Территория Нефтегаз № 12 2018

В ходе строительства, ввода в эксплуатацию и развития Южно-Русского неф-тегазоконденсатного месторождения (ЮРНГКМ) создана передовая инфраструктура связи и информационных технологий (ИТ), в состав которой входят:

• радиорелейная связь;

• цифровая радиосвязь стандарта Tetra;

• аналоговая радиосвязь;

• ведомственная телефонная связь;

• сеть телеметрии передачи данных системы телемеханики кустов газовых скважин;

• микросотовая телефонная сеть стандарта DECT;

• единая ведомственная сеть передачи данных, в том числе системы беспровод-ного доступа.

При реализации проектов в области связи и ИТ задействован обширный перечень производителей, различных стандартов и протоколов, использован широкий спектр информационных услуг. Схематично сетевая инфраструктура предприятия – это единое информационное пространство, организованное по типу звезды, центр которой находится в г. Новый Уренгой, а «лучи» зарезервированы альтернативными маршрутами, расположенными в Красноселькупском р-не, с. Красноселькуп, г. Москве. Управление, мониторинг и контроль всех систем связи осуществляется из офиса в г. Новый Уренгой. Вместе с тем каждый объект сетевой инфраструктуры, конечный или промежуточный, может функционировать автономно и непрерывно.

УРОВЕНЬ КВАЛИФИКАЦИИ ПЕРСОНАЛА КАК ФАКТОР, ОБУСЛОВЛИВАЮЩИЙ БЕЗАВАРИЙНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ ОБОРУДОВАНИЯ

Важнейшим фактором, обусловливающим безаварийную эксплуатацию оборудования, является высокая квалификация и профессионализм персонала. Это обусловлено в первую очередь тем, что одной из главных тенденций рынка коммуникаций является сокращение срока морального износа оборудования. В настоящее время оборудование, изготовленное более трех лет назад, относится к категории устаревшего и зачастую по истечении этого срока просто снимается с производства. К тому же, несмотря на обширную номенклатуру телекоммуникационного оборудования и программных продуктов, предлагаемых нефтегазодобывающим предприятиям, в этой сфере отсутствуют международные требования и правила формирования детализированной эксплуатационной документации. Более того, практически любой производитель старается максимально скрыть функции, логику и последовательность действий программных продуктов в целях мотивировать покупателя к дальнейшему ИТ-аутсорсингу. В таких условиях на рынке телекоммуникаций высокий уровень квалификации персонала становится обязательным условием надежной эксплуатации.

Однако компетентность и профессионализм приобретаются лишь с течением времени, по мере накопления производственного опыта и не могут возникнуть мгновенно. Значимую роль играют также персональные характеристики сотрудника, такие как уровень образования, интеллект, логика, наличие гордости за предприятие, чувство собственного достоинства и проч. В ОАО «Севернефтегазпром» (далее – Общество) для повышения уровня компетенции работников действует программа повышения квалификации, в рамках которой сотрудники производственного отдела связи периодически повышают профессиональный уровень в обучающих центрах ПАО «Газпром». В результате Обществу удается на постоянной основе поддерживать высокий уровень квалификации персонала в быстро прогрессирующем мире телекоммуникаций.

СИСТЕМА МОНИТОРИНГА КАК ИНСТРУМЕНТ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЕТЕНТНОСТИ ПЕРСОНАЛА

Вторым по значимости фактором, влия-ющим на безаварийную эксплуатацию оборудования связи, и, по сути, первичным инструментом обеспечения компетентности персонала является доступная, простая и своевременная информация об отказе, инциденте на необслуживаемых узлах связи, или система мониторинга. Как известно, термин «мониторинг» образован от лат. monitor – наблюдающий, предостерегающий. Из этого следует функциональное назначение данной системы. Стоит также отметить, что помимо функции аварийного оповещения система мониторинга играет важную роль в аналитической работе: история аварийных сигналов, электронные журналы, создаваемые автоматически, являются основой для последующей интерпретации причины отказа, локализации неисправности и принятия корректирующих мер, исключающих повторение инцидента.

По итогам обзора рынка систем мониторинга для дальнейшего анализа было отобрано три системы разных производителей. Однако все они также не соответствовали требованиям Общества: все системы были, во-первых, громоздкими, сложными, требую-щими постоянного сопровождения и закрепления технического персонала и, во-вторых, дорогостоящими – средняя стоимость системы составляла около 11 млн руб. с НДС.

Таким образом, рассмотрев стоимость и техническую составляющую коммерческих систем мониторинга, эксперты Общества пришли к выводу, что комп-лексная универсальная система мониторинга на рынке услуг связи отсутствует, и бльшую часть предложений составляют «фрагментные» модели под конкретное оборудование и выполнение определенных функций.

СОБСТВЕННАЯ РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА

По результатам проведенного анализа рынка услуг инженеры ОАО «Севернеф-тегазпром» пришли к выводу о необходимости самостоятельной разработки требуемой системы мониторинга с применением практических наработок. Как правило, разработка, обкатка и модернизация подобных систем занимают до трех лет. В целях выявления исходных данных были проанализированы конкретные условия эксплуатации оборудования, весомые качественные критерии и пределы показателей нормы. Исходный массив информации и практика эксплуатации определили задачи для комплексной распределенной системы мониторинга с единым центром управления, в числе которых:

• повышение производительности, доступности, качества функционирования, отказоустойчивости, управляемости оборудования;

• минимизация времени ликвидации инцидента при наличии своевременной информации о месте и предпосылках, локализация неисправности в масштабах сети технологической связи;

• сокращение трудозатрат обслуживаю-щего персонала и накладных расходов на поддержание эксплуатационной готовности;

• контроль заданной производительности программно-аппаратных комплексов, телекоммуникационного оборудования с использованием алгоритмов циклических проверочных тестов;

• сокращение финансовых затрат Общества за счет самостоятельной разработки комплексной системы;

• повышение осведомленности технического персонала за счет досконального изучения эксплуатируемого оборудования.

Для определения путей достижения поставленных целей было разработано техническое задание для новой системы со следующими задачами:

• мониторинг состояния серверного оборудования (операционные системы (ОС) – Windows, Linux и свободно распространяемая операционная система для серверов FreeBSD [1]);

• мониторинг доступности оборудования средствами запросов ICMP (англ. Internet Control Message Protocol – протокол межсетевых управляющих сообщений);

• мониторинг автоматической телефонной станции (АТС) Avaya (текущее состояние соединительных линий, графики занятия тайм-слотов, график количества совершенных и отбитых звонков, ведение статистики аварийных ситуаций);

• мониторинг радиорелейного оборудования и беспроводных систем (в том числе уровни сигналов и активности стволов);

• мониторинг показателей любого оборудования, имеющего поддержку SNMP (англ. Simple Network Management Protocol – простой протокол сетевого управления);

• построение графиков загруженности каналов, уровня сигналов, температур и любых SNMP-показателей;

• отображение текущей температуры оборудования, помещения и внешней среды;

• программное обеспечение должно быть кроссплатформенным и иметь веб-интерфейс;

• визуализация должна быть графической в виде схематичной карты с объектами, оборудованием и каналами передачи данных;

• соединительные линии связи должны изменять цвет пропорционально загрузке канала;

• характерные звуковое и визуальное оповещения при достижении пороговых значений или инциденте;

• автоматическая запись истории прошедших аварийных сигналов, формирование журнала событий;

• отображение длительности времени стабильной работы объекта, в том числе оборудования, расположенного на объекте;

• применение интерактивного отображения (подсистема из четырех мониторов) на базе карты объектов, разработанной в формате Microsoft Visio.

Функционально система имеет следующую структурную схему (рис. 2).

Система мониторинга состоит из четырех подсистем:

1) уровень ядра – база данных, в которой содержится информация по объектам и их параметрам;

2) уровень отображения – на этом уровне применяются объектно-ориентированные языки программирования, осуществляющие генерацию web-страниц в браузере;

3) уровень контроля – на данном уровне используется высокоуровневый язык программирования для взаимодействия с оборудованием и системой;

4) уровень отчета и статистики – на этом уровне находятся пользовательские скрипты для ведения статистичес-ких показателей работы оборудования связи и оповещения при аварийных ситуациях.

В рамках оптимизации денежных затрат, т. е. сведения расходов только к трудозатратам персонала производственного отдела связи, система была реализована на имевшихся ресурсах аппаратно-программных средств Общества (система виртуализации данных WMware vSphere) с использованием следующих бесплатных продуктов:

• операционной системы Debian GNU/Linux;

• высокоуровневого интерпретируемого динамического языка программирования общего назначения Perl (Practical Extraction and Report Language) [2];

• комплекса программного обеспечения LAMP (Linux + Apache + свободная реляционная система управления базами данных MySQL [3] + скриптовый язык общего назначения, применяемый для разработки веб-приложений, PHP [4]).

Система разработана по схеме разделения данных MVC (англ. Model-View-Controller – модель – представление – контроллер). Данная схема повышает отказоустойчивость программного продукта и «бесшовное» обновление (исправление) его подсистем.

По сравнению с коммерческими претендентами система имеет ряд дополнительных преимуществ, в числе которых:

• кроссплатформенность – отсутствие зависимостей от развернутой «десктопной версии» ОС, такой как MS Windows, ОС семейства Linux, FreeBSD, MacOS;

• высокая скорость инсталляции и настройки – объектно-ориентированный подход и полное документирование необходимых действий;

• неограниченная масштабируемость – пределы ограничиваются ресурсами оборудования и пропускной способностью корпоративной сети передачи данных.

Особенности технической реализации новой системы мониторинга позволили гармонично встроить ее в существующую структуру эксплуатации, отладив процессы как по «вертикали», так и по «горизонтали».

Анализ экономической эффективности показал, что после внедрения системы мониторинга количество человеко-часов на поиск и устранение неисправнос-тей сократилось более чем в пять раз.

Стоит отметить, что все цели, сформулированные в техническом задании, были достигнуты последовательно и в полной мере. Карты объектов связи и объ-ектов информационных технологий ОАО «Севернефтегазпром» представлены на рис. 3 и 4, примеры графиков загрузки канала связи и температуры на объектах связи – на рис. 5 и 6.

Разработанная система мониторинга была интегрирована в систему менедж-мента качества (ИСМК) ОАО «Севернеф-тегазпром». На основе отчетных данных системы мониторинга за квартал, полугодие и год формируется справка, оценивающая результативность работы ИСМК. В этих целях были определены критерии результативности процесса «Обеспечение объектов технологической связью», в числе которых классический параметр связи «Коэффициент готовности», представляющий отношение времени исправной работы к сумме времени исправной работы и вынужденных простоев оборудования за один календарный срок:

,

где Кг – коэффициент готовности систем связи; T0 – общее время работы систем, ч/год; Tв – время восстановления системы, ч/год. Пример отчета представлен в таблице.

При формировании отчета результативности работы ИСМК учитываются данные работы таких видов оборудования, как серверы АТС, базовые станции цифровой радиосвязи Tetra, станции радиорелейной связи.

ВЫВОДЫ

Созданная система мониторинга объектов связи представляет собой программно-аппаратный комплекс с прикладным программным обеспечением, которое помимо собственных алгоритмов интегрирует системные, стандартные, унифицированные функции, а также характеристики оборудования, предусмотренные заводом-изготовителем. Применение системы позволило в сотни раз сократить время извлечения актуальной информации, автоматизировать рутинные процессы по вводу команд. Кроме мониторинга технических параметров оборудования связи внедрение системы дало возможность контролировать климатические условия в технических помещениях и осуществлять удаленный запуск климатических систем (обогревателя, кондиционера, внешнего вентилятора и проч.).

Актуальная информация о состоянии корпоративной сети связи позволяет принять превентивные меры, а также оперативно отреагировать на ситуацию перехода оборудования из нормального состояния в аварийное. Визуализация аварийных сигналов на карте мониторов позволяет мгновенно определить локализацию неисправности, что повышает надежность телекоммуникационных систем, выраженную через коэффициент готовности.

Пример отчета результативности работы ИСМК «Обеспечение технологической связью»

Sample report of the performance of the integrated quality management system “Shop floor communications signal support”

Нефтегазовая отрасль России обладает определенной спецификой. Крупные месторождения находятся в местах мало-освоенных, удаленных от промышленных центров и энергетических мощностей. Транспортировать углеводороды на перерабатывающие комплексы достаточно сложно, газификация населенных пунктов также связана с поставкой сырья на большие расстояния. Поэтому главная задача предприятий нефтегазового комплекса состоит в прокладке транспортных магистралей, строительстве магистральных и промысловых нефте- и газопроводов, их эффективной эксплуатации, ремонте и обслуживании. В северных и северо-восточных районах Российской Федерации ситуация осложняется суровыми природно-климатическими и сложными социально-экономическими условиями, распространением многолетнемерзлых пород (ММП), наличием экологически ценных ландшафтов, демографическими и геополитическими проблемами и др.

Поэтому экологическое сопровождение, проектирование и управление являются неотъемлемой частью крупных проектов отрасли. Кроме того, освое-ние большей части месторождений углеводородов неизбежно сопряжено со строительством трубопроводов, обеспечивающих транспорт нефти, газа и газового конденсата от мест добычи к местам переработки. На территории Сибири трубопроводы имеют значительную протяженность и пересекают множество геолого-геоморфологических структур. Эти факторы, оказывающие воздействие на технические характеристики трубопроводов, обусловливают наличие определенных рисков в части производительности, надежности и безопасности эксплуатации нефте- и газопроводов. Поэтому для нормального функционирования трубопроводной системы требуется адекватная оценка опасных природных процессов, в т. ч. геоморфологических, в зоне строительства и эксплуатации трубопроводов.

К числу геологических структур, пересекающих трубопроводы и представляющих серьезную угрозу как для производственных объектов нефтегазовой отрасли, так и для здоровья и жизни людей, относятся активные разломы. Основная опасность связана с сейсмическими процессами, порождающими сильные землетрясения за счет смещения блоков земной коры по плоскостям разломных структур. Тектонические движения – быстрые (землетрясения) и медленные (тектонический крип) – опосредуют возникновение множества аномальных явлений, активизируют опасные геоморфологические процессы, такие как обвалы, оползни, сели и др. Геоморфологическая выраженность активных разломов является как средством их индикации, так и критерием опасности для человека и производственных объектов.

Зоны активных разломов и элементы их внутренней структуры имеют своеобразное геоморфологическое выражение [1–4]. Тектонические подвижки в них отражаются в морфологии и морфометрии рельефа, особенностях строения современных ландшафтов [1, 5–7]. Это открывает возможности для использования рельефа и геоморфологических процессов в качестве индикаторов активности разломов. Разделить эндогенный (тектонический) и экзогенный (климатический) рельеф на практике не всегда просто, поскольку собственно тектонические деформации сохраняются в рельефе недолго, однако их геоморфологический эффект проявляется перманентно, индицируя в том числе нетипичные для областей пассивной тектоники геоморфологические процессы и явления.

Это определяет важность использования геоморфологических методов для анализа активности разломов, представляющих опасность для магистральных трубопроводов не только непосредственно (к примеру, землетрясения могут привести к разрывам труб), но и опосредованно. В частности, подвижки по активным разломам, пусть и не сейсмогенерирующие, могут активизировать целый комплекс процессов (осыпи, обвалы, суффозию, плановую деформацию русел и др.), представляющих для линейных сооружений не меньшую опасность, т. к. их воздействие может спровоцировать различные виды аварий: деформации опор и подвесок, выход из строя вентилей и запорной арматуры, нарушение функционирования газоперегонных станций, пунктов контроля давления, дорожных и водных переходов, в т. ч. разгерметизацию трубы. Поэтому при изучении геоморфологической характеристики зон разломов следует уделять внимание не только непосредственным следам тектонических подвижек, но и всем процессам, которые могут угрожать безопасности людей и нормальному функционированию трубопровода, представляются нетипичными для данной морфологии рельефа, а их активность не соответствует локальной или региональной геоморфодинамической ситуации.

Объекты, методы и процедура исследований

Актуальность работы связана с тем, что трубопроводная система является стратегическим видом транспорта в Российской Федерации, с наибольшей протяженностью и объемом грузооборота. Исследования проведены на примере строящегося магистрального газопровода «Ковыкта – Иркутск». С 2006 г. планировалось, что трубопровод со-единит Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ) с промышленно развитыми районами Иркутской области для переработки и потребления газа и его производных, главным образом на Саянском и Усольском химических заводах. Со строительством газопровода тесно связан и вопрос обеспечения населения Иркутской области бытовым газом, поскольку уровень ее газификации составляет 8,1 %, тогда как в среднем по России – 67,2 %.

Протяженность газопровода «Ковыкта – Иркутск» составит около 660 км, включая субширотный участок «Ковыкта – Саянск» (377 км) и субмеридиональный участок «Саянск – Иркутск» (269 км), а также ветку «Иркутск – Ангарск» (14 км). Запланированная пропускная мощность на участке «Ковыкта – Саянск» составляет 2,5 млрд м3 природного газа в год, на участке «Саянск – Иркутск» – 1,9 млрд м3/год.

Проектирование газопровода с 2006 г. осуществлялось Восточно-Сибирской газовой компанией, с 2009 г. – ОАО «Газпром», получившим в 2011 г. лицензию на комплексную разработку КГКМ. В 2014 г. ОАО «Газпром» передало газопровод дочерней структуре – «Газпром межрегионгаз» и констатировало, что в отсутствие определенной государственной поддержки газификация Иркутской области на базе КГКМ экономически нецелесообразна из-за высоких затрат на проект, оцененных в 263 млрд руб., и малого потребления газа в перспективе.

На сегодняшний день углеводороды КГКМ планируется транспортировать по магистральному трубопроводу «Сила Сибири» по восточному маршруту до Амурского газоперерабатывающего завода и далее отечественным потребителям и в Китай.

Однако проект газопровода «Ковыкта – Иркутск» полностью не закрыт. Завершение строительства его первой ветки протяженностью 112,5 км от КГКМ до пос. Жигалово запланировано на конец 2019 г. В том же году ПАО «Газпром» приступит к эксплуатационному бурению на КГКМ. Кроме того, планируется попутная газификация населенных пунктов и предприятий области. Эксплуатировать этот участок будет Иркутское линейное производственное управление магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Томск».

Несмотря на задержки со строительством, проектные и изыскательские работы, в т. ч. инженерно-экологические, для трассы газопровода «Ковык-та – Иркутск» проведены в полной мере, автор статьи принимал в них активное участие. В данной статье представлены оценки 20 зон активных разломов, 19 из которых расположены на участке «Саянск – Иркутск» и одна – на участке «Ковыкта – Саянск» на пересечении трубопроводом долины р. Илга (рис. 1).

При выработке геоморфологических критериев опасности зон разломов для магистральных трубопроводов использовалась широко распространенная градация активных разломов:

• слабо активные – тектонические движения по разлому происходили в течение раннечетвертичного време-ни – среднего неоплейстоцена, в интервале около 1800–130 тыс. лет назад;

• активные – движения происходили в течение позднего неоплейстоцена – 130–11,7 тыc. лет назад;

• активные на современном этапе – движения происходили в течение голоцена – в последние 11,7 тыс. лет [4, 8].

С геодинамической точки зрения, эти разломы считались, соответственно, неопасными, потенциально опасными и опасными. Разломы, активность которых в течение раннечетвертичного времени не была доказана в ходе изыскательских работ, исключались из дальнейшего исследования геоморфологической опасности.

Цель исследований – дать по возможности развернутую характеристику опасных геоморфологических процессов в зонах разломов, предположительно активных, вдоль трассы проектируемого газопровода «Ковыкта – Иркутск» и выявить геоморфологические критерии определения степени активности этих разломов на современном этапе, в голоцене и позднем неоплейстоцене.

Задачи исследования:

1) определение общей геоморфологической и ландшафтной характеристики зон активных разломов и близлежащих территорий вдоль трасы газопровода «Ковыкта – Иркутск»;

2) оценка основных морфометрических и морфологических параметров зон активных разломов по геоморфологическим критериям;

3) выявление геолого-геоморфологических реперов, маркеров и критериев для оценки степени активности зон разломов, их кинематики, возраста последней активизации и амплитуды тектонических деформаций (смещений);

4) интегральная оценка геоморфологической опасности активных разломов для проектируемого газопровода.

В ходе исследования использовались методы полевых геоморфологических исследований, а также анализ дистанционного материала: топографических и тематических карт, космических изображений. В методологическом плане изучались имеющиеся в распоряжении АО «Востсибнефтегаз» и ПАО «Газпром» данные по строению, динамике и кинематике разломов: структурно-геологические, тектонофизические, геофизические и др. Этот комплекс данных лег в основу выбора мест геоморфологического изучения: точечных и маршрутных исследований, закладки геоморфологических профилей и т. д. Полевая и дистанционная информация позволила провести камеральный геоморфологический анализ зон разломов, типизировать их по степени геодинамической опасности и синтезировать рекомендации по защите от опасных процессов.

В табл. 1, составленной по результатам проведенной работы, представлены основные характеристики зон разломов, время последней активизации, положение в системе ярусности рельефа, характеристика грунтов, выделены опасные геоморфологические процессы. Стоит отметить, что в таблице указана протяженность не всего разлома, а только его активизированного сегмента, непосредственно примыкающего или пересекающего трассу трубопровода, определенная по результатам полевых наблюдений.

