Территория Нефтегаз № 11-12 2020

Total представляет новую систему для оптимизации операций технического обслуживания – TIG6. Это многофункциональная программа, позволяющая экономить время, деньги и трудозатраты на любом производстве. 

Сегодня во всем мире наблюдается тенденция к предоставлению комплексных услуг в области сервиса смазочных материалов. Крупные производители горюче-смазочных материалов обеспечивают не только бесперебойные поставки своей продукции клиентам, но и высокий уровень сервиса, от собственных станций техобслуживания на территории клиента до выпуска программного обеспечения с широким функционалом, позволяющим значительно сократить количество бумажной работы.

TOTAL, как один из мировых лидеров в области нефтедобычи и нефтепереработки, реализует свои инновационные идеи и внедряет их по всему миру. Одной из таких ключевых идей является программное обеспечение TIG6.

Система TIG6 предназначена для оптимизации операций технического обслуживания. Она экономит время, деньги и трудозатраты. Говоря простым языком, с помощью TIG6 абсолютно любая сервисная операция структурируется логичным и понятным образом, что существенно облегчает жизнь любого предприятия. Не важно, на чем специализируется компания – на добыче полезных ископаемых или химическом производстве, автомобильных перевозках или продуктах питания, производстве бумаги, цемента или различных видов стали, – TIG6 станет незаменимым помощником в любой отрасли.

На рынке присутствует достаточно большое количество программ, обладающих схожим функционалом, однако не являющихся аналогом TIG6. Каждая из них работает в определенных областях и не охватывает весь необходимый производственным службам функционал для осуществления контроля за обслуживанием, состоянием оборудования и учетом смазочных материалов.

Одним из достоинств программы TIG6 является то, что она разработана экспертами TOTAL совместно с ведущими специалистами в сфере IT, что обеспечивает высокий технический уровень программы, продуманный интерфейс и функционал. Программа позволяет работать не только с операциями, где применяются смазочные материалы, но и с узлами и оборудованием, где необходимо осуществлять контроль и плановую замену деталей: фильтров, ремней, подшипников, запчастей и др.

Весомым плюсом TIG6 является наличие мобильной версии, которая может быть установлена на телефон или планшет, что позволит обеспечить дистанционный контроль за смазочным материалом и состоянием оборудования.

Одним нажатием кнопки можно информировать операторов оборудования, механиков о перечне назначенных работ. Более того, программа автоматически напоминает о необходимости технического обслуживания и о перечне необходимых смазочных материалов, а также позволяет автоматизировать учет складских остатков без использования дополнительного программного обеспечения.

TIG6 имеет уникальную историю. Впервые программное обеспечение было запущено в 1987 г. За 30 лет использования программа была внедрена в производственные процессы более чем 600 предприятий по всему миру.

В 2019 г. программа стала доступной для российского представительства компании TOTAL, которая успешно реализует TIG6 на крупнейших предприятиях России.

ВВЕДЕНИЕ

Термин «цифровые технологии» известен уже давно, однако всерьез о цифровой экономике в нашей стране заговорили только в 2017 г. с принятием программы «Цифровая экономика Российской Федерации», основными направлениями развития которой являются:

• IоT (англ. Internet of things – интернет вещей) и автоматизация производства;

• цифровое проектирование;

• виртуализация (например, удаленный офис, виртуальный расходомер и т. д.);

• кросс-канальные коммуникации и мобильные технологии.

Безусловно, внедрение цифровых технологий экономически обоснованно. Так, по оценкам экспертов, интеллектуальные высокотехнологичные скважины обеспечивают эффективное управление добычей и быструю экономическую отдачу от инвестиций, что позволяет снизить стоимость освоения месторождения на 3–5 % и эксплуатационные затраты не менее чем на 20 % [1]. Кроме того, цифровые технологии способствуют оптимизации стоимости строительства и эксплуатации скважин и повышению эффективности добычи нефти и газа.

При этом так называемые предиктивные технологии, основанные на использовании цифровых двойников и на результатах опыта эксплуатации объектов месторождения, дают возможность перейти с мониторинга строительства и эксплуатации скважин (работа с так называемой цифровой тенью) на прогнозирование поведения нефтегазовых объектов в целях принятия оптимальных решений в части организации безаварийной производственной деятельности.

Цифровизация означает также перевод в цифровой формат информации об объектах нефтяных компаний, о продуктивных и иных пластах, скважинах, кустовых площадках и других объектах нефтегазодобычи. Однако это лишь первый, хотя и достаточно масштабный по объему работы и временнм затратам этап. В конечном счете все эти операции направлены на формирование базы для действительно широкомасштабной цифровизации, неразрывно связанной с созданием и широким внедрением цифровых двойников основных производственных объектов нефтяной промышленности.

АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПОДХОДОВ К МОНИТОРИНГУ РАБОТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На сегодняшний день математические модели и базы данных с оцифрованной информацией имеют очень мало общего с цифровыми двойниками, требующимися в современном производстве. Без накопления опыта и анализа результатов математических и натурных экспериментов даже лучшие цифровые прототипы не смогут стать цифровыми двойниками. Отсутствие опыта и знаний может при уточнении модели привести к незапланированному результату, и вместо цифрового двойника будет получен объект, никоим образом не относящийся к первоначальной разработке [2].

Причем сбор и анализ промысловых данных дает возможность создания только цифровой тени, пользоваться которой можно разве что как фотографией: можно рассмотреть, что было, но ничего нельзя спрогнозировать. Это относится, в частности, к сбору и анализу данных об отказах нефтедобывающего оборудования. Такой анализ даже в совокупности с другими промысловыми данными, такими как состав пластового флюида, гранулометрический и минералогический состав механических примесей, обводненность, плотность, вязкость, режим работы системы «пласт – скважина – насосная установка» и т. д., к сожалению, позволяет получить только статическую картину, результаты исследования которой очень трудно распространить на другие объекты или иные условия работы. Необходимо понимать, что для современного состояния мониторинга работы нефтепромыслового оборудования характерны следующие основные подходы:

• детальный разбор причин отказов проводится только при преждевременном выходе оборудования из строя (в рамках работы постоянно действующей комиссии);

• практически отсутствует указание на объективные причины отказов при «большой» наработке до отказа. Очень часто ограничиваются записью «дебит Q = 0 м3 / сут» или «R = 0 Ом»;

• «обезличивание» оборудования (насосных ступеней, рабочих колес, направляющих аппаратов, подшипников и т. д.) при их очистке и мойке, при отбраковке после мойки. Понять, какое количество деталей отбраковано из насоса, пришедшего с конкретной скважины, невозможно. Чаще всего отсутствует также информация, почему произошла отбраковка, просто констатируется факт изменения контролируемого размера;

• практически всегда оборудование работает до события «физический отказ», отслеживание (мониторинг) параметров работы оборудования проводится крайне редко, обычно только для объектов опытно-промысловых испытаний, и то не всегда;

• мониторинг осуществляется в отношении объектов с очень разными промысловыми данными, условиями эксплуатации, разными типоразмерами оборудования. В связи с этим необходимо либо проводить анализ по малым цензурируемым выборкам, либо в одну выборку объединять объекты с существенно отличающимися параметрами.

Анализ представленных подходов показывает, что получить достоверную картину работы оборудования, составить объективный рейтинг и получить хотя бы цифровую тень, отражающую истинный уровень совершенства нефтедобывающего оборудования, на основе только промысловых данных практически нереально.

Таким образом, применение статистических методов для определения расчетных показателей надежности оборудования (долговечности, расчетного ресурса и т. д.) приводит к очень неточным результатам и не может удовлетворить потребности нефтяной промышленности на нынешнем этапе ее развития.

В то же время только на основе анализа промысловых данных можно выявить основные негативные факторы, влияющие на деградацию характеристик нефтепромыслового оборудования.

Все это позволяет сделать вывод о необходимости проведения работ, которые дадут возможность не только уточнить закономерности деградации рабочих характеристик оборудования, но и приблизиться к созданию цифровых двойников этого оборудования.

МЕТОД СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА РЕЗУЛЬТАТОВ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ С ЗАДАННЫМИ НАЧАЛЬНЫМИ И ГРАНИЧНЫМИ УСЛОВИЯМИ С РЕАЛЬНЫМИ УСЛОВИЯМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В рамках проведения таких работ за основу необходимо принять условия эксплуатации и причины выхода из строя нефтепромыслового оборудования. К сожалению, как уже было показано, эта информация в большинстве случаев будет недостаточно точной.

На основе анализа условий эксплуатации можно определить основные осложняющие факторы, совокупность которых может стать базовой для создания программы и методики проведения стендовых испытаний с определением начальных и граничных условий.

При проведении стендовых испытаний появляется возможность оценить ряд основных положений, таких как:

• соответствие результатов стендовых испытаний фактическим данным работы оборудования в скважинах;

• закономерность деградации основных рабочих характеристик в условиях стендовых испытаний;

• допустимость экстраполяции закономерностей деградации основных рабочих характеристик оборудования, полученных в ходе стендовых испытаний, на работу оборудования в реальных промысловых условиях.

Поскольку стендовые испытания не могут по всем параметрам соответствовать условиям реальной работы оборудования в скважине, при подготовке к проведению испытаний необходимо задать параметры, которые, во‑первых, могут быть объективно оценены или замерены и, во‑вторых, могут быть точно оценены при сравнении с соответствующими параметрами, получаемыми в результате работы в скважинах.

Очевидно, что к таким показателям нельзя отнести напор, мощность и коэффициент полезного действия ступени, которые не определяются в промысловых условиях. Наиболее часто при эксплуатации установок электроприводных лопастных насосов (ЭЛН) можно с помощью станций управления и других промысловых систем оценить потребляемую установкой мощность, дебит скважины (подачу насосной установки), температуру и вибрацию погружного электродвигателя. При этом определить соответствующие показатели работы самого лопастного насоса уже значительно труднее, поскольку:

• неочевидны потери мощности в кабельной линии и в погружном электродвигателе (трудно определить мощность насоса);

• нет информации о температуре и параметрах вибрации насоса;

• погрешность определения подачи насоса может быть получена за счет неточности работы замерного устройства и возможности частичного фонтанирования скважины.

Наиболее объективным и точно замеряемым показателем результата работы ЭЛН в скважине можно считать параметры изнашивания его рабочих органов или показатели засорения каналов этих рабочих органов. К сожалению, замеры данных величин возможны только после подъема оборудования на поверхность из‑за отказа оборудования или при проведении геолого-технологических мероприятий.

В то же время можно осуществить сборку из реальных рабочих элементов, отработавших в нефтяной скважине, и провести стендовые испытания собранной установки для получения новой комплексной характеристики. Сравнение с каталожной (или паспортной для данного вида оборудования) характеристикой дает возможность оценить уровень ее деградации, а сопоставление основных геометрических размеров изношенных и новых рабочих органов дает возможность определить, изменение каких именно геометрических размеров оказало наибольшее влияние на деградацию.

Конечно, данный метод позволяет оценить уровень деградации характеристик ступеней, работавших в нефтяных скважинах, лишь только в 1–3 точках, соответствующих определенным условиям фактической эксплуатации (изменение массы и геометрических размеров, изменение напора, коэффициент полезного действия и т. д. для случаев фактической наработки до отказа). Однако эти «реперные точки» весьма полезны для отслеживания деградации характеристик, размеров и массы ступеней, проходящих ресурсные испытания на специальных стендах.

На рис. 1 представлена информация об изменении напора ступени электроприводного лопастного насоса в ходе стендовых ресурсных испытаний. Испытанию была подвергнута сборка из 10 ступеней, перекачивавшая модельную жидкость с механическими примесями. Замеры изменений массы, размера и напора ступени проводились на испытательном стенде через каждые 2 ч работы. Стоит отметить, что в качестве характерного размера могут быть выбраны диаметры втулки рабочего колеса и расточки направляющего аппарата под втулку колеса, наружный диаметр рабочего колеса, внутренний диаметр корпуса направляющего аппарата и т. д.

На рис. 2 представлены график зависимости изменения напора от износа втулки рабочего колеса, полученной в ходе стендовых испытаний, и три точки, соответствующие реальному износу и характеристикам аналогичных ступеней ЭЛН, отработавших в нефтяных скважинах до отказа. В паспортах насосов было указано, что отказы были обусловлены отсутствием подачи (засорением рабочих каналов колес и направляющих аппаратов), нулевой изоляцией кабельной линии и клина вала насоса (разрушением радиального подшипника). После разборки насоса, мойки и очистки рабочие колеса и направляющие аппараты были измерены, далее была осуществлена сборка установки в 10 ступеней, и в дальнейшем на стенде были сняты напорно-расходные характеристики ступеней. Кроме того, были определены оптимальные режимы, показатели напора в которых использовались для построения графиков.

Как видно из рис. 2, график зависимости, построенный на основе результатов стендовых испытаний, хорошо соотносится с реальными точками деградации напорных характеристик насосов аналогичной конструкции, работавших в нефтяных скважинах. Это дает возможность использовать легко получаемые рабочие параметры – геометрические размеры рабочих органов – для определения соответствия моделирования при стендовых испытаниях реальным условиям работы насосных установок в осложненных условиях эксплуатации.

Используя моделирование на основе энергетики изнашивания и сравнив результаты стендовых испытаний с промысловыми данными, на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина получили закономерности деградации основных характеристик электроприводных лопастных насосов. В зависимости от сочетаний осложняющих факторов эксплуатации системы «пласт – скважина – насосная установка» для лопастных центробежных насосов с номинальными подачами 30, 50, 80 и 125 м3 / сут были определены коэффициенты деградации напора, подачи, мощности и коэффициента полезного действия [3].

Указанные закономерности изменения основных рабочих характеристик ЭЛН позволяют сделать большой шаг в направлении создания умных цифровых двойников этого вида нефтедобывающего оборудования, использование которых позволит России выйти на современный уровень цифровизации добычи нефти.

На огромной территории Дальнего Востока и Забайкалья трудятся буровые комплексы ООО «БСК-Взрывпром», база которых находится в столице БАМа – городе Тынде. Сегодня компания выполняет буровзрывные работы при возведении промышленных объектов, а также объектов транспортной и нефтегазовой инфраструктуры не только в Дальневосточном федеральном округе, но и в других регионах Российской Федерации. И с этой миссией взрывники справляются довольно успешно. Одним из знаковых для компании проектов на сегодняшний день является участие в создании центра крупнотоннажных морских сооружений на Кольском полуострове для компании «НОВАТЭК». Генеральный директор «БСК – Взрывпром» Константин РУДНИЦКИЙ рассказал «Территории НЕФТЕГАЗ» о том, какие работы были проведены, с какими трудностями пришлось столкнуться взрывникам, как удалось их преодолеть и достичь всех поставленных целей.

– Давайте начнем нашу беседу с небольшого рассказа о компании «БСК-Взрывпром». Какова история ее становления, география работ?

– ООО «БСК-Взрывпром» входит в Группу компаний «Взрывпром» и была основана почти 20 лет назад, в 2001 г. Основное направление деятельности, которое мы для себя определили, – производство буровзрывных работ при строительстве автомобильных и железных дорог, развитии золотодобывающей отрасли, сооружении морских терминалов, нефтепроводных систем, объектов жилья и социальной сферы.

Кроме того, компания выполняет бурение скважин под различные конструкции и опоры линий электропередачи диаметром до 320 мм, для прокладки коммуникаций (сетей связи, электроснабжения через железнодорожные и автомобильные дороги), дробление фундаментов и спрессованной массы, взрывные работы при обрушении зданий и сооружений, при рыхлении мерзлых грунтов, на болотах, разрушении льда, а также подводные взрывные работы, в т. ч. при глубинных сейсмических исследованиях. Несмотря на то что наш головной офис расположен в Тынде, работаем мы по всей стране.

– В каких проектах вам уже довелось принять участие? Какие из них были наиболее значимыми?

– Мы имеем огромный опыт ведения буровзрывных работ в сложных горно-геологических условиях в районах севера и средней полосы, участвовали в строительстве множества знаковых для всей страны объектов, таких как Байкало-Амурская магистраль, железнодорожные линии «Беркакит – Томмот – Якутск», «Комсомольск-на-Амуре – Советская Гавань», «Нарын – Лугокан», федеральные автомобильные дороги «Амур» (Чита – Хабаровск), «Уссури» (Хабаровск – Владивосток), «Лена» (Невер – Якутск), «Колыма» (Якутск – Магадан), подъездные железнодорожные пути к Эльгинскому месторождению, первая и вторая очереди нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан», угольные терминалы в порту Ванино, Северо-Европейский газопровод, завод по производству сжиженного природного газа (СПГ)
на о. Сахалин (г. Корсаков), месторождение общераспространенных полезных ископаемых «Придорожное Мунское»
(г. Мирный), магистральный газопровод «Сила Сибири», центр строительства крупнотоннажных морских сооружений (Мурманская обл.) и др.

– Опыт работ компании действительно солидный. Как считаете, за счет чего вам удается заслуживать и удерживать доверие заказчиков?

– Думаю, основной залог наших успехов – это прежде всего накопленный опыт, а также творческая инициатива, освоение и внедрение новых технологий. К тому же компания стремится расширять свой спектр работ. К примеру, в этом году в Иркутской области на перегоне «Дельбичинда – Дабан» мы сдаем под укладку 8 км железнодорожного полотна, а к осени следующего года –
три лавинозащитные дамбы, высота каждой – до 50 м. Для нас это совершенно новые работы. Объект солидный, рассчитанный на два года.

Кроме того, компания обладает мощным парком станков лучших мировых производителей буровой техники, автомашинами под перевозку взрывчатых материалов, имеются в арсенале компании дорожно-строительная техника и другие специализированные машины и механизмы, собственные производственно-технические и ремонтные базы, склады хранения взрывчатых материалов. Поэтому ООО «БСК-Взрывпром» успешно справляется с поставленными задачами.

– В настоящее время компания «НОВАТЭК» реализует крупномасштабный проект «Арктик СПГ 2». Что можете сказать о вкладе вашей компании в реализацию данного проекта?

– Наряду с крупнейшими компаниями страны в сфере строительства «БСК-Взрывпром» принимает участие в создании уникального проекта «Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений» на берегу Кольского залива в пос. Белокаменка Мурманской обл. Это часть проекта «Арктик СПГ 2», связанный с производством СПГ, который реализует ПАО «НОВАТЭК».

