процедуре стандарта, будут включать устранение всех дефектов и превышать объемы ремонта, установленные в стандарте [4], в соответствии с которым устраняются недопустимые дефекты.

Существенно снижает возможности модели в части как определения интервала между обследованиями, так и устранения дефектов требование к информативности данных, так как нерепрезентативность данных – это не такая уж большая редкость. Например, при выборке данных ВТД в десять лет по ООО «Газпром трансгаз Москва» было установлено, что в 90 % случаев исходные данные нерепрезентативны. В модели расчета интервала между обследованиями учитываются объемы ремонта, но под ними подразумеваются приведенные в ремонтных ведомостях объемы, которые являются произвольными и не зависят от интервала между обследованиями.

Логичнее было бы увязать объемы ремонта с интервалом между ВТД таким образом, чтобы объемы были достаточными для обеспечения в период между обследованиями безопасной эксплуатации. Вторичность объемов ремонта дает еще и такой положительный эффект: все участки газопроводов можно будет обследовать с одинаковой периодичностью, например через пять лет, что позволит разработать долговременную программу проведения ВТД. Сейчас сформировать такую программу довольно сложно, так как, с одной стороны, не регламентируются объемы ремонта, а с другой – при неинформативном ВТД невозможно выполнить расчет интервала между ВТД.

Рассмотренная модель определения временного интервала между ВТД по изменению относительной глубины дефектов была предложена в 2006 г. К этому времени количество участков, на которых было проведено повторное ВТД, было еще невелико, а участки с тремя и более обследованиями практически отсутствовали. С накоп-лением информации по повторным ВТД стала вырисовываться картина, представленная на рис. 2. Приведенные на рисунке графики количества обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов показывают, что из пяти рассмотренных газопроводов только на одном динамику изменения количества коррозионных дефектов можно считать соответствующей реальной физической картине.

На газопроводе «Уренгой – Ужгород» с увеличением сроков эксплуатации количество дефектов непрерывно растет, и это не противоречит многочисленным результатам коррозионных обследований газопроводов [8]. На остальных графиках наблюдается волнообразное изменение количества обнаруженных коррозионных дефектов, т. е. количество коррозионных дефектов с течением времени то возрастает, то убывает. В реальности при незначительных объемах ремонта такого не должно быть. И эта картина никак не связана с ремонтом газопроводов, о чем свидетельствуют графики, отражающие количество коррозионных дефектов, устраненных после проведения ВТД (рис. 3). Информация об устранении коррозионных дефектов, представленная на рис. 3, показывает, что на четырех газопроводах – «Уренгой – Ужгород», «Ленинград – Государственная граница-1», «Грязовец – Ленинград-2», «Ленинград – Государственная граница-2» – дефекты практически не устранялись: всего на этих газопроводах количество устраненных дефектов составило, соответственно, 43, 15, 17 и 11. И только на газопроводе «Вильнюс – Калининград» количество устраненных коррозионных дефектов было довольно значительным – 135. Однако число устраненных дефектов не должно было изменить начальную тенденцию роста количества обнаруженных коррозионных дефектов с увеличением срока эксплуатации газопровода.

Итак, динамика изменения количества обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов может не соответствовать реальной динамике изменения коррозионного состояния. Поэтому возможны ситуации, при которых скорость изменения параметра распределения, применяемая в модели расчета для вычисления количества лет до проведения очередного обследования, будет отрицательной, и следовательно, результаты расчета теряют физический смысл.

Учитывая перечисленные недостатки, рассмотрим схему определения интервала между ВТД, представленную на рис. 4. Схема разработана на основе принципа, принятого в международной практике [9], в соответствии с которым интервал между обследованиями должен быть таким, чтобы за время до отказа можно было бы провести не менее двух обследований. Таким образом, с введением этого принципа мы устраним недостатки, присущие рассмотренной модели, в то же время значительно повысив безопасность эксплуатации участков с нарушениями минимальных расстояний за счет увеличения количества обследований в течение наработки до отказа до трех. При этом, если в течение времени, равного интервалу между ВТД, не представляется возможным устранить все дефекты, обнаруженные при ВТД, объемы ремонта по техническому состоянию будут определяться расчетом, и они могут включать дефекты, классифицируемые по стандарту [4] не только как недопустимые, критические и потенциально опасные, но и как допустимые, у которых наработка до отказа от момента проведения ВТД будет меньше утроенного нормативного интервала времени между ВТД.