Время последней геодинамической активизации разлома устанавливалось по относительной геохронологической и хроностратиграфической шкале:

• современная активизация – последние 500 лет;

• исторический период (поздний голоцен) – 500–3000 лет назад;

• голоцен (ранний и средний) – 3,0–11,7 тыс. лет назад;

• поздний неоплейстоцен – 11,7–126,0 тыс. лет назад;

• ранний неоплейстоцен – 126,0–781,0 тыс. лет назад;

• эоплейстоцен – 781,0–180,6 тыс. лет назад.

Временные рубежи приведены в соответствии с Международной геохронологической и климатостратиграфической шкалой четвертичного периода [9], а также Международной хроностратиграфической шкалой ICS [10]. Детализация до тысяч лет взята непосредственно из приведенных шкал, хотя столь высокая точность в значительной степени условна.

Ярусы рельефа в районе активизированных сегментов разломных зон приведены в соответствии с классическими геоморфологическими построениями [11, 12]. Выделены три наиболее общих яруса рельефа: водораздельный, склоновый, пойменно-долинный. Это позволяет не только выявить экзодинамические следствия движений по разломам, т. е. набор опасных геоморфологических процессов и форм рельефа, но и сделать предположения о кинематике и возрасте активизации разломов.

Морфологические параметры включают сегментацию разломов. Изученные разломные зоны почти никогда не имеют простого строения с одним главным сместителем. В большинстве случаев в пределах зоны разлома в рельефе выделяется несколько парагенетически связанных сегментов, сместители которых иногда имеют достаточно различное простирание или даже пересекаются. В этих случаях приводилась характеристика каждого из выделенных сегментов. В морфологическом плане для каждого сегмента приведена конкретная форма рельефа, на которой он развит (например, пойма, терраса, склон, дно лога, уступ и т. п.).

Морфометрические параметры включают длину и ширину зон разломов по гео-морфологическим критериям, ориентацию главного сместителя. Использован параметр вертикальной расчлененности рельефа в зоне разлома. Перепад высот является наиболее информативной характеристикой для сбросовых разломов в районе распространения крутых склонов и уступов и отражает потенциальную энергетику экзодинамических процессов, их вероятную активность и опасность для газопровода.

Характеристика грунтов по [13] и на основе полевых исследований приведена в табл. 1 как для зоны разлома, так и в ряде случаев для соседних территорий. Выделены грунты рыхлые (связные и несвязные), полускальные и скальные. Определены гранулометрический и механический состав грунтов, на основе которых выделены их группы: глины, суглинки, супеси, пески и т. д. Особо отмечены техногенные грунты, дорожные покрытия, строительные площадки, терриконы, сельскохозяйственные земли и проч. Эти характеристики позволяют судить о реологических свойствах среды, в которой происходит развитие зон разломов [14].

Наиболее важную группу в табл. 1 составляют выделенные опасные гео-морфологические процессы. Они определены в основном как потенциальные, которые могут активизироваться в зонах разломов в результате инженерно-технических мероприятий по строительству и эксплуатации газопровода. В примечаниях к таблице указаны условия, при которых может произойти эта активизация.

Результаты и обсуждение

Трасса газопровода приурочена к южной части Сибирской платформы, для которой характерны специфические особенности геологического строения. Рассматриваемый участок платформы находится вблизи ее сочленения с орогенными образованиями Прибайкалья и Саян, для которых характерно проявление неотектонической активности. Геологическое строение территории двухъярусное. Нижний структурный этаж представлен архейско-протерозойскими кристаллическими породами фундамента, полого погружающимися в северном и северо-восточном направлениях на глубину до 3500–4500 м. Верхний этаж представлен моноклинально залегающими платформенными отложениями верхнего протерозоя, кембрия, ордовика, юры и неогена.

На участке трубопровода «Ковыкта – Саянск» наиболее развиты породы кембрийской, ордовикской, юрской и четвертичных систем. Здесь трасса пересекает структурные формы:

1) палеозойского Прибайкальского сводового поднятия – долина р. Илги;

2) палеозойского Иркутского выступа кристаллического фундамента платформы – водосбор рек Ока и Ангара;

3) Окинской впадины нижнепалеозойского структурного яруса;

4) среднемезозойского структурного яруса северной части Иркутской впадины – Ангаро-Окинский водораздел.

Отложения четвертичной системы представлены аллювиальными и элювиально-делювиальными образованиями.

На участке «Саянск – Иркутск» трубопровод проходит по Иркутско-Черемховской впадине среднемезозойского структурного яруса на границе с горными сооружениями Восточного Саяна, по отношению к которому она играет роль предгорного прогиба, а на крайнем юге – по неотектонической Китойско-Бельской предгорной депрессии.

Общее неотектоническое поднятие территории обусловило преобладание процессов эрозии горных пород и транспортировки терригенного материала над процессами аккумуляции, интенсивное проявление денудации, формирование специфических геоморфологических форм рельефа и ландшафтов.

Сейсмоактивность территории в целом слабая. Глубина эпицентров землетрясений в среднем составляет всего 15–18 км, однако из-за блоковой структуры тектонических зон и развития мощной толщи слабосцементированных терригенных пород осадочного чехла Сибирской платформы наблюдается быстрое затухание амплитуды сейсмических волн и снижение сейсмо-опасности даже при относительно незначительном удалении от эпицентров землетрясений.

Вдоль трассы газопровода выделяются следующие основные виды экзогенных процессов:

• подземная химическая денудация;

• поверхностная механическая денудация;

• криогенез;

• заболачивание.

На южном и западном участках развиты процессы, связанные с деятельностью подземных вод и гравитационного уплотнения (карст, растворение кремнезема, окисление сульфидов, оползни и оврагообразование), а в северо-восточной части резко увеличивается значимость мерзлотных процессов – термокарста, пучения, солифлюкции, наледей, морозобойного трещинообразования. На Иркутско-Черемховской равнине отмечаются интенсивные эоловые процессы, плоскостной смыв.

Особенности климата обуславливают приуроченность рассматриваемой территории к провинции ММП южной части Сибирской платформы, включающей две области развития ММП. Трасса проектируемого газопровода пересекает обе: район сезонного промерзания-оттаивания включает в себя практически весь участок «Саянск – Иркутск», к району редкого распространения отдельных линз и островов ММП относится участок трассы «Саянск – Ковыкта».

Рельеф, который пересекает трасса трубопровода, представлен двумя крупными морфоструктурами – Лено-Ангарским плато, занимающим центральную и северо-восточную, наиболее поднятую часть Иркутского амфитеатра, и Иркутско-Черемховской равниной на юго-западе. Абсолютные высоты Лено-Ангарского плато достигают 1500 м, они свойственны восточной окраине, а на большей его части высоты не превышают 900–1100 м. Иркутско-Черемховская равнина представляет собой холмистые пространства, выработанные в породах терригенной юры, чередующиеся с аккумулятивными равнинами в предгорных расширениях долин главных рек, образующих так называемые внутренние дельты в наиболее опущенной части Предсаянского прогиба.

На основе полевых и дистанционных методов детально изучено геоморфологическое строение всех зон разломов, однако в настоящей статье приведено описание лишь наиболее примечательных из них. В других случаях адресуем читателя к табл. 1.

Особая актуальность изучения разлома 4-1 обусловлена произошедшей здесь в 1993 г. аварией на магистральном нефтепроводе «Омск – Ангарск». Причину аварии усматривали в т. ч. в действии активных разломов. Перемещения по разлому способствовали формированию уступа в рельефе высотой до 100 м и углом наклона поверхности до 35° в правом борту долины р. Унга в нескольких сотнях метров от федеральной автомобильной трассы. В стратиграфическом разрезе четвертичных отложений у подножья уступа обнаружены многочисленные разрывы в осадочном чехле с ориентировкой по простиранию в среднем около 35–40° (рис. 2). Представленная на рисунке сбросовая трещина сформировалась, очевидно, уже в голоцене, поскольку на нарушенных ею суглинках залегает современная почва. О наличии растягивающего поля тектонических напряжений в районе разлома 4-1 в четвертичное время свидетельствует целая серия других, более мелких сбросовых трещин, задокументированных в пачке переслаивающихся песков и галечников, залегающих у подножия уступа на кембрийских алевролитах с остатками трилобитов. Помимо трещин, секущих рыхлые отложения, в разрезе отмечена серия галек, нарушенных сколовыми трещинами той же ориентации. Это свидетельствует о том, что сбросовые тектонические подвижки были достаточно сильными и быстрыми.

К северо-востоку от уступа на дистальном продолжении разлома 4-1 на федеральной автомобильной трассе М53, проходящей вдоль крутого склона узкого субмеридионального лога, постоянно происходят деформации асфальтового полотна в виде его пучения и искривления. Полотно подновляется каждые 2–3 года, но искривления появляются вновь (наблюдения автора статьи охватывают период 2006–2018 гг.). Прямых разрывных деформаций асфальта не было обнаружено, что связано с постоянным ремонтом дороги, однако наличие следов валов пучения и изгибов полотна дороги очевидно.

Анализ дистанционных материалов позволил получить несколько косвенных признаков активности разлома 4-1:

1) уступ очень крутой и при этом короткий;

2) на нем постоянно активизируются склоновые процессы, несмотря на залесенность;

3) подножие уступа наиболее крутое, что является четким признаком активных сбросов;

4) уступ опирается на небольшой суходольный лог, который не в состоянии полностью обеспечить развитие геодинамических процессов на нем;

5) выше уступа рельеф крутого склона резко переходит в практически плоскую гриву;

6) без тектонического подновления подобные уступы выполаживаются до угла 8–10° за 30–40 тыс. лет [15].

Разлом 5-2 расположен в долине р. Хаптагун, притока р. Залари, несколько южнее поселка городского типа Залари. В рельефе он выражен в виде крутого уступа правого борта долины реки. Уступ сложно построенный в плане, в целом ориентирован по простиранию на 340–350°, с отдельными сдвиговыми сегментами, ориентированными на 330°, и сбросовыми сегментами, ориентированными на 10° (рис. 3). Такая внутренняя структура характерна для зон динамического влияния правого сдвига с наличием внутри локальных областей растяжения, формирующих сбросовые разрывы.

Для уточнения возможной активности разлома в позднем кайнозое или в четвертичное время было изучено несколько обнажений рыхлых осадков у подножия уступа в районе сбросовых разрывов. Под современным почвенным слоем в обнажениях залегают различные по окрасу прослои суглинков общей толщиной до 50 см, а под ними – прослои юрских песчаников. Выявлены небольшие трещины вертикального смещения как суглинков, так и песчаников с амплитудой до нескольких сантиметров (рис. 4).

Трещины сдвига в рыхлых осадках обнаружены не были, да и сбросовые трещины достаточно мелкие, что говорит о слабой активности разлома в четвертичное время. Тем не менее уступ разлома достаточно крутой, на нем развиваются ложбины стока и плос-костная эрозия. Это является пусть косвенным, но хорошим признаком активизации разлома в голоцене или на современном этапе, что заставляет с особым вниманием отнестись к инженерным условиям проложения трассы газопровода. Собственно тектонические подвижки в зоне разлома слабые, но при сведении леса и экспонировании грунтов совокупности с экзогенной динамикой могут активизировать комплекс опасных склоновых процессов, в числе которых сели, плоскостная эрозия, оседание блоков рыхлых пород и т. п., тем более что факт активизации плоскостной эрозии на обнаженной поверхности уступа установлен однозначно.

Разлом 7-1 располагается в долине р. Ноты и является одним из наиболее интересных объектов (рис. 5). Поверхность уступа вдоль разлома относительно ровная, частично покрыта березовым лесом 50–60-летнего возраста (разлом 1 на рис. 5а). На незалесенных участках формируются живые осыпи из щебенисто-дресвянистого грунта с мелкими глыбами, развивается плоскостная эрозия и оползни. Поверхностный слой грунтов (до 1 м) на уступе нестабилен, находится в динамическом напряжении и постоянном движении, о чем говорит тот факт, что и на залесенных участках деревья (березы) имеют искривленную форму. Сами деревья при большом возрасте низкорослые, угнетенные, их комлевые части изогнуты вниз по склону.

Удивительно, что при столь активных склоновых процессах под уступом не накапливается делювиальный шлейф. Река Ноты обладает слишком слабой гидродинамической активностью, и ее современное русло располагается достаточно далеко от уступа для того, чтобы она могла сносить осадочный материал. Объяснить отсутствие шлейфа малой высотой уступа нельзя, поскольку известны случаи, когда и при меньшей высоте уступов (10–15 м) у их подножия накапливались делювиальные шлейфы мощностью до 2,0–2,5 м [16]. Растительность не сдерживает движение осадочного материала по склону. Это позволяет предположить, что склоновые процессы активизировались в недавнем прошлом (несколько сотен лет назад), и прошло еще недостаточно времени для формирования мощного делювиального шлейфа.

Далее на северо-восток по простиранию на уступе обнаружена группа оползней (разлом 2 на рис. 5б). Угол наклона стенок отторжения в оползнях доходит до 80°, иногда отвесный. Очевидно, было несколько этапов оползневых смещений, но они имели место не позднее 120–150 лет, поскольку вся поверхность уступа и перемещенных оползневых масс поросла сосновым лесом, возраст которого составляет 100–120 лет.

Далее по простиранию уступ переходит в крутой склон, а затем в склон средней крутизны (к северо-востоку от разлома 3 на рис. 5а). На поверхности склона уже нет сплошного залесения, как на уступе; встречаются колки березового леса. Березовые колки и сухолуговые открытые пространства между ними 70–80-летнего возраста. Есть основания предполагать, что такой ландшафт был типичен для этого склона и в более раннее время. В то же время рядом, на оползневом склоне растет плотный сосновый лес. Этот факт свидетельствует о том, что оползни формировались в несколько стадий, но быстро, возможно, в течение нескольких десятков лет на склоне по ландшафту, подобному соседнему остепненному склону. Пос-ле оползнеобразования сформировались благоприятные локальные ландшафтные (экологические) условия для расселения молоди сосны (западины, увлажненный промывной режим поч-вы, снижение альбедо поверхности). В результате плотный одновозрастной сосновый лес вырос в нетипичных для него региональных ландшафтных и экологических условиях.

Рассмотренный ранее склон средней крутизны по диагонали секут старые рвы с азимутом простирания 90° (разлом 3 на рис. 5а). Глубина рвов достигает 0,3–0,5 м, ширина различна: в первом случае это два параллельных рва шириной 0,8 м, во втором – один ров шириной 2,5 м. Рвы протягиваются от подножия склона до места перехода его в плоский водораздел. О природе рвов можно сказать, что, возможно, они тектонического происхождения, в пользу чего свидетельствует их отчетливая прямолинейность, косое сечение склона, выпучивание грунта между рвами. На космоснимках хорошо проявлены в естественных элементах ландшафта только два отрезка в правом борту долины р. Ноты: протяженностью 0,4 км с простиранием на 20° и протяженностью 1 км с простиранием на 80–90°. Возможно, это и есть подновленные сместители, но разных разломов. Элемент с простиранием на 20° – это описанный ранее оползень и крутой осыпной склон. Элемент с простиранием на 80–90° также может оказаться активным разломом. Только в первом случае можно говорить о сбросе, во втором – о сдвиге.

Большой интерес представляет разлом 13-2 в долине р. Биликтуйка. Долинный комплекс здесь представлен поймой и двумя террасами. Склоновый комплекс составляют левый (северный) пологий склон долины и правый (южный) крутой, местами с уступами. Водораздельный комплекс представлен плоскими обширными поверхностями, частично залесенными, частично со сведенным лесом (эта территория используется в сельскохозяйственных целях на окраине пос. Тюменск). Данные свидетельствуют о том, что активная разломная зона располагается вдоль уступа правого борта долины р. Биликтуйка, а на остальной территории явных признаков разломной тектоники не отмечается. Тем не менее для исключения ошибок автором статьи была изучена вся долина реки с помощью полевых и дистанционных методов (рис. 6).

На левом пологом борту долины р. Биликтуйка терраса I высотой 4–5 м и шириной 100–120 м выражена отчетливо, но подвержена активной техногенной переработке. Поверхность террасы неровная, что обусловлено как естественными, так и антропогенными причинами, местами заболочена. Помимо техногенных нарушений встречаются формы реликтового криогенного ландшафта сартанского оледенения позднего неоплейстоцена. Этот факт позволяет предположить, что терраса сформировалась в позднекаргинское время (30–25 тыс. лет назад). Следов разломной тектоники не обнаружено.

Терраса I прослеживается и на правом борту долины, где ее высота составляет 3–4 м, а ширина – 60–100 м. Здесь она имеет несколько примечательных особенностей:

1) не несет следов реликтового крио-генеза;

2) по абсолютной высоте на 1–2 м ниже своего левобережного аналога;

3) не заболочена, хорошо дренирована.

Эти характеристики, являющиеся косвенными признаками современного и голоценового тектонического опускания всего правобережного блока от подножия уступа до русла реки, имеют важное структурно-геоморфологическое следствие. Именно повышенная геодинамическая активность данного блока приводит к тому, что:

1) терраса I на правом берегу ниже, чем на левом;

2) на ее поверхности за счет большей активности экзогенных процессов уже удалены реликты сартанского криогенеза;

3) тело террасы более проницаемо за счет движения грунтов по локальным разломным сместителям, а ее подошва не создает водоупора, поэтому терраса менее заболочена и лучше дренирована, чем на левом берегу.

Терраса II выражена отчетливо только на левом борту долины р. Биликтуйка, техногенным деформациям не подвержена, покрыта березово-сосновым лесом 80–100-летнего возраста. Высота ее составляет 3–4 м, ширина – 250–300 м. Поверхность террасы II намного ровнее поверхности террасы I и не нарушена криогенными процессами. Последнее обстоятельство позволяет предположить, что терраса II сформировалась в раннекаргинское время потепления (50–45 тыс. лет назад). Размыв между двумя террасами, таким образом, приходится на оптимум каргинского интерстадиала (около 35 тыс. лет назад), когда в региональном плане возросла активность геоморфологических и тектонических процессов в Прибайкалье [17, 18].

Вдоль плоскости уступа осевой зоны разлома на правом борту долины р. Биликтуйка развиты живые оползни и рвы расседания. Сама плоскость уступа при постоянстве угла наклона к горизонту разворачивается веером и становится выпуклой в сторону опущенного крыла разлома. В одной из точек наблюдения на уступе зафиксирован комплекс (серия) разновозрастных блоков отседания общей площадью около 1000 м2, по плоскостям, ориентированным с востока на запад.

Зона разлома 14-1 интересна тем, что располагается на крутом, до 45–50° уступе в правом борту долины р. Ода, притока р. Китой, который хорошо просматривается на космоснимках. Уступ покрыт сосново-березовым лесом 200–250-летнего возраста и задернован. Высота его достигает 160–180 м. По всей поверхности уступа отмечаются ложбины стока – делли. Глубина их составляет 1,5–4,0 м, ширина – 8,0–12,0 м. При таянии снега и сильных дождях по деллям проходит активная линейная эрозия, что видно по следам размыва их дна и срывам боковых стенок. Делли разделены гривами и увалами шириной до 5–8 м. При этом крутизна боковых стенок деллей заметно больше, чем самого уступа, и достигает в ряде случаев 55–60°. Наблюдаются даже невысокие (0,5–1,0 м) субвертикальные стенки подмыва, что является свидетельством активной боковой эрозии собственно по ложбинам стока. Тем не менее явных геоморфологических следов разломной тектоники на таком крутом склоне не обнаружено. Информативные обнажения рыхлых осадков под уступом в зоне разлома также не выявлены.

В то же время на просеке, сооруженной в рекреационных целях (горнолыжная трасса) в районе дома отдыха и турис-тической базы «Звездный», в результате вырубки леса на уступе отмечается крайне высокая активизация экзогенных процессов. Поверхность уступа обнажена, лес вырублен. Подрост постоянно сводится для поддержания трассы в рабочем состоянии. По всей просеке в результате обнажения поверхности крутого склона активно развита плос-костная и линейная эрозия. Активный склоновый снос рыхлого материала (в т. ч. селевый) привел к накоплению в подножии уступа делювиально-пролювиального шлейфа. Видимая мощность суглинков на срезе просеки составляет 3,5–4,0 м (разрывов или смещения слоев в них не обнаружено). На поверхности шлейфа наблюдаются овраги глубиной до 0,5 м и шириной до 0,3–0,5 м. У самого подножия уступа на окраине шлейфа зафиксированы свежие пролювиальные (селевые?) выносы суглинистого материала мощностью до 20–30 см. Общая мощность подгорного шлейфа может достигать 10 м. В случае прохождения его геологическими канавами (тренчинг) возможно обнаружение следов тектонической активности разлома в голоцене.

Пока же в целом явные геоморфологические следы современной тектонической активности на уступе в правом борту долины р. Ода отсутствуют. Однако опасные геоморфологические процессы высокоактивны: на ненарушенном залесенном склоне – линейная и боковая эрозия по ложбинам стока – деллям, на нарушенном обезлесенном участке склона – линейная эрозия по оврагам, активный плоскостной смыв, сели, боковая эрозия с подрезкой шлейфа и некоторые другие. Сами по себе эти процессы представляют большую опасность для трубопровода [19] .