Данный объект является верфью для строительства и оснащения плавучих железобетонных конструкций для создания морских сооружений гравитационного типа, т. е. транспортируемых к месту базирования на плаву и погружения на дно за счет собственного веса. Назначение платформ – установка оборудования заводов по сжижению и отгрузке природного газа. Модули самого завода сжижения газа также изготавливаются на объекте.

С августа 2017 г. и до настоящего момента комплекс буровзрывных работ на объекте выполняется силами ООО «БСК-Взрывпром» совместно с нашими коллегами – профессионалами ООО «Специальные работы»
(г. Мурманск). За весь период взорвано около 7 млн м3 породы. Проведены буровзрывные работы по формированию конечного контура стен сухих доков общей площадью 35 тыс. м2.

В непосредственной близости от зданий и сооружений мы вели работы с укрытием взрываемой площади сплошными газонепроницаемыми металлическими щитами. Менее чем за год укрыто более 7 га взрываемой площади. Ежедневно поднималось, перевозилось, укладывалось до 450 т металла. Проведено более 1 тыс. массовых взрывов.

Сложность ведения взрывных работ заключалась в т. ч. в том, что они велись в условиях одновременного нахождения на объекте большого количества работников сторонних организаций
(до 11 тыс. чел.) и охранных объектов, попадающих в опасную зону работ. За один взрывной день отрабатывали до 350 тыс. м3, опасная зона достигала 5 км.

Все эти работы выполнены благодаря профессионализму персонала, строгому контролю на каждом этапе работ. Применялись самые современные материалы и оборудование.

– Скоро «БСК-Взрывпром» отметит довольно значительную юбилейную дату – 20 лет. В чем, на ваш взгляд, секрет успеха, стойкости и долговечности компании?

– Да, действительно, в феврале 2021 г. ООО «БСК-Взрывпром» празднует свой 20‑летний юбилей. Кроме того, одной из организаций, стоящей у истоков нашей Группы компаний «Взрывпром», АО «Бамтрансвзрывпром» – в 2020 г. исполнилось 45 лет. Так что для нас сейчас время, богатое на знаменательные даты.

Несмотря на то что «БСК-Взрывпром» –
самое молодое наше предприятие, 20 лет для нас – серьезный срок! В этом возрасте у компании уже есть ряд значительных достижений. За плечами специалистов «Взрывпрома» – крупные и важные стройки России. Наша компания энергична и полна сил, за годы существования она ни разу не остановила динамическое развитие. Мы не боимся трудностей и преград! Мы встречаем 20‑летие с хорошими результатами.

В команде «БСК-Взрывпром» много специалистов с большим опытом работы, готовых делиться знаниями и практическим опытом, а также активной молодежи, способной перенять эти знания и опыт и применить их на практике.

За 20 лет нами создан крепкий фундамент для стабильной работы и реализации самых смелых проектов. Мы готовы покорять новые вершины, оттачивать мастерство и профессионализм! Мы убеждены, что ООО «БСК-Взрывпром» внесет достойный вклад в развитие транспортного строительства
России!

В последние годы с падением добычи нефти, обусловленным переходом многих крупных месторождений в завершающую стадию разработки, все больший интерес вызывают нетрадиционные источники добычи углеводородов, такие как битуминозные пески. Перспективность геологоразведочных работ в данном направлении тем более очевидна, что, по предварительным подсчетам, мировые запасы битуминозных песков превышают 900 млрд т, причем локализованы они в основном в Канаде, Венесуэле, России, США и Китае.

На территории Китайской Народной Республики к числу регионов, характеризующихся наличием значительных запасов битуминозных песков, относится, в частности, бассейн Цайдам, расположенный в северо-западной части провинции Цинхай. Это самый высокогорный нефтегазоносный бассейн в мире (высота Цайдама над уровнем моря составляет 2600–3000 м). Западная часть бассейна всегда считалась высокоперспективным с точки зрения нефтегазоносности районом, здесь же широко распространены залежи битуминозных песков. Тектонически месторождение Y расположено в западной части бассейна, в которой превалирует крупная антиклинальная структура. В общей морфологии рельефа района Y обнажения битуминозных песков выходят на поверхность земли и принадлежат к осадочным породам, слагающим верхнюю часть антиклинали на западе района. Площадь месторождения составляет 14 км2, залежи битуминозных песков приурочены к свитам Г и В.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ

Литологические характеристики

Литологические характеристики коллекторов определены на основе результатов исследований керна. Содержание кварца в породах низкое – от 15 до 38 % (среднее – 24 %), полевого шпата – 20–52 % (среднее – 33 %), щебня – 5–49 % (среднее – 25,7 %). Согласно данным исследований керна в районе Y, статистическая диаграмма литологической дифференциации основных типов песчаников, слагающих продуктивные отложения, показывает, что основным типом пород являются мелкозернистые песчаники и алевриты, на которые приходится 38,2 и 34,7 % соответственно всей массы пород. Отмечается наличие небольшого количества крупнозернистых песчаников с включениями конгломератов, а также псефитовых песчаников [1].

Фильтрационно-емкостные свойства

Коэффициент пористости коллекторов исследуемой области изменяется в пределах 4,3–39,4 %, преобладающий диапазон – 10–30 %, средняя пористость – 19,6 %. Диапазон распределения проницаемости составляет 0,04.10–3 – 4528,23.10–3 мкм2, в основном значения проницаемости находятся в пределах от 1,00.10–3 до 1000,00.10–3 мкм2, средняя проницаемость пласта составляет 156,50.10–3 мкм2. Минимальная нефтенасыщенность битуминозных песков, по данным исследований полностью экстрагированных образцов керна, характеризуется пористостью, составляющей менее 10 %, и проницаемостью, превышающей 10.10–3 мкм2. Впрочем, доля таких песчаников составляет не более 20 % общего количества.

Содержание нефти в породах-коллекторах

По данным макроскопического (визуального) метода литологического исследования кернового материала, в породах пластов-коллекторов в районе Y бассейна Цайдам в основном наблюдается пропитанность керна нефтью, в меньшей степени присутствуют породы с нефтяными пятнами. В небольшом количестве образцов отмечается как максимальная, так и просто нефтенасыщенность, очень редко наблюдается нефть в следовых количествах или определяемая методом флуоресценции.

Ключевым параметром при подсчете запасов битума является содержание нефти. Как правило, для вычисления содержания нефти применяется следующая формула:

н = (mбит / mбит.п).100 %, (1)

где mбит – масса битума, т; mбит.п – масса битуминозных песков, т.

Содержание нефти по блокам изменяется в диапазоне 0,14–8,14 %, среднее содержание нефти – 3,45 % [2–4].

Характеристики электрических свойств пород

В районе Y бассейна Цайдам распространены отложения обломочных пород, характеризующиеся наличием типичных зависимостей между литологическим составом и свойствами:

• в песчаниках-коллекторах наблюдаются отрицательные аномалии амплитуд спонтанной поляризации (ПС);

• для коллекторов с низкими значениями показаний гамма-активности при исследовании методом гамма-каротажа (ГК) характерны низкие величины слоистой и (или) объемной глинистости.

При этом такие методы геофизических исследований скважин (ГИС) для оценки пористости, как акустический каротаж (АК), нейтрон-нейтронный каротаж (ННК), гамма-гамма-каротаж плотностный (ГГКп), хорошо «реагируют» на увеличение пористости. Анализ коэффициента общей нефтенасыщенности показал, что значение удельного сопротивления нефтенасыщенных пластов-коллекторов превысило значение удельного сопротивления водоносного пласта, что позволяет отделять нефтенасыщенные коллекторы от водонасыщенных [5–8].

ОСНОВНЫЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ ВЫДЕЛЕНИЯ БИТУМИНОЗНЫХ ПЕСКОВ РАЗЛИЧНОГО УРОВНЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Связь между литологическим составом и фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов

Анализ распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в зависимости от литологического состава (рис. 1) показывает, что иерархия наилучших ФЕС коллекторов по литотипам убывает в направлении от конгломератов и гравелитов до мелкозернистого песчаника и глинистого алевролита, обладающих наихудшими коллекторскими свойствами.

При этом полученные данные не противоречат общему закону: чем крупнее частицы пород, тем больше нефтенасыщенность коллекторов и лучше ФЕС.

Связь между литологией и нефтеносностью

Анализ статистики нефтеносности пород разного литологического состава свидетельствует о том, что наибольшей нефтесодержанием обладает мелкозернистый песчаник, за ним следуют алеврит, крупнозернистый и гравийный песчаники (рис. 2).

По результатам анализа коллекторов различного литологического состава можно заключить, что среднее значение содержания нефти в целом снижается от крупнозернистого до мелкозернистого песчаника и алеврита, что также не противоречит как общему закону (чем крупнее частицы породы-коллектора, тем выше коэффициент нефтенасыщенности), так и результатам исследований керна.

Связь между физическими свойствами и нефтеносностью

Статистическое описание объема выборки исследованного керна показывает, что число высоконасыщенных нефтью образцов керна намного меньше, чем насыщенных и пропитанных нефтью, что обусловлено наличием малого количества образцов. Однако исходя из общей тенденции установлена устойчивая взаимосвязь между степенью нефтенасыщенности пласта и его ФЕС: по мере улучшения ФЕС повышается и степень нефтенасыщенности. Данные анализов керна также показали положительную корреляцию между пористостью и нефтесодержанием пласта, а именно: по мере увеличения пористости нефтесодержание растет. Аналогичный характер взаимосвязи установлен и между содержанием нефти и нефтенасыщенностью (рис. 3): по мере увеличения пористости и нефтенасыщенности содержание нефти постепенно увеличивается, что также совпадает с результатами описания нефтепроявлений по данным исследований керна.

В целом анализ результатов проведенных исследований позволил выявить следующую закономерность для геолого-геофизического строения района Y бассейна Цайдам: литологические типы пластов-коллекторов обусловливают их фильтрационно-емкостные свойства, коррелирующие, в свою очередь, с нефтеносностью.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ

Модель пористости

Из десяти неглубоких скважин района Y бассейна Цайдам только для двух была получена кривая АК для расчета гранулярной пористости песчаников. Однако для неконсолидированных (рыхлых) песчаников данные акустического каротажа сильно искажены и не могут быть использованы для оценки пористости.

Из основных петрофизических характеристик и их параметров следует, что литологические типы пластов-коллекторов обусловливают свойственные им ФЕС, а данные ГК и СП являются отображением их литологии. В случае района Y бассейна Цайдам показания СП являются неинформативными, поскольку на них влияют сторонние факторы. Исходя из этого для расчета пористости Por, %, был выбран метод ГК, в результате применения которого было получено уравнение зависимости относительной гамма-активности ΔGR от пористости по данным исследований керна (рис. 4):

Por = 16,15 – 4,6.ln(∆GR),     (2)

где R – коэффициент корреляции, равный 0,81; ∆GR – относительная гамма-активность, рассчитываемая как:

.               (3)

Из графика зависимости расчетной пористости по данным ГК от пористости по результатам исследований керна видно, что данные в основном сосредоточены вблизи линии 45 °, расчетная средняя абсолютная ошибка составила 1,06 %, средняя относительная ошибка – 5,6 %, что соответствует требованиям к точности оценок расчетных параметров.

Для уплотненных пластов при качественных данных, полученных в результате применения метода АК, для расчета пористости пласта получено уравнение связи следующего вида:

Por = 0,12.АК – 26,05,            (4)

для которого коэффициент корреляции R = 0,85.

На рис. 5 представлена диаграмма зависимости пористости по данным АК от пористости по данным исследований керна. Очевидно, что данные сосредоточены вблизи линии 45 °, расчетная средняя абсолютная ошибка составила 1,67 %, средняя относительная ошибка – 8,9 %, что также соответствует требованиям к точности оценок расчетных параметров.

Модель нефтесодержания битуминозных пластов-коллекторов

Анализ данных исследований керна и их статистическая обработка для района Y бассейна Цайдам свидетельствуют о том, что нефтесодержание коллекторов составляет 0,1–8,0 % при основном статистически доверительном диапазоне распределения 2–8 % и среднем показателе 3,45 %.

Нефтесодержание Oc, %, хорошо коррелирует с данными пористости по керну, возрастая с увеличением пористости. Для оптимизации показателей кривой чувствительности к нефтесодержанию были получены корреляционные связи между нефтесодержанием, оценками пористости по данным методов АК, каротажа сопротивления (КС), СП и значениями ΔGR по ГК.

Анализ показывает, что значения пористости по результатам исследования керна и применения методов ГК и КС хорошо коррелируются с нефтесодержанием. Именно поэтому указанный набор данных оценки пористости (по результатам исследования керна, а также полученных методами ГК и КС) является приоритетным для построения расчетной модели связи значений пористости и нефтесодержания. Для установления этой взаимосвязи был, в частности, использован метод множественной линейной регрессии [1–2], в результате применения которого получено следующее уравнение связи:

Oc = 2,604 + 0,049КС +

+ 0,151Por – 4,81∆GR,           (5)

причем коэффициент корреляции R = 0,79.

Из графика зависимости расчетного нефтесодержания от нефтесодержания по результатам исследований керна видно, что данные сосредоточены вблизи линии 45 °, расчетная средняя абсолютная ошибка составила 0,64 %, средняя относительная ошибка – 16,4 %, что соответствует требованиям к точности (рис. 6).

КРИТЕРИИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ И КЛАССИФИКАЦИИ

При обработке и интерпретации данных исследований скважин в районе Y бассейна Цайдам с применением полученной модели были использованы более 200 точек пар данных для выявления связей ΔGR – КС, АК – КС (рис. 7), а также «пористость – нефтесодержание» (рис. 8).

Данные качественной интерпретации результатов исследования методом КС показывают (рис. 7), что значения удельного электрического сопротивления (УЭС) для пласта-коллектора, не превышающие 10 Ом.м, характерны для нефтенасыщенного битуминозного песка, тогда как в бесприточных (сухих), неглубоко залегающих рыхлосвязанных пластах они достаточно велики.

По данным метода АК, диапазон изменения показаний для сухого и нефтеносного песков одинаков, т. е. би-туминозные пески и сухие слои трудно-различимы и качественная интерпретация их данных неприменима для выделения нефтеносных пластов.

Количественная интерпретация взаимосвязи «пористость – нефтесодержание» (рис. 8) выявила следующие граничные критерии:

• пласты битуминозного песка: Oc ≥ 2,5 %, Por ≥ 15 %;

• бесприточный пласт: Oc < 2,5 %, Por < 15 %.

Данная взаимосвязь позволяет в основном отличать бесприточный (сухой) слой от пластов битуминозных песков. Однако при высоких значениях КС сухих слоев в неглубокой части залежи такие слои ошибочно попадают в область битуминозных песков, что может быть связано с высоким расчетным содержанием битума. В то же время расчетное содержание нефти в нефтеносных песках относительно уплотненных пластов является низким. Следовательно, при реальной интерпретации необходимо максимально полно учитывать также глубину залегания пластов, чтобы точно вычленить сухой пласт или пласт нефтеносных песков.

Согласно анализу основных петрофизических характеристик и их параметров нефтесодержание тесно связано с ФЕС и глубиной залегания пласта. В зависимости от глубины залегания битуминозные пески можно условно разделить на:

• мелкозаглубленные (III) – пласты, залегающие на глубинах до 30 м;

• среднезаглубленные (II) – пласты, залегающие на глубинах 30–80 м;

• глубокопогруженные (I) – пласты, залегающие на глубинах 80–200 м.

По имеющимся на сегодняшний день данным геологоразведки, отложения мелководных битуминозных песков в районе Y классифицируются как тип III с постепенным переходом в тип II и тип I с увеличением глубины. Значения нефтесодержания постепенно возрастают с увеличением глубины (рис. 9), поэтому в классификации пластов битуминозных песков необходимо отразить связь глубины залегания с пористостью.

Таким образом, глубина залегания битуминозных пластов, их нефтесодержание и пористость включены в расчетную формулу, описывающую агрегатный индекс C нефтесодержания битуминозного песка:

,              (6)

где Н – глубина, м; Porр – расчетная пористость, %.

Агрегатный индекс С имеет положительную корреляцию с глубиной залегания, пористостью и нефтесодержанием, а именно: с увеличением глубины залегания пористость и агрегатный индекс С увеличиваются.

Диаграмма накопленной частоты нефтесодержащего агрегатного индекса С (рис. 10) показывает, что данные имеют точки перегиба на значениях С = 97 и С = 217, при этом они делят кривую на три сегмента, каждый из которых описывается своей формулой, соответствующей разным типам пластов битуминозных песков. Поскольку значение агрегатного индекса C тем выше, чем больше нефтесодержание и лучше ФЕС коллекторов, типам битуминозных песков будут соответствовать следующие показатели:

• для типа I – C ≥ 217;

• для типа II – 97 < C < 127;

• для типа III – C ≤ 97.

Изучение значений пористости и нефтесодержания различных типов битуминозных песков (рис. 10б) позволило определить их нижние пределы и установить классификационные критерии нефтесодержания для пластов-коллекторов района Y бассейна Цайдам. Классификация типов битуминозных песков в районе Y по их геолого-экономическим критериям приведена в таблице. Стоит отметить, что, несмотря на то что пласты типа III являются типичными коллекторами, с учетом существующей технологии извлечения углеводородов и по экономическим соображениям они интерпретируются как бесприточные (сухие). При этом пласты-коллекторы типа I района Y характеризуются как нефтяные, а пласты типа II – как пласты с малым содержанием нефти.

В целом анализ распределения пла-стов – коллекторов битуминозных песков по всем скважинам района Y, выделенных по результатам детальной интерпретации данных указанного комплекса ГИС, свидетельствует о преобладании пластов типа III, составляющих 58 % общего числа пластов-коллекторов, доля пластов типа II достигает 23 %, пластов типа I – 19 %.