В целях пояснения схемы рассмотрим участок газопровода «Ямбург – Тула-1» (598,0–690,7 км), на котором в 2015 г. было проведено ВТД. На рис. 5 отражены коррозионное состояние газопровода и граница допустимых дефектов, определенная по формулам стандарта [4]. На этом участке газопровода, чтобы не снижать давление, из 3878 дефектов требуется устранить в соответствии со стандартом [4] 133. При этом необходимо провести контроль качества сварных соединений ремонтируемых труб.

Итак, мы определились с объемом ремонта труб с критическими и потенциально опасными дефектами. На следующем этапе в соответствии с алгоритмом мы должны определить объем ремонта труб с допустимыми дефектами. Для этого необходимо провести корреляционный анализ и связать наработку до отказа с относительной глубиной дефектов. Для этого определим наработки до отказа газопровода от гипотетических дефектов, размеры которых соответствуют границе допустимых дефектов (рис. 5). Произвольно зададим длины дефектов и для этих длин при давлении, равном произведению рабочего давления на нормативный коэффициент запаса, вычислим относительные глубины дефектов. Таким образом будет сформирован массив гипотетических дефектов, для которых рассчитываются наработки газопровода до отказа.

При определении наработки до отказа, т. е. промежутка времени, в течение которого коэффициент запаса изменится от нормативного значения 1,73 до 1,0, в соответствии со стандартом [10] принимается, что длина дефекта за год изменяется на 4,0 мм, а его глубина – на 0,2 мм. Однако если существуют фактические данные о скоростях коррозии, то наработку до отказа следует определять по этим данным при условии, что они больше величин, указанных в стандарте [10]. На рис. 6 приведены результаты вычислений наработок газопровода до отказа. При изменении длины дефекта с 35 до 2000 мм наработка газопровода до отказа возрастает с 14 до 44 лет, а затем падает до 33 лет.

Для вычисления линейной зависимости будем использовать только дефекты, лежащие в диапазоне от допустимой длины, при которой относительная глубина дефекта не превышает 0,8, и до допустимой длины дефекта, после которой не происходит увеличения наработки газопровода до отказа. На рис. 6 это дефекты от № 1 до № 8.

По результатам линейной аппроксимации установлено, что зависимость между наработкой до отказа tн и относительной глубиной дефекта выражается как:

tн = –47,3 + 50,                                   (1)

где – относительная глубина дефекта.

Будем считать, что наработка газопровода до отказа равна 15 годам. В этом случае нормативный интервал между ВТД, равный 5 годам, будет соответствовать максимальному значению, установленному в стандарте [2]. Из уравнения (1) определим относительную глубину дефекта р, при превышении которой дефект должен быть устранен. То есть в левой части граничной кривой отрезок со значением относительной глубины 0,8, параллельно переносится на рассчитанный уровень р, и его конечная точка с правой стороны будет располагаться в месте пересечения с граничной кривой. Величина р для газопровода «Ямбург – Тула-1» равна 0,740. Следовательно, в целях обеспечения безопасной эксплуатации газопровода между обследованиями должны быть устранены дефекты, относительная глубина которых превышает 0,740. В данном случае такие дефекты отсутствуют.

Если значение р будет равно или больше 0,8, это означает, что объемы ремонта должны соответствовать требованиям стандарта [4].

Рассмотрим другой пример, где для обеспечения безопасной эксплуатации потребуется устранить допустимые дефекты. Так, для газопровода «Ленинград – Выборг – Государственная граница-1» диаметром 820 мм и с толщиной стенок труб 8,0 мм при нормативном интервале между ВТД, равном пяти годам, и р, равной 0,322, потребуется устранить 279 недопустимых дефектов и 18 допустимых дефектов (рис. 7).

Если участок газопровода с нарушением минимальных расстояний подвержен стресс-коррозии, для него периодичность ВТД, установленная в стандарте [7], обеспечивает не менее чем четырехкратный запас по времени, поскольку наработка до отказа для газопровода, наиболее подверженного стресс-коррозии (газопровод диаметром 1420 мм с толщиной стенки трубы 15,7 мм), составляет в зависимости от характера повреждения (одиночная трещина, сетка трещин) 8–9 лет.

В соответствии со стандартом [11] все дефекты стресс-коррозии должны быть удалены, а объемы ремонта коррозионных дефектов на участках газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением, должны определяться с учетом того, что наработка до отказа в этом случае принимается равной шести годам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленная методика увязывает объемы выборочного ремонта с наработкой до отказа и периодичностью ВТД, осуществляемой через интервал, равный пяти годам, что гарантирует безопасную эксплуатацию участков газопроводов с нарушениями минимальных расстояний, так как наработка до отказа превышает интервал между обследованиями в три раза, а для газопроводов, подверженных стресс-коррозии, – не менее чем в четыре раза.