Разлом 14-1 предположительно является одним из локальных разрывных нарушений в зоне влияния крупного Китойского разлома северо-восточного простирания. Его осевая зона проходит по долине р. Китой и отчетливо выделяется при анализе геологических и топографических карт масштаба 1:200 000. Активность Китойского разлома на современном этапе доказана. Инженерные сооружения в зоне его динамического влияния испытывают постоянные небольшие деформации. В долине р. Китой в зоне разлома обнаружены деформации опор мостов, осовы насыпи, продольные и поперечные искривления железнодорожного полотна Восточно-Сибирской магистрали. При этом разлом 14-1 является лишь локальным разрывом оперения Китойского разлома, и его современная активность весьма незначительна.

Разлом S2 располагается на участке трасс газопровода «Ковыкта – Саянск» вдоль крутого уступа правого борта долины р. Илга в районе пос. Нижняя Слобода. Активность склоновых процессов здесь достаточно высокая, но затрагивает только приповерхностный делювиальный слой мощностью до 1 м. Крупных форм оползания или срыва грунта нет. Под уступом расположено старое частично заболоченное русло р. Илга, брошенное 2–3 тыс. лет назад. Это русло в момент своего функционирования и обусловило активную боковую эрозию и подмыв склона, сформировав уступ (эскарп). Далее к северо-западу в 300 м уступ немного увеличивается по высоте – до 30 м – сохраняет все описанные признаки. Вероятная кинематика разлома S2 – сброс.

В поперечном к уступу направлении к северо-востоку рельеф приобретает черты склона средней крутизны, а далее вновь располагается уступ с углами наклона поверхности до 35–40°. Нижний придолинный уступ мог сформироваться в атлантический период голоцена, около 8,5–4,5 тыс. лет назад, когда во влажном и теплом климате происходило активное врезание рек. В это время русло р. Илга проходило непосредственно под уступом и активно ретушировало его.

На топографической карте 1:25 000 замечено, что на левом берегу р. Илга терраса I приподнята в результате тектонических движений, так как старое русло реки отделено от современного перемычкой высотой 2–3 м. На правом берегу долины р. Илга все элементы пойменно-террасного комплекса разрушены рекой или человеком, но на левом берегу они сохранились в виде разрозненных фрагментов террасы I, приподнятых в результате тектонических движений и разрушенных эрозией. Брошенное русло р. Илга также имеет валообразный перегиб по простиранию. Все эти события можно также привязать к атлантическому периоду голоцена, так как приподнятые террасы и придолинные уступы выглядят молодыми, а деформации их поверхности – свежими. В основном происходило площадное тектоническое вздымание территории, активизировавшее многие геоморфологические процессы не только в самой долине р. Илга, но и на склонах, и на водоразделе, несмотря на низкую активность самого разлома.

Разлом 15-1 располагается на правом борту долины небольшого притока р. Черный Ключ. На космоснимке отчетливо виден крутой склон (уступ) в южном правом борту притока р. Черный Ключ. На склоне уступа и далее на водоразделе произрастает смешанный спелый березово-сосновый лес 150–180-летнего возраста (возраст отдельных сосен достигает 250–300 лет). Рубки леса на самом склоне и близ него не ведутся, хотя на водоразделе осуществляются активные рубки главного пользования, по крайней мере в последние 50–60 лет. Долина распадка в поперечнике имеет асимметричное строение. Правый южный борт крутой, резко с крутым перегибом переходит к водоразделу. Левый северный борт значительно более пологий, его переход к водоразделу достаточно плавный, а в некоторых местах совсем затушевывается.

Элементы залегания плоскости уступа составляют: простирание – 80–90°, угол наклона – 35–40°. Высота уступа изменяется по простиранию от 10 до 25 м по направлению с запада на восток. Уступ наиболее четко выражен в придолинной части распадка, а выше резко выполаживается до склона 5–7° и переходит в практически плоский водораздел. Максимальный угол наклона поверхности противоположного борта распадка составляет 7°, без изгибов, с ровной поверхностью.

В зоне динамического влияния разлома 15-1 автором статьи зафиксирована линейная деформация фронтальной поверхности (плоскости) эскарпа по механизму правого сдвига с амплитудой 5 м и простиранием около 340° (рис. 7). Деформация в значительной степени затушевана последующими геоморфологическими процессами. По степени сохранности элементов рельефа можно предположить, что она имела место около 500–600 лет назад. В настоящий момент деформация располагается на незалесенном участке (просеке), но в прошлом ее поверхность была залесена и крепко задернована, что могло отчасти способствовать консервации данной тектонической структуры.

В некоторых местах уступ разлома 15-1 имеет достаточно крутой наклон, до 50–60°. Именно здесь эскарп террасирован структурными или тектоническими (?) террасо-уступами, высота которых достигает 1,5–2,0 м, а ширина площадки – 2,0–3,0 м. У дна лога-распадка эскарп становится практически отвесным, а высота стенок террасо-уступов достигает 2,5–3,0 м. Вероятно, в данном месте на поверхности уступа-эскарпа произошло отседание блоков. Возраст события может составлять ориентировочно 25–30 лет, т. к. на опущенных блоках террасо-уступов растут деревья, возраст которых составляет 20–25 лет.

Следов сдвиговых перемещений вдоль плоскости эскарпа по зоне разлома 15-1 или похожих направлений в рельефе не обнаружено. Таким образом, можно предположить, что разлом 15-1 был активен на протяжении голоцена и даже в современный период. Но степень его активности невысока, хотя мелкие по-движки происходят постоянно. В связи с этим до строительства газопровода рекомендуется проходка геологических канав в зоне данного разлома.

Установление возраста последней активизации и кинематики изученных разломов – наиболее сложный вопрос исследования. Надежные возрастные реперы в изученном районе в большинстве случаев отсутствуют. Главная причина этого кроется в низкой активности самих разломов, расположенных в типичных платформенных геодинамических условиях с относительно спокойным тектоническим режимом. Частые причины, мешающие зафиксировать геоморфологические следы смещений по разломам, – это слабая геологическая обнаженность территории, низкая энергетика и контрастность рельефа, т. е. его вертикальная и горизонтальная расчлененность. В дополнение к этому платформенный рельеф территории геодинамически условно пассивен и инертен, его отклик на тектонические движения более слаб и растянут во времени по сравнению с горными областями Южной Сибири, где рельеф мобилен и чутко реагирует на малейшие проявления геодинамической активности [20–22]. Так или иначе, соображения автора о возрасте смещений по разломам основывались, как правило, на относительном возрасте форм рельефа и рыхлых отложений.

Примерно так же обстоит дело и с ки-нематикой изученных разломов. Платформенные условия, инертность и низкая энергетика рельефа, высокая степень антропогенной освоенности и нарушенности территории, слабая сохранность естественного ландшафта не позволяют в некоторых случаях даже приблизительно судить о кинематике и амплитудах смещений по зонам разломов. Казалось бы, в случаях с уступами амплитуда должна определяться достаточно просто – по их высоте. Однако следует иметь в виду, что практически все уступы в изученных разломах имеют амплитуду накопленную, причем за достаточно длительный промежуток времени, часто выходящий за временные рамки четвертичного периода.

Еще сложнее обстоит дело со сдвигами. Их геоморфологические следы сохраняются крайне непродолжительное время, часто не превышающее несколько сотен, в лучшем случае – тысяч лет. Если в горных условиях большие скорости сдвигов заставляют речные долины испытывать коленообразные изгибы, являющиеся надежным индикатором сдвига, то в платформенных условиях низкие скорости смещений и консервативность рельефа позволяют рекам подстраиваться под новый геодинамический режим и сохранять морфометрические параметры долин и русел практически без изменения. И даже если коленообразные изгибы русел и долин фиксируются, утверждать, что они имеют тектоническую природу, однозначно нельзя, поскольку такие изгибы в широких платформенных речных долинах часто связаны со структурно-гео-логическими и литологическими, а не тектоническими факторами [4, 23, 24].

Поэтому в полевых условиях обнаружить прямые геоморфологические следы смещений по разломам можно фактически только для последних 500–1000 лет. В случае с долгоживущими формами рельефа и дистанционными критериями активности разломов возникает серьезный вопрос возрастной привязки, поскольку геохронологическое их разделение возможно без сомнений только в исключительных случаях.

В отношении рыхлых отложений также возникают проблемы. Во-первых, геологическая обнаженность рыхлых отложений на всей изученной территории очень низкая. Во-вторых, мощность рыхлых толщ вне пойменно-долинных комплексов редко превышает первые метры, и анализу могут быть подверг-нуты собственно только делювиальные и пролювиальные плащи, мало или вовсе не информативные в плане гео-хронологии [25, 26]. В пойменно-долинных условиях рыхлые отложения за счет высокой пластичности обычно релаксируют тектонические напряжения без разрывных деформаций. В-третьих, трещиноватость в рыхлых отложениях, особенно стратифицированных толщах речных долин, на 90–95 % имеет экзогенную морфоклиматическую природу [4, 14]. Вычленить в таких условиях тектоническую трещиноватость или тектонические смещения (разрывы) рыхлых осадков без риска ошибиться крайне затруднительно.

Эти соображения заставляют с осторожностью относиться к исследованиям возраста последней активизации и кинематики разломов вдоль трассы трубопровода, считать их оценки сугубо приблизительными.

Амплитуды и скорость смещений, кинематика разломных зон отражены в табл. 2. Явные геоморфологические следы современной активизации обнаружены только в трех зонах из 20 изученных разломов. На них следует обратить повышенное внимание при сооружении трассы газопровода. Тревогу должны вызывать также зоны разломов, активизированные в историческое время и в голоцене. Они обладают высокой потенциальной геодинамической активностью. Голоценовая активизация доказывается однозначно только у сбросов. Для этой группы разломов и была рассчитана скорость тектонических смещений, отнесенная ко всему периоду голоцена. По показателю скорости можно судить об относительной активности этих разломов. Опасения вызывают и разломные зоны, активизированные в позднем неоплейстоцене – правый борт долины р. Ока и правый борт долины р. Хаптагун. В рабочем порядке, например, с применением таких специальных технических решений, как тренчинг (прохождение зон разломов геологическими канавами), должны решаться вопросы с разломами, активизированными в раннем неоплейстоцене. Разломы, не проявившие признаков активности в течение четвертичного периода, могут быть исключены из дальнейшего специального рассмотрения на предмет безопасности эксплуатации трубопровода и всех связанных с ним коммуникаций и инженерных сооружений.

В целях интегральной оценки активно-сти зон изученных разломов и опас-ности для трубопровода осуществлена типизация критериев на натурные и дистанционные. Первая группа учитывает зарегистрированные в полевых условиях проявления опасных геоморфологических процессов и явлений: оползни, блоки отседания, рвы-отторженцы, деформации террас, плановые деформации русел, разрывы слоев в разрезах рыхлых отложений и т. п. Вторая группа критериев учитывает элементы рельефа и в целом ландшафта, которые дешифрируются на крупномасштабных топографических картах и спектрозональных космических изображениях и имеют отношение к разломной тектонике: спрямленные геоморфологические элементы, изменение характера и состава растительности, антропогенных составляющих ландшафта (сельскохозяйственных, техногенных и т. п.), цветовые вариации ландшафтов и проч.

Результаты исследований сведены в табл. 3. Сумма баллов, отражающая общее количество опасных геоморфологических процессов и явлений в зоне разлома – первый индикатор опасности. В результате выделены три генерации разломов по степени опасности при максимальной сумме баллов, равной 7:

1) опасные – сумма баллов 3 и более;

2) потенциально опасные – сумма баллов 1–2;

3) неопасные – сумма баллов 0, т. е. в полевых условиях опасные геоморфологические процессы в зоне разлома не зафиксированы.

Второй индикатор – сумма баллов, полученная в результате оценки дистанционных критериев, из числа которых выделены:

1) спрямленные элементы естественного ландшафта, подчеркивающие линии разломных сместителей. Они отделялись от спрямленных элементов антропогенного ландшафта: границы пахотных земель, искусственных водоемов, лесных рубок, терриконов, дороги, линий электропередачи, трасс трубопроводов, траншеи, насыпи и др.;

2) резкие перегибы и плановые деформации элементов ландшафта в зонах сдвиговых разломов;

3) резкие границы спектров цвета, которые не встречаются на окружающей территории и являются нетипичными для региональной ландшафтной ситуации;

4) резкие сгущения изогипс рельефа на крупномасштабных топографических картах, особенно в случае одновременной их прямолинейности и контрастности с окружающими ландшафтами;

5) контакты отличных друг от друга ландшафтов в случае, если их контрастность обусловлена литологическими и морфогенетическими условиями, а не природно-климатическими изменениями;

6) контакты ярусов рельефа, т. к. они являются главными точками и линиями изменения энергетики рельефообра-зующих процессов и характера массо- и энергопереноса в ландшафте;

7) деформации антропогенных элементов ландшафта в случае, если доказана естественная тектоническая природа этих деформаций.

На основе анализа табл. 3 выделены три генерации зон разломов по степени гео-морфологической опасности при максимально возможной сумме баллов 15:

1) опасные – сумма баллов 7 и более;

2) потенциально опасные – сумма баллов 2–6;

3) неопасные – сумма баллов 0–1.

Разлом считается опасным, если как минимум половина натурных и дистанционных геоморфологических критериев указывает на его активность.

В группу потенциально опасных разломов попали те, что были активизированы в течение неоплейстоцена, за исключением разломов в долине р. Унга (4-2) и в распадке в долине р. Белая (11-1), последняя активизация которых была возможна в раннем голоцене. Амплитуды смещений по этим разломам определены в одних случаях более, в других менее однозначно, но их взаимная корреляция невозможна, поскольку остается открытым вопрос, к какому геологическому временному отрезку следует их относить. При этом наличие натурных и дистанционных геоморфологических критериев активности, фиксирующих неоплейстоценовые подвижки, позволяет отнести эти разломы к потенциально опасным для проектируемого газопровода.

В группу опасных разломов попали активные в современный и исторический период или в течение голоцена. Все они имеют сбросовую кинематику, для них рассчитаны амплитуды и скорости тектонических смещений за голоцен (табл. 4).

Наиболее опасным является разлом в долине р. Биликтуйка (13-1), в зоне которого обнаружено пять прямых натурных и шесть косвенных дистанционных критериев активности. Скорость тектонических смещений в его зоне составляет 3,9 мм/год, что несколько ниже скорости смещений в зоне разлома 4-1. Однако для разлома 13-1, исходя из общей геоморфологической ситуации, следует прогнозировать рост тектонической активности, а для разлома 4-1 тектонический режим останется стабильным. Разлом 7-1 занимает 2-е место по степени опасности, но энергетика геодинамических процессов в его зоне уже исчерпала себя, поэтому прогнозируется снижение его активности. Разлом 4-1 – единственный из изученных разломов, который деформирует современные техногенные образования (асфальтовое покрытие на автомобильной трассе М53), причем эти деформации носят перманентный характер, поскольку ремонт дорожного полотна производится раз в несколько лет. Все три разлома – 13-1, 7-1, 4-1 – активны на современном этапе и требуют особого внимания при прокладке трубопровода.

В зоне разлома S2 в долине р. Илга не зарегистрировано современных тектонических движений. Тем не менее на определенном этапе разлом проявлял активность, о чем свидетельствуют деформации и существенная перестройка структуры пойменно-террасного комплекса в долине р. Илга, формирование которого завершилось на рубеже суббореального и субатлантического периода голоцена (3 тыс. лет назад). Разлом 15-1 в долине притока р. Черный Ключ также вызывает серьезные опасения. Несмот-ря на то, что в его зоне зафиксированы геоморфологические следы только голоценовых тектонических движений (3,0–11,7 тыс. лет назад), существует множество косвенных критериев его активности. Более того, в его зоне зафиксирована деформация поверхности эскарпа возрастом 500–600 лет, хотя плоскость деформации и перпендикулярна плоскости основного сместителя самого разлома.

Заключение

Таким образом, все разломы, указанные в табл. 4, должны стать объектами повышенного внимания при строительстве и последующей эксплуатации газопровода. Для получения детальной картины активности, кинематики и внутреннего строения необходима проходка геологических канав в зонах этих разломов и проведение более детальных натурных и дистанционных геоморфологических исследований. Тренчинг разломных зон следует проводить вкрест их простирания в местах проявления повышенной активности разлома на современном этапе и в голоцене. Проходка геологических канав рекомендуется также и для ряда менее активных разломов (1-3, 5-2, 11-1), в зонах которых возможно оживление опасных геоморфологических процессов и явлений. Для других разломов в случае необходимости достаточно будет провести дополнительные полевые геоморфологические и структурно-геологические исследования, анализ космоснимков.

В целях обеспечения безопасности строительства трубопровода «Ковыкта – Иркутск» и последующей безаварийной его эксплуатации необходимы технические и инженерно-экологические мероприятия, главными из которых являются следующие:

1) при пересечении речных долин с опасными геоморфологическими процессами – поверхностный водоотвод с использованием лотков и канав различных конфигураций, монтируемых с использованием таких материалов, как геосетки, гибкие бетонные маты, стальные электросварные прямошовные трубы и дренажные маты и др.;

2) укрепление русловых и пойменных частей речных долин на пересечениях водотоков с применением различных противоэрозионных материалов типа пространственных георешеток и гибких бетонных матов;

3) защита от поверхностной эрозии и суффозионных процессов в грунтах обратной засыпкой траншеи трубопровода с применением ряда геотекстильных и рекультивационных материалов;

4) термостабилизация грунтов основания трубопровода подземной прокладки на пересечениях с зонами активных разломов с использованием различных типов сезонно действующих охлаждаю-щих устройств;

5) для теплоизоляции трубопровода – льдогрунтовые завесы, в т. ч. и для защиты от подтопления межмерзлотными грунтовыми водами;

6) для борьбы с термоэрозией и оврагообразованием в зонах активных разломов – засыпки с использованием крупнообломочных строительных отходов, нетканых синтетических материалов и другие методы, предотвращающие или резко уменьшающие вынос грунтового материала;

7) на склонах крутизной более 5° с раз-витием солифлюкции – инженерные решения по предотвращению техногенных нарушений поверхности и развитию криогенных процессов, такие как устройство глиняных замков с применением нетканых синтетических материалов (геотекстиля), отвод поверхностных вод в сторону от траншеи, химическое закрепление грунтов, террасирование и залужение нарушенных участков склона;

8) для предотвращения поверхностного смыва и вымывания грунта засыпки на разломно-склоновых участках газопроводов – устройство открытого или закрытого дренажа и поверхностное или объемное закрепление грунта;

9) для контроля за опасными природными процессами – создание службы мониторинга, в задачи которой входят сбор данных о состоянии природной среды и тенденциях ее изменения, контроль выполнения проектных решений при строительстве и эксплуатации газопровода, оперативный контроль за возникающими неблагоприятными природными процессами и крупными нарушениями природной среды, долговременный контроль за постепенно накапливающимися изменениями природной среды, прогнозирование возможных изменений природной среды и другие мероприятия.

На отдельных участках трассы газопровода в конкретных инженерно-экологических условиях должен разрабатываться специальный перечень мероприятий, обеспечивающих без-опасность строительства и эксплуатации газопровода «Ковыкта – Иркутск». Данный перечень должен быть нацелен в т. ч. на охрану окружающей среды и отвечать всем техническим и экологическим нормативным требованиям.

Таблица 1. Геоморфологическая характеристика активных сегментов зон разломов вдоль трассы газопровода «Ковыкта – Иркутск»

Table 1. Geomorphological description of active fault zones along the route of "Kovykta – Irkutsk" gas pipeline

Таблица. 2. Морфогеодинамическая характеристика разломов

Table 2. Morphogeodynamic description of faults

* За период голоцена для разломов, возраст последней активизации которых не старше голоцена.

** Отсутствие натурных и дистанционных геоморфологических критериев активности разломов, чисто эрозионно-денудационный, в отдельных случаях – структурно-эрозионный, рельеф платформенного типа с низкой энергетикой, развитие типичных зональных ландшафтов, преимущественно реликтовый рельеф.

* During the Holocene period for the faults with the last activation age being no older than Holocene.

** Absence of full-scale and remote geomorphological fault activity criteria, all erosion-denudation, in some cases – structural-and-erosion, relief of the platform type with low energy, development of typical zoned topography, particularly relict topography.

Таблица. 3. Геоморфологическая опасность разломов

Table. 3. Geomorphological danger of faults

Таблица. 4. Характеристика зон разломов, особо опасных для проектируемого газопровода «Ковыкта – Иркутск»

Table 4. Description of the fault zones particularly dangerous for the "Kovykta – Irkutsk" designed gas pipeline

Фациально-палеогеографические реконструкции отдельных этапов геологической истории потенциально нефтегазоносных регионов имеют важное практическое значение. Они являются основой прогноза развития интервалов коллекторов и покрышек как одного из важнейших элементов оценки перспектив нефтегазоности и выбора направлений поисково-разведочных работ.