Классификация битуминозных песков в районе Y бассейна Цайдам (КНР) по геолого-экономическим критериям

Classification of bituminous sands in the Y region of the Qaidam Basin (PRC) according to geological and economic criteria

ВВЕДЕНИЕ

В пределах Арктической газоносной провинции Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции (НГМП) залежи углеводородов (УВ) распространены по всему проницаемому песчано-глинистому разрезу, от кровли сеномана до низов юры. Изучение соотношения нефти и газа в этих отложениях заполярной области на основе ресурсно-геологического анализа, распределения углеводородных залежей по площади и стратиграфическим подразделениям, а также в сравнении с аналогами в мире и России убедительно свидетельствует о преимущественной и исключительной газоносности Арктической провинции (рис. 1) [1–3].

В статье рассматриваются причины доминирующей газоносности Арктической провинции на основе изучения условий многоэтапного формирования и размещения газовых и газоконденсатных месторождений в рамках развития открытых генерационно-аккумуляционных систем юрско-меловых отложений.

Для решения указанной задачи были использованы материалы Федерального агентства по недропользованию «Роснедра» и ФБУ «ГКЗ», результаты более 350 определений показателя отражающей способности витринита (ОСВ), данные о содержании органического углерода Сорг в разновозрастных породах, результаты пиролитических исследований методом Rock-Eval, а также исследований физико-химических свойств нефти, конденсатов и газа в залежах для описания различного вида закономерностей и типизаций. Кроме того, были использованы материалы по лицензионным участкам ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «НК «Роснефть» и других недропользователей, ведущих работы в рамках соответствующих программ освоения перспективных территорий в пределах полуостровов Ямал, Гыдан и прилегающей акватории моря.

ГАЗОМАТЕРИНСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ ОТЛОЖЕНИЙ И УСЛОВИЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ

Основные газогенерирующие комплексы в нижнесреднеюрских и танопчинской свите отложений апта аномально обогащены концентрированными (КОВ) и рассеянными органическими веществами (РОВ) преимущественно гумусового типа [2–13].

На сегодняшний день угленосность и катагенез нижнесреднеюрских отложений крупнейшего в мире Западно-Сибирского угольного бассейна охарактеризованы во многих работах [2–13]. Ресурсы бассейна составляют 19,6 трлн т
гумусовых углей [6], или 60,3 % общемировых запасов [6, 9]. Из них 17,4 трлн приходится на узкий стратиграфический диапазон нижней и средней юры. В подсчете учитывались угольные пласты толщиной более 1 м [4, 6, 7, 9–11].

Угольные пласты и пропластки и рассеянный углистый детрит встречаются по всему терригенному разрезу юрско-меловых отложений, за исключением верхнеюрских глинисто-кремнистых отложений. В этом заключается особенность нижнесреднеюрского и мелового осадконакопления в северной части бассейна, где в отличие от преимущественно морских условий седиментации в центральной и южной частях НГМП зафиксированы продолжительные периоды развития обильной высшей наземной растительности на обширных заболоченных территориях в условиях эпейрогенетических движений – медленных (колебательных) вековых поднятий и опусканий земной коры, не вызывающих изменений первичного залегания пластов, благодаря чему сохранялись положение моноклинали и благоприятные условия для угленакопления [4–11].

Кероген III типа представлен смесью аморфно-травянисто-древесного материала высших наземных растений. Основу этого материала составляет наиболее устойчивый компонент – лигнин, который гелифицируется до витринита [12]. Такая обстановка была характерна и для палеозойских отложений, о чем свидетельствуют разведанные и разрабатываемые пермские антрацитовые месторождения Карского угольного района (Табьюское, Лиурьсинское, Ерьягинское и другие месторождения) в прибрежной зоне Карского моря (Щучинский выступ) и Таймырского угольного бассейна (Таймырский выступ): Слободское, Крестьянское и другие месторождения термоантрацитов и графитов (гора Сэрэгэн) – свидетели предельного преобразования (метаморфизма) углей с общими ресурсами около 1 млрд т.

Кероген I типа (лейптинит) накапливался преимущественно в верхнеюрских отложениях в наиболее погруженных зонах южной и центральной частей мегапровинции. Карбонатно-кремнисто-глинистые отложения баженовской свиты, соответствующие в возрастном отношении верхам нижневолжского подъяруса – низам нижнего берриаса на северо-восточной окраине Западной Сибири, последовательно сменяются глинистыми и песчанисто-глинистыми возрастными аналогами в верхней части (II и III типы органических веществ) [12].

Распределение в верхнеюрское время типов органических веществ (ОВ) по площади морского бассейна подчиняется общей закономерности: в прибрежной зоне накапливались преимущественно осадки с гумусовым и смешанным составом ОВ. В глубине бассейна в разрезах наблюдается переслаивание пород как со смешанным, так и с сапропелевым и гумусовым типами ОВ. Во внутренних районах бассейна, более удаленных от источников сноса, накапливались осадки с преимущественно сапропелевыми ОВ. Ширина этих зон зависит от рельефа дна, объемов приносимых в бассейн седиментации гумусовых ОВ и от скорости их накопления.

В арктической части баженовский горизонт на востоке региона представлен своими возрастными аналогами – яновстанской и гольчихинской свитами. Толщина их достигает почти 330–370 м на Хальмерпаютинской и Озерной площадях и почти 450 м – на Долганской площади.

Максимальная толщина пород с преимущественно сапропелевыми ОВ отмечается в депрессионных зонах (большехетский тип разреза, сопоставимый с разрезами центральной и южной частей НГМП). К северу от «Уренгойского рубежа» толщина и потенциал нефтематеринских пород сокращаются до полной потери их прослеживания, выклиниваясь на отражающем горизонте А по типу подошвенного прилегания. Весь разрез нефтегазоматеринского комплекса юрско-меловых отложений и основные нефтегазоматеринские комплексы по общей толщине материнских пород-аналогов баженовской свиты увеличиваются с запада на юго-восток в сторону пассивной окраины Восточно-Сибирской платформы и с севера Гыданского полуострова на юг (рис. 2). В итоге характеризующийся пониженным потенциалом преимущественно глинисто-кремнистой толщи верхнеюрского разреза кероген I типа на этапе нефтеобразования генерировал меньшие объемы нефти по сравнению с южными районами [14].

Таким образом, уникальный по количеству ОВ газоматеринский потенциал нижне-среднеюрских отложений является важнейшим фактором насыщения газовым компонентом всего разреза отложений арктической части мегапровинции [1, 2]. Возникают вопросы, почему же этот фактор реализуется в северной части, а в центральной и переходной частях мегапровинции проявляет себя лишь частично, а также почему нефтематеринские верхнеюрские отложения в северной части в погруженных зонах генерировали газ, тогда как в центральной и переходной частях – нефть. Ответы на данные вопросы были получены в результате анализа особенностей преобразования органоминеральных веществ – второго важнейшего фактора формирования газоносной провинции и условий формирования и переформирования залежей УВ [14–1].

ФАКТОРЫ КАТАГЕНЕЗА И РОЛЬ ГЕОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В ПРЕОБРАЗОВАНИИ ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ

В ходе изучения природных процессов литогенеза в открытых генерационно-миграционно-аккумуляционных системах Арктической провинции Западной Сибири на разнопротяженных путях миграции возникает кардинальная проблема источников энергии и ее трансформации на различных стадиях развития осадочной оболочки Земли. Если не принимать во внимание каталитическое влияние пород, процесс преобразования ОВ происходит автономно и носит «внутренний» характер. Литогенетическое преобразование ОВ является преимущественно эндоэнергетическим процессом. По этой причине все изменения в органическом веществе вызваны воздействием факторов, непосредственно стимулирующих физико-химические процессы превращения. Отсюда следует, что факторами литогенеза могут быть лишь энергоносители, обусловливающие этот процесс [15].

Главными факторами преобразования ОВ и нефтеобразования в пределах Арктической газоносной провинции являются температура (тепловое воздействие) и динамическое давление (геодинамическое сжатие, стресс, тектонические напряжения). С ростом глубины залегания пород захороненные в них КОВ и РОВ отражают достигнутую ими степень катагенеза и в совокупности формируют глубинную зональность катагенеза ОВ. Наиболее распространенным критерием катагенетической преобразованности углей и РОВ является ОСВ, наиболее часто встречающегося мацерала в терригенных породах. Результаты химических реакций фиксируются в витрините и запоминают максимальную температуру, в которой находился этот мацерал, именно поэтому витринит часто используется как максимально точный природный термометр.

Большинство исследователей определяют уровень зрелости ОВ путем анализа препаратов из углей и углистых включений либо извлекают для этих целей кероген из породы путем растворения ее в сильных кислотах. Разработан также метод определения уровня зрелости сапропелевого ОВ, что существенно расширяет информативность изучаемого разреза. Кроме закономерных изменений в ОВ в процесс преобразования с той же закономерностью вовлекаются и вмещающие породы [1].

В условиях отсутствия данных ОСВ показателем степени катагенеза ОВ может служить максимальная температура Tmax. Была получена хорошая корреляция значений данного параметра и показателя (ОСВ) в районах с невысокой степенью преобразованности веществ [1, 19]. В соответствии со шкалой катагенеза ОВ, разработанной по ОСВ, были определены граничные для зон катагенеза значения Tmax. Эти результаты учтены при построении схем катагенетического преобразования ОВ и глубинной зональности катагенеза ОВ наряду с данными, полученными с помощью применения основного и самого надежного метода – ОСВ (рис. 3–5) [14–1].

Существует общеизвестная зависимость между глубинной зональностью преобразования ОВ и вертикальной зональностью нефтегазообразования, которая для рассматриваемой территории носит диагностический характер (рис. 3) [5, , 12, 15, 1, 19]. На основе установленных зон генерации и связанных с ними зон аккумуляции УВ выделена юрско-меловая автономная генерационно-аккумуляционная система, в пределах которой по имеющимся фактическим данным ОСВ, геологической истории погружения осадков, а также данным о тепловом потоке и общих закономерностях катагенеза установлено глубинное положение главных и второстепенных зон нефтегазообразования (рис. 3–5).

При построении карт и схемы глубинной зональности катагенеза ОВ при экстраполяции данных были учтены ранее выполненные литогенетические построения по отдельным горизонтам в осадочном чехле, схемы тектонического районирования и геологические карты палеозойского фундамента и перекрывающих его отложений. С учетом этих материалов проведено районирование территории по зависимости  = f(H), где H – глубина залегания, км, в соответствии с авторскими версиями схем катагенеза ОВ кровли и подошвы юры северных районов Западной Сибири [1], построенными на основе данных раннее проведенных исследований (рис. 3, 4, 5) [1, 5, 12–14].

Стрелками на рис. 4 и 5 показано направление сжатия пород, а розовое поле (ДК –динамокатагенез) является результатом влияния суммарного геодинамического и теплового воздействия на ОВ: сокращения объема бассейна, особенно ощутимые в районе Щучинского и Таймырского выступов, а также в узком Енисей-Хатангском прогибе, и весь спектр градаций катагенеза в юрских отложениях, от ПК3 – АК1
до МК4 – АК4 и т. д.

По ведущему фактору катагенеза (тепловое воздействие) и достигнутой степени преобразования ОВ интервал градаций ПК – МК3 приходится на региональный катагенез (РК), сохранившийся в центральной и южной частях НГМП (нефтеносная и переходная зоны) на всех этапах их развития, а в пределах Арктической провинции – в северо-западной (Карское море) и юго-восточной частях, в областях относительного тектонического покоя (рис. 4, 5).

Исходя из положения, согласно которому поверхности равного катагенеза ОВ ортогональны источнику энергии, за счет тепловых потоков из недр Земли (тепловой фактор) формируется субгоризонтальная литогенетическая зональность, а за счет направленного горизонтального сжатия – субвертикальная (рис. 6). При их наложении формируется наклонная (диагональная) зональность катагенеза (рис. 6, 7), которая в разрезах конкретных бассейнов имеет сложный характер, отражая многообразие форм проявления орогенных процессов. Наклонная (диагональная) зональность катагенеза ОВ установлена во многих осадочно-породных бассейнах, примыкающих к складчатым областям [15].

На площади развития регионального катагенеза в породах сохранился ранний катагенез (ПК3 – МК2) – западный склон Восточно-Сибирской платформы и восточный склон Новоземельской складчатости (рис. 4, 5). Катагенез в розовом поле на рис. 4 и 5 отражает реальный вклад геодинамического воздействия со стороны складчатых систем северного окончания Урала, с южного побережья Карского моря (Щучинский выступ) с градаций ПК1–3 – МК12 через центральную часть поля (Ямал) с градациями катагенеза МК52 – АК12 до предельных значений катагенеза АК4 (суперантрациты) вдоль всей оконечности Таймырской складчатой системы. В поле ДК оказались весь п-ов Ямал, большая часть п-ова Гыдан и Обь-Тазовского междуречья. На побережье Карского моря (Пайхой, Щучинский выступ) на дневную поверхность выходят палеозойские разведанные антрацитовые угли, а изореспленды из горизонтального положения в условиях суммарного воздействия теплового и динамокатагенеза приобретают наклонную (диагональную) зональность (рис. 6, 7).

В Енисей-Хатангском региональном прогибе наиболее эффективно воздействовали на ОВ сжимающие напряжения в его северной половине. В северо-западной части п-ова Таймыр выходят на поверхность пласты с антрацитами (Таймырский угольный бассейн и графитовые рудники). Как уже отмечалось, столь высокая степень преобразованности ОВ в этой части прогиба вызвана двумя основными причинами: влиянием геодинамического фактора совместно с повышенной температурой, а также инверсией и денудацией части осадочного разреза, что также явилось результатом сжатия и движения пород по надвигам и взбросам со стороны Таймырского складчатого сооружения.

Суммарный эффект преобразования ОВ с широким набором градаций катагенеза (до антрацитов), но с сокращенными толщинами и площадью их распространения ускорил процессы появления зон нефтегазообразования. Так, большая часть нефтематеринских верхнеюрских пород на втором этапе своей эволюции в наиболее погруженных частях оказалась в главной зоне газообразования, в которой ОВ любого типа генерирует природный газ.

РОЛЬ ГЕОДИНАМИКИ В ИЗМЕНЕНИИ СТРУКТУРНОГО ПЛАНА ЮРСКО-МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Нефть, выделившаяся из ОВ сапропелевого типа на первом этапе эволюции бассейна за счет пребывания средне- и верхнеюрских нефтематеринских отложений в главной зоне нефтеобразования (зоны катагенеза МК1 – МК3), формировала на месте своего рождения (в закрытых и открытых генерационно-аккумуляционных системах) и на путях миграции многочисленные нефтяные и нефтегазовые залежи. Возможности для дальней миграции нефти были ограничены по причине относительно невысоких по сравнению с современными значений пластовых давлений в зонах генерации и умеренных углов наклона проницаемых пластов в сторону их вздымания от этих зон (рис. 6) [20].

Встречные движения (на расстоянии 1500 км) Полярного Урала (Щучинский выступ) и Таймыра (Таймырский выступ) в кайнозойское время привели к значительным изменениям структуры осадочного чехла – изменению формы и увеличению амплитуды структурных элементов, масштабным движениям по дизъюнктивным нарушениям в палеозойском (надвиги, взбросы) и мезозойском (сбросы и сдвиги) комплексах отложений.

Под влиянием горизонтального сжатия, сдвига и коробления слоев появилось подавляющее число складчатых зон, валов, приразломных складок в коридоре тангенциальных напряжений. Геодинамические процессы способствовали значительному приросту амплитуд положительных структур и образованию новых валообразных и локальных поднятий [4, 21]. В Арктической провинции крупные, средние и мелкие до сжатия пород сводовые сооружения стали мегавалами, валами и продольными складками, тогда как к югу от полярного круга в условиях отсутствия масштабных горизонтальных сжимающих напряжений сохранились разноразмерные своды, а редкие мегавалы формировались не в условиях сжатия пород, а появились как складки облекания покровными отложениями на неровной поверхности размытого фундамента. В связи с этим можно предположить, что Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и другие месторождения-супергиганты на первом этапе эволюции были крупными сводовыми сооружениями и в условиях сжатия превратились в мегавалы. При этом простирание складчатых структур ортогонально направлению сжимающих напряжений, за счет которых происходит смятие и коробление слоев с образованием эшелонированных систем субпараллельных валов с амплитудами до сотен метров, а также перемещения пород, в том числе по плоскостям сместителей разрывных нарушений [21, 22].

Влияние сжимающих напряжений отразилось на росте амплитуды и размеров складок (бывшие своды), в наиболее крупных из которых формировались различные по объемам запасов залежи УВ (до супергигантов с запасами газа и газоконденсата более 1 трлн м3), а также разрывных нарушений, по зонам дробления которых осуществляется вертикальная и ступенчатая (латерально-вертикальная) миграция газа.

Особенно глубокие структурные изменения при сжатии имели место в пределах Таймырского и Янгодо-Горбитского выступов, а также вдоль северной половины протяженного узкого Енисей-Хатангского регионального прогиба. Наиболее контрастные тектонические напряжения сформировали Малохетский, Балахнинский и другие мегавалы по оси прогиба, контролируемые системой протяженных широтных краевых надвигов с амплитудой смещения 2–4 км. Амплитуда Балахнинского мегавала в юрских отложениях составляет 00 м. Одноименное месторождение в его пределах разбито многочисленными продольными и поперечными разрывными нарушениями, обусловливая блоковое строение мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях. По крайним региональным разломам происходит надвигание мегавалов с севера на юг на породы южной половины прогиба, находящиеся в относительном тектоническом покое (рис. 4, 5, ).

ИЗМЕНЕНИЕ СООТНОШЕНИЯ ФАЗОВОГО СОСТАВА ЗАЛЕЖЕЙ В ПОЛЬЗУ ГАЗА

Исключительная газоносность осадочного чехла арктического региона обусловлена процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ на втором этапе формирования залежей. На первом этапе, как и на всей территории Западной Сибири, формировались нефтяные и нефтегазовые залежи (зоны катагенеза МК1 – МК3). На втором этапе за счет реального вклада геодинамического воздействия со стороны складчатых систем в суммарный эффект преобразования ОВ только в арктическом регионе формируется катагенетическая зональность с сокращенными толщинами и площадью распространения, а также появляются все основные и второстепенные зоны нефтегазообразования (рис. 3, 6). В результате установились более жесткие условия преобразования ОВ (зоны катагенеза МК4 – АК2) для большей части отложений, что привело к масштабным процессам газогенерации и расформирования нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции. С появлением всего диапазона градаций катагенеза (до позднего апокатагенеза) в области суммарного воздействия основных факторов преобразования ОВ (термального и геодинамического) создаются условия для процессов преимущественного и исключительного газообразования.