Родился С.В. Сейнов 10 ноября 1938 г. в г. Витебске Белорусской ССР в семье профессионального военного. Детство и юность Сергея Владимировича пришлись на военные и послевоенные годы, проведенные в военных городках, вдали от больших городов. Жизнь в этот сложный период была тяжелой, однако она была наполнена событиями, повлиявшими на формирование личности будущего ученого, педагога и руководителя, умеющего взять на себя ответственность, на его профессиональные и человеческие качества.

После окончания школы С.В. Сейнов поступил в Пензенский политехнический институт. Закончив институт в 1962 г. по специальности инженера-механика, Сергей Владимирович был направлен на пензенский завод «Тяжпромарматура», где получил хорошую производственную закалку, начав работу мастером по ремонту оборудования и постепенно дойдя до должности заместителя начальника производства. Потом был Пензенский филиал Центрального конструкторского бюро арматуростроения, где он трудился начальником исследовательского отдела и впоследствии стал главным конструктором проекта. Следующий этап – аспирантура в Московском институте химического машиностроения и успешная защита в 1974 г. кандидатской диссертации.

1975–1994 гг. – Пензенский завод-втуз, на котором С.В. Сейнов организовал и возглавил новую кафедру «Техническое управление качеством», совмещая руководство кафедрой с работой декана машиностроительного факультета.

В 2002 г. С.В. Сейнов защищает докторскую диссертацию в Пензенском государственном университете (ПГУ).

На сегодняшний день Сергей Владимирович – доктор технических наук, профессор, академик Российской академии проблем качества. В 1988 г. он создал и возглавил Научно-производственное объединение «ГАКС-АРМСЕРВИС». Более 30 лет НПО «ГАКС-АРМСЕРВИС» проводит исследования арматуры, создает новые технологии ее производства и ремонта, производит и поставляет на рынок огромную номенклатуру технологического и метрологического оборудования, которое используется при производстве трубопроводной арматуры, а также при строительстве, эксплуатации, диагностировании, техническом обслуживании и ремонте трубопроводов. Сергею Владимировичу присвоены звания «Заслуженный нефтегазостроитель» (2008 г.) и «Почетный арматуростроитель» (2010 г.).

С.В. Сейнов продолжает успешно сов-мещать работу на предприятии с педагогической деятельностью, являясь профессором кафедры «Транспортные машины» в ПГУ. Педагогический стаж Сергея Владимировича – более 30 лет. Он награжден нагрудными знаками: в 1985 г. – знаком «За заслуги в стандартизации» и в 1987 г. – знаком «За отличные успехи в работе» (за заслуги в области образования СССР).

Сергей Владимирович является автором и соавтором более 180 научных трудов, в том числе 30 патентов и изобретений, 25 монографий, справочников, учебных пособий и обзоров, 9 научных и производственно-практических изданий «Библиотеки арматурщика АЭС».

Результаты научно-исследовательской работы С.В. Сейнова были использованы при разработке трех государственных, трех отраслевых стандартов и шести стандартов предприятия на проектирование, изготовление и испытания, техническое обслуживание и ремонт трубопроводной арматуры. Данные стандарты являются регламентирующими документами для 310 предприятий РФ, производящих арматуру, и более 170 организаций России, Белоруссии, Украины, Казахстана, выполняющих техническое обслуживание и ремонт арматуры с использованием технологических процессов и оборудования, созданных под руководством и при непосредственном участии С.В. Сейнова и изготавливаемых серийно в НПО «ГАКС-АРМСЕРВИС».

В настоящее время созданное С.В. Сейновым НПО «ГАКС-АРМСЕРВИС» представляет собой холдинг юридически самостоятельных организаций, связанных общностью цели, единой научно-технической идеологией и современной производственной базой. В НПО трудятся более 200 специалистов, в том числе доктора и кандидаты наук, опытные и молодые перспективные инженеры, высококвалифицированные рабочие различных специальностей, которые от всего сердца поздравляют своего президента и научного руководителя со знаменательным юбилеем и желают ему крепкого здоровья и дальнейших творческих успехов и научных достижений.

ООО НПО «ГАКС-АРМСЕРВИС»

440000, РФ, г. Пенза, ул. Антонова, д. 3

Тел.: +7 (8412) 450-400

Факс: +7 (8412) 553-361

e-mail: gaks@gaksnpo.ru

www.gaksnpo.ru