Целью настоящего исследования является реконструкция условий образования толщи верхнего палеогена Ду1 формации Дунин. Формация Дунин входит в состав впадины Чхэнбэй – одного из тектонических элементов депрессии Цзиян осадочного бассейна Бохайвань на северо-востоке Китая [1–3]. Впадина Чхэнбэй выполнена мощной (до 2500 м) толщей терригенных отложений палеогена (рис. 1) [5], с которыми связан ряд нефтяных и газовых месторождений.

СТРОЕНИЕ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ТОЛЩИ Ду1

Толща Ду1 сложена средне-мелкозернистыми песчаниками и аргиллитами, причем распределение отложений в целом и песчаников в частности по площади впадины достаточно неравномерно. Мощности песчаников изменяются значительно – от 68 до 341 м, причем в восточной части района исследования на карте выраженно обособляется зона повышенных мощностей (более 210 м). В числе пород разреза выделяются песчаники серые, серо-желтые, средне-мелкозернистые, средне и хорошо отсортированные, полуокатанные олигомиктовые, полевошпатово-кварцевые.

По данным рентгеноструктурного анализа, наиболее распространенным глинистым минералом в составе толщи является каолинит. Реже встречаются иллит, хлорит, минералы группы смектитов.

В результате статистической обработки данных гранулометрического анализа образцов песчаников выявлена хорошая отсортированность пород: коэффициент отсортированности S0 находится в пределах 1,50–2,42. Средний диаметр зерен составляет 0,11–0,69 мм.

Отложения северо-восточной части зоны повышенных мощностей Ду1, в том числе песчаников, характеризуются относительной равномерностью распределения по площади (рис. 2), в отличие от распределения мощностей и характера отложений в юго-западной, большей части изучаемой территории.

Области резко увеличенных мощнос-тей в плане представляют собой две в разной степени изгибающиеся полосы. Юго-восточная полоса шире, извилистее и характеризуется по сравнению с северо-западной большими мощностями – как суммарными, так и мощностями песчаников.

Полосы разделены более или менее изолированными овальными или удлиненными участками.

Такое распределение отложений дает возможность предположить, что обстановки осадконакопления в верхнем палеогене – в период формирования толщи Ду1 – в регионе были неодинаковы.

Для северной области характерно более-менее равномерное увеличение мощностей к северо-востоку, относительно равномерное переслаивание в разрезе песчаных и глинистых пород и, самое главное, хорошая коррелируемость и выдержанность пластов как по разрезу, так и по площади. Некоторые песчаные пласты имеют четко выраженную каротажную характеристику, что делает корреляцию достаточно надежной. Можно предположить, что исследуемая территория представляла собой водоем, где и формировались выдержанные по площади отложения, в частности характерный сдвоенный пласт, являющийся хорошим репером в северо-восточной части планшета и выклинивающийся при переходе в иные фации (рис. 3). Вытянутые полосы повышенных мощностей, простирающиеся с юго-запада на северо-восток, можно интерпретировать как речные долины. Результаты исследований этих зон, в том числе кернового материала, позволили выделить и частично охарактеризовать отдельные фации аллювиального комплекса, в частности русловые и пойменных озер – стариц.

В ряде образцов керна, представленных песчаниками, отчетливо прослеживаются следы размыва (рис. 4), очевидно залегание на этих поверхностях косослоистых песчаных серий, что говорит о достаточно активном течении, характерном для начала формирования русла и последующего заполнения его осадками. Подобного типа русловые отложения имеют и специфическую каротажную характеристику [4, 6]. Начальная энергия потока, размывающего подстилающие отложения и формирующего ложе – желоб, достаточно высока, скорость течения значительна, и заполнение ложа начинается относительно крупнозернистым материалом, размерность которого по мере снижения энергии транспортирующей среды постепенно уменьшается.

В итоге кривые гамма-каротажа русла имеют цилиндрическую или колоколообразную форму (слабозубчатую форму цилиндра или колокола) с низким уровнем гамма-излучения.

Иная картина наблюдается в нижних участках русла, где течение уже стабилизировалось (рис. 5). Здесь откладываются равномерно зернистые, хорошо отсортированные осадки (мелко- и среднезернистые пески) со слабой тенденцией к уменьшению среднего размера зерен к кровле. Это также свидетельствует о спокойном равномерном течении, теряющем энергию по мере заполнения русла осадками. Толщина песчаных тел варьирует в пределах 4–10 м, иногда встречаются тонкие песчаные прослои мощностью 2–4 м.

В части развития аллювиального комплекса зафиксированы также мелкозернистые песчаники с правильной тонкой горизонтальной слоистостью (рис. 6). Осадки подобной текстуры, свидетельствующие о спокойных условиях формирования, отлагались, скорее всего, в пойменных озерах – старицах [7]. Каротажная характеристика отложений поймы меняется. В зависимости от количества и толщины песчаных слоев в составе пойменных отложений выделяются два типа формы кривых: чередование песков и глин или тонкие прослои песчаников между слоями аргиллита фиксируются на кривых гамма-каротажа в виде «пальцев». Уровень гамма-излучения низкий.

Пойменные периодически заливаемые водой отложения представлены алевро-глинистыми породами.

В разрезах отдельных скважин собственно русловые образования перемежаются со старичными и пойменными, что указывает на изменения положения русла в период формирования толщи Ду1, т. е. река активно меандрировала, и это определило значительную ширину аллювиальной долины. Участки и отдельные острова вне аллювиального комплекса представляют собой, как уже было отмечено, изолированные овальные или удлиненные области. Они сложены алевро-глинистыми отложениями существенно меньшей, чем в разрезе аллювиального комплекса, мощности. Наличие подобной старой реки свидетельствует о выровненном плоском рельефе (рис. 7, 8).

На фоне общей палеогеографической ситуации в период формирования Ду1 происходили также такие непринципиальные изменения, как перемещение береговой линии бассейна, обусловленное изменением уровня водного зеркала на севере водоема и, соответственно, повышением базиса эрозии. В частности, максимальный подъем отмечается в середине рассматриваемого периода, во время образования упомянутого реперного пласта, характеризующегося наибольшей областью распространения. В это время водоем распространялся и на районы нижнего течения рек, особенно восточной реки.

Сам водоем, видимо, представляет собой один из характерных для второй половины кайнозоя элементов специфических бассейнов северной полусферы, включающих неполносоленые бассейны Паратетиса и континентальные озера Северной Америки [8, 9].

Средне- и мелкозернистые песчаники и аргиллиты представляют собой разные фации аллювиального комплекса меандрирующей реки, т. е. извилистая полоса повышенных мощностей песчаников на рис. 2 – это область аллювиальной долины, включающая русловые и пойменные отложения, в том числе старичные. При этом собственно русловые отложения в разрезе перемещаются в пределах долины и могут даже, хотя и редко, выходить за ее пределы. Песчаные тела этой реки являются важнейшими элементами литологических и стратиграфических резервуаров углеводородов.

ПЕРСПЕКТИВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНА

Промышленная нефтегазоносность отложений толщи Ду1 формации Дунин впадины Чхэнбэй депрессии Цзиян бассейна Бохайвань уже доказана, поэтому дальнейшие поисково-разведочные работы целесообразно концентрировать в зонах развития песчаных бассейновых и русловых образований аллювиального комплекса. Ловушками, скорее всего, будут антиклинальные складки, в том числе осложненные разломами, однако при этом можно ожидать наличия литологически ограниченных, а также структурных залежей, характеризующихся литологическими замещениями.

На следующем этапе проведения геолого-разведочных работ необходимо учесть уже установленные закономерности распределения коллекторских свойств в пределах аллювиального комплекса в целом и русловых фаций в частности, с наилучшими коллекторскими параметрами в стрежневых зонах русел [7].

Актуальность развития комплексирования съемки в варианте совместного использования продольных, поперечных и обменных волн обусловлена рядом трудностей, возникающих при сейсморазведке на монотипных волнах. Безусловно, большинство нефтедобывающих компаний России определяют индивидуальные приоритеты для каждой площади и прописывают в технических заданиях на проведение сейсморазведочных работ методику, которую считают наиболее подходящей. Тем не менее основной тенденцией остается разработка технических заданий по аналогии с работами прошлых лет. Зарубежные компании, имеющие более длительную историю работы и более старый фонд месторождений, столкнулись с необходимостью повышения эффективности сейсморазведки намного раньше.

ПЕРСПЕКТИВНОСТЬ МЕТОДА МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ

Одним из развивающихся направлений сейсморазведки является метод многокомпонентной съемки (3D/3C), базирующийся на совместном использовании продольных, поперечных и обменных волн. При использовании результатов многокомпонентной сейсмосъемки 3D/3C сопоставление изображений одной формации на продольных и обменных волнах позволяет получить больше данных о свойствах геологической среды, чем при использовании только продольных волн. В частности, можно корректно определить коллекторские свойства, оценить флюидонасыщение, выявить изменения литологических типов пород, природу порового пространства [1]. Обработка данных продольных и обменных волн (PP и PS) сложнее обработки традиционных однокомпонентных данных, так как информация этих двух типов хоть и получена в ходе одной съемки, но имеет ряд существенных различий по амплитудам, скоростям, а также по характеру изменения амплитуды с удалением. Это связано с тем, что перечисленные параметры, в особенности скорость распространения волн, определяются составом, строением и состоянием горных пород, зависящими, в свою очередь, от гранулометрического и минерального состава, глубины залегания, возраста пород, степени метаморфизма, плотности, пористости, трещиноватости, флюидонасыщенности и ряда других факторов.

Отраженные поперечные (обменные) волны могут быть зарегистрированы специальными приемниками с применением обычных сейсмостанций. Проходящая обменная волна распространяется вглубь с постепенным затуханием, а на геологических границах отражается и восходит на поверхность. Поскольку скорость распространения обменных волн ниже скорости распространения волн продольных, разрешенность их записи будет выше [2]. Стоит отметить, что при производстве работ с регистрацией продольных волн возможны случаи интерференции волн отраженных, поверхностных и преломленных, зарегистрированных в одних и тех же точках поверхности.

Кроме того, одним из преимуществ применения многокомпонентной сейс-моразведки является возможность проведения сравнительного анализа характеристик данных, полученных при интерпретации сейсмических кубов по продольным и обменным волнам, так как обменные волны являются вспомогательным типом волн, позволяющим повысить корректность интерпретации (рис. 1). При сравнительном анализе сейсмических разрезов двух кубов отмечается более четкая сейсмическая картина по обменным волнам, что связано с различиями распространения продольных и поперечных волн в разных средах: продольные волны распространяются как в твердых, так и в жидких средах, поперечные – только в твердых.

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ПЕСЧАНЫМ ТЕЛАМ-КОЛЛЕКТОРАМ

Терригенные отложения, потенциальными коллекторами которых являются песчаные тела, характеризуются сложным переслаивающимся строением, а сами песчаные отложения в ряде случаев обладают сильной литологической неоднородностью. В силу присущей им сложной формы надежное картирование этих тел весьма затруднительно при редкой сетке скважин, без использования данных сейсморазведки. Вместе с тем возрастает и трудность интерпретации данных сейсморазведки, поскольку изменение литологического состава отложений, а также увеличение количества песчаного материала в глинистых пачках обусловливают слабодифференцируемый характер сейсмического разреза. При достаточно высокой плотности бурения без данных сейсморазведки трудно изучить распространение линзовидных песчаных отложений и обнаружить разрывные нарушения, которые слабо фиксируются по скважинным данным, но хорошо прослеживаются на временных разрезах.

В качестве примера рассмотрим разрез нефтяного месторождения Шакти Ассамского нефтегазоносного бассейна (северо-восток Индии). Данное месторождение многопластовое, имеет типичное для региона осложненное геологическое строение, отложения представлены разрозненной толщей переслаивающихся терригенных пород. Зона интересов исследуемой части месторождения находится на глубине 3300–4000 м и представляет собой олигоценовые отложения серии бараил. Отложения этой серии включают в себя шесть наиболее выдержанных песчаных пластов, именуемых Лаква Сэнд (LS) I–VI, переслаивающихся выдержанными угольными и глинистыми отложениями (рис. 2).

При проведении интерпретации данных сейсморазведки в некоторых разрезах выявление характеристик продольных волн не представляется возможным либо является искаженным ввиду осложненного геологического строения. Примером служат угольные отложения, в которых происходит поглощение и замедление распространения продольных волн. Такие явления зачастую могут искажать характеристики перспективных продуктивных горизонтов на сейсмических разрезах, в то время как поперечные волны сохраняют информацию о характеристиках вмещающих пород, и анализ таких волн не приводит к искажению изображений [3].

Пласт LS-V – продуктивный песчаный пласт (рис. 3), залегающий под мощным слоем угольных отложений (нижележащие отложения также содержат угольные прослои). При анализе скоростных характеристик в интервале данного продуктивного горизонта наблюдается понижение значений скорости продольных и даже поперечных волн, что объясняется влиянием залегающих выше и ниже по разрезу угольных пластов.

Проведение сейсмического атрибутного анализа по кубам двух типов волн также демонстрирует эффективность применения этих данных на этапах динамической и кинематической интерпретации. Сейсмический атрибутный анализ используется для выявления продуктивных объектов, прослеживания разрывных нарушений и систем трещиноватости и позволяет в ряде случаев прогнозировать флюидонасыщение. При этом в ходе комплексного расчета атрибутов по продольным и обменным волнам можно выделить более четкие границы резервуаров, обладающих высоким контрастом акустического импеданса PS-волн в сравнении с импедансом продольных волн (рис. 4), что отчетливо наблюдается при сравнении срезов в интервале продуктивного горизонта LS-V.

Данные наиболее информативных атрибутов используются для дальнейшего анализа и проведения исследований по месторождению. При этом в силу различий распространения продольных и поперечных волн сейсмические атрибуты, рассчитанные по кубу обменных волн, являются более информативными, поскольку более контрастно демонстрируют даже слабые литологические изменения и подтверждают скважинные данные.

Для многопластовых месторождений, представленных переслаивающимися терригенными отложениями, всегда есть проблема максимально корректной интерпретации межскважинного пространства. Чем более качественно и реалистично выполнена интерпретация сейсмических и скважинных данных с учетом различных законов распространения, подкрепленных разными волновыми полями (в приведенном примере это обменные волны), тем более достоверной будет геологическая модель.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Использование данных многокомпонентной сейсморазведки весьма информативно при работе с такими геологическими разрезами, как, например, тонкослоистые отложения, клиноформы, отложения, осложненные соляными куполами и т. д. Это обусловлено тем, что обменные волны являются вспомогательным типом волн, позволяющим повысить качество интерпретации данных и корректно определить характеристики среды.

Опыт практического применения данной технологии демонстрирует ее эффективность в реальных условиях. Использование данных многокомпонентной съемки при построении объемной геологической модели месторождения позволяет уточнить параметры продуктивных резервуаров, повысить эффективность разведки и разработки залежей углеводородов. Основным результатом проведения многокомпонентной съемки является возможность максимально корректного и точного построения детальной модели залежи/месторождения с прогнозом флюидонасыщения. Литература:

Борисов А.С. Многоволновая сейсморазведка (МВС): учебно-методическое пособие. Казань: Казанский (Приволжский) федеральный университет, 2012. 31 с.

Ампилов Ю.А. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. М.: ООО «Издательство «Спектр», 2008. 384 с.

Мараев И.А. Комплексная интерпретация результатов геофизических исследований скважин: учебное пособие. М.: МГРИ – РГГРУ, 2013. 99 с.

Компрессорная установка ТАКАТ 78.2-7 МЗа ХЛ1 (модульная компрессорная установка (МКУ) № 611), разработанная АО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» и изготовленная ОАО «Казанькомпрессормаш», входящими в Группу ГМС, – пилотный проект, реализуемый ООО «Газпром добыча Ямбург» в рамках внедрения системы распределенного компримирования (СКР).

Испытание данной компрессорной установки осуществляется с октября 2017 г. За это время был выявлен и проанализирован ряд замечаний по доработке установки, которые в короткие сроки успешно реализованы. В октябре 2018 г. на МКУ начались ресурсные испытания с непрерывной работой установки в течение 5000 ч.

Система распределенного компримирования – это технология промышленной обработки и подготовки газа путем повышения его давления с помощью МКУ, внедряется ООО «Газпром добыча Ямбург» для решения проблемы добычи низконапорного газа. Снижение пластового давления и скорости движения газа по шлейфам на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении, разрабатываемом в течение более 30 лет, требует применения нового оборудования, которое позволит поставлять углеводородное сырье от кустов газовых скважин до дожимных компрессорных станций.

МКУ ТАКАТ 78.2-7 МЗа ХЛ1 производительностью более 420 тыс. м3 газа в сутки разработана на базе винтового маслозаполненного компрессора специально для месторождений севера Ямала с учетом всех требований заказчика, таких как мобильность, автономность работы оборудования (по принципу «безлюдных технологий»), а также высокий уровень автоматизации процесса компримирования и подачи газа.

МКУ представляет собой систему модулей (компрессорного, сепарационного, а также модулей аппаратов воздушного охлаждения масла и газа), объединенных технологическими трубопроводами. Система обеспечивает добычу газа при низких давлениях, продлевает «жизнь» скважины, сберегает энергию, при этом теплый газ после установки препятствует образованию льда в газопроводах-шлейфах.

Все оборудование было поставлено заказчику в максимальной заводской готовности, в том числе с учетом специальных требований к вспомогательным системам.

Большая и плодотворная работа, проведенная разработчиками и производителями МКУ «ТАКАТ» в тесном сотрудничестве с ООО «Газпром добыча Ямбург», позволяет увеличить срок эксплуатации старого фонда скважин, повысить коэффициент извлечения газа при снижении устьевых давлений до 0,1 МПа, сократив затраты на реконструкцию промыслов при уменьшении объемов добываемого газа, а также продолжать успешно реализовывать программы Правительства Российской Федерации и ПАО «Газпром» по импортозамещению с использованием комплектующих и оборудования исключительно отечественного производства.

Подготовила Э.А. Ганиева 

ОАО «Казанькомпрессормаш»

420029, РФ, Республика Татарстан,

г. Казань, ул. Халитова, д. 1

Тел.: +7 (843) 562-09-89

Факс: +7 (843) 291-79-67

e-mail: info@hms-kkm.ru

www.compressormash.ru

При строительстве, реконструкции и ремонте нефтепромысловых трубопроводов (НПТ) в Российской Федерации широко применяется трубная продукция:

1) из углеродистых сталей, в этом случае при эксплуатации трубопроводов из углеродистых сталей используются ингибиторы коррозии;

2) из низколегированных хромистых сталей;

3) из углеродистых сталей с наружным и внутренним полимерными покрытиями.

Накопленный в течение длительного времени опыт применения стальной трубной продукции различного исполнения показал, что наиболее перспективным на сегодняшний день является использование трубной продукции из углеродистой стали с наружным и внутренним полимерными покрытиями. Данная продукция позволяет:

• существенно повысить энергоэффективность НПТ за счет предотвращения интенсивного образования твердых отложений асфальтосмолопарафинов и минеральных солей на внутренней поверхности трубопровода;

• обеспечить требуемый уровень надежности НПТ, т. е. безотказность, долговечность и ремонтопригодность трубопровода;

• значительно сократить затраты на строительство, техническое обслуживание и ремонт НПТ.

Однако получить эти преимущества можно только в случае соответствия уровней качества различных видов трубной продукции из углеродистой стали с наружным и внутренним полимерными покрытиями и их сварных соединений с наружной и внутренней противокоррозионной изоляцией требованиям нефтегазовых компаний. Соподчиненность уровней качества, основанная на иерархическом принципе, представлена на рис. 1.

Уровень качества НПТ, прописанный нефтегазовыми компаниями в техническом задании на проектирование, определяется числовыми или качественными значениями норм на показатели потребительских свойств НПТ, являющихся критериями их качества, а также нормативными документами федерального уровня, устанавливающими определенные ограничения значений этих критериев, в частности уровня безопасности, и допустимыми для потребителя затратами на строительство, эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт НПТ.

Комплекс потребительских свойств НПТ, соответствующий требованиям нефтегазовых компаний, представлен на рис. 2. Степень проявления каждого свойства, определяемую числовыми или качественными значениями норм на показатели этих свойств, должны также устанавливать нефтегазовые компании.

Требуемые уровни качества НПТ из стальных элементов с наружным и внутренним полимерными покрытиями, отдельных элементов этих трубопроводов, их сварных соединений с наружной и внутренней противокоррозионной изоляцией регламентируют в стандартизированных или корпоративных технических требованиях.

На сегодняшний день технические требования нефтегазовых компаний, определяющие уровень качества НПТ из стальных элементов с наружным и внутренним полимерными покрытиями, отсутствуют, что, в свою очередь, обусловило отсутствие технических требований к их сварным соединениям с наружной и внутренней противокоррозионной изоляцией.

Возможно, специалисты подразделений нефтегазовых компаний по эксплуатации трубопроводных систем полагают, что в стандартах, регламентирующих правила проектирования промысловых трубопроводов, требованиям к качеству сварных соединений уделено достаточно внимания, но это не так. В нормативной документации, определяющей уровень качества сварных соединений стальной трубной продукции с наружным и внутренним полимерными покрытиями, отсутствуют требования к качеству наружной и внутренней поверхностей этих соединений. В то же время от качества этих поверхностей в значительной мере зависит качество наружной и внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений.