В районах развития регионального катагенеза (рис. 4, 5), где сохранились слабопреобразованные отложения, сохраняются также условия для нефтеобразования с низкой интенсивностью под толщей многолетнемерзлых пород с низким геотермическим градиентом. Так, на современном этапе эволюции в районах, прилегающих к Восточно-Сибирской платформе, возможности для нефтегенерации в юрско-меловых отложениях были ограничены. В этих отложениях наблюдается увеличение ширины градаций катагенеза ПК3 – МК1 вдоль Северо-Сибирской моноклинали и далее на юго-запад (рис. 9). Эти литогенетические и структурные зоны характеризуются относительно простым строением, сравнительно низким уровнем катагенеза ОВ, но на малых глубинах процессы нефтеобразования заторможены ввиду низкого геотермического градиента (влияние многолетнемерзлых пород) (рис. 9), а на особенно активных путях миграции УВ могут полностью раствориться в газовых потоках.

На втором этапе миграционным потокам газа благоприятствовали более крутые углы падения (вздымания) пород, а также растущие амплитуда и пропускная способность зон дробления пород разрывов (рис. 6). В ловушках на путях вертикальной и ступенчатой миграции формируются постоянно обновляющиеся скопления УВ. В результате произошло смещение вверх зон аккумуляции УВ с преобладанием свободного газа по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации (рис. 7).

Сохранность нефтяных залежей, сформировавшихся на первом этапе, зависела от их нахождения на ранее проторенных путях миграции. В стороне от путей миграции процессы биодеградации привели в действие такие факторы разрушения нефти, как дегазация, выпадение твердых парафинов, рост смолисто-асфальтеновых компонентов, отражением чего являются рост плотности (0,75–1,0 г / см3) и вязкости нефти, уменьшение содержания алканов (Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Русско-Реченское, Тазовское, Русское, Байкаловское, Пайяхское и другие месторождения). Различные фильтрационно-емкостные свойства коллекторов определяют неодинаковые скорости переформирования нефтяных залежей. На путях миграции УВГ на завершающем этапе достигается полное переформирование нефтяных залежей, а также незавершенное переформирование (особо легкие нефти с плотностью 0,747–0,00 г / см3) за счет процессов растворения в газовых и газоконденсатных потоках при сохранении постепенно убывающей доли нефти в общем объеме УВ в арктическом регионе.

Ежегодно с поверхности Арктической провинции в атмосферу уходит порядка 0,44.109 м3 углеводородных газов
(рис. 10). А это означает, что только за неоген-четвертичный период недра Западной Сибири должны были бы потерять 13.1015 м3 газа, что примерно в 130 раз больше всех установленных и невыявленных ресурсов газа региона [14]. Этого, однако, не произошло, поскольку процесс газообмена непрерывен и залежи газоносной провинции наряду с потерями газа постоянно получают новые порции УВ за счет продолжающейся миграции. Таким образом, можно утверждать, что залежи УВ в рассматриваемом регионе находятся в динамическом равновесии и способны к самовосстановлению в диссипативной системе.

ВЫВОДЫ

1. К важнейшим генетическим предпосылкам формирования Арктической газоносной провинции относятся:

• присутствие одной из богатейших в мире субугленосной толщи нижне-среднеюрских отложений с гумусовыми ОВ, «ответственными» за генерацию газообразных УВ;

• совместное влияние ведущих факторов преобразования веществ (теплового и геодинамического), ускоривших появление главных и второстепенных фаз газообразования, в которых ОВ любого типа генерируют газ;

• превалирование газовой компоненты в суммарных УВ по всему разрезу отложений в результате миграционных процессов;

• смещение вверх зон накопления углеводородных скоплений по всему разрезу отложений по отношению к зонам их накопления в очагах генерации;

• непрерывный газовый поток через все осадочные образования, достигающий поверхности земли.

2. Газоносность осадочного чехла арктического региона обусловлена двухэтапными процессами генерации, миграции и аккумуляции УВ. На первом этапе, как и на всей территории Западной Сибири, формировались преимущественно нефтяные и нефтегазовые залежи (зоны катагенеза МК1–МК3). На втором этапе за счет влияния геодинамических процессов были установлены более жесткие условия преобразования ОВ (зоны катагенеза МК4–АК2) большей части отложений, что привело к масштабным процессам газогенерации и расформированию нефтяных залежей и повсеместной газоаккумуляции.

3. В областях относительного тектонического покоя (региональный катагенез) сохранились условия нефтеобразования в главной и переходной зонах. В то же время в разрезе отложений доминирует газ за счет генерационных и миграционных процессов. На втором (газоконденсатном) этапе нефтяные залежи, оказавшиеся в стороне от современных путей миграции углеводородных газов, подверглись процессам деградации и разрушения (плотность нефти – в диапазоне
0,75–1,0 г / см3).

4. Экстремальное геодинамическое воздействие (область, прилегающая к Таймырской складчатой системе) отразилось на форсированном преобразовании ОВ (градации катагенеза МК5 – АК4), интенсивной тектонической раздробленности высокоамплитудных складок, формировании мелких по запасам залежей метанового газа в юрских отложениях северной половины и северо-восточной части Енисей-Хатангского мегапрогиба.

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время скважины сложной конструкции, в т. ч. с горизонтальным окончанием ствола, зарекомендовали себя как эффективный инструмент освоения контактных запасов нефти. В России доля проходки в горизонтальном бурении в общем объеме строительства скважин за последние пять лет выросла более чем в два раза (с 21 до 48 %). И, судя по усложнению геологических и физических характеристик вводимых в разработку месторождений, тенденция будет сохраняться [1]. Применение горизонтальных скважин позволяет снизить рабочие депрессии в процессе эксплуатации погружного оборудования и увеличить период стабильной работы скважины до момента прорыва конуса газа или воды.

В процессе выработки запасов нефтяных оторочек наблюдается естественный рост обводненности или газового фактора за счет приближения газонефтяного и водонефтяного контактов к скважине. Однако нередки случаи, когда негативный сценарий работы реализуется по альтернативным причинам, к примеру:

• прорыв конуса воды или газа на небольшом участке горизонтального ствола за счет неоднородности пласта или неравномерности депрессий;

• прорыв воды / газа по высокопроводящему каналу от газовой шапки или водонасыщенной части пласта;

• прорыв воды от нагнетательной скважины по высокопроводящему каналу;

• перетоки из нецелых пластов вследствие негерметичности конструкции скважины или цементного камня.

Такие же проблемы возникают и при эксплуатации залежи вертикальными скважинами. Они успешно решаются комплексированием графоаналитических методов анализа динамики добычи продукции, геофизических и промыслово-геофизических исследований скважин, химических методов анализа состава продукции [2]. Однако для горизонтальных скважин применение аналогичных методов осложнено техническими причинами (например, сложностью доставки приборов для исследования в горизонтальный ствол), а также отсутствием длительного опыта эксплуатации и решения подобных проблем. С другой стороны, горизонтальная скважина в отдельных случаях оборудована устройствами контроля притока по длине ствола (эквалайзерами), что упрощает снижение поступления в скважину нецелевого флюида в процессе эксплуатации. Для успешного применения современных конструкций горизонтальных окончаний необходимо уметь определять места притоков газа и воды в скважину. В любом случае первым шагом в процессе восстановления добычного потенциала горизонтальной скважины является диагностирование причины притока нецелевого флюида.

ОБЗОР МЕТОДОВ АНАЛИЗА

Методики определения причин поступления нецелевого флюида в скважину можно разделить на графоаналитические и промысловые.

Графоаналитические методы подразумевают прежде всего анализ технологических показателей работы скважины. В случае заводнения наиболее простым действием является изучение динамики изменения параметров эксплуатационного фонда и поиск корреляционных связей между ними. На сегодняшний день метод реализован в различных алгоритмах и позволяет определить коэффициенты влияния достаточно большого числа скважин в короткий срок. Следует отметить, что основными условиями будут являться качество промысловой информации и частота производимых замеров. Результат – подтверждение или опровержение связи между зонами отбора / закачки на качественном уровне. В то же время возможность идентификации интервалов поступления воды или наличия промытого канала отсутствует [3].

Классическим примером графоаналитического подхода является построение графиков Чана – зависимости накопленного водонефтяного фактора (ВНФ) или газонефтяного фактора (ГНФ) и их производной от времени. Методика получила широкое распространение, и ее применимость для горизонтальных скважин не вызывает сомнений [4]. Реализация алгоритма также чувствительна к достоверности и регулярности замеров обводненности (или газового фактора) скважинной продукции. На практике получаемые результаты часто очень зашумлены и сложны для интерпретации. Безусловно, метод имеет свои ограничения и критерии применимости [5].

К простейшим промысловым методам диагностирования причин нецелевого притока в скважину можно отнести химический анализ воды (применимо в случае различия минерализации и состава закачиваемых и пластовых вод). Также в эту категорию входят как классические промыслово-геофизические исследования (ПГИС), так и новые, набирающие популярность оптоволоконные системы регистрации температуры или шума по стволу скважины и методы меченого вещества.

Необходимо признать, что часть нефтесервисных компаний не обладает позитивным опытом исследований горизонтальных скважин. Существует ряд факторов, осложняющих проведение в них ПГИС, из числа которых можно выделить:

• высокую стоимость исследований;

• технологическую трудоемкость доставки прибора в горизонтальный ствол;

• сложность обеспечения стабильного режима работы скважины во время исследования;

• неоднозначность комплексирования различных методов при интерпретации;

• ограничения методов определения состава флюида, заполняющего ствол скважины (наибольшая чувствительность влагомера наблюдается при обводненности продукции в стволе 60 %) [6].

Закономерным итогом является снижение достоверности исследования. Тем не менее в настоящее время ПГИС рассматриваются в качестве основного метода определения интервалов поступления воды или газа в ствол горизонтальной скважины, а их результаты служат основанием для принятия решения о ремонте или проведении различных обработок. Учет данных ПГИС на этапе гидродинамического моделирования позволяет повысить достоверность описания процесса выработки запасов и более обоснованно принимать решения о бурении бокового ствола.

Переходя к рассмотрению более современных методов, следует отметить, что применение маркирующих веществ ограничено сроком работы устройства, поскольку обводнение может наступить уже после вымывания маркирующего вещества. Также метод позволяет произвести анализ только по зонам размещения (по интервалам фильтров или муфт устройства контроля притока).

Использование постоянных оптоволоконных датчиков термометрии или шумометрии является наиболее дорогим методом идентификации зон притока воды или газа и требует постоянных затрат на поддержку оборудования, а также хранения и анализа большого массива информации. Данные методы начали применяться относительно недавно и пока не получили широкого распространения, но очевидно являются необходимым шагом в развитии интеллектуальных скважинных систем [7].

К промысловым методам определения причин обводнения скважинной продукции также можно отнести трассерные исследования. Проводят их в целях оценки эффективности реализуемой системы поддержания пластового давления, а также подтверждения наличия высокопроводящих каналов в межскважинном пространстве.

Каждый из методов имеет свои преимущества и недостатки. Наиболее точные, как правило, имеют высокую стоимость, однако не гарантируют высокой достоверности. Поэтому при определении причин поступления в скважину нецелевого флюида используют комплексирование нескольких методов, т. к. любая информация о возможной причине поступления нецелевого флюида имеет очень высокую ценность. При наличии предпосылок к притоку воды или газа к части скважины и возможности последующего восстановления дебита рекомендуется проведение ПГИС, как метода, на основании которого определяется интервал притока газа или воды и подбирается оптимальная процедура по изоляции данного интервала (либо зоны бурения бокового ствола).

АНАЛИЗ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН В НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧКАХ

При интерпретации и последующем анализе результатов кривой восстановления давления (КВД) на высокообводненных горизонтальных скважинах, приуроченных к терригенным пластам ряда нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края, авторами отмечены особенности, позволившие выдвинуть предположение о наличии корреляции между видом диагностической кривой КВД и зоной притока нецелевого флюида.

Для части исследований вид производной КВД для горизонтальных скважин подчиняется теории и имеет выраженный линейный режим течения. Для примера на рис. 1 представлены результаты интерпретации КВД добывающей скважины № ХХ70 Тагульского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), вдоль ствола которой проницаемость выдержана, а неоднородности, согласно геологической модели, отсутствуют. В результате был сделан вывод о равномерном притоке воды вдоль скважины.

Также отмечены результаты исследования КВД, отражающие слабовыраженный линейный режим течения. Анализ проницаемости, промыслово-геофизических исследований, а также использование диагностического графика Чана показали, что вероятной зоной притока воды в таких скважинах является носок. Особенно показательным примером является пробуренная в период опытно-промышленной разработки скважина № Х04 Тагульского НГКМ, зона носка которой максимально приближена к ВНК (рис. 2).

В качестве иллюстрации подобного случая также интересен ретроспективный анализ КВД скважины № Х28 Лодочного НГКМ (рис. 3). Данная скважина была исследована в периоды разной обводненности. Отмечается, что при увеличении обводненности линейный режим течения не наблюдается. ПГИС в данной скважине было проведено сразу после КВД с обводненностью продукции 54 %. По результатам исследования, согласно кривой минерализации воды (резистивиметрии), отмечается интенсивный приток воды из носочной зоны скважины (рис. 4).

Следующая выделенная группа скважин характеризуется нетипичной производной КВД для горизонтального ствола, которую можно интерпретировать как наличие сферического или полусферического режима течения, что характерно для наклонных скважин или скважин с частичным вскрытием, а также для горизонтальных скважин, у которых работает малая зона горизонтального ствола [8]. Анализ промысловой и геологической информации показал, что скважины данной группы обладают предпосылками к фильтрации воды к пяточной зоне. Ярко иллюстрирует этот случай пример горизонтальной скважины № Х26 Лодочного НГКМ, пяточная часть ствола которой пробурена в зоне коллектора, обладающего улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (рис. 5).

Стоит отметить, что в случае горизонтальной скважины сферическое или полусферическое течение также можно диагностировать при высокой расчлененности коллектора (низкой анизотропии проницаемости) и при проводке горизонтального ствола скважины вплотную к кровле или подошве коллектора. Таким образом, при интерпретации необходимо учесть все имеющиеся геологические предпосылки.

Теоретическое рассмотрение распространения поля давления в пласте позволяет предположить наличие процесса притока двух несмешивающихся флюидов с различной пьезопроводностью на различных участках горизонтального ствола. В таком случае замеренное давление на КВД является суммарной результирующей характеристикой двух режимов. Так, при притоке к небольшой части горизонтального ствола одного флюида будет формироваться сферический режим течения, при этом в другой части ствола будет формироваться линейный режим. В зависимости от преобладания одного из режимов будет наблюдаться превалирование одного диагностического признака над другим. Пример теоретической суперпозиции двух режимов представлен на рис. 6.

ВЫВОДЫ

По результатам анализа гидродинамических исследований высокообводненных горизонтальных скважин нескольких нефтегазоконденсатных месторождений Красноярского края выявлена корреляция вида производной КВД и предполагаемой зоны поступления воды в скважину. При притоке нецелевого флюида в зону носка исчезает линейный режим притока на диагностическом графике производной КВД. При прорыве в пяточную зону на производной КВД появляются режимы сферического и полусферического течения. Приведены примеры интерпретации КВД при наличии притока воды в носок и пяточную зоны горизонтального ствола.

Практические примеры позволяют сделать заключение, что при существовании притока нецелевого флюида к стволу горизонтальной скважины анализируемая КВД является суперпозицией двух режимов притока (двух жидкостей) пропорционально интервалу притока каждого флюида. Главным условием возможности интерпретации является отличие пьезопроводности целевого и нецелевого флюидов.

Таким образом, интерпретация КВД может служить еще одним косвенным методом определения зоны поступления воды или газа в ствол горизонтальной скважины. Отмеченные на производных КВД признаки могут являться основанием для рекомендации проведения ПГИС в целях конкретизации зоны притока воды или газа и последующих работ по изоляции интервала. Следует отметить, что при интерпретации нетипичных кривых КВД горизонтальных скважин необходимо учитывать максимум априорной геологической информации о свойствах коллектора и проводке скважины.

Дальнейшими шагами в уточнении процедуры интерпретации КВД являются проработка аналитической теории, численное моделирование фильтрации в пласте и потока в стволе скважины. Данные аспекты будут рассмотрены авторами в следующих статьях.

Формирование парфеновского горизонта происходило в трансгрессивно-регрессивных условиях осадконакопления, что и обусловило его сложное строение. Для пластов парфеновского горизонта диагностированы обстановки осадконакопления от субконтинентальных до прибрежно-морских [1, 2]. Это
и явилось первопричиной существенных различий в строении, составе и свойствах парфеновского горизонта на территории Ангаро-Ленской ступени [3].

Дифференциация коллекторов парфеновского горизонта по фильтрационным и емкостным свойствам отмечается как по площади, так и по разрезу. В исследованиях не раз была отмечена неоднородность строения, свойств и состава парфеновского горизонта [1, 3, 4–8].

Выявленные по геолого-геофизическим данным (геофизические исследования скважин (ГИС), керн) особенности распространения коллекторов по площади и по разрезу Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) свидетельствуют о сложном строении парфеновского горизонта и указывают на наличие в нем минимум трех различающихся по составу и свойствам литотипов песчаников (коллекторов).

Выявленные особенности геологического строения парфеновского горизонта и наличие литотипов коллекторов подтверждаются многочисленными фактами, в т. ч. результатами анализа распределения средневзвешенных величин пористости и суммарных эффективных толщин коллекторов по площади месторождения [9]. К фактам, подтверждающим сложное строение парфеновского горизонта и наличие коллекторов с улучшенными и ухудшенными свойствами, относятся:

• отсутствие притока углеводородов (УВ) из пласта П2 в открытом стволе скважин Ковыктинского ГКМ при достаточно большой суммарной газонасыщенной толщине пород-коллекторов;

• существенное отличие промысловых характеристик одноименных пластов
в различных скважинах при схожих геолого-геофизических характеристиках по материалам ГИС.

ДЕЛЕНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ
НА ЛИТОТИПЫ ПО МАТЕРИАЛАМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

В первом приближении дифференциация песчаников парфеновского горизонта выполнена с использованием материалов ГИС, а именно по кривым гамма-каротажа (ГК) и нейтронного каротажа (НК). Кривые ГК и НК были использованы по причине того, что они наиболее ярко отражают изменение свойств по разрезу парфеновского горизонта. От кровли к подошве увеличивается естественная радиоактивность песчаников и уменьшаются показания нейтронных видов каротажа (НГК, ННК).

Песчаники парфеновского горизонта всего фонда разведочных, поисково-оценочных и параметрических скважин Ковыктинского ГКМ были разделены на четыре литотипа по материалам ГИС. Три литотипа из четырех относятся
к песчаникам-коллекторам, один к песчаникам – не коллекторам [10].

К песчаникам – не коллекторам отнесены, в частности, все песчаники, характеризующиеся пониженными значениями интервального времени пробега продольной волны, по данным акустического каротажа (АК), и повышенными значениями объемной плотности пород, по данным гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК-П). Однако показания методов ГК и НК в таких песчаниках существенно различаются от скважины к скважине. Это, вероятно, обусловлено наличием двух типов песчаников,
а именно заглинизированных песчаников и песчаников с карбонатным
и регенерационно-кварцевым типами цемента. В данной статье песчаники – не коллекторы и вопросы, касающиеся их деления на литотипы, не рассматривались. Объектом изучения и дальнейшего рассмотрения в рамках исследования, результаты которого представлены в данной статье, являются песчаники-коллекторы [10].

Первый (при рассмотрении сверху вниз по разрезу) литотип песчаников-коллекторов (ЛИТ 1) приурочен к пласту П1 и характеризуется пониженными показаниями ГК и повышенными – НК. Второй литотип песчаников-коллекторов ЛИТ 2 по фильтрационно-емкостным свойствам и характеристикам ГИС (пониженные показания ГК, средние и повышенные показания НК) схож
с ЛИТ 1, однако относится к пласту П2, охватывая его кровельную часть. Третий литотип песчаников-коллекторов ЛИТ 3 залегает в подошвенной части пласта или охватывает весь пласт целиком (Квт-30, Квт-31, Квт-63, Квт-66).
В кривых ГИС ЛИТ 3 характеризуется повышенными показаниями ГК, средними и пониженными показаниями НК [10].

ОБОСНОВАНИЕ ДЕЛЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПАРФЕНОВСКОГО ГОРИЗОНТА НА ЛИТОТИПЫ
ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

Выполненная по материалам ГИС дифференциация песчаников на литотипы была взята за основу для проведения анализа правомерности и обоснованности выполненного деления. В целях решения этой задачи были привлечены результаты лабораторных исследований керна, а именно результаты определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), рентгеноструктурного анализа (РСА) и изучения шлифов.

Фильтрационно-емкостные свойства песчаников

Коэффициент пористости Кп. На Ковыктинском ГКМ все литотипы песчаников обладают близкими емкостными свойствами (табл. 1). Наименьшей пористостью характеризуется ЛИТ 3, наибольшей – ЛИТ 2, ЛИТ 1 занимает промежуточное положение
(рис. 1).

Коэффициент проницаемости Кпр. Из интегрального и дифференциального распределений Кпр видно, что наилучшими фильтрационными свойствами обладают песчаники ЛИТ 2, худшими характеризуются песчаники ЛИТ 3,
а песчаники ЛИТ 1 занимают промежуточное положение (рис. 2, табл. 1).

Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво. Из представленных интегрального и дифференциального распределений Кво (рис. 3) видно, что наименьшей остаточной водонасыщенностью обладают песчаники ЛИТ 1,
чуть большей остаточной водонасыщенностью характеризуются песчаники, относящиеся к ЛИТ 2, а наибольшее количество остаточной воды содержат песчаники ЛИТ 3 (рис. 3, табл. 1).

Учитывая полученные интегральные распределения ФЕС коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ, необходимо отметить следую-
щее:

• песчаники парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ характеризуются близкой по величине пористостью (рис. 1);

• улучшение ФЕС песчаников парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ прослеживается в литологическом ряду ЛИТ 3 – ЛИТ 1 – ЛИТ 2 (рис. 2);

• увеличение остаточной водонасыщенности в песчаниках парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ прослеживается в литологическом ряду
ЛИТ 1 – ЛИТ 2 – ЛИТ 3 (рис. 3).

Минералогический состав песчаников

По результатам РСА, изучения и описания шлифов проследим изменение литолого-минералогического состава песчаников парфеновского горизонта. Проанализируем изменение состава породообразующих компонентов (кварца, полевых шпатов, обломков пород), глинистого и карбонатного цемента.

Рассмотрим, в частности, литолого-минералогический состав коллекторов ЛИТ 1 и ЛИТ 3. Характеристика ЛИТ 2 не приводится из-за его низкой изученности. Все минеральные компоненты породы приведены в процентах от общего объема твердой минеральной матрицы.

Породообразующие минералы. Суммарное содержание породообразующих минералов, по данным шлифов (рис. 4),
в ЛИТ 1 варьирует от 50,0 до 98,6 %
(среднее содержание – 89,0 %) при модальном значении 94,0 %. Для ЛИТ 3
диапазон изменения породообразующих минералов составляет 49,4–96,9 %
(среднее содержание – 85,6 %) при модальном значении 90,0 %. Медианные значения содержания породообразующих минералов в изучаемой выборке образцов для ЛИТ 1 составляет 91,4 %, для ЛИТ 3 – 87,2 %. Статистические характеристики суммарного содержания породообразующих минералов, по данным РСА (рис. 5), близки аналогичным характеристикам, установленным по данным шлифов.

Суммарное содержание породообразующих минералов, по данным шлифов и РСА, уменьшается при переходе от кровли к подошве парфеновского горизонта в среднем на 4–6 %.

Статистические характеристики содержания породообразующих минералов и их отдельных компонентов (кварц, обломки пород, полевые шпаты) представлены в табл. 2.

Содержание цементирующего материала. Песчаники парфеновского горизонта характеризуются невысоким содержанием карбонатных минералов. По результатам определения содержания карбонатных минералов методом РСА, в шлифах и на карбонатометре (методом растворения в HCl) более 80 %
изученных образцов характеризуются карбонатностью менее 10 %. Основными составляющими карбонатного цемента в песчаниках парфеновского горизонта являются кальцит и доломит.

Песчаники парфеновского горизонта характеризуются также невысоким содержанием глинистых минералов
в диапазоне 7–15 % в подавляющем большинстве (80–95 %) изученных образцов. Основными составляющими глинистого цемента в песчаниках горизонта являются хлорит, смешаннослойные образования и гидрослюда.

Анализ суммарного содержания цементирующего материала показывает, что при переходе от ЛИТ 1 к ЛИТ 3 его количество увеличивается по данным как РСА (рис. 6), так и шлифов (рис. 7) на 4–6 %.

Статистические характеристики содержания цементирующего материала
и его отдельных компонентов (глинистых и карбонатных минералов) представлены в табл. 3.

Обобщая анализ минералогического состава песчаников парфеновского горизонта, необходимо отметить следующие изменения при переходе от ЛИТ 1 к ЛИТ 3:

• суммарное содержание породообразующих минералов уменьшается
в среднем на 4–6 %;

• изменение количества породообразующих минералов обусловлено в основном значительным уменьшением содержания кварца (в среднем на 8–9 %), которое частично компенсируется увеличением содержания обломков пород;

• суммарное содержание цементирующих минералов увеличивается приблизительно на 4–6 %.

В результате проведенного анализа были сформированы осредненные петрофизические модели двух наиболее отличающихся по свойствам литотипов песчаников – ЛИТ 1 (рис. 8) и ЛИТ 3 (рис. 9). Все компоненты петрофизических моделей данных песчаников представлены в процентах от общего объема породы с учетом порового пространства. Для этого процентные соотношения минеральных компонентов породы в объеме твердой минеральной матрицы были пересчитаны для общего объема породы.

ВЫВОДЫ

1. В результате анализа материалов ГИС по скважинам Ковыктинского ГКМ выявлены три литотипа коллекторов
в отложениях парфеновского горизонта, что подтверждено данными исследований керна.

2. Наиболее яркая картина, подтверждающая наличие минимум трех литотипов коллекторов в парфеновском горизонте, наблюдается при рассмотрении дифференциального распределения Кво. Сложный вид дифференциального распределения Кпр по ЛИТ 2 (наличие двух ярко-выраженных модальных значений) свидетельствует о необходимости проведения дальнейших работ по уточнению границ литотипов либо о наличии большего количества литотипов, чем выделено сейчас.

3. Основными породообразующими минералами коллекторов парфеновского горизонта являются кварц (преобладающее содержание 70–90 %), обломки пород (преобладающее содержание 5–15 %), полевые шпаты (преобладающее содержание 2–9 %).

4. Содержание породообразующих минералов при переходе от ЛИТ 1 к ЛИТ 3 в среднем уменьшается на 4–6 %, что компенсируется соответствующим увеличением содержания цементирующих минералов в ЛИТ 3.

5. Наихудшими ФЕС (наименьшими средними коэффициентами пористости Кп_ср = 0,119 д. ед. и проницаемости
Кпр_ср = 5,05 мД, наиболее высоким средним коэффициентом остаточной водонасыщенности Кво_ср = 0,59 д. ед.) обладает ЛИТ 3.

6. Наилучшими показателями пористости и проницаемости обладает ЛИТ 2: Кп_ср = 0,131 д. ед. и Кпр_ср = 30,23 мД соответственно.

7. Наименьшей величиной остаточной водонасыщенности характеризуется ЛИТ 1: Кво_ср = 0,37 д. ед.

8. Парфеновский горизонт существенно неоднороден по ФЕС. Эта неоднородность проявляется как по разрезу, так и по площади месторождения.

9. Необходимо проведение дальнейших работ по детализации и обоснованию количества литотипов коллекторов парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ.

Таблица 1. Фильтрационно-емкостные свойства песчаников парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения по данным исследований керна

Table 1. Formation reservoir properties of sandstones of the Parfenovskiy horizon of the Kovykta gas condensate field according to core studies

Таблица 2. Содержание породообразующих минералов в песчаниках парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения
по данным исследований керна

Table 2. The content of rock-forming minerals in the sandstones of the Parfenovskiy horizon of the Kovykta gas condensate field according to core studies

Таблица 3. Содержание цементирующего материала в песчаниках парфеновского горизонта Ковыктинского газоконденсатного месторождения
по данным исследований керна

Table 3. Content of cementing material in sandstones of the Parfenovskiy horizon of the Kovykta gas condensate field according to core studies

ВВЕДЕНИЕ

Закачка воды в системе поддержания пластового давления (ППД) на сегодняшний день является традиционным методом увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Однако в неоднородных коллекторах эффективность данного метода ППД снижается по причине образования застойных зон, не участвующих в заводнении. Это приводит к недостижению целевых показателей нефтеотдачи.

В то же время эффективным методом увеличения полноты охвата пласта заводнением является метод изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП). Эффект может быть достигнут за счет увеличения темпов отбора жидкости, вовлечения застойных зон в разработку, а также снижения обводненности добываемой продукции скважин.

Конкурентными преимуществами метода перед остальными гидродинамическими способами увеличения нефтеотдачи пласта являются относительная простота реализации в широком диапазоне пластовых условий и довольно высокие технико-экономические показатели. Так, для реализации данного метода нет необходимости применять другие дополнительные источники энергии и менять размещение добывающих и нагнетательных скважин.

Целью исследования, результаты которого представлены в данной статье, было увеличение эффективности разработки высоковыработанного участка месторождения (геологический блок «Монолит») путем ИНФП в зонах, ранее не охваченных заводнением.

Стоит отметить, что математическое моделирование нестационарных процессов в пласте, происходящих при изменении давления и локализации застойных (тупиковых) нефтенасыщенных зон, зачастую сопряжено с определенными трудностями и невозможно без использования дополнительных точных инструментов. Поэтому для решения этих задач в рамках данного исследования применялся корпоративный 2D-гидродинамический симулятор «Прокси-модель» ПАО «НК «Роснефть» [1].

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ

Основной объект разработки рассматриваемого нефтяного месторождения имеет неоднородное геологическое строение, которое характеризуется наличием многопластовой системы и развитием сложной клиноформной структуры [2]. Для учета неоднородности, обусловленной особенностями геологического строения и распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, месторождение поделено на 15 геологических блоков [3].

Блок «Монолит» по праву считается наилучшим участком месторождения по ФЕС: начальные нефтенасыщенные толщины достигают 70 м (рис. 1), проницаемость – порядка 10 мД.

В связи с длительной разработкой участок практически выработан: на момент проведения анализа отбор от начальных извлекаемых запасов составлял 91 % при средней обводненности продукции скважин 96 %, проектный КИН – 0,398. В течение пяти лет до начала представленной работы каких-либо мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, таких как ввод новых скважин, бурение бокового ствола, обработка призабойной зоны, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и пр., не проводилось.

Для достижения проектного КИН по блоку «Монолит» начата серия экспериментов по ИНФП.

МЕТОД ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ

При заводнении нефтяных пластов формируются определенные установившиеся характер фильтрационных потоков и поле давления. В расчлененных неоднородных пластах нередко образуются застойные, не вовлеченные в разработку зоны, вследствие чего общая эффективность разработки пласта или месторождения существенно снижается.

Не охваченные заводнением участки, а точнее, их расположение и размеры могут зависеть не только от неоднородности пластов, но и от выбора системы разработки [4].

Чтобы вовлечь в разработку защемленные запасы нефти, необходимо изменить установившееся энергетическое состояние пласта путем изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. За счет изменения величин и направлений градиентов давления застойная нефть вытесняется в дренируемую часть, вследствие чего коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается.

Для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов важно знать текущее распределение остаточной нефтенасыщенности. В пласте могут находиться остаточные запасы, в основном представляющие собой отдельные пропластки, ранее не охваченные разработкой. Также они могут представлять собой пленки нефти, обволакивающей частицы породы, или же не промытые водой линзовидные включения.

Для локализации застойных зон пласта, не охваченных заводнением, в работе применялся корпоративный симулятор «Прокси-модель».

ОСОБЕННОСТИ СИМУЛЯТОРА «ПРОКСИ-МОДЕЛЬ»

Программное обеспечение (ПО) «Прокси-модель» представляет собой 2D-гидродинамический симулятор, позволяющий настраиваться на различные промысловые данные и результаты исследования скважин. Модуль «Прокси-модель» использует данные технологического режима скважин, результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин, свойства пласта и добываемой продукции для построения карт проводимости пласта.

Для более корректного моделирования процесса разработки низкопроницаемых пластов необходимо принимать во внимание геомеханические процессы, возникающие при воздействии на пласт. Кроме того, важно учитывать эффекты формирования техногенных трещин ГРП в процессе закачки жидкости в нагнетательные скважины при высоких значениях забойного давления (процесс авто-ГРП).

В настоящее время в ПО «Прокси-модель» встроен геомеханический симулятор, позволяющий рассчитать длину и траекторию развития трещин авто-ГРП с учетом текущего распределения давлений при адаптации истории разработки конкретного района пласта [5].

Для настройки геометрии трещин авто-ГРП в модели применяются результаты гидропрослушивания, трассерных исследований, гироинклинометрии, гидродинамических исследований скважин и др.

ПО «Прокси-модель» позволяет быстро построить карты текущего распределения запасов и пластового давления, а также эффективно выявить проблемные участки с точки зрения дренирования запасов при отсутствии противоречий с результатами исследований [6]. При этом главными преимуществами симулятора остаются относительная простота и скорость обработки огромного количества данных при сохранении достаточно высокой точности.

ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ РАБОТЫ ПО ИЗМЕНЕНИЮ НАПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ

После адаптации гидродинамической модели проводится оценка перспективных участков с точки зрения вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов. Рассмотрим данную процедуру на примере одного из таких участков блока «Монолит».

Согласно полученным по результатам прокси-моделирования картам остаточных нефтенасыщенных толщин и текущей насыщенности выделяются области защемленных запасов, обозначенные на рис. 2.

Для вовлечения защемленных запасов в разработку требовалось изменить градиенты давления, для чего были проведены расчеты с остановками скважин № 8, 11 и 17. Наиболее эффективным оказался вариант с прекращением закачки в скважине № 8 на один год. После остановки скважины произошло перераспределение фильтрационных потоков, что отразилось на отборах жидкости в соседних добывающих скважинах. Зафиксировано снижение обводненности. Фактический прирост дебита нефти составил: в скв. № 14 – 10 т / сут, скв. № 21 – 6 т / сут, скв. № 6 – 40 т / сут. Суммарно по скважинам дополнительная добыча нефти за год составила 10 тыс. т (рис. 3).

После адаптации модели к новым показателям работы добывающих скважин № 6, 14 и 21, реакция которых подтвердила наличие защемленных запасов нефти в пласте, получены новые линии тока (рис. 4).

Для увеличения темпов отбора остаточных извлекаемых запасов проведена реконструкция скважины № 19 методом зарезки бокового ствола (ЗБС) с наклонно-направленным окончанием в северном направлении. Фактические запускные параметры реализованного ЗБС: дебит нефти – 22,4 т / сут, обводненность – 95 %.

Положительные результаты опытно-промышленных работ позволили составить адресную программу геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи, на других зонах защемленных запасов блока «Монолит». Программа, в частности, включает следующие этапы:

• остановка пяти нагнетательных скважин с целью ИНФП;

• проведение повторного ГРП на трех добывающих скважинах с высокой вероятностью переориентации трещины;

• интенсификация добычи нефти на четырех добывающих скважинах;

• реконструкция семи добывающих скважин методом ЗБС с наклонно-направленным окончанием.

ВЫВОДЫ

С помощью корпоративного гидродинамического симулятора «Прокси-модель» определена локализация остаточных, ранее не охваченных заводнением запасов блока «Монолит» месторождения Западной Сибири.

Проведены опытно-промышленные работы по ИНФП в районе скважины № 8 указанного блока. Эффективность мероприятий подтверждена устойчивым приростом дебита нефти после остановки нагнетательной скважины № 8 в окружающих ее скважинах, составившим 56 т / сут.