Применяемые в настоящее время методы противокоррозионной изоляции наружной поверхности сварных со-единений стальных элементов трубопроводов с полимерными покрытиями обеспечивают требуемый уровень качества изоляции даже в отсутствие соответствующих технических требований нефтегазовых компаний.

Актуальной является задача разработки технических требований, определяющих требуемый уровень качества внут-ренней изоляции сварных соединений стальных элементов НПТ с полимерными покрытиями в заданных условиях эксплуатации в течение расчетного срока службы, а также методик контроля соответствия фактических характеристик внутренней изоляции сварного соединения требуемому уровню качества.

Технические требования к внутренней изоляции сварного соединения и прилегающих к нему неизолированных концевых участков стальных элементов трубопроводов с внутренним эпоксидным покрытием должны содержать:

• перечисление функций, выполняемых внутренней изоляцией;

• потребительские свойства внутренней изоляции, определяющие ее способность выполнять эти функции;

• расчетный срок службы внутренней изоляции;

• виды внешних воздействий на внут-реннюю изоляцию при эксплуатации НПТ;

• показатели потребительских свойств внутренней изоляции в исходном состоянии и при различных видах внешних воздействий;

• нормы на показатели потребительских свойств – критерии качества.

Основными функциями внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений и неизолированных сваренных концевых участков стальных элементов НПТ с внутренним эпоксидным покрытием являются:

• защита сварных соединений и прилегающих к ним участков неизолированной эпоксидным покрытием трубной стали от контакта с транспортируемым продуктом и его отдельными компонентами в заданных условиях эксплуатации в течение расчетного срока службы;

• сохранение при внутренней изоляции сварных соединений внутреннего сечения НПТ на требуемом уровне для обеспечения проектного значения гидравлического сопротивления, технологичности при контроле и техническом обслуживании;

• предотвращение образования на внутренней поверхности сварных соединений НПТ значительных твердых отложений асфальтосмолопарафинов (АСПО) и минеральных солей при условии выполнения регламентированного технического обслуживания трубопроводов.

В таблицы 1 и 2 сведены потребительские свойства внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений, обеспечивающие выполнение ею требуемых функций, показатели потребительских свойств и нормы на показатели – критерии качества внут-ренней изоляции.

НЕДОСТАТКИ ВНУТРЕННЕЙ ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЗАЩИТНОЙ ВТУЛКОЙ С ГЕРМЕТИЗАЦИЕЙ ЗАзОРА ЭПОКСИДНОЙ МАСТИКОЙ ИЛИ УПЛОТНЯЮЩИМИ МАНЖЕТАМИ

В последние годы широкое промышленное применение нашла внутренняя противокоррозионная изоляция сварных соединений стальных элементов НПТ с внутренним эпоксидным покрытием защитной втулкой, предусматривающая герметизацию зазора между втулкой и сварным соединением эпоксидной мастикой (рис. 3), или манжетой из терморасширяющегося материала, либо сочетанием двух последовательно расположенных манжет. К числу основных недостатков внутренней изоляции сварных соединений НПТ защитной втулкой с герметизацией зазора эпоксидной мастикой или уплотняющими манжетами относятся следующие.

1. Не обеспечивается герметизация зазора между защитной втулкой и внутренней поверхностью сварного соединения стальных элементов НПТ с внутренним эпоксидным покрытием с помощью эпоксидной мастики или различных уплотняющих манжет из-за большого допуска на внутренний диа-метр этих элементов, значительных овальности их внутренней поверхности и волнистости эпоксидного покрытия на сопрягаемых поверхностях изолирующей втулки и элементов НПТ. В результате транспортируемый по трубопроводу коррозионно-активный продукт, проникая сквозь зазор, контактирует со сварным швом и прилегающими к нему неизолированными эпоксидным покрытием концевыми участками стальных элементов НПТ. Непонятно, почему специалисты нефтегазовых компаний по эксплуатации трубопроводных систем, хорошо зная, что внутренняя противокоррозионная втулочная изоляция не выполняют свою основную функцию – защиту сварного соединения от контакта с транспортируемым коррозионно-активным продуктом, продолжают широко применять эту изоляцию, затрачивая на нее значительные средства. При этом они утверждают, что, несмот-ря на контакт сварного соединения с транспортируемым коррозионно-активным продуктом, коррозионное разрушение сварного соединения и неизолированной эпоксидным покрытием трубной стали на сваренных концевых участках элементов НПТ не происходит, продукты коррозии отсутствуют. По их мнению, это объясняется отсутствием непрерывного течения транспортируемого продукта сквозь зазор между втулочной изоляцией и сварным соединением и, следовательно, непоступлением в данную зону кислорода, необходимого для развития процесса коррозии стали.

При этом специалистам в области коррозии металлов и сплавов хорошо известна достаточно опасная щелевая коррозия стали, при которой течение коррозионно-активной среды также отсутствует.

Не требуется непрерывное течение транспортируемого продукта сквозь зазор между втулкой и сварным со-единением и для развития сероводородной коррозии стали и сульфидного растрескивания. Если транспортируемый продукт проникает в недостаточно герметизированный зазор между наружной поверхностью изолирующей втулки и сварным соединением, то даже в отсутствие непрерывного течения происходит диффузия компонентов транспортируемого продукта из области низкой концентрации за пределами изолирующей втулки в область высокой концентрации в негерметичном зазоре (осмос), что обеспечивает сохранение высокой коррозионной активности газожидкостной среды в зазоре.

2. Уменьшается проходное сечение НПТ на участках с внутренней изоляцией сварных соединений защитной втулкой, что повышает гидравлическое сопротивление НПТ и в результате снижает его энергетическую эффективность. При этом затрудняется прохождение очистных устройств при техническом обслуживании НПТ и диагностирующих снарядов при контроле их технического состояния.

3. Изменяются гидродинамические характеристики потока транспортируемого продукта в местах сужения, вызываемого изоляцией сварного соединения защитной втулкой, что является причиной образования значительных отложений на этих участках. На выходе из втулочной изоляции происходит завихрение потока транспортируемой по НПТ газожидкостной смеси, что вызывает интенсивный износ эпоксидного покрытия.

4. Отсутствуют методы и технические средства контроля герметичности зазора между защитной втулкой и сварным соединением, обеспечиваемой эпоксидной мастикой или уплотняющими манжетами. Необходимо отметить, что не может быть обеспечена герметизация зазора уплотняющими манжетами из терморасширяющихся материалов при повышенном давлении транспортируемого продукта.

НЕДОСТАТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПОКРЫТИЕМ ИЗ ХРОМИСТЫХ СТАЛЕЙ

По заданию нефтегазовых компаний производители стальных элементов НПТ с внутренним эпоксидным покрытием проводят работы по созданию на внутренней поверхности концевых участков этих элементов покрытия из хромистых сталей методами газотермической металлизации или наплавки до нанесения эпоксидного покрытия. Наносимое затем эпоксидное покрытие должно частично перекрывать покрытие из хромистой стали (рис. 4). При последующей сварке концевых биметаллических участков стальных элементов НПТ должна обеспечиваться коррозионная стойкость сварного шва.

Существенными недостатками внутренней противокоррозионной изоляции покрытием из хромистых сталей сварных соединений стальных элементов НПТ с внутренним эпоксидным покрытием являются следующие:

1) сложность выбора для внутреннего металлизационного или наплавленного покрытия концевых участков трубной продукции хромистой стали, обладающей необходимой свариваемостью и коррозионной стойкостью не ниже стойкости углеродистой стали с эпоксидным покрытием в средах, транспортируемых по НПТ. Накопленный нефтегазовыми компаниями опыт применения трубной продукции из низколегированных хромом сталей показал их недостаточную коррозионную стойкость в средах, транспортируемых по нефтесборным трубопроводам и водоводам, при достаточно высокой стоимости. Опытно-промышленные испытания внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений НПТ металлизационным покрытием из высокохромистой стали показали, что при сварке образуются трещины в металлизационном покрытии, вызывающие нарушение его защитной способности;

2) низкий уровень адгезии эпоксидных покрытий к хромистым сталям. Это обусловливает необходимость нанесения специального грунта, что технически сложно осуществить на действующих технологических линиях для нанесения внутреннего эпоксидного покрытия на стальную трубную продукцию;

3) сложно обеспечить требуемый уровень качества внутренней противокоррозионной защиты покрытием из хромистых сталей сварного соединения стальных элементов трубопроводов с внутренним эпоксидным покрытием при соблюдении требований нефтегазовых компаний по применению при сварке биметаллических концов этих элементов сварочных электродов, используемых для сварки трубной продукции из углеродистых сталей. В соответствии с действующими правилами при сварке биметаллов для корня шва и основного шва должны использоваться разные марки электродов, что значительно повысит затраты на строительство НПТ и ужесточит требования к квалификации сварщиков;

4) невозможно использовать внутреннюю противокоррозионную изоляцию сварных соединений покрытием из хромистых сталей при ремонте НПТ, поскольку технически сложно наносить в этих условиях покрытия из хромистых сталей методами газотермической металлизации или наплавки с последующим частичным перекрытием покрытия из хромистой стали эпоксидным покрытием. Поэтому при первом же ремонте НПТ внутренняя противокоррозионная изоляция покрытием из хромистых сталей будет заменена на внутреннюю противокоррозионную втулочную изоляцию со всеми сопутствующими данному виду защиты существенными недостатками.

ПРЕИМУЩЕСТВА ВНУТРЕННЕЙ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ БАНДАЖНОЙ ЛЕНТОЙ

В настоящее время разработана внут-ренняя противокоррозионная изоляция сварных соединений стальных элементов трубопроводов с внутренним эпоксидным покрытием бандажной лентой из композитного материала, пропитанного эпоксидным связующим (рис. 5 и 6).

Жизнеспособность бандажной ленты, пропитанной эпоксидным связующим, при хранении в пленочной упаковке производителя составляет более 1 года при температуре не более 40 °С.

Преимущества внутренней противокоррозионной изоляции сварных со-единений бандажной лентой по сравнению с внутренней изоляцией защитной втулкой:

1) исключается контакт транспортируемого продукта со сварным соединением стальных элементов НПТ с внутренними эпоксидными покрытиями;

2) сохраняется проходное сечение НПТ на участках внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений, что обусловливает сохранение проектного значения гидравлического сопротивления, не препятствует прохож-дению очистных поршней при удалении различных отложений и движению диаг-ностических комплексов при контроле технического состояния НПТ;

3) сокращаются временне затраты на проведение внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений;

4) исключается влияние квалификации исполнителя и окружающей среды на качество внутренней противокоррозионной изоляции;

5) снижается стоимость внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений;

6) сокращаются затраты на ремонт НПТ.

Необходимо отметить, что внутренняя противокоррозионная изоляция бандажной лентой предназначена для защиты сварных соединений гладких неизолированных концов стальных труб с внутренним эпоксидным покрытием. Данная изоляция нетехнологична при внутренней противокоррозионной изоляции сварного соединения труб с фасонными деталями НПТ, для которой разработана раструбно-втулочная изоляция (рис. 7).

ПРЕИМУЩЕСТВА ВНУТРЕННЕЙ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ РАСТРУБНО-ВТУЛОЧНОЙ ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ СТАЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ С ВНУТРЕННИМ ЭПОКСИДНЫМ ПОКРЫТИЕМ

Герметичность раструбно-втулочной изоляции сварного соединения стальных элементов трубопроводов с внут-ренним эпоксидным покрытием обес-печивается эластичными манжетами, установленными на концевых участках защитной втулки. При стягивании раструбов с помощью гидравлического приспособления эластичные манжеты принудительно сжимают в целях обес-печения необходимой деформации, создающей требуемую герметичность, и заданной величины зазора между торцевыми поверхностями раструбов трубы и фасонной детали при сварке.

Преимущества внутренней противокоррозионной раструбно-втулочной изоляции сварных соединений стальных элементов трубопроводов с внут-ренним эпоксидным покрытием по сравнению с внутренней изоляцией гладких концов трубной продукции защитной втулкой:

1) исключается контакт транспортируемого по трубопроводу продукта со сварным соединением;

2) сохраняется проходное сечение трубопровода на участках внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений, что обусловливает проектное значение гидравлического сопротивления, не препятствует прохождению очистных поршней при удалении различных отложений и движению диагностических комплексов при контроле технического состояния трубопроводов;

3) уменьшаются временне затраты на внутреннюю противокоррозионную изоляцию сварных соединений;

4) исключается влияние квалификации исполнителя и окружающей среды на качество внутренней противокоррозионной изоляции;

5) обеспечивается более низкая стоимость защитной втулки для сварного соединения раструбных концов, обусловленная более простой конструкцией по сравнению с втулкой, используемой при внутренней изоляции сварного соединения гладких концов стальных элементов;

6) появляется возможность ремонта НПТ с внутренней противокоррозионной раструбно-втулочной изоляцией сварных соединений.

При ремонте к соединяемым концам элементов НПТ привариваются раструбные патрубки с последующей внут-ренней противокоррозионной защитой сварных соединений бандажной лентой. В раструбные концы приваренных патрубков устанавливают втулку с эластичными манжетами. Затем раструбы стягивают с помощью гидравлического приспособления для обеспечения необходимой деформации эластичных манжет, создающей требуемую герметичность и заданный зазор между торцовыми поверхностями раструбов при сварке.

Таблица 1. Потребительские свойства внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений, обеспечивающие выполнение ею требуемых функций

Table 1. Consumer properties of inner anti-corrosive lining of welded joints ensuring its goal functions

Таблица 2. Нормы на показатели потребительских свойств внутренней противокоррозионной изоляции сварных соединений

Table 2. Requirements for indices of consumer properties of inner anti-corrosive lining of welded joints

Большая часть месторождений Российской Федерации находится на поздней стадии эксплуатации. С этим обстоятельством связано наличие ряда осложняющих факторов при подъеме скважинной продукции на поверхность. Основную долю годовой добычи страны обеспечивают механизированные способы добычи, поэтому вопрос повышения эффективности работы нефтедобывающей насосной техники, особенно в осложненных условиях, требует качественной проработки.

Есть разные подходы к конструированию лопастных насосов [1–8], но в любом случае основная задача заключается в создании сочетания конструкторских решений, которые могут удовлетворить различные требования, предъявляемые к многочисленным параметрам насоса.

Критерии оптимизации могут меняться в зависимости от конкретных целей, однако основными критериями улучшения работы насоса являются его напор Н, м, и полный коэффициент полезного действия (КПД) , %, при необходимой подаче.

Усовершенствование конструкций насосов происходит, главным образом, экспериментально. Действительно, до недавнего времени четкой взаимосвязи между геометрическими размерами и гидродинамическими параметрами, позволяющей конструктору оценить изменение характеристик гидравлической машины при трансформации ее проточной части, выявлено не было.

На сегодняшний день известно, что напор Н и полный КПД зависят от следующего перечня параметров:

Н, = f(zК, zА, D1, D2, D3, D4, bК, bА, 1, 2, 3, 4, n, Q, Ra, μ, ), (1)

где zК, zА – количество лопастей рабочего колеса и направляющего аппарата, шт.; D1, D2 – диаметр входа и выхода рабочего колеса, мм; D3, D4, – диаметр входа и выхода направляющего аппарата, м; bК, bА – ширина канала рабочего колеса и направляющего аппарата, мм; 1, 2 – входной и выходной углы лопасти рабочего колеса, °; 3, 4 – входной и выходной углы лопасти направляющего аппарата,°; n – частота вращения рабочего колеса, об/мин; Q – подача насоса, м3/ч; Ra – шероховатость поверхностей рабочего колеса и направляющего аппарата (допускается применение Rz или Rmax), мкм; μ, – динамическая вязкость, Па.с, и плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3.

При этом производитель стремится по возможности минимизировать стоимость создания насоса, вероятность возникновения рисков и срок выпуска изделия на рынок. Вследствие такого стремления дорогостоящий натурный эксперимент может быть полностью или частично заменен на менее трудо- и времязатратное компьютерное исследование. Этот вариант наиболее предпочтителен, например, в серии испытаний по оптимизации профиля лопасти рабочего колеса насоса, по итогам которой насос как результат компьютерного эксперимента создается для проведения эксперимента натурного. В этом случае говорят о возможности создания «цифровых двойников», обеспечивающих тождественность результатов компьютерных и физических (натурных) экспериментов.

Однако, несмотря на стремительно развивающиеся вычислительные технологии, методика определения гидродинамических параметров некоторых типов лопастных насосов для добычи нефти, по мнению авторов данной статьи, требует серьезной доработки. Существует еще один параметр, который вполне способен повлиять на гидродинамические характеристики машины, но реже учитывается при конструировании нефтедобывающей насосной техники, – коэффициент быстроходности nS.

Стоит отметить, что коэффициент быстроходности nS необходим для вычисления объемного КПД в оптимальном режиме, а также является одним из определяющих критериев классификации лопастных насосов различных типов [7] (рис. 1).

Однако в ходе научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по расчету и конструированию ступеней лопастных насосов были выявлены следующие закономерности:

• характеристики центробежных насосов для добычи нефти (nS < 250), полученные в ходе компьютерного эксперимента с помощью пакета программ для решения задач вычислительной аэро- и гидродинамики (англ. Computational Fluid Dynamics (CFD) – вычислительная гидродинамика), незначительно отличаются от результатов натурного эксперимента;

• характеристики диагональных и осевых ступеней лопастных насосов (nS ≥ 250), полученные в ходе CFD-эксперимента, имеют значения в 1,2÷4,0 раза ниже аналогичных показателей, полученных в ходе натурного эксперимента, на всем диапазоне подач.

Кафедра «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина занимается расчетом, проектированием и конструированием ступеней лопастных многоступенчатых насосов для добычи нефти (характеристики некоторых из них представлены в таблице). В целях подтверждения отмеченных закономерностей представим результаты экспериментов на следующих ступенях:

• № 2 (габарит 5, Qопт = 25 м3/сут, напор при оптимальной подаче Н = 5 м, коэффициент быстроходности nS = 54,0);

• № 5 (габарит 5, Qопт = 100 м3/сут, напор при оптимальной подаче Н = 4 м, коэффициент быстроходности nS = 127,8);

• № 7 (габарит 5, Qопт = 200 м3/сут, напор при оптимальной подаче Н = 3,8 м, коэффициент быстроходности nS = 187,8);

• № 14 (габарит 7А, Qопт = 1300 м3/сут, напор при оптимальной подаче Н = 8,5 м, коэффициент быстроходности nS = 261,7).

Для проектирования и CFD-эксперимента при выполнении настоящей работы был выбран программный комплекс SolidWorks с дополнительным CFD-пакетом FlowSimulation.

В соответствии с ГОСТ 6134–2007 [9] для проведения CFD-экспериментов в качестве рабочей жидкости была выбрана техническая вода с динамической вязкостью μ = 0,001 Па.с и плотностью = 1000 кг/м3 при температуре 20 °С и давлении ≈ 0,1 МПа.

В целях сокращения времени расчета и загруженности вычислительной системы задача решалась со следующими допущениями:

• теплообмен и внешние массовые силы отсутствуют;

• фазовые превращения отсутствуют (жидкость не испаряется);

• жидкость однородная несжимаемая;

• режим течения – турбулентный;

• шероховатость стенок – 0 мкм (гладкие).

Натурный эксперимент проводился на стенде, схема которого представлена на рис. 1 [10]. Испытания по получению комплексной характеристики проводились по методике, содержащейся в [9]. Количество уровней расходов жидкости (подачи насоса) составляло не менее восьми. Испытания начинались при полностью закрытой задвижке на нагнетательном патрубке 7 (рис. 2) и проводились до режима «Полностью открытая задвижка».

На рис. 3 представлены сравнения напорно-расходных характеристик для ступеней разной быстроходности, полученных в результате натурного и CFD-эксперимента.

Сравнение напорно-расходных характеристик для ступени насоса с низкой и нормальной быстроходностью свидетельствует о хорошей сходимости результатов натурного и CFD-эксперимента, в первую очередь, в рабочем диапазоне подач. Для данных вариантов можно говорить о возможности использования «цифровых двойников» ступеней ЭЦН.

Незначительное расхождение результатов при испытании ступеней можно объяснить следующими причинами:

• готовое изделие, сделанное на основе модели и конструкторской документации, имеет шероховатость поверхности, отличную от 0 (микронеровности поверхностей выступают здесь как микролопасти, дополнительно вовлекая в процесс перекачиваемую жидкость);

• при CFD-эксперименте использовались свойства чистой рабочей жидкости, что может не в полной мере соответствовать условиям проведения натурного испытания (возможно некоторое включение механических частиц в жидкости, что могло отразиться на результате).

Однако применительно к быстроходным, диагональным и осевым ступеням CFD-эксперимент не показал ожидаемого эффекта. Напорно-расходная характеристика ступени ЭЦН7А-1300, полученная в результате CFD-эксперимента, имеет величины в несколько раз меньшие, чем полученные в результате натурного эксперимента (1,2 раза при 250 м3/сут; 3,2 раза при 1300 м3/сут; 5,1 раз при 1700 м3/сут) (рис. 3г).