Результаты опытно-промышленных работ и полученный дебит нефти 22,4 т / сут при проведении ЗБС с наклонно-направленным окончанием в скважине № 19 подтвердили наличие защемленных запасов нефти в пласте.

В целях дальнейшего повышения эффективности разработки блока «Монолит» месторождения составлена адресная программа геолого-технических мероприятий, направленных на ИНФП в застойных зонах.

Подтверждена возможность использования гидродинамического симулятора «Прокси-модель» для моделирования пластов со сложным геологическим строением. Предлагаемые алгоритмы позволят эффективно применять малозатратные мероприятия по изменению фильтрационных потоков на месторождениях, находящихся на заключительном этапе разработки.

В этом году производственно-металлургический холдинг «Тагильская Сталь» отмечает 10‑летний юбилей. С момента своего создания холдинг произвел более 1,2 млн т металлопродукции. Одним из основных направлений роста эффективности производства является непрерывное повышение качества продукции. На трубных заводах холдинга эта задача решена путем внедрения участков ультразвукового контроля.

Все предприятия производственно-металлургического холдинга (ПМХ) «Тагильская Cталь» планомерно работают над обеспечением высокого качества продукции. Одним из примеров успешного ведения этой работы является деятельность Ирбитского трубного завода «Металлинвест» (ИТЗМ). Так, в целях повышения качества выпускаемых изделий на заводе создана лаборатория механических испытаний и спектрального анализа входного сырья. Следующим этапом работы стало введение в действие комплекса оборудования автоматического ультразвукового контроля (АУЗК) производства российско-немецкой компании Nordinkraft AG. Комплекс имеет высокую производительность, исключает ошибки, связанные с человеческим фактором, и предназначен для контроля качества труб диаметром 159–325 мм по всей длине. Установка позволяет диагностировать дефекты тела трубы, включая сварной шов и концы труб. В результате внедрения комплекса АУЗК повысился контроль качества продукции на основных стадиях производства, появилась возможность обеспечивать стабильно высокое качество в процессе проката труб и контроля готовой продукции ИТЗМ.

В условиях быстро меняющегося рынка заказчики труб все более ответственно подходят к выбору поставщиков и закрепляют в контрактах строгие требования к качеству изготовления и контроля продукции, обращая особое внимание на обеспечение соблюдения технологий сварки, норм технических условий, стандартов, работу службы отдела технического контроля завода на всех этапах изготовления трубной продукции.

Внедренное ИТЗМ оборудование позволило значительно повысить контроль сварного соединения и качество поставляемой на рынок трубной продукции, соответствующей самым жестким требованиям потребителей. Продукция ИТЗМ прошла добровольную сертификацию согласно российским и международным стандартам качества. Качество труб подтверждено сертификатами ГОСТ 20295–85, ГОСТ 10705–80 и ГОСТ Р ИСО 9001–2015 (ISO 9001:2015), а также сертификатом соответствия Таможенного союза.

Однако останавливаться на достигнутом специалисты «Тагильской Стали» не намерены. Реализованный на заводе инвестиционный проект является лишь одним из этапов организации эффективного производства и соответствует общей для предприятий ПМХ «Тагильская Сталь» стратегии, направленной на обеспечение 100%-ного качества трубной продукции с высокими эксплуатационными характеристиками.

На сегодняшний день в структуру ПМХ «Тагильская Cталь» входят:

• три завода трубного направления:

– Нижнетагильский трубный завод «Металлинвест;

– Ирбитский трубный завод «Металлинвест»;

– Кольчугинский трубный завод «Металлинвест»;

• два завода металлоконструкций:

– Южноуральский завод металлоконструкций «Металлинвест»;

– «Металлинвест-ЗМК» (г. Нижний Тагил);

• Нижнесалдинский металлургический завод.

Холдинг предлагает к реализации широкий ассортимент труб для нефтегазовых и топливно-энергетических компаний, в т. ч. круглые стальные электросварные трубы, профильные трубы квадратного и прямоугольного сечений, трубы в пенополиуретановой изоляции, гнутый швеллер, сварные балки, сваи, а также элементы верхнего строения железнодорожных путей.

АКТУАЛЬНОСТЬ

Бесшовные трубы при всех своих многочисленных достоинствах обладают несколькими недостатками, одним из которых является высокая стоимость производства. Способность бесшовных труб выдерживать высокие давления востребована далеко не всегда. Современные технологии обработки металлов не стоят на месте, и прочность сварных швов в наше время позволяет сварным трубам выдерживать все большие давления [1]. Нет ничего удивительного в том, что сварные трубы, сваренные токами высокой частоты, сохраняют свои позиции и при решении ряда задач даже выигрывают в конкурентной борьбе с бесшовными.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Одним из существенных условий формирования качественного сварного соединения является оптимальное сочетание характеристик электромагнитного поля, теплового состояния зоны сварки, а также полей напряжений и деформаций в области шва. Одними из наиболее существенных параметров, в итоге определяющих указанные характеристики, являются теплофизические, механические и электромагнитные свойства свариваемых сталей и сплавов. При условии удовлетворительных стабильных рабочих характеристик оборудования, обеспечивающего сварку требуемой номенклатуры трубных заготовок, ключевым моментом является определение технологических параметров сварки.

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

Магнитодинамический анализ электромагнитного поля реализуется путем решения уравнений Максвелла [2]. Принимаются допущения о частоте магнитного поля, не превышающего 1 МГц, а также о гармонически изменяющемся поле, что обусловливает решение задачи в комплексных величинах.

В расчетную модель для решения магнитодинамической задачи входит область пространства для моделирования электромагнитного поля – трубная заготовка и индуктор (катушка индуктивности).

Расчет осуществляется методом конечных элементов. Конечный элемент имеет тетраэдральную форму. Область пространства для моделирования электромагнитного поля представляет собой куб, размеры которого превышают размер заготовки. На наружных гранях куба определены граничные условия со значениями скалярного электрического потенциала и векторного потенциала электромагнитного поля, равными нулю.

Заготовка располагается внутри области, для которой вычисляется электромагнитное поле. Конечно-элементные сетки заготовки и поля независимы. Модель предусматривает автоматическое определение расположения заготовки на каждом шаге итерации с учетом изменения формы заготовки.

Модель переходного теплового процесса реализуется в динамике. Нагрев трубной заготовки производится токами, наводящимися на заготовке под действием гармонически изменяющегося магнитного поля. Квадрат абсолютной комплексной величины плотности тока связан с удельным тепловым потоком через электрическую проводимость материала.

Охлаждение зоны сварного шва определяется в основном теплопроводностью трубной заготовки за счет распространения тепла теплопередачей в основном металле и зоне термовлияния труб. Тепловую задачу в полной постановке можно решать с учетом конвекции, излучения, генерации тепла в процессе трения и от пластического деформирования [2].

Полученная расчетная модель позволяет обеспечить быструю адаптацию режимов технологического процесса в зависимости от номенклатуры получаемых изделий, материалов, применяемых для производства трубных заготовок, а также корректировку технологических параметров при меняющихся внешних условиях изготовления трубы.

В зоне сварного соединения образуется область выраженных пластических деформаций при условии расплавления и отделения части металла от заготовки. В разрабатываемом методе пластическая деформация может быть cмоделирована с заданием кривых деформирования для материала заготовки в зависимости от теплового состояния.

Альтернативным подходом является дополнительное независимое моделирование пластического деформирования металла в зоне шва с расчетом локальной деформации краев заготовки. Расчет можно проводить упрощенно. Определяемая деформация дает возможность определить сближение кромок заготовки после касания и тем самым уточнить размеры исходной модели.

ВЫВОДЫ

По итогам проведенных исследований разработаны методологические подходы к применению основ технологии сварки токами высокой частоты. Получены математические зависимости, позволяющие осуществлять оперативный контроль процесса сварки прямошовных труб и регламентировать его основные параметры. Точное прогнозирование геометрических и механических свойств готовой трубы дает возможность использования электросварных труб производства ОАО «Уралтрубпром» по ГОСТам [3, 4] и различным нормативным документам в тех сферах, где ранее использовались только горячекатаные трубы по ГОСТу [5], а также в соответствии с требованиями нефтегазовых компаний.

Основанное в 2016 г. ООО «Русь-Турбо» оказывает широкий спектр услуг по обслуживанию и капитальному ремонту паровых и газовых турбин, преимущественно импортного производства. В следующем году компания отметит свой первый юбилей. О том, как всего за пять лет «Русь-Турбо» стала одним из лидеров сегмента в России и смогла выйти на международный рынок, мы побеседовали с генеральным директором Олегом ДМИТРИЕВЫМ.

– Что сегодня представляет собой рынок сервиса газовых и паровых турбин? Какие тенденции его характеризуют и какое место на нем занимает ООО «Русь-Турбо»?

– Сегодня рынок сервиса газотурбинных установок разделен на три сегмента. Первый занимают импортные производители – немецкий концерн Siemens, американский General Electric, итальянский Ansaldo, каждый из которых занимается обслуживанием собственного оборудования. Вторая, достаточно крупная часть сегмента, – аффилированные сервисные компании, так или иначе принадлежащие энергетикам. Из крупных здесь можно выделить «Кварц Групп», входящую в Группу «Интер РАО», «ТГК-Сервис» и др. Третья ниша представлена независимыми компаниями, такими как «Зульцер Турбо Сервисес Рус» и «Русь-Турбо». По объему это небольшая часть рынка, но она важна для заказчика.

– Последний год выдался непростым для многих компаний нефтегазовой отрасли. Как ООО «Русь-Турбо» пережило и переживает пандемию и преодолевает вытекающие из нее трудности?

– В период пандемии компания не прекращала свою деятельность. Как и многие, мы работали и в удаленном формате, времени зря не теряли – готовили документацию для предстоящих ремонтов, а также отчеты по уже выполненным заказам. ООО «Русь-Турбо» соблюдает все предписанные властями и контролирующими органами ограничительные и профилактические меры. Это позволило не допустить ни единого случая заражения новой коронавирусной инфекцией среди сотрудников. Можно сказать, этот год мы прожили без потерь во всех смыслах.

Единственно, испытывали трудности по срокам поставок импортных запчастей по причине приостановки деятельности предприятий-производителей на Западе. Тем не менее все ситуации были разрешены в индивидуальном порядке.

Что касается взаимодействия с заказчиками, то только с одним из наших партнеров, российским химкомбинатом, сроки ремонта перенеслись из-за корпоративных ограничительных мер по доступу к объекту и неготовности оплачивать подрядчикам периоды самоизоляции бригады как часы вынужденного простоя.

– Вы как-то говорили, что ООО «Русь-Турбо» готово позиционировать себя как международную компанию, способную работать в любой точке мира. Поступали ли вам уже заказы из-за рубежа?

– Да, ООО «Русь-Турбо» вышло на международные рынки и активно их осваивает. Так, в 2020 г. специалисты компании успешно реализовали большой проект в Узбекистане. В настоящее время готовимся к выполнению заказа в Беларуси. Параллельно ведутся переговоры по работе в Азербайджане. Вне зависимости от места нахождения объекта наша команда готова оперативно выехать со всем необходимым оборудованием и инструментами, которыми специально укомплектован морской контейнер. Вообще их можно перевозить любым видом транспорта. Это позволяет нам выполнять все виды ремонтов, вплоть до капитального.

– Кто сегодня входит в пул ваших основных заказчиков?

– ПАО «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ООО «СибЭнерго», ПАО «Фос-Агро» (АО «Апатит»).

– Какие наиболее крупные объекты в 2020 г. были запущены в работу после ремонта благодаря ООО «Русь-Турбо»?

– В этом году силами специалистов ООО «Русь-Турбо» выполнен ремонт турбины Siemens на Куйбышевском нефтеперерабатывающем заводе, в Узбекистане на Талимарджанской теплоэлектростанции участвовали в ремонте турбины Mitsubishi, на Кузнецкой теплоэлектроцентрали (г. Новокузнецк) были выполнены работы на турбине отечественного производства ГТЭ-160, на Нижнетуринской электростанции – турбины Ansaldo. В среднем ремонт длится от нескольких недель до нескольких месяцев. По всем объектам обязательства выполнены в полном объеме. Отмечу лишь, что работы продолжаются на последнем из перечисленных объектов, поскольку процесс разделен заказчиком на четыре этапа.

– Расскажите, пожалуйста, о достижениях ООО «Русь-Турбо» в области разработки и внедрения новых технических решений.

– ООО «Русь-Турбо» активно занимается научно-технической деятельностью и регулярно публикует результаты своих изысканий. В штате компании трудятся кандидаты технических наук. В этом году, например, специалисты ООО «Русь-Турбо» предложили инновационное решение проблемы эрозии лопаток турбин, а также представили новый взгляд на модернизацию уплотнений паровых турбин. Подробно ознакомиться с результатами нашей научной деятельности можно на сайте компании.

– В следующем году «Русь-Турбо» отметит свой первый юбилей. С какими результатами вы подойдете к этому рубежу?

– Можно с уверенностью сказать, что за пять лет «Русь-Турбо» встала на ноги, все инвестиции в приобретение инструмента и подготовку персонала себя полностью оправдали. Компания вышла в прибыль, обеспечив себе возможность наращивать материально-техническую базу, приобретать самое современное дорогостоящее оборудование для выполнения ремонтов турбин – эндоскопы, приборы контроля вибрации и др., а также постоянно повышать квалификацию специалистов, ведь каждый наш сотрудник на вес золота. Все это в совокупности позволяет ООО «Русь-Турбо» еще более оперативно и качественно выполнять ремонты газовых и паровых турбин в любой точке земли.

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы все большее внимание инженерной и научно-технической общественности привлекают проблемы использования экологически чистой, так называемой зеленой, т. е. не наносящей ущерб окружающей среде, энергетики. Проблема использования двигателей внутреннего сгорания, работающих на водороде и кислороде, в которых выхлопные газы представляют собой водяной пар, обсуждается уже много лет и вышла далеко за рамки простого обсуждения. В ряде стран даже созданы первые автомобили, работающие на водородном топливе. В связи с этим особую остроту приобретают вопросы производства, хранения и транспортирования больших объемов водорода от места производства потребителю.

Не останавливаясь на деталях технологии производства водорода, относящихся в большей мере к газохимии, чем к механике и трубопроводному транспорту, отметим, что одной из перспективных технологий является получение водорода из метана и его гомологов, составляющих, как известно, основную массу природного газа. К настоящему времени разработки этой технологии, соответствующей современным требованиям к разумному расходу энергии, достигли значительного прогресса, и уже не за горами производство водорода в объемах, исчисляемых десятками миллионов и миллиардами кубометров.

Одновременно с задачей производства водорода возникает вопрос о методах и системах его транспортирования. Как нельзя лучше для этой цели подходит сеть действующих, а также проектируемых газопроводов.

В истории развития трубопроводного транспорта нефти и газа подобный прецедент уже был. Более 70 лет назад во всем мире, в т. ч. в России, возникла проблема одновременного транспортирования по трубопроводам многих сортов моторных топлив, вырабатываемых из нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Эта проблема была успешно решена, а примененная технология получила повсеместное распространение и была названа последовательной перекачкой нефтепродуктов (в англоязычной литературе она называется batch technology – перекачка нефтепродуктов порциями). В соответствии с данной технологией отдельные нефтепродукты, объединенные в партии по несколько десятков или даже сотен тысяч кубических метров, транспортируют не по разным, а по одному трубопроводу последовательно друг за другом. При этом каждая партия вытесняет в трубопроводе предыдущую и в свою очередь вытесняется последующей. В конце трубопровода нефтепродукты принимают в отдельные резервуары практически без потери их количества и качества.

Конечно, в области контакта партий нефтепродуктов образуется некоторое количество смеси, что обусловлено прежде всего неравномерностью распределения скорости жидкости по сечению трубопровода. На оси трубопровода скорость частиц жидкости больше, чем у его стенок, поэтому жидкость, идущая позади, как бы вклинивается в жидкость, транспортируемую перед ней. В то же время турбулентные пульсации размешивают вторгающуюся жидкость по сечению трубопровода. К сожалению, этот процесс нельзя остановить, он происходит непрерывно в течение всего времени транспортирования, вызывая перемешивание жидкостей в области их контакта. Однако объем образующейся смеси крайне невелик, он составляет не более 0,005 объема участка трубопровода, по которому осуществляется прокачка данной партии жидкости. Как правило, далее смесь раскладывают, т. е. подмешивают в небольших количествах либо к обеим жидкостям, либо к одной из них.

Следует отметить, что чем больше скорость перекачки, тем более развита турбулентность течения, что, в свою очередь, приводит к более равномерному вытеснению одной жидкостью другой и уменьшению объема образующейся смеси. Применительно к газам, транспортирование которых происходит при огромных числах Рейнольдса, профиль осредненных скоростей весьма плоский, а объем образующейся смеси будет минимально возможным по сравнению с другими видами углеводородных сред.

Технологию последовательной перекачки жидкостей можно успешно использовать для транспортирования партий водорода между партиями природного газа, перекачиваемого по действующим газопроводам или газопроводам, специально спроектированным для этой цели. Рассмотрим технические параметры данной технологии.

ОБЪЕМ ОБРАЗУЮЩЕЙСЯ СМЕСИ

Пусть партия водорода вытесняет в газопроводе партию природного газа. Предположим, что значение массовой концентрации водорода в смеси не зависит от давления, при котором находится смесь газов. Тогда уравнение распределения концентрации водорода в области контакта партий имеет вид:

,               (1)

где U – скорость движения газовой смеси в области контакта партий, м / с; K – коэффициент продольного перемешивания, м2 / с; x – координата по оси газопровода; t – время от начала процесса вытеснения, ч [1–4].

Скорость течения газа U, входящая в уравнение (1), не является постоянной величиной, она по мере уменьшения давления от начала газопровода к его концу постепенно увеличивается. Поскольку смесь вытесняемого и вытесняющего газа имеет сравнительно с протяженностью газопровода небольшую величину, допустимо считать скорость течения газа функцией от времени, равной скорости газа в середине области смеси: U = U(t).