Была также сделана попытка провести CFD-эксперимент в среде программного комплекса STAR-CCM+, поскольку предполагалось, что в данном комплексе, во-первых, более полно будут учтены мелкие особенности проточной части ступеней (в том числе в пристеночном слое), а во-вторых, широкий спектр моделей турбулентности вихревой вязкости поможет точнее описать движение жидкости и получить распределение скоростей и давлений.

Однако в случае диагональных и осевых ступеней это не дало ожидаемого результата. Как показано на рис. 4, напорно-расходная характеристика ступени ЭЦН7А-1300, полученная в результате CFD-эксперимента в STAR-CCM+, примерно соответствует результатам натурного эксперимента, но все же имеет отличия, превышающие статистическую погрешность.

Эта проблема позволяет сделать следующие выводы:

1) возможности современных программных комплексов для определения гидродинамических параметров в целях создания быстроходных, диагональных и осевых ступеней лопастных насосов пока еще не соответствуют потребностям конструкторов. В связи с этим при создании «цифровых двойников» данных ступеней в математических моделях нужно вводить поправочные коэффициенты, учитывающие конструктивные особенности разрабатываемой машины;

2) для малых коэффициентов быстроходности программный комплекс SolidWorks с CFD-пакетом FlowSimulation обеспечивает создание «цифровых двойников» при расчете и конструировании ступеней ЭЦН.

Ступени электроприводных лопастных насосов для добычи нефти, созданные на Кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Electric submersible pump stages for oil production, developed at the Department of Machines and Equipment for Oil and Gas Industry of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)

Одной из актуальных проблем нефтегазодобывающих предприятий является расчет срока полезного использования (СПИ) оборудования в зависимости от условий его эксплуатации. Очевидно, что с момента ввода в эксплуатацию основные средства (ОС) предприятия начинают изнашиваться и по истечении определенного срока не могут быть использованы по прямому назначению. Выделение денежных средств, необходимых для приобретения нового оборудования взамен выбывшего из эксплуатации по износу, осуществляется предприятием в течение СПИ ОС путем переноса стоимости оборудования час-тями в себестоимость производимой продукции или иных услуг, оказываемых с использованием данных ОС.

Определение СПИ ОС регламентируется тремя нормативными документами:

• Налоговым кодексом Российской Федерации (НК РФ) [1];

• Постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 № 1 (ред. от 28.04.2018) «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» (Классификатор ОС) [2];

• Положением по бухгалтерскому учету «Учет основных средств» ПБУ 6/01 [3].

Амортизационные отчисления существенно влияют на формирование налогооблагаемой базы предприятий, поэтому фискальные службы отслеживают соответствие сроков амортизации используемого оборудования нормативным срокам, приведенным в Классификаторе ОС.

В нефтегазовой отрасли для налоговых инспекций приоритетными объектами контроля соблюдения нормативных СПИ являются установки скважинных электроприводных лопастных насосов (УЭЛН) – оборудование, широко применяющееся в нефтедобыче и наиболее дорогостоящее (табл. 1).

Из данных, приведенных в табл. 1, видно, что источник конфликтов предприятий с налоговыми службами заложен как в старом Классификаторе ОС, так и в новом, введенном в действие в 2017 г. Этим источником является включение в Классификатор ОС в качестве самостоятельных амортизируемых инвентарных объектов УЭЛН, которые представляют собой совокупность элементов, образующих один сложный комплекс-ный объект, и отдельные самостоятельные объекты, из которых сложные комплексные объекты комплектуются.

Данная редакция классификатора обусловливает вариативность выбора амортизационных групп оборудования, входящего в инвентарный объект УЭЛН.

УСТАНОВКИ СКВАЖИННЫХ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ НЕ ЯВЛЯЮТСЯ САМОСТОЯТЕЛЬНЫМИ АМОРТИЗИРУЕМЫМИ ИНВЕНТАРНЫМИ ОБЪЕКТАМИ

НК РФ не содержит определений, позволяющих решить, когда речь идет о самостоятельном объекте, а когда о сложном комплексном. Нет в НК РФ и такого понятия, как единое основное средство [1, 7]. Однако сходный термин имеется в п. 6 ст. 1 [3], где указано, что инвентарным объектом может быть комплекс конструктивно сочлененных предметов, причем уточнено, что под этим термином понимается «один или несколько предметов одного или разного назначения, имеющих общие приспособления и принадлежности, общее управление, смонтированных на одном фундаменте, в результате чего каждый входящий в комплекс предмет может выполнять свои функции только в составе комплекса, а не самостоятельно».

Установки ЭЛН относятся к категории движимого имущества, они не монтируются на фундаменте, а отдельные объекты, входящие в их состав, могут выполнять свои функции в составе другого оборудования [7]. Как считает автор [8], признак «оборудование, смонтированное на одном фундаменте», является обязательным, а не факультативным. Поэтому, если имущество не смонтировано на одном фундаменте, то даже при наличии всех остальных признаков речь не может идти о едином инвентарном объекте. А это означает, что УЭЛН не является инвентарным объектом, подлежащим амортизации не только в рамках бухгалтерского, но и налогового учета, так как в п. 1. ст. 11 [1] указано, что «…понятия и термины… других отраслей законодательства РФ, используемые в настоящем Кодексе, применяются в том значении, в каком они используются в этих отраслях законодательства, если иное не предусмотрено настоящим Кодексом».

Есть и другие аргументы в пользу того, что объекты, входящие в состав УЭЛН – «комплекса конструктивно сочлененных предметов» и используемые совместно, тем не менее являются самостоятельным имуществом.

Во-первых, даже при приобретении полнокомплектных установок в платежных документах указывается стои-мость каждого объекта, входящего в их состав.

Во-вторых, подавляющая часть объектов, входящих в состав УЭЛН, приобретается раздельно с оформлением первичных документов.

В-третьих, на каждый приобретенный объект оформляется инвентарная карточка с указанием его цены и СПИ.

В-четвертых, каждый объект вводится в эксплуатацию индивидуально.

Поэтому инвентарные объекты с наименованием «УЭЛН» нелогично включать в Классификатор ОС – в нем должно быть перечислено только оборудование, входящее в состав УЭЛН, идентифицированное своим кодом Общероссийского классификатора основных фондов [9] и включенное в соответствующие амортизационные группы Классификатора ОС.

Вопреки этому и в старом, и в новом Классификаторе ОС фигурируют комплексный объект – УЭЛН, входящий во вторую амортизационную группу с СПИ от 2 до 3 лет включительно, а также отдельные объекты, входящие в разные амортизационные группы с СПИ до 25 лет включительно. Это обстоятельство обусловливает вариативность выбора групп объектов амортизации оборудования, входящего в состав УЭЛН.

Предприятия, как правило, стараются включить используемое ими оборудование в амортизационные группы с меньшими СПИ объектов. Включение комплексного объекта УЭЛН во вторую амортизационную группу дает основание предприятиям включать в эту же группу все виды оборудования, входящего в состав УЭЛН: насосы, погружные электродвигатели, кабельные линии, станции управления и трансформаторы.

До какого-то момента с таким подходом к определению СПИ оборудования УЭЛН соглашались и налоговые службы. Их позиция изменилась после обнародования выводов Инспекции Федеральной налоговой службы № 15 по г. Москве о занижении ООО «Сервисная компания «Борец» налоговой базы по налогу на прибыль на сумму расходов по амортизационным отчислениям и занижении среднегодовой стоимости имущества с наименованием «Кабельные линии» за период 2010–2012 гг. [10]. В ходе проверки было установлено, что ООО «Сервисная компания «Борец» в налоговом учете включила находящуюся на балансе компании часть кабельных линий в первую амортизационную группу Классификатора ОС вместо восьмой, к которой отнесены кабели для нефтяных насосов. Ответчик аргументировал свое решение тем, что кабельные линии и кабели для нефтяных насосов – разные инвентарные объекты, а поскольку в Классификатор ОС объект с наименованием «Кабельная линия» не входит, налогоплательщик на основании п. 6 ст. 258 [1] имеет право самостоятельно устанавливать срок его полезного использования в соответствии с техническими условиями или рекомендациями изготовителей. Верховный суд РФ поставил точку в этом конфликте, признав, что амортизация кабельных линий в налоговом учете должна рассчитываться с учетом их включения в восьмую амортизационную группу Классификатора ОС (СПИ от 20 до 25 лет включительно), к которой относятся кабели для нефтяных насосов [10]. При этом у нефтяников есть серьезные и обоснованные возражения против включения кабельных линий в восьмую амортизационную группу [11].

Если в части налогового учета предприятия должны руководствоваться нормативными значениями СПИ, то применительно к бухучету СПИ объектов амортизации они могут устанавливать самостоятельно (п. 20 раздела III [3]). Эти права позволяют предприятиям определять реальный объем средств, необходимых для приобретения нового оборудования взамен утрачиваемого вследствие износа.

Рассмотрение Верховным судом РФ конфликта по вопросу выбора СПИ инвентарного объекта «Кабельная линия» является отражением реальных проблем соотношения нормативных СПИ ОС, указанных в классификаторе, и реальных сроков их эксплуатации [11].

Для каждого вида ОС, по замыслу разработчика классификатора, установлен СПИ, максимально приближенный к объективному сроку фактического использования оборудования по назначению. На самом деле, по крайней мере в части позиций оборудования УЭЛН, такого соответствия нет. СПИ оборудования, включенного в Классификатор ОС, не соотносится с реальным сроком службы оборудования по назначению и противоречит экономической сущности института амортизации [11]. Поэтому реальные СПИ оборудования, фиксируемые в бухгалтерском учете, должны быть учтены в Классификаторе ОС, включаемых в амортизационные группы. Это соответствие является основным условием бесконфликтного администрирования налоговыми службами экономической деятельности предприятий.

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРОКА ПОЛЕЗНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НА ОСНОВЕ ЧИСЛОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Стоит отметить, что условия выбора СПИ объектов амортизации в налоговом учете не могут соответствовать условиям его выбора на основе таких критериев, предусмотренных п. 20 раздела III [3], как ожидаемые сроки использования и физический износ объекта, естественные условия и влияние агрессивной среды, система проведения ремонта и проч. Ряд специалистов в области налогообложения полагает, что эти условия общего характера недостаточно точны и однозначны в том смысле, что присваиваемый СПИ необходимо как-то обосновать, опираясь на конкретные числовые показатели [12].

Так, в [11] автор подробно описал условия эксплуатации кабельных линий, характерные и для других видов подземного оборудования УЭЛН. Эту «описательную» характеристику условий эксплуатации можно выразить через числовые значения факторов, определяющих условия эксплуатации скважинного оборудования УЭЛН [13] (табл. 2).

Количество скважинных условий эксплуатации можно определить как число сочетаний нормативных характеристик скважинной продукции n и количества параметров k, приведенных в коде скважинных условий по [13]:

                                               (1)

При k = 6 и n = 21 количество скважинных условий составляет 54 264. Понятно, что для такого количества невозможно определить наиболее вероятное значение экономически рационального срока службы при учете средних условий эксплуатации оборудования УЭЛН, применяемого в нефтяной отрасли РФ в 112 тыс. скважин (данные I квартала 2018 г.). При этом необходимо отметить, что на СПИ кабельных линий будет влиять и ряд факторов, не представленных в табл. 2, в том числе:

• повышенная частота питающего тока (напряжения) – более 50 Гц;

• температура кабельной линии, превышающая 90 °С;

• высокая минерализация пластового флюида – более 20 г/л;

• малые наработки до отказа УЭЛН и связанные с этим частые спускоподъемные операции (СПО);

• износ кабельных линий за счет виб-рации УЭЛН и т. д.

Например, при проведении СПО кабельная линия может подвергаться износу за счет контакта с внутренней поверхностью обсадной колонны. Расчетная схема такого взаимодействия представлена на рис. 1.

Износ защитного покрытия брони кабельных линий и его интенсивность может определяться из следующих зависимостей.

Усилие прижатия кабеля к обсадной колонне Nскваж, Н, (рис. 1) зависит от угла отклонения оси скважины от вертикали и массы оборудования:

Nскваж = M.g.sin Z,                                            (2)

где M – масса колонны насосно-компрессорной трубы, кг; Z – максимальный угол отклонения оси скважины от вертикали, °; g – ускорение свободного падения, м/с2.

Путь (расстояние), которое проходит кабельная линия при проведении СПО, зависит от глубины спуска оборудования (длины инструмента) и частоты проведения подземного ремонта скважин (ПРС):

L = 2Lинn,                                            (3)

где Lин – длина спуска УЭЛН в скважи-ну, м; n – число СПО на скважине в год.

На основании стендовых испытаний выявлена зависимость износа защитного цинкового покрытия от усилия и пути, которое проходит контртело трения (рис. 2), по которой есть возможность оценить время T, лет, до разрушения защитного цинкового слоя в натурных скважинных условиях:

T = [Lрасч]/Lгод,                                (4)

где [Lрасч] – допустимая величина пути, при которой разрушается (изнашивается) защитное цинковое покрытие, м; Lгод – фактический путь, который кабельная линия проходит при проведении ПРС в пересчете на год, м.

Допустимая величина пути, при которой разрушается (изнашивается) защитное цинковое покрытие, определяется по формуле:

[Lрасч] = Lкаб_i.Nстенд/Nскваж,                   (5)

где Lкаб_i – величина пути, проходимого контртелом трения на стенде, соответствующая полному разрушению защитного цинкового покрытия i-ого кабеля.

Пусть для условного кабеля № 1 Lкаб_i составляет 9000 м, средняя наработка до отказа по скважине – 540 сут, глубина подвески – 3000 м, усилие прижатия кабеля к обсадной колонне – 98 Н, усилие прижатия контртела трения на стенде – 15 Н. Тогда время до разрушения (износа) защитного цинкового покрытия составит:

T = [Lрасч]/Lгод = Lкаб_i.Nстенд/Nскваж/Lгод == 9000.15/98(3000.365:540)) = = 0,68 года.

Практически износ защитного цинкового слоя будет полным еще до окончания среднего срока наработки до отказа по данной скважине, в связи с чем кабельная линия должна быть списана после первого ПРС. Критерием отказа от дальнейшего использования кабельной линии в данном случае будет отсутствие на броне защитного антикоррозионного покрытия, т. е. несоответствие технического состояния кабельной линии техническим условиям на этот вид продукции.

РАСЧЕТ СРОКА ЭФФЕКТИВНОЙ РАБОТЫ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

В РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина разработана методика определения времени эффективной работы кабельных линий в зависимости от условий эксплуатации. Эта величина может быть использована для расчета СПИ для кабельных линий, входящих в состав УЭЛН.

Например, для скважин с парциальным давлением углекислого газа 0,05 МПа и рабочим давлением 12,0 МПа кабельная линия с первоначальной ди-электрической прочностью материала изоляции 15 МОм будет терять 10 % диэлектрической прочности всего за 1 год и 2 мес.

Для скважин, концентрация ионов хлора в продукции которых составляет 5000 мг/л при рабочем давлении 12,0 МПа, кабельная линия снизит свою диэлектрическую прочность на 10 % за 4 года и 7 мес.

Имеются расчетные зависимости и для других осложненных условий эксплуатации (повышенные давление, температура, частота питающего напряжения, вибрация скважинного оборудования и др.).

Поскольку каждое месторождение и даже каждая скважина характеризуются индивидуальными условиями эксплуатации, нормировать сроки амортизации подземного оборудования, работающего в каждой скважине и даже на каждом месторождении, практически невозможно. Для решения этой задачи можно либо проводить расчеты СПИ для кабельных линий, входящих в состав УЭЛН, в каждой конкретной скважине, либо использовать представленную далее методику определения численных значений норм амортизации скважинного оборудования УЭЛН, универсальных для бухгалтерского и налогового учета.

В основу предлагаемого алгоритма положена методика определения потребности в УЭЛН нефтегазодобывающих предприятий Министерства нефтяной промышленности СССР, согласно которой расчет потребности в оборудовании осуществляется на базе двух нормативов – норм амортизации, утверждаемых правительством, и коэффициента ремонтно-оборотного фонда, утверждаемого руководством нефтегазодобывающего предприятия (табл. 3).

Решая уравнение (7) для определения нормы амортизации А получим:

.               (12)

Заменив в формуле (12) потребное количество оборудования N на фактическое или запланированное к вводу в расчетном году, получим значение фактической нормы амортизации объекта основных средств, рассчитанной на базе численных значений исходных данных, зафиксированных в учетных документах предприятия. Таким образом, норма амортизации ОС в составе УЭЛН, рассчитанная по предлагаемой методике, отражает фактические затраты конкретного предприятия на восстановление оборудования, выбывшего из эксплуатации по причине износа, и с учетом увеличения или уменьшения количества эксплуатируемых скважин на конец расчетного года.

Этот показатель может быть принят в качестве универсального среднего нормативного значения норм амортизации для использования в бухгалтерском и налоговом учете каждого предприятия.

Налоговые службы могут проверить принятую предприятием норму амортизации, поскольку она рассчитывается на основе признаваемых ими отчетных и бухгалтерских документов. Предлагаемая методика определения численных значений норм амортизации в случае признания в качестве возможной основы расчета нормативных значений должна быть оформлена в соответствии с требованиями, предъявляемыми к документам законодательного статуса.

Таблица 1. Амортизационные группы оборудования УЭЛН в Общероссийском классификаторе основных средств

Table 1. Depreciation groups of equipment ESP in the all-Russian classification of fixed assets

* Наименования и коды ОКОФ определены с помощью переходных ключей [4].

** Приведены в Перечне объектов и технологий, которые относятся к объектам и технологиям высокой энергетической эффективности (утв. Постановлением Правительства РФ от 17 июня 2015 г. № 600) [5].

*** Приведены в Постановлении Правительства РФ от 25 августа 2017 г. № 1006 «О внесении изменений в перечень объектов и технологий высокой энергетической эффективности» [6].

* Descriptions and the All-Russian Classifier of Fixed Assets codes are defined using transition keys [4].

** Specified in “The list of objects and technologies defined as those of high energy efficiency” (approved by the RF Government Regulation dated June17, 2015, No. 600) [5].

*** Specified in the RF Government Regulation dated August 25, 2017, No. 1006 “On changes in the list of objects and technologies defined as those of high energy efficiency” [6].

Таблица 2. Скважинные условия эксплуатации оборудования УЭЛН

Table 2. Downhole operating conditions ESP

Таблица 3. Методика расчета потребности в объектах УЭЛН

Table 3. The design procedure of the demand for electric pumping units

Объединенная металлургическая компания (АО «ОМК») продолжает реализацию масштабной инвестиционной программы модернизации и технического перевооружения производственных мощностей в рамках развития дивизиона нефтегазопроводных труб. Программа включает модернизацию всех действующих в ОМК мощностей по выпуску электросварных OCTG-труб, расширение продуктовой линейки и повышение качества труб для добычи нефти и газа, а также запуск производства новой для компании продукции – насосно-компрессорных труб для добычи нефти. Важным проектом стала модернизация производства трубоэлектросварочного цеха № 5.

В 1986 г. открытие трубоэлектросварочного цеха (ТЭСЦ) позволило Выксунскому металлургическому заводу (АО «ВМЗ») стать единственным в России производителем электросварных обсадных труб. Сегодня для наилучшего удовлетворения самых жестких требований своих клиентов ВМЗ готовится к выпуску труб повышенных групп прочности и с увеличенными толщинами стенок. Технологический процесс производства должен соответствовать международным стандартам и обеспечивать высокое качество трубы.

Приоритетной задачей стало обновление линий отделки. В настоящее время успешно реализуются мероприятия по замене резьбонарезного и муфтонаверточного оборудования цеха, освоению новых резьбовых соединений, организации дополнительных инспекционных площадок и установок оборудования для нанесения консервационного покрытия.

На сегодняшний день оборудование ТЭСЦ № 5 позволяет выпускать трубы диаметром 139,7–244,5 мм, группой прочности до J55, с толщиной стенки до 10,7 мм.

Переоснащение ТЭСЦ № 5 посредством замены трубоэлектросварочного агрегата (ТЭСА) позволит расширить линейку выпускаемой продукции труб диа-метром 114,3–244,5 мм, с толщиной стенок 4,0–15,9 мм, групп прочности до N80 по API 5CT «Обсадные и насосно-компрессорные трубы. Технические условия» и до X80 по API Spec 5L «Трубы для трубопроводов. Технические условия».

Отличительной особенностью проекта по замене ТЭСА является непрерывная работа существующего трубоэлектросварочного стана с сохранением производительности цеха и одновременно строительство его новой линии. Именно поэтому данный проект считается одним из наиболее сложных из числа всех реализуемых в компании в настоящее время. Принятые инженерные и планировочные решения позволят в будущем произвести замену агрегата продольной резки (АПР) и оснастить цех участком термообработки труб без снижения проектной мощности всего производства.

Модернизация ТЭСЦ № 5 в действии: этапы реализации проекта

Замена стана выполняется в несколько этапов.

Подготовительный этап уже завершен. Был выполнен вынос всех объектов и сетей из зоны строительства, а также завершено сооружение дополнительных пролетов здания, что позволило увеличить площадь цеха на 11 тыс. м².

Первый этап включает монтаж и наладку нового стана. Успешное окончание данного этапа позволит начать эксплуатацию ТЭСА 114-245 с врезкой в существующую линию с сохранением части оборудования. По достижении стабильной работы нового оборудования существующий стан будет остановлен и демонтирован. На его месте разместится финишная линия стана, включающая промывку, газовый резак, инспекционные площадки, отрезной станок для отбора проб, установку ультразвукового контроля (УЗК) и трубоправильную машину.

Реализация второго этапа проекта позволит полностью заменить устаревшее оборудование ТЭСА на новое.

Проектная команда разработала уникальную технологию за счет объединения самого нового современного оборудования разных производителей в технологическую линию.

В результате проведенной модернизации ТЭСЦ № 5 даст возможность быстро проводить перевалку на другой диаметр труб, более точно настраивать технологические параметры формовки трубной заготовки и сварки, что позволит освоить выпуск труб из новых марок стали.

В линии трубоэлектросварочного стана будут установлены современные средства УЗК сварного соединения, визуализации внутреннего грата, замера геометрических параметров трубы, летучие гильотинные ножи и др. Использование спирального петлеобразователя обеспечит непрерывную работу стана, качественное состояние полосы для ускорения перевалки при переходе на другой диаметр.

Значительно облегчится работа технологического персонала при проведении перевалок. Автоматизированная программная перенастройка частей формовочных клетей даст возможность проводить работы без замены технологического инструмента (валков) и автоматической замены узлов валков в других клетях.

Оптимизация производственного процесса и новые технические решения

Техническое перевооружение линии ТЭСА 114–245 позволит оптимизировать производство электросварной трубы и добавить ряд технических новшеств. Производственный процесс электросварной трубы на новом стане будет выглядеть следующим образом:

• металлический штрипс отправляется на разматывание в листоправильную машину. Получившаяся полоса выпрямляется и транспортируется на стыкосварочную машину, на которой передние и задние концы полосы обрезаются под углом и свариваются. Для улучшения качества поперечного сварного шва предусмотрена фрезерная зачистка грата. В целях исключения обрыва стыка, особенно на толстых стенках, предусмотрена его термообработка с помощью индуктора;

• полоса с фрезерованными качественными кромками подается на участок формовки, где происходит последовательное формирование плоской полосы в трубную заготовку. В производственные мощности внедрены передовые технологии, обеспечивающие оперативную корректировку формирования трубной заготовки в процессе работы;

• нагрев кромок трубной заготовки осуществляется на установке высокочастотной индукционной сварки. Нагретые кромки обжимаются в сварочной клети и свариваются. В ходе модернизации цеха запланировано внедрение более современной системы регулирования режима сварки, учитывающей изменения различных технологических параметров. На сваренную трубную заготовку маркировочным устройством краской наносится пилотная линия для дальнейшей автоматической ориентации оборудования, задействованного в производственном цикле, на трубу при выполнении следующих технологических операций;

• при сварке трубы на внутренней и наружной поверхностях сварного шва образуется грат. Конструкция нового внутреннего гратоснимателя обеспечивает дробление внутреннего грата, что в дальнейшем при промыве облегчает его удаление;

• после удаления наружного и внутреннего грата сварной шов проверяется на установке УЗК и устройстве контроля качества снятия внутреннего и наружного грата. После прохождения УЗК в экспресс-лаборатории проводятся испытания на сплющивание и правильность выбора режима нагрева, по результатам которых принимается решение о годности трубы;

• окончательно сформованная и сваренная трубная заготовка поступает в зону локальной термообработки сварного соединения, в которой предусмотрено два режима функционирования: нормализации (нагрев с последующим охлаждением на воздухе) и закалки с отпуском (нагрев, охлаждение спрейером, повторный нагрев);

• еще одной особенностью будет ориентация сварного шва в верхнее положение с помощью стабилизирующей клети. После нее трубы поступают в четырехклетевой калибровочный стан, где труба приобретает окончательный наружный диаметр и проходит правку. После двухклетевой правки измеряется диаметр труб, и они направляются в маркировочное устройство, где на трубу наносится идентифицирующая информация: порядковый номер трубы, номер партии, номер рулона, год выпуска, обозначение смены;

• бесконечная труба режется на отрезки необходимой длины летучим трубоотрезным станком. Концевая правка труб будет производиться в отдельно стоящей десятивалковой трубоправильной машине с несколькими режимами правки, значительно уменьшающей деформацию концов труб.

Производство будет оснащено замк-нутой системой охлаждения смазочно-охлаждающей жидкостью технологического инструмента, что исключит попадание веществ в окружающую среду.

Замена оборудования ТЭСА на ТЭСЦ № 5 даст возможность на практике применить новейшие технические разработки в производстве электросварных труб. Автоматизированная производственная система позволит контролировать все этапы изготовления трубы и повысит качество выпускаемой продукции.

АО «ОМК»

115184, РФ, г. Москва,

Озерковская наб., д. 28, стр. 2

Тел.: +7 (495) 231-77-71/72

е-mail: info@omk.ru, sales@omk.ru

www.omk.ru

Ударно-точечный маркиратор E-mark XL – это портативное оборудование для механической маркировки тяжелых, больших или труднодоступных деталей. Устройство полностью автономно благодаря съемной аккумуляторной батарее и не требует подключения к сети или ПК для работы. Большое маркировочное окно размером 120 × 40 мм позволяет осуществлять маркировку любой сложности. 

Механическая точность маркиратора дает возможность наносить двухмерный код DataMatrix и логотипы высокой четкости. Большой экран и удобная мембранная клавиатура обеспечивают простое и понятное управление маркиратором. Инженеры SIC Marking постарались сделать устройство максимально легким и компактным – несмотря на большое маркировочное окно, E-mark XL остается именно портативным оборудованием для ударно-точечной маркировки.

Интегрированное программное обес-печение обладает множеством функций: с его помощью можно создавать и редактировать маркировочные программы непосредственно на устройстве E-mark XL, сохранять готовые файлы, запускать сериализацию.

Тонко настраиваемый механизм ударно-точечной маркировки позволяет наносить маркировку на широкий спектр материалов – от пластика до закаленной стали твердостью 62HRC. Особая форма упора гарантирует уверенный прижим маркиратора к деталям любой формы (плоским, выгнутым, выпуклым, круглым и т. д.).

Преимущества маркиратора E-mark XL:

• легкий (3,6 кг) и компактный – пригоден для маркировки деталей в труднодоступных местах;

• 4 ч работает на аккумуляторной батарее (в комплекте два аккумулятора);

• параметры окна маркировки – 120 × 40 мм;

• глубина маркировки – до 0,3 мм по стали 62HRC;

• полный функционал в базовой комплектации;

• скорость маркировки – до 3 символов в секунду;

• коммуникация через порт USB.

Больше информации о E-mark XL и других маркираторах SIC Marking вы можете получить у официального дистрибьютора производителя в России – компании «ЮНИТ МАРК ПРО».

АО «ЮНИТ МАРК ПРО»

109147, РФ, г. Москва,

ул. Марксистская, д. 34, корп. 10

Тел.: +7 (495) 748-09-07

e-mail: promo@umpgroup.ru

www.umpgroup.ru

Технологический участок нефтепровода, т. е. участок трубопровода с промежуточными нефтеперекачивающими станциями (НПС), работающими в режиме «из насоса – в насос», допускает множество гидравлических режимов работы в зависимости от сочетания включенных и отключенных насосов. Допустимыми являются режимы, в которых давление во всех сечениях нефтепровода не превышает ограничений по несущей способности, но при этом не опускается ниже минимальных допустимых значений, определяемых условиями бескавитационной работы насосов НПС. В ряде случаев дополнительно требуется, чтобы давления в трубопроводе исключали возникновение самотечных участков на отдельных перегонах между станциями.

Множество допустимых режимов работы технологического участка нефтепровода отличается расходами перекачки {Q1 = Qmin, Q2, Q3, … Qm–1, Qm = Qmax}, м3/ч, хотя при этом не исключено, что разным сочетаниям работающих и неработающих насосов могут отвечать одинаковые или весьма близкие расходы. Кроме того, в каждом из допустимых режимов перекачки существуют свои собственные давления всасывания pk_в, МПа, и нагнетания pk_н, МПа, на каждой из НПС, а следовательно, собственные дифференциальные напоры ∆Нk = (pk_н – pk_в)/g и коэффициенты полезного действия (Qk). Отсюда вытекает, что каждый из допустимых режимов работы технологического участка характеризуется определенными затратами электроэнергии на поддержание заданного режима. Иными словами, каждому из допустимых режимов перекачки соответствуют определенные мощности {N1, N2, …, Nm} нефтеперекачивающих станций, причем:

Nk = , k = 1, 2, …, m,

где – плотность перекачиваемой нефти, кг/м3; g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.

Практика эксплуатации нефтепроводов породила необходимость составления так называемых карт режимов работы технологических участков, в которых допустимые режимы рассчитываются заранее. Для выполнения плана поставок за заданный период времени T, ч, требуется выбрать один из режимов, обеспечивающих оптимальное решение этой задачи. Очевидно, что какое бы сочетание работающих и неработающих насосов ни использовалось, общий объем нефти V, м3, перекачанной за время T, ч, удовлетворяет неравенствам QminT ≤ V ≤ QmaxT, т. е. нельзя перекачать больше, чем при выборе максимального расхода, и нельзя перекачать меньше, чем при выборе расхода минимального, поэтому средний плановый расход q = V/T должен удовлетворять неравенствам Qmin ≤ q ≤ Qmax. Однако допустимые расходы перекачки образуют дискретное множество значений, отвечающих тому или иному сочетанию работающих насосов, поэтому в большинстве случаев не существует варианта включения насосов, которое обеспечило бы средний расход q. Возникает вопрос, какие варианты включения насосов следует использовать для выполнения плана и в течение какого интервала времени. При этом следует иметь в виду, что каждый вариант сопряжен с собственными затратами электроэнергии, причем в зависимости от времени суток эти затраты имеют разное стоимостное выражение.

В некоторых работах, например в [1], исследуются способы, позволяющие минимизировать мощность, расходуемую на перекачку нефти при поддержании расхода перекачки в течение всего периода времени на постоянном уровне, равном среднему значению q. Иными словами, априори полагается, что перекачка нефти должна вестись с фиксированным средним расходом q = V/T. Поскольку соответствующего варианта в карте режимов может и не быть, для поддержания требуемого режима следует применять регулирование. В качестве методов регулирования авторы рассматривают оптимальное распределение напоров по НПС, применение противотурбулентных присадок, дросселирование излишнего напора, частичный перепуск жидкости через НПС и т. п. Однако исходное положение работы [1] о том, что оптимальную перекачку следует осуществлять при фиксированном расходе, по мнению авторов данной статьи, не очевидно и даже ошибочно. Выбор оптимального варианта не должен предполагать постоянство расхода перекачки и не должен подразумевать какую-либо специальную технологию регулирования, использование которой всегда связано с дополнительными затратами, причем изначально неочевидными и необоснованными. Оптимальный вариант перекачки может состоять из комбинации нескольких последовательно чередующихся режимов, входящих в карту режимов эксплуатации. Конечно, во многих случаях опыт работников эксплутационных служб позволяет выбирать варианты, оптимальные или весьма близкие к оптимальным, однако при наличии большого числа возможных режимов интуитивный выбор не очевиден и нуждается в обосновании с применением стандартного алгоритма принятия решений. Вариант такого алгоритма предлагается в настоящей статье.

ФОРМУЛИРОВКА ПРОБЛЕМЫ

Рассмотрим технологический участок нефтепровода, состоящий из последовательно соединенных НПС, на каждой из которых установлено несколько насосов, обладающих в общем случае одинаковыми или отличающимися гидравлическими характеристиками (Q – H), (Q – ) и (Q – hкав), где hкав – кавитационный запас, м. Каждой конфигурации работающих и неработающих насосов отвечает тот или иной гидравлический режим, параметры которого можно рассчитать, на основе универсального итерационного алгоритма, изложенного в ряде работ (например [2]). Этот алгоритм допускает произвольное число НПС на участке рассматриваемого нефтепровода, причем обладающих насосами с произвольными характеристиками (Q – H), (Q – ) и (Q – hкав), переменность внутреннего диаметра трубопровода по длине участка, наличие лупингов и отводов и т. п. В результате расчета с учетом отбраковки недопустимых вариантов получается набор расходов Qk, дифференциальных напоров ∆Нk и мощностей Nk, которые возможно реализовать на рассматриваемом участке нефтепровода.

Обозначим расходы перекачки в порядке возрастания от начала к концу {Q1 = Qmin, Q2, Q3, … Qm–1, Qm = Qmax}. Будем считать также, что задан план перекачки V, м3, причем QminT ≤ V ≤ QmaxT, т. е. задан средний расход q = V/T перекачки, причем Qmin ≤ q ≤ Qmax. Переменными t1, , t2, , …, tm–1, , tm, обозначим продолжительность работы участка нефтепровода соответственно в каждом из допустимых режимов, причем величина этих показателей заранее неизвестна и подлежит определению. Отметим, что tk обозначает продолжительность работы в k-м режиме в дневное время, ч, а – продолжительность работы в k-м режиме в ночное время, ч. При таких обозначениях очевидны следующие условия:

                               (1)

Первое из условий означает, что время работы участка должно быть равно заданному интервалу T, ч. Второе – за это время должен быть перекачан объем нефти V, м3. К этим уравнениям следует добавить естественные неравенства tk ≥ 0; ≥ 0; tk ≤ Tдн; ≤ Tночн, где Tдн и Tночн – суммарные продолжительности соответственно дневных и ночных часов работы.

Стоимость электроэнергии Э, руб., затрачиваемой на выполнение плана перекачки, определяется выражением:

                (2)

где Кдн и Кноч – соответственно дневной и ночной тарифы на электроэнергию (Кноч < Кдн), руб./ч.

Таким образом, проблему подбора оптимального режима работы участка можно сформулировать как задачу о нахождении продолжительностей tk, работы участка в каждом из допустимых вариантов, чтобы стоимость электро-энергии Э, затрачиваемой на выполнение плана перекачки, была минимальной:

Э = (NkКднtk + NkКноч) min.

Применительно к относительным величинам = k; = и q = мы имеем систему линейных уравнений и неравенств:

                (3)

для 2m неотрицательных неизвестных k, . Решение системы должно давать минимальное значение линейной функции:

= (NkКднk + NkКноч) min.             (4)

Таким образом, задача определения оптимального режима эксплуатации технологического участка нефтепровода (т. е. выяснения, какие режимы и на какое время должны быть задействованы для выполнения плана перекачки с минимальной стоимостью электрической энергии), решаемая с помощью формул (3–4), представляет собой классическую задачу линейного программирования. Ее решение находится известным симплекс-методом [3], причем программа для его реализации имеется практически в каждом пакете прикладных математических программ. В зависимости от значений среднего расхода q = V/T (Qmin ≤ q ≤ Qmax) эта задача имеет различные решения, определяющие, какие именно сочетания насосов, когда и на какое время должны использоваться для наиболее экономного расхода электроэнергии.

ИЛЛЮСТРАТИВНЫЙ ПРИМЕР РАСЧЕТА

Рассмотрим в качестве примера технологический участок нефтепровода протяженностью 200 км с внутренним диаметром 530 мм (толщина стенки – 8 мм). Трубопровод состоит из двух участков по 100 км каждый, с головной и промежуточной НПС, оснащенными двумя насосами НМ 1250-260 каждая.

Карта режимов состоит из четырех вариантов, так что перекачка нефти может вестись одним (1 + 0), двумя (1 + 1), тремя (2 + 1) и четырьмя (2 + 2) насосами. Соответственно, расходы перекачки в порядке возрастания составят:

Q1 = 615 м3/ч; Q2 = 868 м3/ч; Q3 = 1053 м3/ч; Q4 = 1201 м3/ч.

Следовательно, коэффициенты полезного действия НПС и их мощности при перекачке на этих расходах будут равны:

1 = 0,700; 2 = 0,750; 3 = 0,850; 4 = 0,870;

N1 = 0,632 МВт; N2 = 1,464 МВт; N3 = 2,467 МВт; N4 = 3,659 МВт.

Рассматриваются три плана поставок со средними расходами:

q1 = 1100 м3/ч; q2 = 900 м3/ч; q3 = 800 м3/ч.

Задача состоит в том, чтобы для каждого плана поставок определить, какие варианты из карты режимов следует использовать и в течение какого времени, чтобы расход электроэнергии на выполнение плана оказался минимальным (разностью дневных и ночных тарифов на электроэнергию пренебрежем).

Уравнения систем (3) и (4) определяю-щих соотношений в данном случае имеют вид:

В полученной системе две переменные 1 и 2 можно считать независимыми неизвестными, а переменные 3 и 4 выразить через них:

(5)

Тогда задача состоит в том, чтобы найти такие неотрицательные значения 1 и 2, чтобы затраты электрической энергии были минимальными:

= a1 + b2 + c min,                             (6)

где:

Случай 1: план поставок V за период T таков, что средняя часовая производительность q1 = V/T = 1100 м3/ч нефтепровода оказывается меньше максимального значения Q4 = 1201 м3/ч, но больше производительности Q3 = 1053 м3/ч, обеспечиваемой нефтепроводом при отключении одного из насосов.

В этом случае на основе неравенств (5) на плоскости (1, 2) формируется прямоугольный треугольник 0АВ (рис. 1), а на основе соотношения (6) – прямая M1M2, на которой величина затрат электрической энергии остается постоянной для различных значений 1 и 2. Очевидно, что при увеличении затрат электрической энергии Э/T прямая M1M2 смещается вверх параллельно самой себе, а при уменьшении – вниз, поэтому минимальным затратам электрической энергии будет соответствовать точка O, в которой 1 = 2 = 0, т. е. оптимальный вариант эксплуатации нефтепровода в рассматриваемом случае состоит в использовании только вариантов с четырьмя и тремя работающими насосами.

Формулы системы (5) позволяют определить переменные 3 и 4:

Иными словами, получен достаточно тривиальный, но естественный результат: оптимальным является вариант, при котором 68,2 % планового времени неф-тепровод работает со всеми четырьмя включенными насосами, а 31,8 % оставшегося времени – с одним отключенным насосом, т. е. на трех насосах. В этом случае min(Э/T) 2,846.МВт.

Случай 2: план поставок V уменьшен, средняя часовая производительность q2 = V/T = 900 м3/ч нефтепровода меньше, чем значение Q3 = 1053 м3/ч в случае отключения одного насоса, но больше производительности Q2 = 868 м3/ч, обеспечиваемой нефтепроводом при отключении двух насосов.

В этом случае неравенства (5) определяют на плоскости (1, 2) область допустимых значений в виде четырех-угольника ABCD (рис. 2), а линия, на которой затраты электрической энергии остаются постоянными, – прямая M1M2, перемещающаяся параллельно самой себе.

Прямая линия M1M2, на которой затраты электрической энергии Э/T остаются постоянными, при параллельном переносе вниз определяет оптимальный вариант – либо точку D (1 = 0, 2 = ), либо точку C (2 = 0, 1 = ). В первом варианте:

во втором:

т. е. первый вариант экономичней второго. Итак, в первом варианте 1 = 0; 2 0,827, а из (5) находим 3 0,173 и 4 = 0.

Таким образом, оптимальным является вариант, при котором 82,7 % планового времени нефтепровод работает с тремя включенными насосами, а 17,3 % оставшегося времени – с двумя включенными насосами. В этом случае min(Э/T) 1,637.МВт.

Случай 3: план поставок V еще уменьшен, так что среднечасовая производительность составляет q2 = V/T = 800 м3/ч. В этом случае неравенства (5) определяют на плоскости (1, 2) область допус-тимых значений в виде треугольника ABC (рис. 3), а линию M1M2, на которой затраты электрической энергии остаются постоянными, – прямая, перемещающаяся параллельно самой себе.

Оптимальное решение задачи реализуется в той точке заштрихованной области ABC, которая в первый раз встретится на пути прямой M1M2 постоянных значений затрат электро-энергии при ее параллельном переносе вверх. В рассматриваемом случае (q3 = 900.м3/ч) такой точкой будет являться вершина A треугольника ABC, для которой 1 = 0,269; 2 = 0,731; 3 = 4 = 0. Иными словами, в этом случае нужно 73,1% времени вести перекачку двумя насосами, а 26,9 % – одним насосом, тогда min(Э/T) 1,240.МВт.

ВЫВОДЫ

Показано, что в вопросе выбора оптимального из числа допустимых режимов эксплуатации технологического участка нефтепровода ключевым фактором является безусловное выполнение плана поставки нефти и минимальная стоимость потребляемой электрической энергии с учетом продолжительности работы насосов в дневное и ночное время.

В рассмотренном примере при заданных значениях коэффициентов полезного действия результат решения получился достаточно тривиальным – в каждом случае оптимальным режимом является тот, который получается из двух режимов, ближайших по производительности к определенному планом. Однако при большом числе вариантов и различиях имеющихся на НПС насосов по типу и коэффициентам полезного действия решение заранее не очевидно.

Использование стандартного пакета компьютерных программ, реализующих симплекс-метод решения задачи линейного программирования, делает применение данного подхода к выбору оптимальных режимов перекачки весьма простым и нетрудоемким.