Коэффициент продольного перемешивания K, введенный выдающимся механиком современности Дж. Тейлором, отражает эффект от совокупного действия двух процессов перемешивания – конвективной диффузии, происходящей за счет неравномерности распределения скоростей газа по сечению трубопровода, и турбулентной диффузии, обусловленной турбулентным перемешиванием в каждом сечении трубопровода. Тейлор получил для этого коэффициента выражение:

,               (2)

где – коэффициент гидравлического сопротивления течению среды в трубопроводе, а d – внутренний диаметр трубопровода, м [4].

В дальнейшем тщательное сопоставление результатов перемешивания жидкостей в промышленных трубопроводах с результатами расчета с использованием коэффициента Тейлора показало, что формула (2) дает заниженные результаты и поэтому, как было показано в [3], предпочтительным является выражение:

.               (3)

Разделив обе части уравнения (1) на скорость U и введя вместо времени t новую переменную:

,

равную расстоянию, пройденному серединой области смеси от начального сечения газопровода, в котором произошла смена газов, до текущего сечения, получим уравнение:

.               (4)

В подвижной системе отсчета, перемещающейся вместе с серединой области смеси, уравнение для распределения концентрации (x,) водорода в смеси еще больше упрощается и принимает вид:

.               (5)

Заметим, что отношение остается практически постоянным, поскольку коэффициент гидравлического сопротивления при таких больших числах Рейнольдса, как те, которыми характеризуется течение газа в магистральных газопроводах, не изменяется и потому определяется только диаметром трубопровода и состоянием его внутренней поверхности (относительной шероховатостью). Как правило, = 0,009 – 0,010.

Решение задачи распределения концентрации вытесняющего газа в смеси, а также определения длины и объема области смеси, образующейся при мгновенной смене одного газа другим в начале трубопровода, с достаточной точностью представляется функцией – хорошо известной в теории вероятностей и различных математических приложениях [5]:

.               (6)

Чтобы найти распределение концентрации (x,) водорода в момент подхода середины области смеси к концу газопровода , где L – длина газопровода, м, следует положить, что = L. Учитывая выражение (3) для отношения K / U, имеем:

.               (7)

Длину области смеси водорода и природного газа lс, м, можно определить как область газопровода, в которой концентрация водорода в смеси с природным газом изменяется в симметричных пределах от 1 до 99 %. Подставив x = lс/2 в выражение (7) и положив, что (lс/2,L) = 0,99, получим уравнение для определения длины области смеси:

.               (8)

Из этого уравнения с учетом табличных значений функции erfcZ получаем выражения для длины lc и объема Vс, м3, смеси:

,               (9)

.               (10)

ОЦЕНКА ДЛИНЫ И ОБЪЕМА СМЕСИ

Дадим количественную оценку длины lc и объема Vс смеси водорода с природным газом для весьма протяженного участка газопровода с внутренним диаметром d = 1,0 м, длиной L = 1200 км и конечным давлением p ≈ 10 МПа. Коэффициент гидравлического сопротивления примем равным 0,01.

Согласно формулам (9) и (10) имеем:

м3.

Таким образом, смесь газов, образующаяся к концу газопровода, вытянется в трубопроводе на 4,1 км.

Если учесть, что при давлении 10 МПа в конце газопровода плотность газов увеличивается примерно в 120 раз по сравнению с плотностью в стандартных условиях, объем смеси, выраженный в стандартных кубических метрах, составит примерно 386 400 ст. м3. Поскольку же смесь природного газа и водорода образуется как в начале партии водорода, так и в ее конце, то суммарный объем смеси водорода и природного газа составит 772 800 ст. м3 в расчете на одну партию водорода. Если объем партии водорода, выделенного для транспортирования по газопроводу, составляет 25 млн ст. м3 (≈265 км в трубопроводе), то два полуобъема смеси водорода (в начале и в конце партии) с природным газом, которые необходимо будет добавить к рассматриваемой партии водорода, составят около 1,5 % объема этой партии.

ОБЪЕМ ПРИМЕСИ ОДНОГО ГАЗА В ДРУГОМ

С практической стороны интерес представляет не столько объем смеси водорода и природного газа, сколько объем примеси природного газа (будем считать – метана), попадающей в партию водорода при раскладке образовавшейся смеси в контактирующие друг с другом газы.

Если партию водорода в конце участка газопровода отсечь от природного газа в сечениях, в которых концентрация водорода составляет 0,5 (в этом случае сохраняются объемы контактирующих газов), то в партию водорода попадет некоторое количество природного газа (рис.).

Оценим объем примеси природного газа VCH4/H2, попадающей в отсеченный объем партии водорода. В работах [1–3] по последовательной перекачке нефтепродуктов было показано, что

.               (11)

В этой формуле множитель 2 возникает с учетом того обстоятельства, что примесь природного газа попадает в партию водорода с обоих ее концов (рис.).

Таким образом, если партия водорода в конце участка газопровода будет отсечена от природного газа в сечениях, где концентрация водорода уменьшится до значения 0,5, то в партию водорода попадет примерно 0,172 ≈ 1 / 6 часть объема образовавшейся смеси. В рассмотренном примере это означает, что в партию водорода объемом 25 млн ст. м3 попадет примерно 66,47 тыс. ст. м3 природного газа, т. е. концентрация водорода в партии уменьшится со 100 до 99,73 %, т. е. примерно на 0,3 %.

ВЫВОД

Резюмируя сказанное, а также анализируя оценочные расчеты, можно утверждать, что транспортирование водорода по действующим магистральным газопроводам в виде отдельных партий (порций), ограниченных с обеих сторон партиями природного газа, представляется более целесообразным, чем простое добавление водорода в природный газ и таким образом транспортировка водорода в виде смеси с природным газом. Основное преимущество последовательной перекачки водорода с природным газом состоит в том, что данная технология способна обеспечить сохранность качества транспортируемого водорода, на производство которого уже было затрачено много энергии. Выполненные расчеты показывают, что при правильном выборе объемов партий водорода раскладка в нем смеси с природным газом, образовавшейся в области контакта партий в процессе движения, приводит к снижению концентрации водорода лишь на доли процента.

Транспорт нефти – сложный технологический процесс, в котором первостепенное значение уделяется промышленной и экологической безопасности. Реальную угрозу для окружающей среды представляют промышленные сточные воды, которые из‑за способности фильтроваться глубоко проникают в подземную гидросферу и переносят загрязняющие вещества на значительные расстояния. В связи с этим сохранение качества водных ресурсов является одним из ключевых экологических вопросов для организаций системы ПАО «Транснефть».

ПАО «Транснефть», осуществляющее транспорт нефти, на самом серьезном уровне подошло к решению вопросов очистки и обеззараживания промышленных сточных вод путем внедрения новых технологических процессов, обеспечивающих очистку сточных вод.

Начиная с 2013 г. Тюменский ремонтно-механический завод (ТРМЗ) АО «Транснефть – Сибирь» осуществляет успешное проектирование, производство и усовершенствование очистных сооружений.

Применяемая технология и оборудование очистных сооружений обеспечивают качество очистки сточных вод до уровня, не превышающего значений предельно допустимой концентрации загрязнений водоемов рыбохозяйственного назначения.

Станция биологической очистки производства ТРМЗ представляет собой комплекс оборудования и систем, состоящий из смонтированных в единую конструкцию четырех блок-боксов максимальной заводской готовности, и способна принимать сточные воды комплекса производственных зданий, административных корпусов, санитарно-технических приборов бытовых помещений, столовой, стирки спецодежды и снизить уровень концентрации загрязняющих веществ до предельно допустимого.

Энергоэффективность и надежность функционирования станции достигается за счет использования эрлифтов (устройств, предназначенных для подъема жидкости на высоту при помощи сжатого воздуха) для рецикла ила взамен ранее использовавшихся импеллерных насосов.

Особенностью станции является возможность размещения в северной строительной климатической зоне. Станция может функционировать на территории с вечномерзлыми грунтами и температурой наружного воздуха от –60 до 40 °С. Из числа основных характеристик можно выделить следующие:

• производительность – 15 м3 / сут;

• установленная мощность – не более 55 кВт.

Важно отметить, что при соблюдении потребителем требований действующей эксплуатационной документации ресурс изделия до первого капитального ремонта составляет не менее 87 600 ч в течение срока службы, достигающего 20 лет; межремонтный ресурс – не менее 43 800 ч при двух ремонтах в течение всего срока службы.

Эффективность и надежность данной разработки ТРМЗ подтверждена одной из самых престижных российских наград. В 2020 г. станция биологической очистки хозяйственно-бытовых сточных вод стала лауреатом Всероссийского конкурса «100 лучших товаров России».

ВВЕДЕНИЕ

Состояние магистральных трубопроводов при эксплуатации регламентируется нормативными документами. В частности, для радиусов упругого изгиба и заглубления трубопроводов в грунт установлены минимально допустимые значения. Подлежащие ремонту проблемные участки с малыми радиусами изгиба выявляются в ходе мониторинга технического состояния трубопровода при пропуске внутритрубных инспекционных приборов с навигационным оборудованием.

Нарушение ограничений может быть устранено изменением формы участка действующего трубопровода при сниженном давлении. Аналогичным образом может быть восстановлена нормативность заглубления трубопровода при подземной прокладке, в т. ч. на подводных переходах траншейного исполнения.

Моделирование ремонтных работ в полном объеме должно включать в себя последовательный анализ состояний трубопровода при эксплуатации, снижении в трубопроводе давления, вскрытии участка ремонтным котлованом, направленном изменении формы участка, засыпке котлована и восстановлении рабочего давления в трубопроводе.
В этих процессах происходит продольно-поперечное деформирование трубопровода на определенном протяжении. Техническая сложность полного моделирования трубопровода при большом числе необходимых и не всегда доступных исходных данных очевидна.

В статье рассмотрены теоретические вопросы получения оптимальной проектной формы участка и перевода
в нее трубопровода. Данные вопросы являются важной технологической составляющей ремонта и представляют наибольший интерес с позиций прикладного применения положений механики стержней.

Задачи по определению напряженно-деформированного состояния трубопровода при различных видах ремонта рассматриваются и решаются в целом ряде работ, например в [1–5]. Несмотря на большое количество публикаций по тематике ремонта, вопросы получения и реализации проектной формы при ремонте изменением положения освещены в литературе недостаточно.

ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью работы является моделирование перемещения пространственно-деформированного участка трубопровода
с неудовлетворительными параметрами состояния в оптимальное положение. Для участка находится форма, характеризующаяся минимально возможными значениями потенциальной энергии, напряжений изгиба и усилий, необходимых по условиям равновесия. Определяется последовательность смены форм в процессе перевода участка из начального в оптимальное положение при неподвижных граничных сечениях и фиксированных касательных к оси на концах. В вариантах решения длина участка может быть постоянной (изопериметрическое условие) и переменной величинами. Моделирование изменения формы участка при постоянстве длины является содержательной особенностью данного исследования.

ИЗОПЕРИМЕТРИЧЕСКОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ФОРМЫ УЧАСТКА ПРИ РЕМОНТЕ

В ходе ремонтных работ участок, вскрываемый котлованом, переводится в намеченное проектом положение с нормативными параметрами (рис. 1).

Защемленные грунтом участки испытывают определенное воздействие от ведущихся работ. Принятые условия изопериметрического деформирования исключают продольные перемещения граничных сечений ремонтируемого участка и позволяют не рассматривать трубопровод вне границ ремонтного котлована.

В ходе ремонта опорному контуру участка трубопровода придается установленная проектом форма с помощью подсадки трубопровода, подбивки грунта под трубопровод и установки мешков с песком. По окончании работ участок фиксируется в конечном проектном положении грунтом обратной засыпки котлована.

В процессе перемещения в одних сечениях участка происходит увеличение радиусов изгиба, в других – уменьшение. Общая длина вскрываемого участка, в пределах которого происходит перераспределение и выравнивание изгиба, должна быть достаточной для достижения положительного результата в виде нормативности радиусов изгиба.

Стандартное проектирование с задействованием круговых кривых (дуг окружности) не учитывает особенности метода ремонта изменением положения. В частности, при круговой проектной форме длны начальной и проектной форм могут отличаться, возможна несоосность форм на границах участка, порядок перевода участка в проектное положение не определяется.

Для проектирования и ведения ремонта изменением формы требуется специализированное программное обеспечение.

ЧИСЛЕННАЯ МОДЕЛЬ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА

Положение трубопровода при эксплуатации формируется во времени под воздействием ряда факторов нагружения.

Для целей настоящей работы достаточно представления вскрытого участка трубопровода упругим невесомым стержнем. Наличие сил веса и действие продольных усилий в трубопроводе при данной постановке задачи играют второстепенную роль и не учитываются.

Для вскрытого участка вводится местная система координат x, y, z с осью абсцисс, проходящей через граничные точки.

Уравнения равновесия элемента участка при пространственном изгибе и их решения имеют вид:

,               (1)

,               (2)

где y, z – прогибы элемента участка;
x – координата сечения по оси абсцисс; Cyi, Czi – постоянные интегрирования, причем i = 1, 2, 3, 4; I – момент инерции сечения трубопровода; E – модуль упругости материала труб; (…)IV – обозначение производной четвертого порядка.

Уравнения (1) и (2) применяются для описания прогибов участка между узловыми точками с известными координатами. Уравнения прогибов элемента участка между двумя узловыми точками могут быть записаны в виде кубических сплайнов:

,               (3)

,               (4)

где x0, y0, z0 – координаты начальной узловой точки элемента; Cyi, Czi – коэффициенты сплайна, причем i = 1, 2, 3.

Для описания процесса перемещения применяем индексы «н» и «к» для обозначения параметров начальной и конечной (проектной) форм. Индексом
i маркируем промежуточную форму при смещении участка.

Переход модели от начального к проектному положению происходит путем деформации через ряд промежуточных форм при свободно изменяющейся либо неизменной длине участка – по выбору исполнителя.

Направления касательных к оси участка в граничных точках находятся с применением полинома Лагранжа для четырех узлов приграничных зон ремонтируемого участка. Для уточнения положения касательных возможно подключение дополнительных точек трубопровода за пределами ремонтного котлована (зона Lгр на рис. 1).

Принятые граничные условия для модели соответствуют нулевым прогибам
и известным углам наклона касательных к оси на концах участка (заделка концов).

В качестве проектной находится форма участка с минимальной потенциальной энергией. Участок совершает работу за счет энергии изгиба, в результате чего происходит распрямление зон с малыми радиусами изгиба. Полученная в ходе вычислений последовательность смены промежуточных форм определяет также порядок перевода участка в проектное положение.

Проектная форма характеризуется максимально возможными величинами радиусов изгиба и минимальными реакциями, необходимыми для удержания участка в равновесии, что положительным образом влияет на реализуемость проекта.

В начальной стадии работы расчетного алгоритма происходит сглаживание и уточнение координат трубопровода, что поволяет применять модуль
в качестве приложения для обработки исходных данных перед проведением прочностных расчетов.

ДЛИНА УЧАСТКА
ПРИ ПЕРЕМЕЩЕНИИ

Изопериметрическое условие постоянства длины является существенным фактором, определяющим характер последующего деформирования стержня.

В ряде задач, например при оценке продольной устойчивости стержня по Эйлеру, при определении прогибов балки на двух опорах под действием сил веса и т. д., подвижность одного из граничных сечений не ограничивается и контролировать длину стержня при деформировании не требуется.

Изменение формы участка трубопровода при ремонте происходит более сложным образом. Граничные сечения вскрытого участка должны оставаться неподвижными при его деформировании, а длина должна сохранять свое значение во всех формах изгиба. Постоянство длины участка в процессе перехода к конечной форме является условием неизменности действующего осевого усилия в трубопроводе, обеспечивающим деформирование без передачи прилегающим участкам возмущающего воздействия в продольном направлении.

Выход граничных сечений в котлован недопустим, поскольку при этом радиусы изгиба могут дополнительно уменьшиться. Необратимо уменьшить длину участка до требуемых при ремонте значений с помощью физического воздействия на вскрытый участок невозможно.

При моделировании ремонта определяются расстояние между граничными точками участка трубопровода по прямой L, м, начальная длина участка S, м, по осевой линии, а также длины проекций участка Sy, Sz, м, в соответствующих координатных плоскостях.

Для участка трубопровода получим:

,               (5)

,               (6)

,               (7)

где (…)' – первые производные прогибов.

При интегрировании выражений учитывается малость прогибов, обусловленная пологостью формы участка трубопровода.

Для выделения переменной части величин при контроле длин вводим дополнительные параметры:

• – удлинение формы, опирающейся на основание L;

• , – удлинения проекций формы по осям y, z соответственно;

• – изменение удлинений форм при перемещении;

• , – изменения удлинений проекций форм.

Отметим, что термин «удлинение формы» в данном случае не означает процесс изменения длины, а является статической характеристикой
формы.

В варианте расчета с постоянной длиной участка выполняются условия
Si = Sн = const, Sк = Sн = const, = 0. При этом деформирование возможно без изменения удлинений проекций
y = z = 0 и с перераспределением длин по проекциям участка на величину ∆, соответственно y = ±∆, z = ∆.

Изменение длины участка может быть введено в модель программным образом, например как результат нагрева-охлаждения трубопровода ( = ±∆).

Для поставленной задачи характерным является значительное влияние малых изменений длины участка на его форму. Очевидно, что в трассовых условиях определить инструментальным образом величину порядка удлинения формы участка сложно, однако в таких измерениях нет необходимости. Условием успешного проведения ремонтных работ является наличие координат оптимальной проектной формы и способа ее достижения.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ
С ПРИМЕНЕНИЕМ МОДЕЛИ

Для принятого в расчетах диаметра трубопровода минимально допустимое значение радиуса изгиба составляет Rд = 1000 м. Условие для минимального радиуса изгиба в пределах участка Rmin < Rд определяет ненормативность значения.

Пример 1. Изгиб прямолинейного участка

Исходно прямолинейный участок трубопровода с заделками на концах при длине участка S = 100,00384 м
и длине проекции L = 100 м смещен
в центре на величину f = 0,4 м (рис. 2). Форма получена упругим изгибом при действии реакций, необходимых по условиям равновесия. Осевые растягивающие или сжимающие силы отсут-
ствуют.