Поддержание газопроводов в работоспособном состоянии в ПАО «Газпром» обеспечивается в том числе за счет реализации стратегии ремонта газопроводов по техническому состоянию с выборочным ремонтом и капитального ремонта (ремонт методом переизоляции с частичной заменой труб). Актуальным при этом является вопрос выбора между профилактическим и капитальным ремонтом газопроводов. Изучение реальных затрат, результаты которого представлены в данной статье, показало, что пока этот вопрос решается без должного анализа технического состояния участков газопроводов и без проведения экономического обоснования.

КРИТЕРИИ ВЫБОРА УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ ДЛЯ ВЫВОДА В РЕМОНТ

Наличие проблемы выбора участков газопроводов для вывода в ремонт подтвердил анализ технического состояния 30 участков газопроводов, на которых в 2015–2016 гг. был выполнен капитальный ремонт. Отметим, что на 10 участках при внутритрубном техническом диагностировании (ВТД) были выявлены стресс-коррозионные трещины (непосредственно на участке газопровода № 9 трещины при ВТД не были обнаружены, однако на прилегающем участке выявлена 41 трещина).

Результаты расчетов показателей технического состояния участков газопроводов, по которым в соответствии со стандартом [1] проверяется наличие условий вывода участков в капитальный ремонт, представлены в табл. 1. Из этих данных следует, что только 12 участков удовлетворяют требованиям стандарта, а на большинстве остальных капитальный ремонт следовало бы отложить в связи с возможностью их эксплуатации после проведения выборочного ремонта. При этом перераспределение средств в пользу ремонта других, более поврежденных газопроводов позволило бы избежать необязательных финансовых затрат и одновременно повысить безопасность эксплуатации газотранспортной системы.

Согласно табл. 1 диапазон показателей технического состояния участков газопроводов, которые целесообразно восстанавливать методом переизоляции, составляет 0,062–0,334. Показатели технического состояния участков газопроводов, эксплуатация которых возможна с ремонтом по техническому состоянию, изменяются с 0,0032 до 0,0468, причем максимальное значение превышает минимальное в 14,6 раза, что свидетельствует о случайном характере выбора участков газопроводов.

На рис. 1 представлена диаграмма коррозионного состояния двух участков газопроводов № 2 и № 14, на примере которых видно, что техническое состояние рассматриваемых участков совершенно различно, хотя должно было быть примерно одинаковым. На участке газопровода № 2 количество дефектов составляет 676, или 25,0 дефектов на 1 км, отбраковано по условиям прочности шесть труб, показатель технического состояния равен 0,007. На участке газопровода № 14 количество дефектов составляет 1875, или 52,1 дефекта на 1 км, отбраковано по условиям прочности шесть труб, показатель технического состояния равен 0,334. То есть показатель технического состояния участка газопровода № 14 почти в 48 раз превышает показатель, характеризующий техническое состояние участка газопровода № 2. Восстанавливать работоспособное состояние участка газопровода с такой поврежденнос-тью не было никакой необходимости, а средства, затраченные на капитальный ремонт, можно было использовать для восстановления работоспособного состояния других участков газопроводов, значительно больше поврежденных.

В целом анализ технического состояния участков газопроводов перед их выводом в капитальный ремонт показывает, что участки, вероятнее всего, запланированы к выводу в ремонт исходя из наличия зон высокой коррозионной опасности, с коррозионной активностью грунта, зон блуждающих токов и других факторов, в том числе способствующих образованию и росту стресс-коррозионных дефектов, не имеющих ничего общего с фактическим техническим состоянием газопроводов, однако учитываемых в документах, регламентирующих формирование программ капитального ремонта.

Для примера на рис. 2 представлено графическое отображение коррозионного состояния двух участков газопроводов со стресс-коррозионными трещинами, выведенных в капитальный ремонт в соответствии со стандартом [1]. Всего таких участков пять (на газопроводах № 9, 11, 21, 28, 30). Очевидно, что участки газопроводов с таким уровнем поврежденности выведены в капитальный ремонт совершенно обоснованно.

Детализация по остальным пяти участкам (на газопроводах № 16, 18–20, 27), подверженным коррозионному растрес-киванию под напряжением, показывает, что на данных участках необходимо на 1 км трассы заменить, соответственно, 8; 24; 4; 10 и 24 % труб. Следовательно, участки газопроводов № 18, 20 и 27 должны быть выведены в капитальный ремонт, так как для восстановления их работоспособного состояния необходимо использовать метод ремонта с заменой 10 и более процентов труб.

На диаграмме, представленной на рис. 3, отражено количество труб, которое необходимо было бы заменить по данным ВТД в соответствии со стандартом [2] на участках газопроводов с показателем технического состояния, не удовлетворяющим условию вывода в ремонт. Количество таких труб невелико за исключением четырех участков газопроводов № 5, 18, 20 и 27, на которых количество отбракованных по условиям прочности труб составляет 220, 262, 103 и 154 шт. соответственно. На трех из них при ВТД были обнаружены стресс-коррозионные трещины. При общем числе отбракованных труб 739 на 1 км трассы потребуется заменить девять труб (почти 10 %). В таком случае Прейскурант стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов DN 530–1420 в ценах на 01.07.2011 г. предусматривает метод ремонта с заменой 10 % труб. Этот факт свидетельствует о том, что в нормативной документации по планированию капитального ремонта газопроводов необходимо учитывать не только техническое состояние, обусловленное наличием дефектов и напряжений, но и экономический аспект, связанный с трудоемкостью выборочного ремонта, т. е. его объемами.

РОЛЬ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПРИ ПРИНЯТИИ РЕШЕНИЯ О ПРОВЕДЕНИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА

В ходе анализа реальных затрат, проведенного в рамках данного исследования, установлено, что расходы на замену труб в рамках проведенного капитального ремонта согласно Прейскуранту стоимости работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов DN 530–1420 в ценах на 01.07.2011 г. составили 31,64 млрд руб., а в ценах 2017 г. – 39,87 млрд руб. В то же время затраты на восстановление работоспособного состояния участков газопроводов по результатам анализа данных ВТД, включающие расходы на капитальный ремонт 12 участков газопроводов методом переизоляции и на выборочный ремонт 18 участков, составили бы 14,47 млрд руб., или 18,24 млрд руб. в ценах 2017 г. Из этого следует, что при восстановлении работоспособного состояния участков газопроводов при выборе способа ремонта в соответствии с нормативной документацией ПАО «Газпром» затраты по сравнению с расходами на капитальный ремонт были бы меньше в 2,2 раза с фактической разницей в 21,6 млрд руб.

Таким образом, следование нормативной документации ПАО «Газпром» позволило бы практически после капитального ремонта полностью восстановить работоспособность наиболее поврежденных участков, особенно расположенных в зоне геодинамических воздействий, а газотранспортная система за счет выборочного ремонта была бы постепенно подготовлена к проведению капитального ремонта с заменой не более 10 % труб.

ОТБРАКОВКА ТРУБ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Одной из важнейших составляющих капитального ремонта является отбраковка труб, так как по ее результатам определяется количество труб для повторного применения, что отражается на качестве и стоимости ремонта. В табл. 2 приведены данные по видам и количеству дефектов, выявленных в ходе отбраковки труб. Всего на участке было обследовано 465 труб, из них на 395 трубах выявлен 981 дефект. Выявленные дефекты классифицируются по стандарту [2] как дефекты коррозии, вмятины и гофры, стресс-коррозионные трещины, забоины, царапины и задиры.

Из данных табл. 2 следует, что в количественном отношении преобладают дефекты коррозии. Наибольшую часть общего количества коррозионных дефектов, или 52,2 % (283 шт.), составляют дефекты глубиной 10–20 % толщины стенки. Дефекты глубиной до 10 % толщины стенки составили 36 % (195 шт.), глубиной более 20 % толщины стенки – 11,8 % (64 шт.).

На рис. 4 представлено коррозионное состояние труб с толщиной стенки 18,7 мм, отбракованных в ходе капитального ремонта. Как видно из рисунка, на этом участке газопровода допущена перебраковка труб, отразившаяся на стоимости ремонта.

Для устранения недостатков, допускаемых при капитальном ремонте и его планировании, авторы данной статьи считают целесообразным организовать на базе ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» с привлечением разработчиков стандартов обучение по стандартам ПАО «Газпром» и проверку знаний персонала, осуществляющего эксплуатацию и ремонт газопроводов.

ПЕРИОДИЧНОСТЬ ОБСЛЕДОВАНИЯ СРЕДСТВАМИ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ

В основу концепции ремонта по техническому состоянию заложено проведение периодических обследований. Для участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением, периодичность обследования средствами ВТД в соответствии со стандартом [3] составляет два года. Однако на примере выборки данных ВТД одного газотранспортного общества за 10 лет установлено, что для коррозионных участков в 90 % случаев применить стандарт [4], предназначенный для установления периодичности обследований, невозможно из-за малой информативности [4] исходных данных, полученных при ВТД (рис. 5). Для устранения этого недостатка была разработана методика, основанная на общепринятой международной норме [5], рекомендующей за время наработки объекта до отказа провести не менее двух обследований. Особенность методики заключается в том, что объемы выборочного ремонта увязаны с интервалом проведения обследований. Для этого по результатам корреляционного анализа выявляется зависимость между наработкой до отказа и относительной глубиной гипотетических дефектов, расположенных на граничной кривой, разделяющей дефекты на допустимые и недопустимые. Из этой зависимости определяется относительная глубина дефектов, при превышении которой дефект должен быть устранен. Если объем ремонта будет значительным, можно скорректировать интервал между обследованиями ВТД и объемы ремонта.

ВЫВОДЫ

Для повышения качества анализа технического состояния в целях принятия решения о целесообразности вывода участков в ремонт, определения при-оритетности ремонта участков, а также выборе оптимального метода ремонта участков газопроводов необходимо усовершенствовать нормативную базу, которая позволит учесть техническое состояние газопроводов с количественной оценкой допустимых и недопустимых дефектов и оптимизировать объемы ремонта. Также следует гармонизировать стандарты, регламентирующие интервал между обследованиями газопроводов средствами ВТД, в соответствии с международными нормами.

Таблица 1. Показатели технического состояния участков газопроводов до капитального ремонта

Table 1. Factors of operating conditions of gas pipeline sections prior to major repairs

Таблица 2. Виды и количество выявленных дефектов

Table 2. The types and number of defects identified

Энергоснабжение линейных потребителей магистрального нефтепровода осуществляется, как правило, от вдольтрассовой линии электропередачи напряжением 6 (10) кВ, прокладываемой вдоль нефтепровода и запитанной от распределительных устройств двух соседних нефтеперекачивающих станций (НПС) или от сторонних источников питания (сетей региональных энергетических компаний), расположенных в районе вдольтрассового потребителя (рис. 1). Протяженность воздушной линии электропередачи (ВЛ) в большинстве случаев равна протяженности трубопроводов и может составлять как десятки, так и сотни километров.

В состав линейного узла магистрального нефтепровода входят:

• участок трубопровода с установленной на нем запорной арматурой, датчиками технологических параметров;

• блок-бокс пункта контроля и управления с устройствами телемеханики и низковольтными устройствами;

• система энергоснабжения в виде вдольтрассовой ВЛ;

• система магистральной связи в виде кабельного, радиорелейного или иных каналов, установка электрохимической защиты (ЭХЗ).

Основными потребителями электроэнергии на линейном узле являются установка ЭХЗ, система телемеханики и оборудование связи.

Строительство и эксплуатация подобной инфраструктуры в районах, отрезанных от централизованного энергоснабжения, зачастую расположенных в суровых климатических условиях, сопряжены с целым рядом сложностей. Помимо значительных финансовых вложений, строительство линии электропередачи, как и любое другое заметное вмешательство в практически нетронутые природно-экологические комплексы, неизбежно ведет к их ослаблению и последующей деградации. К тому же подобные регионы характеризуются низкой плотностью энергетической нагрузки, часто испытывают острый дефицит электроэнергии и вынуждены осуществлять ее выработку за счет дорогостоящих нефтепродуктов.

По мнению автора данной статьи, наиболее целесообразным вариантом электроснабжения инфраструктуры линейной части магистрального нефтепровода в районе децентрализованного энергоснабжения является питание от автономных генераторов на базе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Однако источники на базе ВИЭ не в состоянии стабильно обеспечивать энергопотребителя электроэнергией, поскольку зависят от природных факторов. Поэтому для повышения надежности и энергоэффективности при использовании ВИЭ предлагается использовать комбинированные схемы энергоснабжения, в которых совместно с ВИЭ (к примеру, ветросолнечной электростанцией малой мощности с резервным блоком аккумуляторных батарей) работает автоматизированная маломощная дизель-электростанция. Сочетание использования энергии вет-ра, солнца и органического топлива позволит в течение календарного года обеспечить линейных потребителей электроэнергией при любых погодных условиях. Кроме того, при использовании комбинированной схемы энергоснабжения отпадает необходимость в строительстве протяженных высоковольтных электрических сетей, так как ветросолнечные электростанции малой мощности размещаются в непосредственной близости от электроприемников на единой либо смежной площадке, а дизельная электростанция, как и аккумуляторы, устанавливается в блок-боксе пункта контроля и управления запорной арматурой.

ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КОМБИНИРОВАННЫХ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НА ПРИМЕРЕ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА «ЗАПОЛЯРЬЕ – ПУРПЕ»

Среднегодовая скорость ветра в большинстве регионов России не превышает 5 м/с. Зоны с наибольшим ветроэнергетическим потенциалом расположены в основном на побережье и островах Северного Ледовитого океана от Кольского п-ва до Камчатки. Около 30 % экономического потенциала ветроэнергетики сосредоточено на Дальнем Востоке, 14 % – в Северном районе, около 16 % – в Западной и Восточной Сибири [2].

Уровень солнечной радиации на территории РФ неоднороден и варьирует от 810 кВт.ч/м2 в год в отдаленных северных районах до 1400 кВт.ч/м2 в год в южных районах. К примеру, на широте 55° уровень солнечной радиации составляет в январе 1,69 кВт.ч/м2, в июле – 11,41 кВт.ч/м2 в день [2].

Условные зоны ветровой и солнечной активности приведены на рис. 1 и 2.

Рассмотрим перспективу использования гибридной ветросолнечной электростанции для энергоснабжения узла линейной запорной арматуры магистрального нефтепровода на примере участка магистрального нефтепровода «Заполярье – Пурпе», проложенного в Ямало-Ненецком автономном округе, от головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) 1 «Заполярье» (0 км) до промежуточной НПС-2 «Ямал» (153 км). Географические координаты объектов:

• ГНПС-1 «Заполярье» – широта 67°48’54.7”, долгота 80°02’07.2”;

• НПС-2 «Ямал» – широта 66°41’47.3”, долгота 79°13’36.7”.

Рассматриваемый участок трассы неф-тепровода проходит в условиях заболоченной тундровой равнины, покрытой низкорослой растительностью, и многолетней мерзлоты. Почти весь участок нефтепровода проложен надземным способом на специальных опорах за исключением подводного перехода через пойму р. Таз, протяженность которого от задвижки до задвижки составляет почти 30 км (самый протяженный в системе подводный переход).

При моделировании суточной, сезонной и годовой изменчивости погодных условий обычно используют базу данных статистических характеристик местности, в которой проходит трасса нефтепровода. С помощью этих данных моделируют среднегодовую и среднемесячную розу ветров, изменчивость скорости ветра, распределение данной скорости по градациям, уровень солнечного излучения и т. д. Некоторые из показателей приведены в табл. 1–5, данные для которых получены на основе результатов многолетних наблюдений метеостанции «Тазовское», ближайшей к трассе нефтепровода (расстояние от метеостанции до ГНПС-1 «Заполярье» и НПС-2 «Ямал» составляет около 67,5 км и 88,0 км соответственно), а также из электронной базы данных NASA. Основываясь на этих данных, можно провести предварительный анализ местности, в которой проложен трубопровод. Максимальная средняя скорость ветра в год наблюдается в январе-мае и достигает в летний период 6,2 м/с, с июня по сентябрь этот показатель равен примерно 4,7 м/с, а с октября по декабрь – около 5,4 м/с (табл. 1). Согласно данным табл. 2, вероятность скорости ветра более 4,0 м/с в течение года составляет 69,15 %. Данный параметр весьма важен, поскольку рабочий диапазон ветрогенератора мощностью 1 кВт лежит в диапазоне от 3,0 до 30,0–40,0 м/с. Судя по показателям солнечной инсоляции, наиболее эффективный период использования энергии солнца – с марта по сентябрь, так как продолжительность солнечного сияния в этот период максимальная в году и достигает пика в июне-июле.

В качестве основного источника элект-роэнергии на каждом узле предлагается использовать ветрогенераторы и солнечные фотоэлектрические установки. Также в системе предусмотрено наличие резервных источников энергообеспечения, используемых в отсутствие поступления электроэнергии от ВИЭ – блока аккумуляторных батарей и дизель-генератора. При наличии ветра и/или солнечного света электроэнергия от возобновляемых источников расходуется на питание оборудования узла запорной арматуры и заряд блока аккумуляторов. По достижении заданного напряжения на блоке аккумуляторов и при избытке электроэнергии (например, солнечным ветреным днем) для предупреждения выхода из строя блока аккумуляторов и оборудования контрольного пункта часть энергии утилизируется при помощи балластных шкафов. Аккумулятор при этом находится в полностью заряженном состоянии. С уменьшением скорости ветра/снижением уровня освещенности солнечных панелей автоматически осуществляется переход на питание от блока аккумуляторов. В случае разряда аккумуляторов до критического уровня и при отсутствии (недостатке) электроэнергии от внешних источников включается дизель-электростанция. Система интеллектуального поддержания энергетического баланса без участия человека выбирает наиболее приемлемый в конкретной ситуации внешний источник электроэнергии и контролирует заряд аккумуляторного блока [7–9].

Структурная схема энергообеспечения автономной системы узла линейной телемеханики представлена на рис. 5.

Неотъемлемой составляющей работы автономного комплекса линейного узла запорной арматуры является обеспечение надежного функционирования системы телемеханики и связи. Как правило, регионы децентрализованного энергоснабжения располагаются в местности, где прокладка кабельных линий невозможна либо сопряжена с большими временнми и денежными затратами, поэтому предпочтение отдается строительству радиорелейных линий связи прямой видимости. Прием/передача информации от линейных пунктов контроля и управления (ПКУ) до сервера единой системы управления НПС организуется по основному (Radio Ethernet) и резервному радиоканалам. К радиоканалу подключаются базовые радиостанции (БС) линейной телемеханики. На одной площадке с ПКУ размещают абонентские радиостанции (АС), к которым подключены контроллеры для сбора и передачи сиг-налов телесигнализации и приема сигналов телеуправления. В случае перекрытия прямого профиля от БС до АС канал связи организуется транзитом от ближайшего линейного объекта в зоне прямой видимости [10]. Дополнительное резервирование каналов системы диспетчерского контроля и управления предусматривается путем использования цифровой системы глобальной связи, развернутой на базе низкоорбитальной спутниковой группировки – GlobalStar. При сбоях в работе основного канала связи система передачи данных автоматически переключится на дублирующий канал спутниковой связи и будет функционировать в резервном режиме до восстановления нормальной работы поврежденного участка.

ВЫВОДЫ

Ветросолнечные электростанции имеют хорошую техническую перспективу использования преимущественно в тех районах, где достаточно высок потенциал энергии ветра и солнца для выработки электроэнергии. Предварительный анализ метеорологических данных местности, где проходит учас-ток магистрального нефтепровода «Заполярье – Пурпе» (от 0 до 153 км), показал, что данный регион обладает такими энергетическими потенциалами, однако необходимо более детальное изучение территории с моделированием суточной, сезонной и годовой климатической изменчивости с геолокационной привязкой к конкретным линейным задвижкам.

Автором статьи предложена удовлетворяющая требованиям нормативной документации субъекта естественной монополии ПАО «Транснефть» структура энергообеспечения вдольтрассовых электроприемников, а именно линейные задвижки, которые должны быть обес-печены питанием минимум от двух независимых источников [11]. Внедрение предложенной структуры энергообес-печения позволит, по расчетам автора, сократить затраты на капитальное строительство и ремонт инфраструктуры линейной части за счет отсутствия необходимости в прокладывании/обслуживании линий электропередачи, повысит экологическую безопасность производства. Кроме того, внедрение беспроводных каналов системы диспетчерского контроля и управления и использование ВИЭ обеспечит полную автономность линейного узла запорной арматуры.

Таблица 1. Средняя месячная и годовая скорость ветра [5]

Table 1. Average monthly and annual wind speeds [5]

Таблица 2. Вероятность скорости ветра по градациям на метеорологической станции «Тазовское» [5]

Table 2. Wind speed expectancy by scalar at the meteorological station “Tazovskoye” [5]

Таблица 3. Средний ежемесячный и годовой уровень инсоляции на метеорологической станции «Тазовское» [5]

Table 3. Average monthly and annual insolation level at the meteorological station “Tazovskoye” [5]

Таблица 4. Средняя месячная и годовая инсоляция [6]

Table 4. Average monthly and annual insolation [6]

Таблица 5. Средняя месячная и годовая скорости ветра на высоте 10 м в 2017 г. [7]

Table 5. Average monthly and annual wind speed at a height of 10 m in 2017 [7]