Удлинение формы участка составляет
= 3,84 мм. Для сравнения: длина ломаной линии, проходящей через граничные и центральное сечения участка, превышает длину L на 0 = 3,2 мм. Радиус изгиба в центре и на границах участка принимает значение R ≈ 1040 м.

Делаем вывод, что принятое относительно незначительное по величине отклонение центрального сечения участка приводит к образованию радиусов изгиба, близких к нормативному ограничению.

Зафиксируем концы участка и увеличим его длину дополнительно на ∆ = 3 мм. Получим деформирование участка с общим удлинением формы
= 0 + ∆ = 6,84 мм и минимальным значением радиуса Rmin ≈ 600 м (рис. 3).

Дополнительное увеличение длины участка (рис. 2) на 3 мм привело
к существенному изменению формы, приведенной на рис. 3, с образованием ненормативных радиусов изгиба
Rmin ≈ 600 м < Rд = 1000 м.

Рассмотренный пример демонстрирует взаимосвязь параметров формы –
ее конфигурации, длины и радиусов изгиба. Задав форму, однозначно получаем длину. В то же время, изменив каким-либо образом длину при фиксированных границах, например действием температурного фактора, получим другую форму, подлежащую
определению.

Пример 2. Деформирование участка с изменением длины

Предположим, исходно прямолинейный участок трубопровода под действием определенной системы сил принимает форму синусоиды с прогибом в центре f = 0,5 м (рис. 4). Радиус изгиба минимален в центре участка и стремится
к бесконечности на его концах. Полученные по аналитическим выражениям значения радиусов изгиба на соответствующих расстояниях составляют R(50) = 2026 м, R(25) = 2866 м, удлинение формы = 6,17 мм.

После предоставления участку возможности свободного деформирования за счет потенциальной энергии получим его постепенное преобразование в конечную форму в виде дуги окружности (рис. 4).

Предполагается, что в процессе деформирования концы участка могут свободно выходить за пределы концевых заделок (например, через втулки). Из геометрических соотношений получим радиус окружности R = 3183,2 м, стрелу прогиба f = 0,393 м и удлинение формы
= 4,11 мм. Конечная форма обеспечивается действием только изгибающих моментов в граничных заделках, участок находится в состоянии чистого изгиба.

Отличие длин (и удлинений) начальной синусоидальной и конечной круговой форм составляет
∆ = 6,17 – 4,11 = 2,06 мм.

Проведенная проверка свидетельствует о том, что в численной модели радиусы и удлинения начальной и конечной форм близки к приведенным аналитическим значениям.

Пример 3. Деформирование участка с постоянной длиной

Изменить радиусы синусоидальной формы участка деформированием аналогично рис. 4, но при постоянстве длины не удается, что объясняет отсутствие иллюстрации для данного примера. Действительно, увеличение длины участка на 3 мм с последующим предоставлением участку возможности деформирования без контроля длины приводит к получению исходной синусоидальной формы. Форма обладает минимальной потенциальной энергией при своей длине и принятых граничных условиях. Возможность увеличения радиусов изгиба в форме полностью исключена.

Пример 4. Деформирование участка при заданном отклонении
и возможности изменения длины

Сместим центр участка от начального положения f = 0,5 м на ∆f = –5 см и ∆f = 3 см соответственно (рис. 5а). При возможности изменения длины получим формы с уменьшением ∆ = – 1 мм и увеличением длины ∆ = 0,5 мм с нормативными значениями радиуса изгиба Rmin = 2444 м
и Rmin = 1492 м соответственно при начальном значении Rmin = 2026 м.

Пример 5. Деформирование участка при заданном отклонении
и постоянстве длины

Смещение центра участка ∆f = –5 см и ∆f = 3 см (рис. 5б) в варианте изопериметрического деформирования (с постоянной длиной) дает отличные от предыдущих формы с существенно меньшими значениями радиусов изгиба Rmin = 1280 м вместо Rmin = 2444 м
и Rmin = 774 м вместо Rmin = 1492 м.

Приведенные примеры демонстрируют существенное влияние возможности изменения длины участка трубопровода или условия постоянства длины на значение радиуса изгиба.

ПРИЧИНЫ И ВОЗМОЖНОСТИ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ИЗГИБА ТРУБОПРОВОДА

Дополнительный изгиб по схемам на рис. 3 и 5б может произойти при увеличении длины участка вследствие продольных перемещений прилегающих участков, а также при изменении нагрузок, действующих в поперечном направлении на участок с защемленными концами. Соответственно, на форму трубопровода могут оказывать влияние такие процессы, как растепление грунта, размыв основания, образование карста, движение оползня, обводнение траншеи, изменение давления, температуры трубопро-
вода и т. д.

ПРОЕКТНАЯ ФОРМА С ИЗМЕНЕНИЕМ ДЛИНЫ УЧАСТКА

Рассмотрим примеры перевода произвольных пространственных форм в оптимальное положение с увеличенными от начальных значений радиусами.

Длина участка в примере имеет возможность уменьшаться при перемещении из начального в конечное положение (Sк ≠ Sн). Полученное решение в виде профильной (по вертикали) и горизонтальной (в плане) проекций представлено на рис. 6.

Xарактеристики удлинений начальной и конечной форм принимают значения:
нy = 1,991 мм, нz = 7,734 мм, кy = 2,313 мм, кz = 0,239 мм, y = 2,313 – 1,991 = 0,322 мм,
z = 0,239 – 7,734 = –7,125 мм.

Длина профильной проекции формы уменьшилась на величину |z| = 7,125 мм, при этом в горизонтальной плоскости происходит незначительный прирост длины проекции на z = 0,322 мм.

Радиусы изгиба в конечной форме имеют нормативные значения по всей длине. Минимальное значение радиуса реализуется на конце участка
Rmin(105) = 1458 м > Rд.

Для перевода участка в положение
с нормативными радиусами необходимо сократить длину на ∆ ≈ 7 мм, что без нарушения целостности трубопровода невозможно.

При полной замене участка новыми трубами без установки гнутых отводов применение данного расчета позволяет определить необходимую форму упругого изгиба участка.

ПРОЕКТНАЯ ФОРМА ПРИ ПОСТОЯНСТВЕ ДЛИНЫ УЧАСТКА

Рассмотрим конечную форму, в которой длины участка и проекций сохраняют начальные значения (рис. 7). При смещении участка выполняются соотношения Sк = Sн и Sкy = Sнy, Sкz = Sнz. Получим совпадение значений удлинений форм кy = нy = 1,991 мм; кz = нz = 7,734 мм;
= y = z = 0 при различии форм участка.

Радиусы на рис. 7г и на аналогичных рисунках получены по трем узловым точкам. Радиусы изгиба в произвольном сечении участка в рамках проведенного исследования были определены с применением уравнений сплайновой интерполяции. Проекции форм (рис. 7в) указывают на пространственный спиралевидный характер изгиба участка.

Небольшой по протяженности участок справа конечной формы 1 имеет ненормативное значение радиуса изгиба. Рассмотрим возможность дальнейшего увеличения радиусов изгиба участка.

Перераспределение длин проекций

При переводе части длины участка из профильной в горизонтальную плоскость получим конечную форму 2
(рис. 7) с улучшенными характеристиками (Rmin = 1161 м > Rд). Значения радиусов изгиба дополнительно увеличиваются в пределах всего участка, за исключением незначительного
по протяженности интервала слева.

Можем сделать вывод, что рассмотренная начальная форма участка допускает преобразование в конечную форму
с нормативными параметрами.

НЕНОРМАТИВНОСТЬ ПАРАМЕТРОВ КОНЕЧНОЙ ФОРМЫ УЧАСТКА

Пример 1

Преобразование формы при постоянстве длины не во всех случаях позволяет получить в конечной форме нормативные параметры изгиба (рис. 8).
В данном примере часть длины перенаправлена из профильной в горизонательную проекцию, что позволило увеличить минимальный радиус изгиба формы, но только до значения
Rmin(62) = 781 м < Rд.

Выполнить условие нормативности преобразованием данной начальной формы участка в конечную форму при постоянстве длины не удается. Как вариант, может быть рассмотрен более протяженный участок трубопровода. Возможен переход к другому методу ремонта, в частности к замене участка с установкой отвода холодного
гнутья.

Пример 2

Для участка, приведенного на рис. 9, при уменьшении длины на величину
= –4,39 см получим минимальное значение радиуса изгиба Rmin = 2274 м.

При постоянстве длины возможно получение различных вариантов укладки участка (рис. 10). Радиусы изгиба
в трех полученных вариантах не удовлетворяют нормативным ограничениям: Rmin(109) = 575 м для формы в виде волны; Rmin(62) = 565 м для формы с выпуклостью, обращенной вверх; Rmin(6) = 605 м
для формы, обращенной выпуклостью вниз.

Перенаправление части длины формы из профильной проекции в горизонтальную плоскость с приданием участку пространственной формы также не дало возможности увеличить значения радиусов изгиба.

Работа с данной начальной формой участка позволяет сделать вывод, что перевести участок в состояние с нормативными значениями радиусов изгиба при сохранении длины невозможно.

Получение проектной формы ремонта
в данной статье основано на предоставлении возможности участку совершить работу в ходе разгружения от начальной формы. При этом в случае сложной формы с несколькими разнонаправленными вершинами полуволн изгиба получение решения осложняется возможностью нахождения локального минимума потенциальной энергии с формой участка, неудовлетворительной по параметрам изгиба.

В этом случае при нахождении решения может быть определена форма
с минимальной длиной (рис. 9), после чего длина программным образом возвращается в участок, принимающий соответствующую форму. Таким образом найдена форма в виде волны изгиба (рис. 10).

Формы, представленные на рис. 10, могут быть получены выводом участка в определенное исходное положение за счет направленного смещения выбранного узла, после чего проводится понижение потенциальной энергии участка по общему алгоритму. Впрочем, возможно также продолжение силового воздействия на модель до получения приемлемой по параметрам конечной формы.

ПЕРЕМЕЩЕНИЕ УЧАСТКА
В ПРОЕКТНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНИКИ

Модель трубопровода принимает конечную форму за счет изменения внутренней энергии. Непосредственно при ремонте необходимое перемещение участка обеспечивается применением техники.

Проведем моделирование перемещения узла модели участка в заданное положение при сохранении длины участка. Назовем такое перемещение силовым воздействием на модель, поскольку смещение определяет действующее в этом случае усилие. Возможность воздействия на модель в процессе ее работы означает реализацию интерактивного взаимодействия с моделью.

Узел № 7 участка последовально дискретно перемещаем вверх на ∆ = 0,1 м, при этом весь участок приходит в движение. Соответствующий процесс смены переходных форм приведен на рис. 11.

Если в процессе перемещения участка
с помощью техники обеспечить принятие участком расчетных промежуточных форм, переход участка в проектное положение будет осуществлен с наименьшими временнми затратами при выполнении требований безопасности ведения работ.

ЗАГЛУБЛЕНИЕ УЧАСТКА

Предположим, что конечная форма участка с выпуклостью вверх (рис. 10) является ненормативной по заглублению участка. В этом случае могут быть рассмотрены следующие варианты действий:

• перевод части длины участка из профильной в горизонтальную плоскость с соответствующим снижением высоты подъема участка;

• изменение общей направленности изгиба.

Отметим, что для трубопровода с мень-
шим диаметром полученная форма с выпуклостью, направленной вниз
(рис. 10), является приемлемой (нормативной) и по радиусам изгиба, и по заглублению.

Пример показывает возможность изменения направления прогибов формы для обеспечения нормативности заглубления участка.

ОБЛАСТЬ БЕЗОПАСНЫХ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ УЧАСТКА

При перемещениях участка трубопровода с применением техники должны учитываться ограничения, накладываемые на действующие напряжения. Предположим, при ведении работ радиус изгиба не должен опускаться ниже значения Rmin = 300 м.

На рис. 12 представлено состояние участка при смещении узла № 12 вниз на h = 0,108 м. В этом положении радиусы изгиба участка близки к установленному ограничению.

Аналогичным образом могут быть получены предельно допустимые перемещения в узле по другим пространственным направлениям. Расчеты для всех узлов участка позволят получить объемную область допустимых перемещений.

При работах в границах области допустимых смещений вероятность ненадлежащего нагружения трубопровода уменьшается. Допустимые перемещения имеют небольшие значения, что обусловливает важность их учета при ремонте трубопровода.

Наличие модели позволяет оценить напряженно-деформированное состояние участка при воздействии техники на трубопровод в ходе работ.

ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ФОРМЫ КАК МЕТОДА РЕМОНТА

По результатам проведенного исследования можно отметить ряд особенностей увеличения радиусов изгиба трубопровода методом изменения формы при постоянстве длины:

1) метод не универсален, поскольку возможность получения положительного результата зависит от формы участка. Перераспределение энергии изгиба по участку возможно при наличии в нем помимо ненормативной части интервалов с радиусами изгиба, превышающими нормативные ограничения. Выполнение этого условия может привести к увеличению длины вскрываемого участка
и росту стоимости работ;

2) не любую намеченную форму участка возможно реализовать. При попытках перевести участок в не соответствующую ему по длине проектную форму нельзя исключить оказание нежелательных воздействий на трубопровод. По окончании работ полученная форма участка может отличаться от заданной проектом;

3) в применяемом методе ремонта требуется проверка возможности безопасного ведения работ и допустимости всех переходных форм по напряжениям. При наличии более сложной начальной формы (рис. 10) переход в проектную форму приводит к изменению направленности прогибов отдельных интервалов участка, что увеличивает амплитуду изменения напряжений изгиба в сечениях;

4) наличие малой по величине «избыточной» составляющей длины участка трубопровода осложняет приведение участка в нормативное состояние.

ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА ПОСЛЕ РЕМОНТА

По завершении перевода участка в проектное положение и засыпки котлована необходимо провести проверку допустимости полученного состояния согласно нормативным требованиям [6]. Полагая известными новые координаты участка и неизменным эквивалентное осевое усилие
в участке, можно определить напряженно-деформированное состояние трубопровода в проектном положении при действии рабочего давления с применением одной из известных моделей. В задействованном в рамках данного исследования программном комплексе предусмотрена возможность моделирования сжатого или растянутого участка трубопровода при действии внутреннего давления и сил веса. Частный случай применения общей модели при действии осевого сжатия приведен в [7]. На ряд моментов, требующих учета при рассмотрении реального трубопровода, и на важность вида применяемых уравнений, описывающих трубопровод при определении радиусов изгиба
и напряжений, указывается в [8].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведено моделирование перевода участка в положение, обеспечивающее выполнение нормативных требований
к значениям радиусов изгиба или величине заглубления в грунт. Разработана методика получения и реализации проектной формы, характеризующейся наименьшей потенциальной энергией, минимальными значениями напряжений и удерживающих реакций. При переводе в проектное положение переходные формы участка должны изменяться
в определенной расчетом последовательности. Дано определение области допустимых смещений участка при воздействии техники по заданному условию. Показано значение начальной формы участка для возможности увеличения радиусов изгиба.

Использование разработанной модели при проектировании и осуществлении ремонта изменением формы участка позволит повысить результативность проведения работ, исключить недопустимое нагружение трубопровода и минимизировать воздействие на состояние трубопровода за пределами ремонтного котлована.

Для Томского политехнического университета (ТПУ) компания «Транснефть» – давний и надежный партнер. Через два года исполняется 50 лет со дня ввода в эксплуатацию первого магистрального нефтепровода на территории Томской области – «Александровское – Томск – Анжеро-Судженск» (1972). Соответственно, почти полвека составляет стаж сотрудничества и взаимодействия политехников и крупнейшего нефтетранспортного предприятия Центральной Сибири. Одним из первых руководителей управления магистральных нефтепроводов Центральной Сибири (1974–1979) был выпускник Томского политеха А.А. Поморов.

Сегодня наш университет является опорным вузом для компании «Транснефть». В 2003 г. в ТПУ была открыта кафедра транспорта и хранения нефти и газа. В 2006 г. произведен первый выпуск студентов по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

Все это время компания оказывала вузу всестороннюю поддержку – и в совершенствовании учебного процесса, и в оснащении уникальными установками и оборудованием. Это, например, система ЗD-визуализации и изображения результатов моделирования гидродинамических характеристик жидкости в трубопроводе, лазерный доплеровский измеритель скорости потока и другое оборудование.

Сегодня мы ведем обучение бакалавров по программе «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки», магистрантов по программе «Надежность и безопасность объектов транспорта и хранения углеводородов». Эти программы разработаны совместно с компанией, специалисты «Транснефти» ведут лекции и знакомят студентов с производством. Преподаватели ТПУ проходят стажировки на предприятии.

Часть студентов (целевики) проходят обучение от предприятия, здесь во многом сказывается преемственность поколений – как правило, это дети сотрудников. По окончании вуза они трудоустраиваются в системе «Транснефти». За последние пять лет в компанию пришли работать 83 выпускника ТПУ.

«Транснефть» активно сотрудничает с ТПУ в организации практики студентов. Лучшие студенты вуза получают именные стипендии компании. «Транснефть – Центральная Сибирь» и ТПУ участвуют в конкурсе лучших студенческих работ.

Отмечу также наш совместный проект, рассчитанный на старшеклассников, – это онлайн-игра «Магистраль». Ее разработал ТПУ при поддержке «Транснефти». Школьники в ходе игры могут разобраться в процессах транспортировки нефти, построить и попробовать управлять магистральным нефтепроводом.

Главное, что отличает наше сотрудничество, – это нацеленность на практический результат, гибкое взаимодействие в подготовке современных инженерных кадров. По всем параметрам такое сотрудничество можно назвать образцовым.

В 2020 г. ТПУ занял высокое 26‑е место в международном рейтинге QS Subject Engineering – Petroleum (нефтегазовое дело), это лучший результат среди российских вузов. В этом есть весомый вклад компании «Транснефть», поскольку наибольшее количество баллов вуз получил по критериям «академическая репутация» и «мнение работодателей».

Политехники благодарны компании за продуктивное партнерство и рассчитывают на расширение сотрудничества по всем направлениям.

От имени Национального исследовательского Томского политехнического университета и от себя лично сердечно поздравляю президента, председателя Правления ПАО «Транснефть» Николая Петровича Токарева с 70‑летием со дня рождения! Желаю Николаю Петровичу новых свершений, реализации всех планов и замыслов, доброго здоровья и благополучия!